Precio en BoliviaBs. 10

Nro. 77Del 1 al 15 demayo de 2012

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

www.reporteenergia.com ISSN 2070-9218

petróleo & gas

serpetbol perú desarrolla tres obras nuevas relacionadas a camisea

Los trabajos ligados al proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) del Perú son para su princi-

pal cliente, Pluspetrol. Acaba de certificar su Sistema de Gestión.

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Transportadora de Hidrocarburos de Bolivia y Sudamérica

www.ypfbtransporte.com

Se prevé incrementar el potencial productivo a 15 MMmcd de gas hasta 2014. Se construirá nuevo módulo de procesamiento, más duc-

tos de evacuación y se perforará otros tres pozos de desarrollo.

Anuncian ‘movimiento de suelo’ en junio próximo, tras concluirse un porcentaje de la ingeniería en detalle. Se espera resolución del

INRA sobre titularidad del terreno donde se construirá el complejo.

La Capitanía Parapitiguasu observa falencias en la realización de la consulta y participación de este proyecto y desconoce el monto acordado por compensación de impactos. Por su parte, YPFB afirma que se cumplió con todos los procedimientos legales. El MHE guarda silencio.

al cierre

petróleo & gas

sísmica 3d en itaguazurenda se traba por protesta guaraní

margarita ya aporta 9 mmmcd de gas; está en marcha segunda fase

planta de separación de líquidos gran chaco con licencia ambiental

proyecto ‘estrella’ de ypfb casa matriz en riesgo

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Pese a contar con licencia ambiental emitida el 8 febrero de 2012 y con la previsión para iniciar obras el 15 de ese mes, las labores de Sinopec, compañía que se adjudicó la sísmica 3D

en Itaguazurenda, no comenzaron hasta la fecha por el desacuerdo existente entre indígenas y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Autoridades nacionales buscan reuniones de acercamiento.

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Precio del gas bolivianopara Argentina

Precio del gas bolivianopara Brasil

11,08 $us/MMBTU

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1.97 2.068 2.036 2.186 2.285 2.371

(Henry Hub / MMBTU)

PRECIO DEL GAS A MAYO DE 2012

inspección: patujusal, cusis y junín mermaron producción por tomas

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316 al 30 de Abril | 2012

decisión soberana

lo último editorial director : MIGUEL ZABALA BISHOPmzabala@reporteenergia.com

ExPERTO DISERTA SOBRE ‘SíSMICA EN PIE DE MONTE ANDINO’

EuCALIPTuS PRODujO 2.900 T DE áCIDO SuLFúRICO INDuSTRIAL

EN MARChA MICROCENTRAL hIDROELÉCTRICA KANAMARCA

La Constitución Política del Estado y el Derecho Internacional amparan la decisión asumida por el presidente Evo Morales, quien a nombre del pueblo boliviano procedió a nacionalizar las ac-ciones de propiedad de la empresa Red Eléctrica de España (REE) en la Transpor-tadora de Electricidad (TDE) en Bolivia. Los mismos principios amparan a Cristina Fernández de Kirchner para nacionalizar o “recuperar” las acciones que la empresa Repsol poseía en la otrora estatal YPF de Argentina, emblemática empresa que en su época de oro fue convertida en una poderosa y altamente eficiente petrolera nacional por el recordado boliviano José Estenssoro.

Sin embargo, en esta edición el cali-ficado experto internacional Darío Arias, en un profundo análisis jurídico de la situación generada por el gobierno ar-gentino, dice bien al marcar diferencias entre el “fondo” y la “forma”, cuando am-bos aspectos son altamente sensibles en materia de inversión extranjera de riesgo y particularmente en materia de hidrocar-buros, que por ser actividades de capital

intensivo, requieren de un ambiente esta-ble y seguridad en todos los aspectos.

Obviamente el discurso oficial es que hoy más que nunca existe seguridad para la inversión en todo sentido.

Lamentablemente las bolsas y los analistas de riesgo leen los periódicos y frenan en seco ante noticias como estas porque los antecedentes en nuestros paí-ses no han sido precisamente muy bien publicitados.

Las reacciones diplomáticas a la de-cisión argentina o boliviana han sido de los más diversas, pero como dice el análi-sis Coy 145 de Milenio que acabamos de recibir, “las decisiones soberanas no siem-pre son las más convenientes”.

Sin pretender sostener como nuestro el análisis anterior, que es de responsabi-lidad de Milenio, no podemos dejar de revisar los efectos que en la imagen del país producen las nacionalizaciones, -ex-propiaciones o cómo quieran calificarla cada uno de los actores involucarados-, particularmente cuando el presidente de YPFB Carlos Villegas se encuentra en una ardua y difícil campaña de promoción

de inversiones extranjeras en la Ronda Exploratoria 2012, en la que debe vender no solo la oportunidad de negocio en las áreas de interés exploratorio en el país, sino una marca país, que va precedida de noticias que, muy a pesar nuestro, tocan la sensibilidad de las empresas-objetivo a las que se apunta con esta campaña. El lenguaje nacionalizador, si bien responde a decisiones soberanas, constituciona-les y son un derecho de los pueblos, muchas veces contaminan el “fondo con la forma”, como expresa Darío Arias y coincidentemente varios analistas in-ternacionales de diversa línea en estos días. Cabe entonces preguntarse si es aún necesario desplegar la fuerza pú-blica o militar y un lenguaje agresivo en el proceso de “recuperación de propie-dad nacional” o es mejor, acorde con los tiempos y las necesidades de hacer negocios en beneficio de los pueblos, hacer uso de un tono distinto y lo que es mejor negociar de tal manera que el proceso negociador resulte en un be-neficio para el pueblo, antes que en un deterioro de la imagen. ▲

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Carlos Caballero participó exitosamente en Expomin 2012 en Chile. Acercan medición de huella de carbono a más empresas

Consideran que nacionalización de TDE genera incertidumbre Instalaciones domiciliarias de gas registran 18% de avance en todo el país

Moutinho: ‘Argentina cada vez más dependiente del gas boliviano’

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MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA

DE LANACIONAL

ASOCIACIÓN

PRENSA

Miguel Zabala Bishop Director

Autoregulado por el Tribunal de Ética de la ANP - tribunal@anpbolivia.com

Tras dos años y medio de la puesta en fun-cionamiento de la Planta de Ácido Sulfúrico de Eucaliptus se obtuvo una producción de 2.900 toneladas (t) del mismo para fines industriales, con 98.5% de concentración, indicó la Corpora-ción Minera de Bolivia (Comibol).

La capacidad actual de producción de la Planta es de 70 t/día de ácido sulfúrico, siendo que su capacidad es de 120 t/día. Se emplea el azufre nacional que llega de la provincia Sud Lípez - Potosí. Por ahora, se trabaja para que el proyecto Capuratas, pueda proveer a largo pla-zo esta materia prima a la planta.

En el marco del programa del II Congreso “YPFB Gas & Petróleo 2012” que se realizará el 17 y 18 de mayo en Santa Cruz, se confirmó la participación del Experto Senior en Geofísica de la compañía francesa Total SA, Francis Clement, con la exposición “Sísmica en el Pie de Monte Andino”.

El especialista expondrá en el II Congreso “la calidad de las imágenes sísmicas en zonas de pie de monte y de faja plegada con topografía abrupta que es por lo general muy pobre cuan-do se utilizan estudios sísmicos convencionales 3D ortogonales de baja cobertura”.

Está en funcionamiento la microcentral hidroeléctrica Kanamarca y Valle Hermoso, que es parte del Programa de Electricidad para Vivir con Dignidad, dependiente del Mi-nisterio de Hidrocarburos y Energía.

Este proyecto se encuentra ubicado en la 1ra Sección de la Provincia Inquisivi, del mu-nicipio de Inquisivi, en el departamento de La Paz.

El proyecto tuvo una inversión total de Bs 1.068.711, con un financiamiento del 80% por parte del Programa KfW y un 20% por el Mu-nicipio de Inquisivi.

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Pese a que la ocurrencia de accidentes eléctricos es uno de los perjuicios de mayor impacto en la industria, la ma-

yoría de las empresas todavía no cuentan con medidas de seguridad que permitan prevenir los mismos, según Pablo Castedo, gerente general de Capser, consultora que brinda capacitaciones en salud, seguridad y medio ambiente (SSMA).

En este tema, el ejecutivo señaló que la falta de capacitación a los trabajadores y el incumplimiento de la norma APNB 777 que regula el diseño y construcción de instala-ciones eléctricas, son las principales causas de esta problemática.

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 instalacio-nes.

“Cuando se produce un incendio la única respuesta que se escucha es que fue un corto circuito y punto final, pero ahora la pregunta debe ser qué produjo este inci-dente y cuáles serán las medidas para que no vuelva a suceder”, reflexionó Castedo.

En su criterio, la mayoría de las empre-sas en el país todavía no han tomado con

seriedad la importancia de prevenir acci-dentes eléctricos y se conforman con com-prar extintores y algunas herramientas, pero no invierten en la capacitación del personal y en la generación de una cultura de segu-ridad industrial.

“El tema eléctrico es a lo que menos importancia se le da porque estamos acos-tumbrados a pensar que, mientras no nos ocurra un accidente, estamos libres de ries-go, entonces no invertimos, no capacitamos y no inculcamos una cultura de seguridad en el personal”, aseveró.

Afirmó que a la falta de conciencia en muchas empresas se le suma el hecho de que las autoridades llamadas a supervisar el cumplimiento de estas normas de segu-ridad no lo hacen, por lo que lo último que las compañías pensarán es invertir en se-guridad.

Por eso la capacitación que brinda Cap-ser se divide en tres partes. En la primera se aborda el manejo de alta, media y baja tensión en infraestructuras domiciliarias, comerciales y otras, para determinar cuál es la manera correcta de hacer la instalación y el tipo de cable que se debe utilizar de acuerdo al voltaje.

En la segunda parte se habla de la se-guridad industrial ante riesgos eléctricos, tomando en cuenta la importancia de elaborar procedimientos, hacer inspeccio-

nes previas al iniciar el trabajo, el bloqueo y etiquetado en los tableros de control, la utilización de equipos de protección, en-tre otros aspectos. Por último, en la tercera parte se instruye primeros auxilios frente a accidentes eléctricos.

En cuanto a las empresas que acatan las normas de seguridad, Castedo identificó

dos tipos: las que lo hacen por convicción y las que cumplen por obligación debido a que ganaron una licitación de una obra y el contrato lo exige.

Por ello, recalcó que el peligro más grande que afrontan muchas empresas en el país es la falta de cultura y compromiso en seguridad laboral. ▲

El TEMA EléCTRiCo MERECE PoCA iMPoRTAnCiA PoRqUE ESTAMoS ACoSTUMBRADoS A PEnSAR qUE MiEnTRAS no noS oCURRA Un ACCiDEnTE, ESTAMoS liBRES DE RiESGo“ “Pablo Castedo, gerente general de Capser

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De acuerdo a Pablo Castedo, gerente general de Capser, un 80% de los incendios de la industria en general son provocados por incidentes eléctricos. La falta de cumplimiento de la norma y la poca capacitación al personal son los principales problemas.

FAlTA ConCiEnCiA PARA APliCAR MEDiDAS DE PREVEnCión

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El peligro más grande en las empresas del país es la falta de cultura y compromiso con la seguridad.

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PRESEnTES En lA ExPoMin 2012 En ChilE

La empresa Carlos Caballero SRL que opera en el país desde 1999, presenta a la industria en general soluciones in-

tegrales en acero para el diseño, fabricación y montaje de estructuras metálicas y equi-pos industriales con calidad, ya que cuenta con la experiencia y certificaciones necesa-rias que avalan su trabajo.

De acuerdo a su gerente general, Diego Caballero, la empresa está preparada para desarrollar proyectos de gran envergadura en los sectores petrolero, minero, ferrovia-rio, agrícola, sucro alcoholero, aceitero, ce-mentero y telecomunicaciones.

Carlos Caballero y sus productos cuen-tan con las certificaciones necesarias para la fabricación de recipientes a presión con norma ASME, tanques API y la ISO 9001.

Sin embargo, el ejecutivo de la empresa

metalúrgica indicó que están en la búsque-da de más certificaciones para garantizar la calidad de sus productos y ser reconocidos fuera del país como “exportadores de exce-lencia”.

“Queremos romper el paradigma de que lo hecho en Bolivia no es de buena calidad. Nuestro estándar está a la altura de las mejores industrias del mundo y nos permiten ser reconocidos fuera de nuestras fronteras como exportadores de lo que pro-ducimos”, manifestó.

Entre los proyectos más importantes que ha realizado Carlos Caballero figuran: el domo más grande de América que tiene 140 metros de diámetro y 57 metros de alto para la minera San Cristóbal, la fabricación y montaje de estructura del horno Ausmelt para la metalúrgica Vinto, el servicio de in-geniería, procura y construcción de Revamp hornos para YPFB Refinación y otros.

Caballero anunció que se avecinan in-numerables proyectos en el sector de gas

y minería para los que quieren estar prepa-rados tanto en capacidad técnica como in-fraestructura. Para ello prevén construir una nueva planta modelo que permita incre-mentar la producción, pero manteniendo la misma calidad.

También tienen como objetivo afianzar el liderazgo obtenido en la industria nacio-nal y expandir su mercado en toda Sudamé-rica.

Actualmente, Carlos Caballero cuenta con oficina y talleres también en Perú. ▲

Carlos Caballero participó del Congreso Internacional Expomin 2012, un encuentro mundial de la minería realizado en Santiago de Chile, donde empresarios, altos ejecutivos, representantes internacionales, profesionales y técnicos de más de 35 países conocieron el trabajo y la calidad con la que se desempeña la empresa boliviana.

Tiene como objetivo lograr presencia en el mercado sudamericano, desarrollando trabajos especializados en el país. Realiza-ron proyectos importantes para compañías como San Cristóbal, Megalúrgica Vinto e YPFB Refinación, entre otras.

ESPECiAliSTAS En DiSEño, FABRiCACión y MonTAJE DE ESTRUCTURAS METáliCAS

carlos caballero afianza liderazgo en soluciones integrales en acero

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Diego Caballero, gerente general de Carlos Caballero SRL

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La directora de Ambiente de la CAF, Banco de Desarrollo de América Lati-na, Ligia Castro, en su primera visita a

Bolivia concedió una entrevista a Reporte Energía, oportunidad en la que destacó la conclusión de la primera fase del proyec-to “Mi Agua” que ejecuta la cartera guber-namental de ese sector. Para este tema su organización desembolsó $us 75 millones en el 2011, lo que a su criterio implica que Bolivia tiene interés en cumplir las Metas del Milenio en esta área.

El programa Más Inversión para el Agua (Mi Agua) fue implementado desde el año pasado para alcanzar las Metas del Milenio, que adoptaron los países miembros de Na-ciones Unidas, además de otros temas como la erradicación de la pobreza extrema y el hambre.

¿Describa por favor los planes, progra-mas o proyectos que están a su cargo?

Una de las fortalezas que fue constru-yendo la Dirección de Medio Ambiente de la CAF es la evaluación y los seguimientos de todas las operaciones, que cada vez mejo-ran con salvaguardas ambientales y sociales. La oficina con la mejor gestión ambiental es la de Bolivia, es un ejemplo en eficiencia y uso de todos los recursos.

Desde el 2011 se empieza a trabajar el tema ambiental de manera transversal con todas las vicepresidencias de CAF, con el objetivo de ayudar a los países para que las operaciones sean más integrales (social, ambiental y económicamente), que no so-lamente sea la construcción de una infraes-tructura, sino que alrededor de esta se pue-dan ayudar a los países en el desarrollo local pero sostenible.

¿Por qué señala a Bolivia como un ejemplo en gestión ambiental?

Porque ha concluido la primera etapa

del proyecto “Mi Agua” para el abasteci-miento de agua potable y ahora empieza la segunda. Entonces, significa que tiene inte-rés en cumplir las Metas del Milenio trazadas por la Organización de las Naciones Unidas (ONU) hasta el 2015. Para ello, se aprobó el 2011 un crédito de $us 75 millones para Boli-via con el objetivo de promover inversiones en proyectos de agua y riego en 327 muni-cipios de 337 existentes en el país. En total la CAF aprobó $us 117 millones para el área de desarrollo social y ambiental del país.

¿Qué proyectos de desarrollo sosteni-ble está financiando CAF?

En Colombia tenemos un plan de mane-jo de recursos hídricos con un financiamien-to de $us 75 millones. Asimismo, en Perú se apoya al manejo forestal sostenible con un fondo de $us 29 millones. La restauración de 19 cuencas hidrográficas en Panamá con un

crédito de $us 18 millones. Estos son los pri-meros créditos ambientales como tales que da la CAF, puesto que antes había la tradi-ción de los créditos para desarrollo social.

Por otro lado, hay créditos importantes que se han ido otorgando para prevención de desastres por inundaciones, en este sen-tido se entregó a Bolivia $us 42 millones para financiar este tipo de programa.

En Brasil dentro del apoyo al desarrollo sostenible de este país se desembolsó $us 1.7 millones, específicamente para la elabo-ración de un catastro georeferenciado de la red municipal de drenaje urbano en Río de Janeiro. Este programa es denominado gestión de riesgo. Lo interesante es que se inició primero para atender el desastre pero los países han entendido que es mejor inver-tir en prevención, por lo que ahora en vez de solicitar fondos para atender un desastre,

piden para prevención.

¿Cuáles son los programas financiados en gestión ambiental?

Tenemos el programa de Biocomercio. Los países de América Latina tenemos una ventaja comparativa en nuestra biodiversi-dad, por lo que ahora queremos apoyarlos para que puedan convertir esa ventaja com-parativa en una ventaja competitiva, pero respetando y conservando nuestra biodi-versidad.

Para desarrollar este proyecto trabaja-mos con comunidades en áreas boscosas o alrededor de estas, capacitándolas para que puedan asociarse. Además se realiza un aprovechamiento sostenible de las especies no maderables del bosque, a fin de que pue-dan aprehender administración, finanzas y contabilidad para que empiecen a manejar ellos mismos sus propios emprendimientos.

¿Cuáles son los proyectos de bioco-mercio que se ejecutan actualmente?

Hay un proyecto que estamos haciendo como agencia ejecutora e implementadora a través del Programa de Naciones Unidas para el Medio Ambiente (Pnuma), que está teniendo muy buenos resultados en Colom-bia, Perú y Ecuador.

El proyecto en cuestión representa una inversión de más de $us 14 millones y tiene por objetivo apoyar, impulsar y fortalecer, en los próximos cuatro años a comunidades locales usuarias de bosques y otros recursos naturales en estos tres países.

En junio se realizará la Cumbre Río+20 ¿Cuál es su criterio sobre la agenda temá-tica planteada?

Cada país tiene diferentes puntos de vis-ta. Creo que en lo que sí están de acuerdo, es que el nuevo modelo de desarrollo debe ser sostenible e integrar lo ambiental, social y económico. La agenda de la Cumbre en Río comprende enunciados, puesto que no tiene metas, ni indicadores. Entonces, quizás poda-mos fijarles metas a esos enunciados. ▲

CADA PAíS TiEnE ViSionES DiFEREnTES, PERo hAy CoinCiDEnCiA En qUE El nUEVo MoDElo DEDESARRollo A PRESEnTAR DEBE SER SoSTEniBlE E inTEGRAR lo AMBiEnTAl, SoCiAl y EConóMiCo“ “Ligia Castro, directora de Medio Ambiente de la CAF

MEDIO AMBIENTE

La ejecutiva se refirió a los avances del Proyecto “Mi Agua” en el país. A nivel latinoamérica destacó los proyectos de biocomercio en Perú, Ecuador y Colombia. Participará en la Cumbre Río +20, donde “se debe debatir un modelo de desarrollo sostenible”.

liGiA CASTRo, DiRECToRA DE MEDio AMBiEnTE DE lA CAF

‘bolivia se encamina a cumplir los objetivos del milenio en agua potable’

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lo qUE SE REAlizA En UnA EMPRESA PUEDES llEVARlo Al áMBiTo DE UnA CiUDAD, REGión o SECToR PRoDUCTiVo. PoR EJEMPlo, MEDiR lA hUEllA DE CARBono DE lA PRoDUCCión DE lA SoyA“ “Juan Carlos Enriquez, presidente de SASA

MEDIO AMBIENTE

Después que nueve empresas y orga-nizaciones, entre ellas Reporte Ener-gía ( a través de BZ Group) midieran

su Huella de Carbono en el marco del pro-yecto de Promoción y Difusión de la Norma Boliviana NB-ISO 14064, se busca expandir y masificar esta experiencia en otras com-pañías y sectores del país, con el fin de con-tribuir a la mitigación del cambio climático y estar preparados a las nuevas exigencias comerciales que se aplicarán en un futuro cercano en el ámbito internacional.

La inciativa cuenta con el financiamien-to de la CAF -Banco de Desarrollo de Améri-ca Latina, la ejecución del Instituto Boliviano de Normalización y Calidad (Ibnorca) y la consultora Servicios Ambientales SA (SASA).

Juan Carlos Enriquez, presidente de SASA, señaló que para este objetivo planean realizar acercamientos con organizaciones empresariales como la Cámara de Industria, Comercio, Servicios y Turismo de Santa Cruz (Cainco) para aplicar este esquema en la industria, que está basado en la medición, verificación, reducción y neutralización de los gases de efecto invernadero (GEI).

Indicó que pretenden diseñar una estra-tegia que permita a las empresas hacer sus propios cálculos de medición para que al final el verificador externo, que en este caso es Ibnorca, valide los resultados.

Aparte de trabajar con empresas, in-formó que conjuntamente con CAF imple-mentarán la medición de huellas en las ciu-dades. El proyecto incluirá a Lima, Quito y La Paz con lo que esperan ampliar los alcances de lo que se realiza actualmente.

“Lo que se realiza en una empresa lo puedes llevar al ámbito de una ciudad, re-gión o sector productivo. Por ejemplo, la huella de carbono de la producción de la

El proyecto que ejecuta SASA e Ibnorca, con el financiamiento de CAF, pretende abarcar más empresas de diferentes sectores. Advierten con restricciones comerciales en base a emisiones.

REAlizAn ACERCAMiEnToS Con oRGAnizACionES EMPRESARiAlES

buscan expandir medición de la huella de carbono

bisa es pionero en el cálculo de gei en rubro bancario

teXto: Edén GArcíA S.

La medición de la Huella de Carbono es un esfuerzo conjunto entre SASA e Ibnorca, con el financiamineto de la CAF.

soya, del maíz, de la exportación de carne, es decir esto da para muchísimas cosas”, manifestó.

En su criterio, Bolivia debería formar una posición en relación a esta temática, ya que los diferentes países del mundo están avanzando en crear mecanismos y patro-nes de comportamientos a favor del medio ambiente, más aún cuando se conoce que a partir del 2014 la Unión Europea (EU) exi-

girá el etiquetado de la huella de carbono en todos los productos que ingresen a este mercado.

Añadió que Estados Unidos también analiza fijar aranceles para productos que entran al mercado norteamericano basados en la intensidad de la huella de carbono, es decir, que el que tiene mayor nivel de emi-sión en sus bienes, pagará un tributo más alto que el que emite pocos GEI.

Banco Bisa SA se convirtió en la prime-ra entidad financiera en Bolivia en medir su Huella de Carbono y, asumir con ello el com-promiso de reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) para el cuidado del medio ambiente.

La medición de la Huella de Carbono de Banco BISA se realizó durante un año toman-do en cuenta la información de la gestión 2010. La entidad financiera midió su consu-mo de gas natural, energía, combustible en vehículos, equipos de aire acondicionado y refrigeración, papel, además de los viajes realizados tanto terrestres como aéreos, con el objetivo, a corto y largo plazo, de desarro-llar estrategias internas y externas que con-tribuyan a mitigar el impacto en el medio ambiente.

“Sólo las empresas con visión de futuro reconocen la necesidad de proteger el medio ambiente, por lo que nos enorgullece ser par-te de ellas y ser los pioneros en este campo. Nos preocupamos por los efectos de nues-tras actividades, pero estamos prestos a miti-garlos”, sostuvo Jorge Velasco, vicepresidente Nacional de Negocios de Banco Bisa. ▲

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PETRÓLEO & GAS

Juan Carlos Guzmán, investigador del Cedla

“ES Un inCEnTiVo CiEGo A PRoDUCCión DE PETRólEo y PiERDE El SEnTiDo DE EFiCiEnCiA DEl DS 28984”

hugo del Granado - Analista energético

“BUEnA SEñAl PARA loS PRoDUCToRES DE PETRólEo”

Mauricio Medinaceli - Analista energético

“UnA DE PoCAS MEDiDAS DE SolUCión A CoRTo PlAzo”

El Decreto Supremo (DS) 1202 es una medida cuyas implicaciones técnicas, económicas y políticas merecen un análisis más allá de su posible resultado en la producción primaria de petróleo. Previo, sería bueno poner en contexto la medida.

En primera instancia debemos recordar que la experiencia boliviana ha demostrado, nítidamente, que cuando de hidrocarburos se trata la formalidad sí importa y, en este caso, una de las dimensiones del análisis debe pasar, necesariamente, por la temática institucional.

El DS 1202 reglamenta una Ley, la Ley 233, afec-tando el sentido que la Ley de Hidrocarburos vi-gente (Ley 3058) dio a la temática de los incentivos. Recordemos que bajo esta Ley, el incentivo estaba dirigido a los campos marginales y pequeños y bus-caba aprovechar los campos hasta su efectivo ago-tamiento, objetivo que bajo el DS 1202 es cambiado, como veremos más adelante.

Por otra parte, la Ley 3058 establece que toda modificación a los contratos petroleros debe ser au-torizada por el Congreso y, además, cláusulas espe-cíficas de los contratos de operación (Art. 13.6) men-cionan que “la Retribución al Titular constituirá el único pago a ser efectuado por YPFB”. El tema no es el principal, pero no es menor, pues varios derechos relacionados con los contratos petroleros han sido inscritos en la misma Constitución Política del Esta-do y, resulta que el DS 1202 reglamenta un régimen de incentivos, por fuera del régimen contractual petrolero, utilizando un artificio fiscal (las NOCRES) de manera que, formalmente, no es YPFB la entidad que hace la cancelación sino el Ministerio de Econo-mía, con la venia del Ministerio de Hidrocarburos.

Otra característica relevante del DS 1202 es que extiende el incentivo a toda la producción de petró-leo, tanto de campos petrolíferos como de campos gasíferos donde “existan descubrimientos de reser-vorios petrolíferos”. Recordemos que el DS 28984 de diciembre de 2006 - que reglamentaba el régimen de incentivos bajo la Ley 3058- establecía que el in-centivo estaba destinado únicamente a campos pe-trolíferos marginales y pequeños, con reservas casi agotadas y producción menor a 900 bbl/día.

El DS 1202 establece un incentivo ciego a la pro-ducción de petróleo y pierde el sentido de eficiencia y eficacia que había buscado el DS 28984 abrogado. Bajo aquel régimen, los campos de mayor produc-ción percibían un incentivo menor - y viceversa- ; y se otorgaba mayor incentivo a la producción petro-lera con mayor contenido de diésel.

Lo más preocupante, sin embargo, es que la en-trega de un incentivo ciego no garantiza, para nada, inversiones tendientes a incrementar la reserva de petróleo. Si bien se establece (Art. 6) la obligación de actualizar los planes de desarrollo, éstos, finalmente, podrían limitarse a incrementar la producción de petróleo (caudal) con el cual se calculará la cantidad del incentivo, pues no existe ninguna cláusula con-tingente que condicione inversiones, calidad, etc. para la recepción del incentivo.

Hecha esta aproximación a la lectura del DS 1202

cabe preguntarse, más allá de su resultado, ¿qué im-plicaciones tiene la medida?

Por una parte, eliminar la discriminación por tipo de campo, caudal y calidad del petróleo produci-do, condiciones establecidas en el DS 28984, y no establecer condiciones mínimas de inversión para la entrega de incentivos, da cuenta de un agudo des-equilibrio entre la producción nacional de petróleo, el incremento de la demanda y las importaciones de diésel y gasolina, que se agudizan por la tendencia ascendente del precio del petróleo.

El orden de magnitud del incentivo, a los valores de producción de petróleo de 2011, alcanza a $us 50 millones, de los cuales, el 52%, podría ir a la empresa titular de los campos Paloma, es decir, Repsol YPF. El restante 48% será compartido entre YPFB Chaco SA, YPFB Andina SA y otras empresas. La información oficial disponible, no permite averiguar la participa-ción de otras empresas.

Dado que no existe ninguna cláusula contin-gente que condicione la entrega del incentivo a la producción adicional o incremento de reserva, el valor estimado será efectivo aún si la producción se mantuviese estancada, es decir, un regalo.

Por otra parte, es claro que, desde la óptica del Estado, el valor final del barril de petróleo puesto en refinería experimenta un incremento de 30 $us/bbl; pues, aunque formalmente el precio del petróleo en el mercado interno se mantiene en 27.11 $us/bbl y seguirá pagando las regalías e IDH correspondientes a este valor, en los hechos el Estado acabará pagan-do un total del orden de 40 $us/bbl: alrededor de 10 $us/bbl en efectivo, por las retribuciones al titular, y 30 $us/bbl en notas de crédito fiscal, financiadas por impuestos que el Estado renuncia a percibir en efectivo. Ahora bien, que el Estado emita valores que debieron ingresar al TGN en efectivo no signifi-ca otra cosa que una cesión de parte del excedente, más allá de lo establecido por la Ley de hidrocarbu-ros 3058.

Sacrificar participación en el excedente en-tregando un incentivo ciego al inicio de la cadena productiva, utilizando una figura jurídico-financiera legal -pero observable- con la única finalidad de obtener mayores volúmenes de petróleo sin dis-criminación de calidad, dimensión del campo y sin cláusulas de adicionalidad que garanticen la conse-cución del objetivo buscado, da cuenta de una si-tuación complicada en la gestión de un sector que, supuestamente, está nacionalizado.

En términos generales es posible sostener que el DS 1202, pese a su tardanza, es una buena señal para los productores de petróleo que mejorarán su flujo de caja. Ahora, por cada 100 Bl/d de producción tendrán un ingre-so adicional de un millón de dólares por año incrementen o no su producción.

Se podría esperar que los 30 $us/Bl adicionales, influya en un incremento momentáneo de la producción de petró-leo pero difícilmente será sostenible debido a la declinación natural de los campos desde hace más de una década y a la ausencia de nuevos descubrimientos en el mismo período.

Este incentivo, que correspondería mejor ser llamado nivelación de precios, como le gustó llamar el Gobierno cuando dictó el gasolinazo el año 2010, no alcanzaría sin embargo, para promover la exploración debido a que no forma parte de un marco de legislación de políticas y por-que los elevados costos exploratorios vuelven marginal el aumento del flujo de caja logrado.

El objetivo de subir la producción de petróleo a 6000 Bl/d para el año 2014 es minúsculo en comparación a los volúmenes de carburantes importados o al quehacer pe-trolero latinoamericano y sería lamentable que se piense lo contrario.

Si los objetivos del Gobierno fueran efectivamente los de promover la exploración y aumentar la producción de petróleo, tiene que pensar en medidas estructurales como una Ley de Hidrocarburos, Ley de Inversiones, fortalecimien-to de la institucionalidad, menor injerencia política y otras que den seguridad jurídica al inversor. Los incentivos por la vía de decretos son tan frágiles como que pueden fácilmen-te desaparecer mediante similares medidas.

En general, la entrega de Notas de Crédito a los ope-radores privados no es la so-lución óptima para resolver problemas financieros, dado que: 1) Son aprobadas por decreto supremo y no por ley (por ello, son altamente dis-crecionales) y 2) su monetización tiene un costo financiero no despreciable.

Sin embargo, en una coyuntura de alta restricción le-gal (generada por la actual CPE y la Ley de Hidrocarburos No. 3058) aparece como una de las pocas medidas de solu-ción de corto plazo, por ello, esperaría un impacto positivo (quizás pequeño) sobre el nivel de producción durante los próximos años. Ello no quita que el sector enfrente proble-mas estructurales serios: 1) falta de mercados externos; 2) falta de inversión a gran escala; 3) políticas de precios con-fusas; 4) sistemas impositivos poco progresivos; 5) diseños contractuales no compatibles con la CPE, entre otros.

AnAliSTAS oPinAn SoBRE inCEnTiVo A lA PRoDUCCión PETRolERA DECRETADA PoR El GoBiERno

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lA PRoDUCCión DE CRUDo DE loS CUSiS ES DE 188 BARRilES PoR DíA (BPD), Un 20% MEnoS DE lo qUE SE PRoDUCíA AnTES DE lA ToMA, MiEnTRAS qUE PATUJUSAl DESCEnDió En 7% “ “Delegación de Hidrocarburos, Energías y Minas del Gobierno Departamental Autónomo de Santa Cruz

PETRÓLEO & GAS

Un informe proporcionado por técni-cos de YPFB Chaco SA a la Delega-ción de Hidrocarburos, Energías y

Minas del Gobierno Departamental Autó-nomo de Santa Cruz, durante una visita de inspección realizada a mediados de abril, da cuenta que la producción de crudo en los campos Los Cusis y Patujusal bajó en 20% y 7%, respectivamente, a raíz de los dos días de tomas que realizaron los productores de arroz de la provincia Sara en el mes de marzo de este año.

A esto se suma que el pozo Junín-2 (JNN-2) dejó de producir gas ya que el mis-mo quedó ahogado por la acumulación de agua en el reservorio, que también se dio a causa de la inactividad en los días de la toma. La producción alcanzaba un volumen diario de 1,2 millones de pies cúbicos (MMpcd).

A inicios de marzo de este año los pro-ductores arroceros del Norte Integrado, que no están afiliados a la Federación de Coo-

perativas Arroceras (Fenca) ni a la Empresa de Apoyo a la Producción (Emapa), tomaron diferentes campos, plantas e instalaciones petroleras en general de YPFB Chaco y YPFB Andina, exigiendo que se fije un precio de $us 70 la fanega de arroz y que el Gobierno le compre toda su producción.

Una vez los arroceros desalojaron las instalaciones hidrocarburíferas después de negociaciones con un grupo de fiscales, los pozos no volvieron a producir inmediata-mente, sino que, dependiendo del campo, se tardó algunos días para reiniciar opera-ciones, aunque no en los volúmenes ante-riores.

Según la explicación brindada, este decrecimiento ocurrió porque al detener la producción diaria de forma súbita, las varia-bles de presión y temperatura cambiaron en los pozos, ocasionándose un descenso en el flujo de volúmenes producidos.

En su momento, el ministro de Hidro-carburos y Energía, Juan José Sosa, había advertido sobre esta situación, y señalaba que al tratarse de campos que están en de-clinación sería difícil restaurar la producción

en los volúmenes que se daban antes de la toma.

“El hecho de cerrar uno de estos campos y nuevamente volverlos abrir, implica que con seguridad no tendrán la producción que se tenía hasta esa fecha”, lamentaba Sosa.

En este sentido, se conoce que la pro-ducción actual de crudo del campo Los Cusis es de 188 barriles por día (BPD), un 20% me-nos de lo que se producía antes de la toma, mientras que el campo Patujusal descendió en 7%, hasta llegar a los 440 BPD.

Además, se debe tomar en cuenta que después de los dos días de paralización por la toma, el campo Los Cusis tardó tres días en producir crudo nuevamente, Humberto Suárez Roca cinco y Patujusal una semana.

Por su parte, el campo gasífero de Santa Rosa, que con sus 6 pozos produce un vo-lumen de 30 MMpcd, restituyó operaciones en tres días, después de la toma.

En cuanto al pozo JNN-2, que está aho-gado, se analiza la posibilidad de intervenir-lo para que vuelva nuevamente a operar, sin embargo, los costos de producción que im-plica este trabajo ponen en duda la factibili-

Los Cusis y Patujusal bajaron en un 20% y 7%, respectiva-mente su producción. El Pozo Junín-2 quedó ahogado.

PRESión En loS PozoS DiSMinUyó

producción de crudo en campos de ypfb chaco mermó por tomas

teXto: Edén GArcíA S.

Técnicos del Gobierno Departamental de Santa Cruz y de YPFB Chaco SA inspeccionaron la operación del pozo JNN-3.

La producción actual de petróleo del campo Los Cusis es de 188 BPD. El campo Patujusal tardó una semana en producir nuevamente crudo después de las tomas.

CAMPoS DESPUéS DE lA ToMA

HuMBERTO SuÁREz ROCA. 5 días para reponer operación. Produce 190 BPD de crudo. No se registró descenso significa-tivo de producción.LOS CuSIS. Bajó su producción hasta 20%, con un volumen actual de 188 BPD.PATuJuSAL. Este campo redujo su pro-ducción en 7% aproximadamente, des-cendiendo hasta los 440 BPD. JuNíN. Cuenta con el pozo JNN-3 que produce 5,3 MMpcd de gas, y JNN-2 que está ahogado y se analiza una interven-ción.SANTA ROSA. Tardó 3 días en restituir producción de 30 MMpcd de gas en 6 pozos. PALOMETA Nw. No se registraron perjui-cios mayores. Actualemente, se perfora un pozo dirigido de gas, el PNW-5D.

dad de esta tarea, puesto que los volúmenes producidos de 1,2 MMpcd de gas no son sig-nificativos para justificar esta inversión. ▲

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lo úniCo qUE TEnDRíAMoS qUE VER En El lUGAR ES lA inVERSión SoCiAl, yA qUE hEMoS CUMPliDo Con ToDoS loS PASoS qUE ExiGE lA lEy PARA lA ConSUlTA PúBliCA“ “Gerson Rojas, gerente nacional de Plantas de Separación de Líquidos

PETRÓLEO & GAS

La capitanía guaraní de Yacuiba pide la realización de la consulta “conforme establece la Constitución Política del Estado”. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos manifiesta que se cumplió con todos los pasos legales.

SE PREVé iniCiAR MoViMiEnTo DE SUElo A iniCioS DE JUnio PRóxiMo

planta de separación de líquidos gran chaco obtuvo licencia ambiental

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La Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco obtuvo a inicios de abril la licencia ambiental del proyecto y espe-

ra comenzar en junio próximo el movimien-to de suelos, confirmó a Reporte Energía, el gerente nacional de Plantas de Separación de Licuables de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Gerson Rojas.

A la fecha se dedican a la validación de la ingeniería básica del proyecto y a la elabo-ración de los planos de ingeniería en detalle, para la construcción de la Planta. “Tenemos previsto terminar la ingeniería de detalle, es decir con un porcentaje que nos permita en-trar a obra a fines de mayo, para que en los

primeros días de junio se inicie el movimien-tos de suelo”, apuntó.

Respecto a la posición de YPFB expresa-da en la reunión celebrada con la Capitanía Guaraní de la zona Yacuiba, Rojas explicó que al tener la titularidad del terreno donde se instalará la Planta, el Ministerio de Medio Ambiente y Agua otorgó la categoría 2, por lo que no tendrían que realizar “ninguna con-sulta y participación y mucho menos pensar en una compensación” por posibles daños ambientales.

“Lo único que tendríamos que ver ahí es la inversión social, ya que hemos cumplido con todos pasos. La consulta pública la he-mos hecho como exige la ley, puesto que hemos cubierto todos los pasos que corres-ponde”, expresó.

El terreno donde se construirá la Planta

de Separación de Líquidos Gran Chaco es de 384 hectáreas, de las que 130 se usarán para la edificación propiamente dicha, más márgenes de seguridad, y lo demás se usaría para la Planta de Etileno y Polietileno que se ubicaría en este lugar.

Por su parte Jorge Mendoza, capitán gua-raní de la zona Yacuiba, manifestó que la con-sulta y participación relacionada a la Planta de Extracción de Licuables deberá realizarse, de acuerdo a la Constitución Política del Esta-do (CPE), aunque no dejó en claro si validan o no el proceso para la obtención de la licencia ambiental efectuado por Yacimientos.

“No nos oponemos al proyecto en nin-gún momento, que quede bien claro, lo único que le hemos dicho a la gente de YPFB es que presenten la documentación que muestre la titularidad de las tierras donde pretenden

que funcione la Planta. Además que tiene que realizar la consulta conforme establece la Constitución Política del Estado, nada más”, sostuvo el dirigente guaraní.

Está acordado para el 10 de mayo una nueva reunión entre la Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos con diri-gentes de la Capitanía guaraní zona Yacuiba, tras un compás de espera, lapso de tiempo en el que se espera que el Instituto Nacional de Reforma Agraria emita dictamen sobre la titularización de las tierras donde funcionará la Planta.

El complejo tendrá un costo de $us 498,65 millones, procesará un caudal máxi-mo de 32 MMmcd de gas natural y producirá 2.037 TMD de GLP y 2.087 BPD de gasolina natural. Además procesará 1.054 BPD de iso-pentano y 2.030 TMD de etano. ▲

teXto: FrAncO GArcíA S.

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El plan de instalación de 80.000 nue-vas conexiones de gas domiciliario tiene una ejecución de 18% al primer

trimestre de este año, informó el gerente de Redes y Ductos de gas de YPFB Corpo-ración, Oscar López. Además se contempla la construcción de 900.000 metros de re-des secundarias y 380.000 metros de pri-marias.

“Al igual que el año pasado YPFB Redes tiene en 2012 un plan de expansión intere-sante y sobre todo en mayor cantidad en Santa Cruz y Cochabamba, departamentos que están acumulando el 40% de todo el presupuesto que se maneja a nivel nacio-nal, el cual asciende a $us 100 millones”, apuntó.

Respecto al avance de la ejecución de trabajos efectuada en los primeros tres meses del año, López señaló que si bien se encuentran en los márgenes previstos de utilización de recursos, se reprogramarán aquellas labores que por efectos climatoló-gicos o estructurales quedaron rezagadas.

Según el Plan de Inversiones 2012-2016 de YPFB Corporación se planificó ejecutar Total $us 627,1 millones en total en distri-bución de gas natural por redes.

En el caso del departamento de Santa Cruz manifestó que las líneas primarias de gas se extenderán hasta Yapacaní, Oki-nawa, Pailas, Puerto Pailas y Pailón, para atender especialmente la demanda indus-trial de la zona, además de instalar redes secundarias en Portachuelo, puesto que Cotoca ya cuenta con las mismas.

Del mismo modo, se informó que se

implementará la conexión de redes de gas primarias en la zona del Urubó en Santa Cruz hasta llegar al municipio de Porongo.

“Son proyectos de expansión que este año nos permitirán estar mucho mejor que el 2011, pese a que el año pasado fue considerado como exitoso en cuanto a re-des primarias y secundarias en Santa Cruz y Cochabamba. Sin embargo, estamos eva-luando contantemente y cada tres meses tendremos un reporte de nuestro avance en un sistema de conteo de nuestras inver-siones”, anunció.

Respecto a la ciudad de Santa Cruz, López afirmó que aunque se cuenta con un acuerdo firmado con el Concejo Muni-cipal, se deben continuar trámites admi-nistrativos a nivel del Ejecutivo para zanjar problemas menores, que esperan sean

superados en el transcurso de este año a fin de avanzar en mayor medida y con la celeridad esperada con las instalaciones de gas domiciliario. ▲

ESTAMoS EVAlUAnDo ConSTAnTEMEnTE y CADA TRES MESES TEnDREMoS Un REPoRTE DE nUESTRo AVAnCE En Un SiSTEMA DE ConTEo DE inVERSionES “ “Oscar López, gerente de Redes y Ductos de gas de YPFB Corporación

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PETRÓLEO & GAS

Se construirá 900.000 metros de redes secundarias y 380.000 metros de primarias. Santa Cruz y Cochabamba acumulan 40% del presupuesto de YPFB Redes.

En PRiMER TRiMESTRE DE 2012

instalaciones domiciliarias de gas avanzaron un 18%

teXto: FrAncO GArcíA S.

Oscar López, gerente de Redes de Gas y Ductos de YPFB.

“EL AñO PASADO FuE CONSI-DERADO POR LA GERENCIA COMO uNA GESTIÓN ExITO-SA EN CuANTO A INSTALA-CIÓN DE REDES PRIMARIAS Y SECuNDARIAS EN SANTA CRuZ Y COChABAMBA “

12 16 al 30 de Abril | 2012

La Capitanía guaraní Parapitiguasu im-pugnó el proceso de consulta y par-ticipación para el proyecto de Sísmi-

ca 3D de Itaguazurenda, que llevó a cabo el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), porque detectaron irregularidades en su ejecución, informó la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG) a Reporte Energía.

Los indígenas acusan al Ministerio de este sector de realizar un proceso ‘apresu-rado e incompleto’ y de acordar Bs 110 mil por compensación de impactos, monto que no habría sido consensuado con las 17 comunidades de Parapitiguasu, sino solo con siete. El proyecto de sísmica 3D debía comenzar en febrero, tras la obtención de su licencia ambiental, pero está paraliza-do.

La Capitanía Parapitiguasu presentó la impugnación del proceso de Consulta y Participación el 5 de abril ante el MHE, con-firmó su capitán, Juan Domingo Valencia, a tiempo de manifestar su molestia por la falta de respuesta de las autoridades gu-bernamentales a las observaciones efec-tuadas.

Asimismo señaló que desde finales del año pasado expusieron el caso ante la Dirección de Gestión Socio Ambiental del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, oportunidad en la que se acordó la inte-gración de las demás comunidades en el proceso, “pero no lo hicieron”.

Entre otras irregularidades, mencio-nó que la comisión a cargo de la consulta presionó a los guaraníes para concluir el proceso en diez días, cuando regularmen-

oPinión

DEFiniTiVAMEnTE El PRoyECTo no VA. En SU MoMEnTo loS inViTAMoS A CoRREGiR SUS ERRoRES PERo no lo hiCiERon . SEGUiREMoS ExiGiEnDo RESPETo Al DERECho DE loS PUEBloS inDíGEnAS“ “Nelson Bartolo, secretario nacional de Recursos Naturales de la APG

PETRÓLEO& GAS

Indígenas cuestionan al Ministerio de Hidrocarburos y Energía e YPFB por realizar un proceso ‘apresurado e incompleto’ y acordar solo con siete de las 17 comunidades de la Capitanía Para-pitiguasu el monto de compensación de impactos. El proyecto registra un retraso de dos meses.

SE AnUnCiAn REUnionES PARA nEGoCiAR lA DEMAnDA

guaraníes invalidan consulta y participación; se traba la sísmica 3d en itaguazurenda

camiri. LIZZEtt vArGAS O.

Como pueblo guaraní estamos muy molestos. La última vez que tratamos este tema con la comisión del Ministerio de Hidrocarburos y Energía tuvimos que pa-gar todos los gastos, ahora si ellos nos convocan deberá ser bajo nuestras condiciones y en la comunidad que nos quede más cerca.

Los dirigentes de las 17 comunidades

han determinado no dejar ingresar ningún equipo, ni movilidades de la empresa Yacimientos hasta que resol-vamos las observaciones al proceso.

Por resolución, de aquí en adelante la empresa YPFB no tiene pisada en nuestra Capitanía. La directiva en todo caso será la que determinará si aceptamos ir a dialogar o no.

“yPFB no TiEnE PiSADA En lA CAPiTAníA ”Juan Domingo Valencia, capitán de Parapitiguasu

te este trámite tiene una duración de tres meses. “Por esta razón los dirigentes co-munales han sacado un documento recha-zando la consulta porque para nosotros no es válida”, resaltó Valencia.

Consultado al respecto, Helmudt Mu-ller, director de Medio Ambiente de Yaci-mientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), explicó que el proceso de consulta y participación se realizó en el marco de la normativa ambiental existente y se desa-rrolló en mutuo acuerdo entre la APG Pa-rapitiguasu y el MHE.

“Es un tema que nos extraña, puesto que tuvimos una excelente relación con esta Capitanía guaraní. Hemos hecho el relevamiento de información de manera conjunta y participativa”, señaló.

A su vez, negó que solo hayan parti-cipado siete de 17 comunidades en las re-uniones de consulta y participación. “Prue-ba de ello es el acta de validación donde se percibe la firma de 12 comunidades, lo que

significa la mayoría”, remarcó.Por su parte el MHE hizo llegar una

carta al pueblo guaraní solicitando una re-unión para el 24 de abril, sin embargo el ca-pitán Valencia señaló que esta misiva será analizada con los 17 dirigentes para definir una posición y la fecha del encuentro.

Entre tanto, la Dirección de Gestión Socio Ambiental del MHE, que está a car-go del proceso de consulta y participación, eludió atender el requerimiento periodísti-co de este medio de comunicación,

El trabajo de Sísmica 3D en Itaguazu-renda es el primer prospecto exploratorio encarado por Yacimientos después de 20 años. Para el pueblo guaraní se trata de un proyecto hidrocarburífero que no cumple legalmente con el proceso de consulta y participación.

Itaguazurenda es el proyecto “estrella” de prospección hidrocarburífera de YPFB Casa Matriz, que prevé detectar nuevos re-servorios la región chaqueña del país. ▲

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Límite de la demanda de TCO

Centros poblados Ciudad Benemérita de Charagua Comunidades de la TCO Otras comunidades

Red vial Carretera asfaltada Vía férrea

Red Hidrográfica Cauces permanentes Lagunas Áreas comunales

ÁREA SÍSMICA 3D - ITAGUAZURENDA

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Fuente: Elaboración propia en base a datos de CIPCA

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ES Un TEMA qUE noS ExTRAñA, PUESTo qUE hEMoS TEniDo UnA ExCElEnTE RElACión Con ESTA CAPiTAníA GUARAní. hEMoS TRABAJADo DE MAnERA ConJUnTA y PARTiCiPATiVA“ “Helmudt Muller, director de Medio Ambiente de YPFB

PETRÓLEO& GAS

La empresa china Sinopec, que se adju-dicó el proyecto de sísmica 3D en Itaguazu-renda, tiene listo hace dos meses los equi-pos de topografía, perforación y registro para iniciar la prospección.

De acuerdo con el informe del pro-yecto, la empresa debería haber iniciado el trabajo tras la obtención de su licencia ambiental el 8 de febrero, lo que marca un retraso de más de dos meses.

Actualmente, Sinopec ya instaló sus oficinas en Camiri y tiene desplegado parte de su personal en las instalaciones para la ejecución de la topografía. El equipamien-to, en su mayoría importado desde China, se encuentra en un depósito del municipio de Boyuibe, cerca al área de la prospección sísmica. Sinopec está en espera de que la empresa contratista, en este caso Yaci-mientos, de la orden de ingreso a la zona de trabajo.

La empresa tiene planificado perforar 7.200 pozos de 15 metros de profundidad para la carga de explosivos. La sísmica se realizará en una extensión de 232 kilóme-tros cuadrados y deberá ser concluida en cinco meses.

sinopec con el equipo en espera hace dos meses

uBICACIÓN. El proyecto está en el área reservada Boyuibe (Santa Cruz). La es-tructura de Itaguazurenda se ubica en el lineamiento de la falla Mandeyapecua, que incluye a las estructuras de Cañada, Chorritos, Tajibo, El Espino y Amirí, de los que son productores de gas y conden-sado los campos Tajibo y El Espino.

INICIOS. El prospecto de exploración y perforación exploratoria a cargo de YPFB Casa Matriz se inició en una prime-ra fase el 2009. En 2010, se evaluó la in-formación disponible de esta estructura con el apoyo de YPFB Chaco, y se deter-minó la necesidad de contar con sísmica 3D, en vez de Sísmica 2D que pretendía adquirirse.

SERvICIOS. La firma del contrato con Sinopec se realizó en octubre de 2011. La ejecución del servicio está prevista en 180 días calendario.

AnTECEDEnTES DE PRoyECTo

Nosotros hemos impugnado la con-sulta y participación de la sísmica en Ita-guazurenda porque habíamos plantea-do que el proceso se tenía que hacer con la participación de todas las comunidades de la TCO y no dividiéndolas.

Cuando hablamos de una Capita-nía es porque representa 17 comunida-des y sólo han hecho consulta con seis, y ahora el resto está molesto. Definitiva-mente por eso no va el proyecto. En su momento los invitamos a corregir sus errores pero no lo hicieron. Nosotros como Secretaría de Recursos Natura-les de la APG seguiremos exigiendo el respeto a los derechos de los pueblos indígenas en las consultas, pero si no cumplen nos opondremos.

Todo se ha hecho según las normas y leyes. Llegó al escenario un asesor y nos está perjudicando, cuestionando un proceso que se ha ejecutado responsa-blemente con gente idónea.

Este asesor está actuando de mane-ra adversa a todos los intereses de nues-tro país, tomando en cuenta que es un proyecto prioritario para el desarrollo de nuestra empresa y el país.

Por otro lado, sabemos que por usos y costumbres de la Capitanía la mayoría es la que manda. Además descono-cemos los motivos por el que las otras comunidades no firmaron el proceso de consulta. Sin embargo, estamos buscan-do soluciones.

“DEFiniTiVAMEnTE El PRoyECTo DE SíSMiCA no VA”

“Un ASESoR ESTá PERJUDiCAnDo loS inTERESES DEl PAíS”

nelson Bartolosecretario de RRnn, APG

Donald osinaga, titular de la GnEE - yPFB

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Límite de la demanda de TCO

Centros poblados Ciudad Benemérita de Charagua Comunidades de la TCO Otras comunidades

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Red Hidrográfica Cauces permanentes Lagunas Áreas comunales

ÁREA SÍSMICA 3D - ITAGUAZURENDA

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La resolución emitida por la Capitanía Parapitiguasu se-ñala:

• Instamos a la Asamblea del Pueblo Guaraní Nacional me-diante su Secretaria de Recursos Naturales a apoyar y res-petar nuestras determinaciones referente al “Proyecto de Exploración sísmica 3D Itaguazurenda área Ovaí Boyuibe”. • Ratificamos nuestro rechazo y demandamos la inmediata anulación del proceso de consulta y participación. Consi-derado atentatorio a la preservación de nuestro territorio, ya

que no han sido debidamente atendida nuestras demandas y preocupaciones.

• Mantendremos nuestro estado de emergencia y tomaremos las medidas en que caso ameriten para hacer prevalecer el respeto a nuestros derechos, territorio y libre determina-ción. Instamos a la Asamblea del Pueblo Guaraní Nacional

mediante su Secretaria de Recursos Naturales a apoyar y respetar nuestras determinaciones referente al proyecto de Exploración sísmica 3D Itaguazurenda área Ovaí Boyuibe”. • Ratificamos nuestro rechazo y demandamos la inmediata

anulación del proceso de consulta y participación. Consi-derado atentatorio a la preservación de nuestro territorio, ya que no han sido debidamente atendida nuestras demandas y preocupaciones.

• Mantendremos nuestro estado de emergencia y tomaremos las medidas en que caso ameriten para hacer prevalecer el respeto a nuestros derechos, territorio y libre determinación.

Resolución 002/12Fuente: Elaboración propia en base a datos de CIPCA

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el modelo geológico del campo Itatiqui. Se está proponiendo revisar toda la informa-ción geológica existente para hacer nuestra propia interpretación. El informe estará listo hasta finales de año, sobre el cual vamos a determinar las bases para proponer la per-foración de otro pozo.

¿Cuál es es la situación del proyecto de perforación exploratoria en el pozo Lagu-na X-1?

Consideramos que es un prospecto muy interesante. Adelanto que hay posibili-dades de perforar a niveles profundos en la serranía de Charagua.

En esta área se espera encontrar hidro-carburos en el devónico Huamampampa, Icla y Santa Rosa. Se trata de un pozo pro-fundo de alrededor de 5.000 metros de pro-fundidad, consideramos que la ubicación propuesta de Laguna X-1 debe ser revisada. Creemos que puede haber una mejor a la del pozo que propuso Repsol.

Como gerencia estamos cambiando el nombre de Laguna por Tacuarembó. A su vez, estamos trabajando en una revisión de toda la información bibliográfica que se tiene del área para hacer una interpretación propia.

Un dato interesante del área Charagua es que posee una megaestructura geológi-ca y en este momento está como área libre, devuelta por la empresa Repsol. Sabemos que esta empresa no pudo realizar a tiempo la perforación del pozo Laguna X1, además

¿Cuál es la situación actual del proyec-to de sísmica 3D en Itaguazurenda y los plazos para iniciar labores?

El proyecto ya cuenta con licencia am-biental para su ejecución. Hace dos meses estábamos por empezar el trabajo pero he-mos venido tropezando en la negociación por la compensación con el pueblo guaraní del área. Una vez obtenida la licencia am-biental aparecieron asesores del pueblo guaraní que se han dedicado a ponerle tra-bas al proyecto. Somos respetuosos de la gente del lugar y estamos optando por una vía de la conciliación para solucionar todos los problemas y encauzar el proyecto.

¿Qué resultados se han obtenido de los dos leads exploratorios en Cañada y Chorritos?

Los leads de Cañada y Chorritos están ubicados en un área que fue creada y bau-tizada por esta gerencia con el nombre de Obaí. Posteriormente incluida dentro del de-creto de áreas reservadas para YPFB.

En el lugar hemos realizado un proce-samiento de línea sísmica, datos que fueron cargados al software Pretel. Los resultados identifican dos estructuras muy potenciales ubicadas al norte de Itaguazurenda.

Nosotros creemos que por ser conti-nuación del área norte de Itaguazurenda tendrían las mismas posibilidades de en-trampamiento de hidrocarburos. Ahora dependiendo de los resultados de la sísmi-ca de Itaguazurenda tendríamos mayores elementos para la interpretación geológica para estos dos leads exploratorios (Cañada y Chorritos).

¿Se tiene contemplado iniciar este año la intervención y rehabilitación del pozo Itatiqui X-1?

Estamos realizando gestiones para que el área de Charagua sea asignada a nuestra gerencia. El campo Itatiqui fue descubierto el 2001 por la empresa Repsol que identificó petróleo en la formación Tupambi y gas en Iquiri. En condiciones anteriores, poner en producción este campo generaba pérdida, por el precio del barril de petróleo. Su pro-ducción diaria era de 157 barriles por día. Ac-tualemente existe un nuevo escenario con el precio interno de los hidrocarburos, por lo que creemos que ahora es rentable.

Paralelamente estamos trabajando en

‘megaestructura en charagua vislumbra 1 tcf en reservas potenciales de gas’

AnUnCiAn qUE CinCo PRoyECToS DE ExPloRACión ESTARán liSToS En El 2013

camiri. LIZZEtt vArGAS O.

CRONOGRAMA. Para este 2012 la Ge-rencia Nacional de Exploración y Ex-plotación realizará sísmica en Itagua-zurenda y paralelamente elaborará el modelo geológico del campo Itatiqui que estará listo hasta finales de año para proponer la perforación de otro pozo. Luego se trabajará en la interpre-tación geológica y geofísica del pros-pecto Tacuarembó (ex Laguna X-1).

CHARAGuA. En esta área se planea perforar a niveles profundos en la se-rranía de Charagua. Se espera encon-trar hidrocarburos en el devónico Hua-mampampa, Icla y Santa Rosa.

SOLICITuD. La Gerencia realiza gestio-nes para que el área de Charagua sea asignada a YPFB.

PRoSPECToS DESTACADoS

que tuvo que devolver el área porque esta-ba en proceso de retención.

Desde el punto de vista geológico creemos que en una estructura gigante las posibilidades de entrampamiento de hidro-carburos son muy interesantes, tomando en cuenta el cierre geológico a ambos lados, tanto Este como Oeste y hundimiento Norte y Sur de la estructura. Además registra una megaestructura de más de 90 kilómetros de longitud por cuatro a cinco de ancho. Nor-malmente una estructura geológica puede tener por ejemplo cuatro kilómetros de an-cho por unos 20 de largo.

Esta área representa una buena opor-tunidad para que YPFB como Casa Matriz pueda realizar un prospecto de perforación de un pozo profundo con posibilidades de descubrimiento de una megaestructura, lo que significaría 1 TCF (trillones de pies cúbi-cos) en reservas aproximadamente.

“DESDE ESTE AñO LA GE-RENCIA DE ExPLORACIÓN Y ExPLOTACIÓN DE YPFB SE hACE CARGO DE TEMAS AMBIENTALES. SE CuENTA CON uNA uNIDAD RECIEN-TEMENTE TRANSFERIDA, LA DE PASIVOS AMBIENTALES “

Donald Osinaga, titular de la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación de YPFB.

¿Qué otros proyectos se tiene en car-peta para este ejecutar este 2012?

Adicionalmente a todos los proyectos exploratorios, desde este año la Gerencia se está haciendo cargo de temas ambientales.Se cuenta con una unidad recientemente transferida, la Unidad de Pasivos Ambien-tales, que se está encargando de realizar abandono de pozos y otros que presenten emanaciones de petróleo. ▲

Donald Osinaga, gerente nacional de Exploración y Explotación de YPFB, reveló los avances de estudios geológicos en Cañada y Chorritos. Dijo que se perforará a niveles profundos en la serranía Charagua, área que será solicitada para Yacimientos.

PETRÓLEO& GAS

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no BUSCAMoS A ToDoS loS PRoyECToS MinERoS PoRqUE SElECCionAMoS A loS qUE nECESiTAn SERViCioS áGilES, loGíSTiCA CoMPlEJA, y qUE SEPA ADMiniSTRAR RECURSoS hUMAnoS“ “Sebastián Moyano, gerente comercial de Serpetbol Perú

PETRÓLEO & GAS

Con la ejecución de tres obras ligadas al proyecto gasífero

Camisea, Serpetbol Perú, se consolida como la compañía boliviana de servicios pe-troleros con mayor pre-sencia en el vecino país.

Los trabajos en el emblemático proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) del Perú son para su principal cliente, Pluspetrol, compañía que opera el com-ponente de extracción del gas de esta zona.

Para mayo de este año se tiene pre-visto la finalización del proyecto de expansión de planta de gas Malvi-nas (EPC), que procesa gas de Camisea, con la construcción de faci-lidades para la compresión de gas, criogenización GNL, recuperación de plantas de turbogeneradores, obras de hormigón, montaje de tanques y tendido de líneas de dife-rentes diámetros.

Esta ampliación busca aumentar la capacidad de producción de 1.100 millo-nes de pies cúbicos diarios de gas (MMpcd) a 1.620 MMp-cd.

A su vez, está contemplado para abril la culminación del proyecto Sis-tema de Drenaje Planta Malvinas, que comprende la construcción de piletas API / HDPE pipelines y tendido de tuberías para sistema drenaje (acero).

Asimismo para septiembre de este año está contemplado la conclusión del gasoducto Mipaya Pagoreni A, que tiene 55 kilómetros, 18 pulgadas de diámetro y dos cruces dirigidos de río de 1.200 y 750 metros.

Esta y otras líneas de recolección tie-nen la finalidad de transportar la produc-ción multifásica de gas y líquidos asocia-dos del Lote 56, operado por Pluspetrol, a la Planta Malvinas.

Por otro lado ejecuta la construcción de talleres, galpones para materiales, tendido de ductos, fundaciones de concreto e ins-

t a l a c i o n e s eléctricas para la contratista Jacobs, en la mina Toromocho, aunque el dueño del proyecto es la empre-sa Chinalco. Está previsto la conclusión de las obras en 2014.

Las reservas de Toromocho se estiman en 1,526 millones de toneladas constitui-das principalmente por cobre además de molibdeno y plata. La mina operará bajo la modalidad de tajo abierto. Se considera como el yacimiento cuprífero más grande del Perú.

Referente a la incursión en el rubro minero, el gerente comercial de Serpetbol Perú, Sebastián Moyano afirmó que empe-zaron con esta iniciativa hace dos años y que apuntan a continuar expandiendo su

presencia en este sector, con la experiencia obtenida en el área de hidrocarburífera.

“No estamos con una politica de atacar todos los proyectos mineros porque se-leccionamos a los que necesitan una em-presa especializada en servicios ágiles, con logística compleja, y que sepa administrar recursos humanos”, explicó.

Tomando en cuenta que la magnitud de las obras que realiza Serpetbol Perú, cuenta en este año con 2.500 trabajado-res. Al respecto Moyano, explicó que en cuanto a la política de contratación, para la mayoría de los cargos se efectúa con la modalidad “in house”, por lo que no se ter-ciariza los servicios.

Serpetbol realizó proyectos en Argen-

tina el 2011, aunque por el momento está todo el esfuerzo concentrado en fortalecer la estructura en Perú. Esperan cotizar nue-vos a proyectos en otros países fines de este año. ▲

Los trabajos en el emblemático proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) del Perú son para su principal cliente, Pluspetrol, compañía que opera el componente de extracción de gas de esta zona. También provee servicios al sector minero.

10 AñoS DE ExiToSA PRESEnCiA En PERú DE CoMPAñíA BoliViAnA DE SERViCioS PETRolERoS

serpetbol perú ejecuta tres nuevas obras ligadas a camisea

teXto: rEdAccIón cEntrAL

Tumbes

Piura

Chiclayo

TrujilloHuascaránChimbote

Huaraz

Huacho

LIMAPisco

NazcaArequipa

Puno

Tacna

Cuzco

Machu PicchuHuancayo

HuanucoPucallpa

Yurimagas

Andoas

Iquitos

Obras Civiles RLP 10.1BModificaciones de las Unidades UDPI y UDVI - LA PAMPILLA

Losas de Polvorín, Grifo de Diésel 40000 Gal, Edificio de NitratosMINA TOROMOCHO

Locaciones 1A y 2ABloque 76

1) Instalación y montaje 5th Compressor Planta de gas Malvina - LOTE 88,2) Closters Pagoreni A&B - LOTE 56,3) Flowline Cashiriari 1 - Cashiriari 3 - L-884) Flowline Pagoreni & Cashiriari, LOTE 56 y 885) Cluster Mipaya

6) Flow line Mipaya-pagoreni A7) Ric site location Mipaya8) Rig Site locatio Pagoreni A9) Sistema drenaje planta malvinas (Actual ejecución)10) Amoliación planta Malvinas (actual ejecución)11) Flow line Mipaya (actual ejecución)

Montaje de Turbogenerador y equipos auxiliaresJIBARITO - LOTE LAB

Principales trabajos efectuados por Serpetbol en el Perú

“NO ESTAMOS BuSCANDO TRABAjAR CON TODOS LOS PROYECTOS MINEROS. SE-LECCIONAMOS A quIENES NECESITAN uNA EMPRESA ESPECIALISTA EN SERVICIOS áGILES, CON LOGíSTICA COMPLEjA Y BuEN MANEjO DE RECuRSOS huMANOS “

Infografía: David Durán /Reporte Energía en base a datos de Serpetbol.

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serpetbol perú ejecuta tres nuevas obras ligadas a camisea

SERPETBol REAlizó PRoyECToS En ARGEnTinA El 2011, AUnqUE ESTá ToDo El ESFUERzo ConCEn-TRADo En FoRTAlECER lA ESTRUCTURA En PERú. ESPERAMoS CoTizAR PRoyECToS En oTRoS PAíSES“ “Informe Serpetbol Perú

Para septiembre próximo está previsto la conclusión de la construcción del gasoducto Mipaya - Pagoreni A.

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Se transportará la producción multifásica de gas y líquidos asociados del Lote 56 a la Planta Malvinas.

PETRÓLEO & GAS

Serpetbol es una empresa constructora y de servicios para las industrias energética y minera, con más de 40 años de experien-cia. En Perú está constituida desde agosto del 2001, se especializa en montajes elec-tromecánicos, construcciones civiles/me-cánicas (plantas, gasoductos, oleoductos, facilidades, etc.)

Es un de las primeras empresas del sec-tor que trabaja bajo un Sistema Integrado de Gestión, el cual garantiza un cumpli-miento estricto de las políticas en cuanto a

Salud, Seguridad y Medio Ambiente basado en la Norma ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001. En Perú ya está certificada con las tres normas desde noviembre del 2011.

Sus principales servicios son: montaje de plantas, equipos e instalaciones de su-perficie, obras civiles (locaciones petroleras, movimientos de tierra, concreto, etc.), obras electromecánicas, proyectos EPC (Engi-neering, procurement and construction), tendido, construcción y mantenimiento de oleoductos y gaseoductos.

40 años de experiencia

Ingeniero indus-trial, graduado en la universidad de Wis-consin, EEUU.

En 1987 regresó a Bolivia para trabajar en Serpetbol donde comenzó como ingeniero de campo hasta hacerse cargo de la Gerencia General.

En el año 2002 emprendió el proyec-to Serpetbol Perú. Con 25 años de traba-jo siempre estuvo ligado a Serpetbol, en construcción y montaje para las industrias de hidrocarburos, energía y minería.

Licenciado en Comercio Internacional , graduado en Universidad Ar-gentina de la Empresa. En 1995 trabajó en Houston Texas en el sector de perforación. Arribó a Bolivia en 1999 para ocupar el cargo de Gerente Mud Logging de la empresa Apolo SA y luego pasó a ser director comercial en Bolivian Oil Services. Desde 2010 es gerente comercial en Serpetbol Perú.

Gonzalo MontenegroDirector ejecutivo

Sebastián MoyanoGerente Comercial

EJECUTiVoS DE SERPETBol PERú

LíNEAS DE RECOLECCIÓN PAGORENI A/B. Se construyó ducto, con cruce de río (HDD), instalaciones de válvulas y de superficie.

EXPANSIÓN DE LA PLANTA DE GAS MAL-vINAS. Se efectuó la construcción y mon-taje del 5to compresor e instalaciones de facilidades.

CLuSTER. ClustersSan Martín (1), Pagoreni(2) , Cashiriari(2) Clusters.LíNEAS DE RECOLECCIÓN CASHIRIARI 1

CASHIRIARI 3. Malvinas Cashiriari 33 kms 24”, Cash 1-3: 13 kms 20”.

ESTACIÓN DE COMPRESIÓN JIBARITO–BLOQuE 1 AB. Instalación compresores, tendido de ducto, instalaciones de super-fice.

ESTACIÓN DE GAS TOROMOCHO. Dos es-taciones de combustible 40,000 Gallons / 60,000 gls diésel, tendido de línea de agua y facilidades.

TRABAJoS REAlizADoS En PERú

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De acuerdo a un inesperado decreto de necesidad y urgencia de la presi-dente Kirchner, el 51% de las acciones

(derechos políticos y económicos) de YPF, la principal empresa petrolera de la Argentina, será de propiedad del Estado Nacional (en un 51%) y de las provincias productoras (un 49% a repartirse de acuerdo a las reservas y producción de las mismas).

Inmediatamente después de dictado di-cho decreto, los directivos de Repsol fueron “invitados” a hacer abandono de las oficinas centrales de la compañía en el exclusivo ba-rrio de Puerto Madero en Buenos Aires. El diario español El País definió la acción como “expolio” (que según el Diccionario de la RAE, consiste en la “apropiación de algo que pertenece a otra persona de forma violenta e injusta”).

Ríos de tinta ya se han escrito en los últimos días en medios masivos y especiali-zados sobre el tema. La “nacionalización” de una petrolera no es noticia de todos los días, y ha levantado polvareda en todos los rinco-nes del planeta. Se discute acaloradamente si es legal, si convenía, si era oportuno, etc. apreciaciones que exceden el alcance de la presente nota pues todavía subsisten varios interrogantes que deberá dilucidar el Con-greso de Argentina, como la distribución de las acciones entre las provincias, la forma de toma de decisiones, la procedencia de la sindicación de acciones, la articulación del Consejo Federal de Hidrocarburos (también creado mediante dicho decreto) con otras organizaciones como la OFEPHI (Organiza-ción Federal de Provincias Productoras de Hidrocarburos), la constitución del directo-rio, y demás materias que hasta el momento son sólo imprecisiones jurídicas.

Basándome en el todavía proyecto de ley girado por el PE al Senado, me permito exponer algunas opiniones al respecto:

Los Estados tienen el derecho (y la res-ponsabilidad) de decidir sobre el futuro de los recursos naturales de los que son pro-pietarios originarios (conf. Resolución 1803 (XVII) de la Asamblea de la ONU del 14 de Diciembre de 1962, sobre la “Soberanía Per-manente sobre los Recursos Naturales”, la Constitución Nacional, Código Civil, Minería, etc., entre otros). Eso no está en discusión. Lo que se debió haberse debatido y ocupa-rá las discusiones de ahora en más (y mar-cará la continuación de este proceso) será el cálculo y pago de la indemnización a los propietarios anteriores (Repsol), privados de sus derechos por una ley de utilidad pública.

Aquella deberá ser oportuna e íntegra, y en moneda convertible de acuerdo al derecho internacional. De la forma en que se ha he-cho, es predecible que Argentina enfrente procesos arbitrales, no por la desposesión misma, sino por la discriminación (españoles vs argentinos), la arbitrariedad (expropiar a un accionista en particular y no a los restan-tes); la adopción de medidas de hecho con-tra funcionarios españoles en el trámite y la falta de indemnización previa. Luego, no de-bería descartarse también la posibilidad de que los inversores estadounidenses, que han visto descender el precio de sus acciones a la mitad, se sumen al reclamo de Repsol.

Muy importante señalar también que de acuerdo al Tratado Bilateral de Protección de Inversiones entre Argentina y España, el cálculo de valor de la empresa debería reali-zarse a una fecha anterior a las acciones em-prendidas para reducir su precio (como fue la terminación intempestiva de concesiones petroleras primero, y luego la expropiación). Sabemos sin embargo, que los procesos arbitrales (ante el CIADI, si se llegara a ese extremo después del período obligatorio de negociaciones que manda el tratado) llevan años, y si el país fuera condenado por un lau-do adverso, la cuenta la terminará pagando el gobierno que suceda al presente (con el dinero de todos los argentinos, por cierto!).

Historia aparte es el pago de la partici-pación accionaria que había adquirido el banquero kirchnerista Eskenazi, quien ha-bía comprado con créditos bancarios y una sustancial parte a pagarse mediante fondos provenientes de reparto de dividendos, transacción que había contado con la venia de Repsol, que creyó que el ingreso de los ‘amigos del poder’ a la empresa la pondrían a salvo de los vaivenes de la política....

El desplazamiento de Repsol de la par-ticipación accionaria que ahora estará en manos del Estado nacional y provincias, no solucionará automáticamente (ni en el cor-to plazo) el problema de fondo (la falta de seguridad energética actual), ni un cambio en la balanza comercial (hoy con signo ne-gativo en término de importación de com-bustibles) por las características propias de la industria hidrocarburífera, aún cuando todas las ganancias se reinviertan. Lo que faltan son reservas y producción. Como sabemos desde que comienzan los trabajos explora-torios, hasta que un campo entra en produc-ción, pueden pasar varios años.

La expropiación constituye una medida que provocará también en el corto plazo una disminución de las inversiones inter-nacionales precisamente necesarias para el desarrollo de los hidrocarburos. Los vecinos chilenos y brasileños ya han puesto de mani-

fiesto este hecho y opinan que con este tipo de actitudes prepotentes y populistas, que buscan rédito a corto plazo, afectarán la ima-gen de la región como destino de negocios. Además, la inseguridad jurídica que esto ha provocado acarreará un encarecimiento de los fondos que pudieran obtenerse. Este es una conocida situación de causa-efecto.

El decreto propone mantener a la em-presa como una sociedad anónima, y no una empresa pública (estará exenta, por ejemplo del contralor de organismos de control del estado). En Sudamérica tendrá espejos donde mirarse, y ojalá la nueva YPF pueda convertirse en otra Petrobras (Brasil), Ecopetrol (Colombia) o ENAP (Chile), que se caracterizan por su exitoso management. Manejar una empresa petrolera no es sim-ple, y los niveles de dinero involucrados en su operación pueden ser inmensos (grandes tentaciones para el descontrol y corruptelas). Sin criterios técnicos en el manejo de la em-presa, la política meterá la cola y veremos, por ejemplo, las provincias luchando entre sí para llevar las inversiones a sus respectivos territorios.

El artículo 16º del proyecto de ley expre-sa que “la gestión de los derechos acciona-rios correspondientes a las acciones sujetas a expropiación, se efectuará con arreglo a los siguientes principios: (...) b) la adminis-tración de YPF SA conforme a las mejores prácticas de la industria y del gobierno cor-porativo, preservando los intereses de sus accionistas y generando valor para ellos; c) el gerenciamiento de YPF SA a través de una gestión profesionalizada”. Dicha ley contempla también la creación del Consejo Federal de Hidrocarburos. Los estados pro-vinciales deberán definir quiénes integrarán ese Consejo y los directores en la empresa en su representación. Sería aconsejable, en estricto cumplimiento de esos principios, que esas funciones sean desempeñadas por profesionales idóneos, con experiencia en la materia.

Argentina cuenta con inmensas reservas de gas “no convencional” (como el famoso campo “Vaca Muerta” en Neuquén y otros). Su desarrollo podría cambiar drásticamente (para bien) el escenario energético nacio-nal; de hecho varias empresas registraron aumentos de producción proveniente de fuentes no convencionales en los últimos años. Sin embargo, el nivel de inversiones necesarias rondaría los $us 4,000 millones anuales, una cifra sólo posible para empre-sas de anchas espaldas (YPF no lo es).

Igualmente, queda todavía por aclarar el rol de Enarsa, que hasta el momento sólo se había limitado a comercializar hidrocarbu-ros, y la actuación de YPF con respecto a las

diversas empresas provinciales de minería y energía, para evitar competencia entre sí.

La nueva YPF deberá tener en cuenta los demás temas que cualquier otra em-presa petrolera de primera línea tiene en su agenda como prioridades: reposición de reservas, eficiencia en explotación de los recursos (sostenibilidad económica, social y ambiental), transparencia y estricto corpora-te governance, permanente profesionaliza-ción de cuadros gerenciales y retención del mejor recurso humano, “compre-nacional” en condiciones equivalentes, I&D en ener-gías limpias, entre otros.

Por último, la humareda levantada con la nacionalización ha tapado temporalmen-te la cuestión de fondo: lo que debiera cam-biar en la Argentina, más allá de la toma de control de YPF, es la política energética, que los resultados de los últimos años ha demos-trado errada e insustentable: en 2003 la im-portación de energía ascendía a $us 550 mi-llones y hoy representa $us 9.397 millones.

En aras de mantener bajo el precio de la energía mediante control de precios interno, no se incentivó el ahorro de energía y las em-presas invirtieron muy poco en exploración y desarrollo de nuevos campos. Así, el déficit energético sigue creciendo. Se avecina el in-vierno y con ello el aumento de la demanda de energía, veremos qué pasa cuando el frío arrecie. ▲

* Es director de Resources Energy Con-sulting (http://resourcesec.com).

lo qUE FAlTAn Son RESERVAS y PRoDUCCión. CoMo SABEMoS, DESDE qUE CoMiEnzAn loS TRABA-JoS ExPloRAToRioS, hASTA qUE Un CAMPo EnTRA En PRoDUCCión, PUEDEn PASAR VARioS AñoS“ “Darío Arias, director de Resources Energy Consulting

PETRÓLEO & GAS

La nacionalización de YPF no solucionará automáticamente ni el corto plazo la falta de seguridad energética actual, ni cambia-rá el saldo negativo de la balanza comercial (por importación de combustibles), aún cuando todas las ganacias se reinviertan

AnáliSiS DE lA ExPRoPiACión DE ACCionES DE yPF En ARGEnTinA

‘el problema no es el qué, sino el cómo’

teXto: dArIO ArIAS*

Darío Arias

“SE TAPÓ TEMPORALMENTE LA CuESTIÓN DE FONDO. EL CAMBIO MáS ALLá DE LA TOMA DE CONTROL DE YPF ES LA POLíTICA ENERGÉTI-CA, DADO quE RESuLTA-DOS DE LOS úLTIMOS AñOS DEMOSTRARON quE ES ERRADA E INSuSTENTABLE

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PETRÓLEO & GAS

Según el académico brasilero la expropiación de las acciones de Repsol espanta a Petrobras como aliado estratégico.

TRAS nACionAlizACión DE yPF

‘‘argentina más dependiente del gas boliviano’

La gran sorpresa internacional se pro-dujo en Argentina con el anuncio de la presidenta Cristina Kirchner de adquisi-

ción de YPF. Bueno, todavía es un proyecto en curso en el Congreso argentino, sin em-bargo, debido a la recepción del público, po-demos afirmar que la nacionalización es casi un hecho consumado. Los impactos de esta decisión aún no están claros, pero merecen una cierta especulación.

En primer lugar, debemos reconocer que el momento no podría ser más favorable a la presidenta Cristina para ejercer su política nacionalista. Internamente, recibe el apoyo popular y gana tiempo para captar más elec-tores que refrendarán una presidente con un fuerte apoyo político, por lo que se esperaba algún medida de impacto.

YPF es la única empresa petrolera argen-tina con posiciones de mercado significativas y simbolismo político. Se debe recordar que fue la primera compañía petrolera estatal de grandes dimensiones en la historia de la humanidad, un símbolo de la Argentina rica, fuerte y con liderazgo regional (que, sin em-bargo, es cosa del pasado).

El objetivo también no podría ser más preciso. YPF estaba bajo control de Repsol de España desde la ola de privatizaciones de la década de 1990. Esta adquisición también estaba llena de simbolismo político, puesto que representaba el lanzamiento internacio-nal de una España que salió del capullo y se expandió a nivel mundial (y especialmente en América Latina).

Nuestros nacionalistas locales nunca han aceptado el crecimiento, es decir, “la nueva colonización” del capitalismo español (y por-tugués), la compra de nuestras empresas y la conquista de nuestros mercados (Sao Paulo también se sentía incómoda con la venta de Banespa aSantander y de Telesp a Telefónica). Pero nada se compara con la adquisición de YPF por Repsol, pues to queuna empresa con “referencias en la historia mundial del petró-leo y gas” fue tragada por otra sin ningún tipo de significado histórico.

Sin embargo, la marea cambió y España está, literalmente, de rodillas ante la crisis eco-nómica mundial. ¿Cuánto de la expansión fue especulativa? Lo importante es que las em-presas españolas parecen estar financiando sus actividades domésticas en Europa con sus posiciones en América Latina y eso con-tribuye a legitimar los procesos nacionalistas que ahora vemos. Argentina no tiene por qué temer nada, porque el poder español para efectuar represalias está reducido. Des-pués de la falta de la deuda desde el comien-zo del milenio, es simplemente otra decisión unilateral de la Argentina para ser digerida por el capitalismo global. Usted no puede imponer sanciones a las exportaciones de petróleo de Argentina porque el demandan-te y el mercado global es algo coherente.

Los discursos de apoyo que España reci-be de sus aliados no son más que palabras de

teXto: EdMILSOn MOUntInHO dOS SAntOS*

falsa valentía e intimidación (de hecho, creo que muchos de estos mismos aliados tam-bién se regocijan de desmontar el español y portugués en América Latina). Argentina se beneficia de las mismas ventajas de Irán (hoy) o México (en 1930). Siempre habrá un com-prador alternativo para su petróleo. La nueva empresa estatal YPF no va a morir en la playa por falta de capital, pues el aumento del pre-cio del petróleo mantendrán su capacidad de financiamiento. Así que, en definitiva, todo parece ser un buen negocio a corto plazo.

Se debe verificar, sin embargo, las pers-pectivas a largo plazo. La YPF estatal es vulne-rable a su mayor amenaza, es decir, el “popu-lismo del gobierno argentino”. Pueden llegar a ser incompatibles la necesidad de rescatar las viejas grandes inversiones de exploración y producción con las ambiciones del gobier-no para mantener bajo el precio de la energía para la población, sobre todo para ocultar aún más la acelerada inflación. Si se observa, esto ya está sucediendo aunque con más moderación en Brasil, por lo que se dificulta la capitalización del Pre-sal de Petrobras.

En Argentina, este tipo de política puede ser catastrófico. Por otro lado, el gobierno ar-gentino requiere importantes recursos para financiar el Estado y sus políticas de carácter nacionalista. No es muy factible aumentar la presión fiscal sobre un sistema con una eco-nomía ya tambaleante y con problemas de competitividad, además de recaudar fondos al borde de perder el control con la inflación. En esta situación, puede parecer “simple es-trategia” (aunque simplista) descapitalizar YPF para financiar el Estado (como ocurre con Pemex en México) o para utilizar a la empresa estatal como un brazo del gobierno para todas las demás políticas (como ocurre con PDVSA en Venezuela). El resultado final es más que previsible y conocido. El aparente buen negocio se tornará insostenible.

Por último, a pesar de las incertidumbres mencionadas anteriormente, creemos que la estrategia de nacionalización de Argentina, inevitablemente, conduce a algunas conse-cuencias poco positivas. En primer lugar, YPF tendrá dificultades para ampliar sus reservas a la misma velocidad como podría expandir su producción. Es decir, la empresa estatal va a perder valor en el largo plazo (lo que siem-pre ha sido una crítica a Repsol-YPF).

En segundo lugar, es poco probable que

YPF pueda por si sola aprovechar la apertura y desarrollo de nuevas fronteras y de petró-leo y gas natural en Argentina. Creo que los sueños argentinos de exploración offshore y el desarrollo de gas de esquisto shale gas se pospondrá por algunas décadas. ¿Cómo podría Argentina seguir siendo atractiva para los inversionistas extranjeros que podrían materializar esos sueños?.

Por último, la Argentina crea un marco por lo menos paradójico en sus relaciones estratégicas de petróleo y gas natural. Evi-dentemente espanta no solo a Repsol, sino también otro aliado estratégico fundamen-tal, Petrobras. Ambos estarán más dispuestos a concentrar sus energías y recursos en el de-sarrollo del pre-sal en Brasil. También asusta a chilenos y uruguayos. Ya estaban empezando a olvidar (en parte) la crisis gasífera que vivie-ron a principios del milenio, debido al mismo nacionalismo argentino. Para ellos, en verdad, restablecer la confianza en la Argentina será un proyecto a muy largo plazo.

Así, la Argentina, al igual que muchos países latinos y africanos, dependerá cada vez más del único socio que sigue siendo viable en su nuevo modelo, China. Parece contradictorio que el nacionalismo argentino se convierta también dependiente del capi-talismo “cuasi-colonial” chino.

Los únicos que deben aplaudir el nacio-nalismo argentino (al menos en el mediano y largo plazo) son nuestros colegas bolivianos. Argentina es definitivamente un candidato a ser cada vez más dependiente de las im-portaciones de gas desde Bolivia. Con esto, nuestros colegas bolivianos tendrán menos porque preocuparse por la pérdida casi in-evitable de sus mercados en el Estado de Sao Paulo. Esto nos lleva, de nuevo a la Junta de Petróleo y Gas Natural del Estado de Sao Paulo y sus esfuerzos por construir una nueva relación gasífera con Petrobras.

* Es ingeniero y economista de la Univer-sidad de São Paulo, Brasil. Master en Sistemas de Energía y Política de Universidad de Cam-pinas, Brasil, master en Gestión de la Energía y Política de la Universidad de Pennsylvania, EE.UU., y doctor en Economía de la Energía del Instituto Francés del Petróleo, en Francia. Profesor asociado en el Programa de Energía de Postgrado de la Universidad de Sao Paulo, Consultor para agencias gubernamentales brasileñas, empresas de energía y ONG’s. ▲

20 16 al 30 de Abril | 2012

hoy ESTAMoS DEMoSTRAnDo Con hEChoS lA RElACión qUE ConSoliDAMoS Con yPFB y El ESTADo BoliViAno, Al CUAl ConSiDERAMoS nUESTRo SoCio ESTRATéGiCo“ “Antonio Brufau, presidente de Repsol Bolivia

AL CIERRE

El megacampo Margarita - Huacaya incrementará su potencial productivo de 3 a 15 millones de metros cúbicos

(MMmcd)por día de gas natural hasta 2014, confirmó Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

El 1 de mayo de este año se inauguró la nueva Planta de Procesamiento de Gas Natural, la que junto al nuevo sistema de gasoductos y los cuatro pozos productores que están habilitados para producción y las facilidades existentes, garantiza el procesa-miento y entrega de hasta nueve MMmcd de gas.

De esta manera el campo Margarita tri-plica su producción, al pasar a obtener de 3 a 9 MMmcd. El objetivo de la segunda etapa es alcanzar una producción de 14 MMmcd a fines de 2013 y llegar a 15 MMmcd, en 2014.

Paralelamente, la producción de hidro-carburos líquidos (condensado), asociado al gas natural para el mercado interno, aumen-tará de 4.300 Barriles por día (BPD) a 12.000 Bpd en 2012, para subir a 13.000 Bpd en 2013 y en 2014 a 20.000 Bpd, según YPFB.

“El 2012 vamos a recibir, por impuestos y regalías, cerca $us 4 mil millones, si el 2005 era apenas $us 673 millones en corto tiem-po pasamos a $us 4 mil millones. Este es un cambio profundo en la economía nacional”, señaló el primer mandatario del país, Evo Morales, durante el acto de inauguración de la Planta de Procesamiento de Gas de Margarita.

Por su parte el presidente de Repsol, Antonio Brufau, destacó la relación que de-sarrollaron con el Estado boliviano a través de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivia-nos.

“Hoy estamos demostrando con he-chos la relación que hemos consolidado con YPFB y el Estado boliviano, al cual con-sideramos nuestro socio estratégico, lo ve-mos en nuestra participación en YPFB Andi-na, y hoy queremos ratificarlo con la puesta en marcha de este proyecto”, afirmó.

A su turno el presidente de YPFB, Carlos Villegas dijo: “Fueron cuatro motivos los que

La Fase II comprenderá la construcción de un nuevo módulo en la planta Margarita, la nue-vos ductos de evacuación y la perforación de por lo menos tres nuevos pozos de desarrollo.

hASTA 2014

margarita: producción de gas crecerá 5 veces más

teXto: rEdAccIón cEntrAL

El segundo módulo de procesamiento de gas natural en Margarita aumenta otros 6 MMmcd a la producción existente.El presidente de YPFB, Carlos Villegas, absolvió la duda sobre la nacionalización de la participación de PAE en Caipipendi.

permitieron viabilizar la inversión de 528 millones de dólares en esta fase I: la postura indeclinable del presidente Evo respecto al cumplimiento del contrato suscrito por el consocio Caipipendi; segundo, la suscrip-ción de la adenda de venta de gas natural a la Argentina; tercero, la decisión del consor-cio de hacer realidad sus compromisos con el Estado boliviano y cuarto, el seguimiento realizado por YPFB para el cumplimiento y concreción del plan de desarrollo, del pro-grama de trabajo y presupuesto anual”.

La Fase I demandó una inversión aproximada de $us 600 millones y junto con la construcción de la nueva planta, incluyó la construcción de los nuevos gasoductos que conectarán los pozos con la planta y el gasoducto de exportación.

Asimismo, se concluyó la completación de los pozos Margarita x-3, Margarita 4ST y Huacaya X-1, que junto con el Margarita X-1 garantizan los volúmenes comprometidos con Yacimientos, en este periodo.

La nueva planta, que demandó una inversión aproximada de $us 260 millones, fue construidad por la empresa Técnicas Reunidas, que trabajó junto a las compañías bolivianas como Kaiser, Bolinter e Inesco.

Según Repsol, fue construida bajo la modalidad de llave en mano y fue diseña-da y construida de forma modular, minimi-zando el trabajo en el emplazamiento de la obra, por su difícil acceso, así como el plazo de ejecución, que fue de aproximadamente 20 meses.

El Plan de Desarrollo de Margarita y Huacaya comprende también la fase II que ya está en desarrollo y a su término se prevé un incremento de la capacidad de procesa-

mieno de gas hasta 15 MMmcd para inicios de 2014. Comprende la construcción de un nuevo módulo en la planta Margarita, la construcción de nuevos ductos de evacua-ción y la perforación de por lo menos tres nuevos pozos de desarrollo.

El consorcio Caipipendi es operado por Repsol Bolivia, que tiene una participación del 37%, y tiene como socios a BG Bolivia Corporation Sucursal Bolivia (37%) y PAE E&P Bolivia Limited Sucursal Bolivia (25%).

Los campos Margarita y Huacaya cons-tituyen en conjunto un área de explotación con una superficie de 123,000 hectáreas donde, a la fecha, existen 5 pozos –con una profundidad que oscila entre 4.000 y 6.000 metros – los que fueron perforados entre 1998 y 2008.

El Área de Contrato Caipipendi está ubicada en la zona sur de Bolivia, entre los departamentos de Tarija y Chuquisaca. Allí se encuentran los campos Margarita y Hua-caya, donde en la actualidad se ejecuta el proyecto de desarrollo hidrocarburífero más importante de Bolivia. ▲

OBJETIvO. Alcanzar una capacidad de procesamiento de 9 millones de metros cúbicos diarios (MMm3d) de gas.INvERSIÓN: Aproximadamente 600 mi-llones de dólares.ACTIvIDADES: Construcción de una nueva planta de procesamiento de gas en Margarita (CPF), de líneas de recolec-ción y evacuación, además de comple-tación de pozos.

HORAS/ HOMBRE DE TRABAJO: 12.845.000TONELADAS DE TuBERíA: 12.691METROS LINEALES DE TuBERíA: 113.260METROS LINEALES DE CABLEADO: 335.466MOvIMIENTOS DE SuELO: 335.000 m3PERSONAL: 3.700 personas simultánea-mente en diferentes actividades

DAToS GloBAlES - FASE i

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La participación de PAE en Caipi-pendi es una muestra que concretamos un paso de buena voluntad para seguir invirtiendo en Bolivia y seguir siendo so-cios en Bolivia en realidad.

Respecto a la intención de nacio-nalización de nuestra participación en el consorcio, nos informamos por los medios de comunicación puesto nun-ca recibimos una comunicación oficial. Prueba de nuestra buena voluntad es que seguimos invirtiendo y cumpliendo con todos y cada uno de nuestros com-promisos asumidos en nuestros contra-tos. Estamos en la segunda etapa, en la primera se requirió una inversión de PAE de $us 105 millones. La segunda es aún mayor, seguimos confiando en el país.

‘Aún ConFiAMoSEn BoliViA’

oscar Prieto / presidente PAE

oPinión

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hEMoS inVERTiDo MUCho DinERo, TRABAJo, ESFUERzo y hEMoS ARREGlADo MUChoS PRoBlEMAS EConóMiCoS DE ESToS PAíSES PARA qUE AhoRA noS TRATEn DE ESTA MAnERA“

Arturo Fernández, vicepresidente de la Confederación Española de Organizaciones Empresariales

AL CIERRE

El Gobierno, empresarios y analistas españoles califican la medida como negativa para inversiones extranjeras en Bolivia. Ade-más creen que la tibia respuesta a Argentina animó a Morales por la expropiación, como forma de afianzarse políticamente.

EURoPA y EEUU SE PREoCUPAn PoR lA ExPRoPiACión DE FiliAl DE RED EléCTRiCA En BoliViA

tde, incertidumbre tras nacionalización

Montaje electromecánico de:

Cochabamba: Pachamama Nro. 1864 Tel.: +591 4 4404181 Santa Cruz: Andrés Manso Nro. 379 - Tel.: +591 3 3344244

Representantes en Bolivia deADEMINSA GROUP, expertos

en Inspección Industrial.

Representantes en Bolivia deADEMINSA GROUP, expertos

en Inspección Industrial.

“Este tipo de decisiones no gustan al Go-bierno español porque creemos que es fundamental mantener la seguridad jurí-

dica en el proceso de inversiones en países como Bolivia”, dijo el ministro de Finanzas de España, Luis de Guindos.

Se trata de la primera reacción oficial del gobierno español tras la decisión del presi-dente Evo Morales de nacionalizar la em-presa Transportadora de Electricidad (TDE), filial de la española Red Eléctrica Coporación (REE).

El ministro Guindos advirtió también que “vigilará” que Bolivia pague un “justiprecio” por la expropiación de TDE, aunque aseguró que esa medida no tendrá ningún “efecto re-levante” en las cuentas de la compañía.

Asimismo, el portavoz de la Comisión Europea, John Clancy, expresó su preocupa-ción por la decisión del gobierno boliviano. “Acciones como ésta necesariamente son una señal negativa a los inversionistas inter-nacionales sobre el clima de negocios y la inversión en Bolivia”, dijo.

Por su parte la Confederación Españo-la de Organizaciones Empresariales (CEOE) emitió declaraciones más fuertes a través de su vicepresidente, Arturo Fernández. “He-mos invertido mucho dinero, nuestro traba-jo, nuestro esfuerzo y hemos arreglado mu-chos problemas económicos de estos países para que ahora nos traten de esta manera”,

teXto: AGEncIAS Y rE

El Presidente Evo Morales, anunció durante los actos por el Día del Trabajador la nacionalización de TDE SA.

se quejó Fernández. Además demandó una respuesta “más contundente” de Madrid porque “luego podrían venir otros países, como Ecuador o Venezuela”, con gobiernos que ostentan agendas nacionalistas.

“El gobierno español ya debe tomar nota y realizar una acción mucho más pro-activa”, recomendó el asesor en relaciones internacionales Francisco Pineda Zamorano a la radio pública.

En este marco el diario El País publicó en su editorial que “por desgracia, se extiende por América Latina la idea de afianzar regí-menes carismáticos a costa de expoliar pro-piedades privadas o de otros países”.

Por su parte el Gobierno de EEUU se mostró “preocupado” por la decisión del

presidente de Bolivia, Evo Morales, de ex-propiar la firma Transportadora de Energía (TDE) a Red Eléctrica Española (REE) y con-sideró que “empaña el clima de inversión” en el país.

Por otro lado, la empresa afectada REE declaró que está a disposición del Gobierno boliviano para entablar las negociaciones pertinentes, al tiempo que “respeta la deci-sión soberana” sobre la estructura del sector eléctrico de Bolivia. No obstante, precisaron que este proceso debe respetar los princi-pios internacionales de derecho, en tanto que la empresa “tiene la obligación de de-fender los intereses de los accionistas”.

El presidente Evo Morales ordenó la adquisición de la filial de REE en Bolivia ar-

gumentando que no había invertido lo sufi-ciente en el país. Estas declaraciones fueron desmentidas por TDE, quienes subrayaron que en los últimos años la compañía realizó un “importante esfuerzo inversor” en Boli-via.

El reclamo de Evo Morales que los pro-pietarios españoles TDE no ha invertido su-ficiente dinero en Bolivia fue muy similar a las declaraciones de su homólogo argenti-no, Cristina Fernández de Kirchner hace dos semanas, cuando anunció que su gobierno se estaba apoderando de la firma española puesta por Repsol, la empresa YPF.

Sin embargo, el valor comercial y estra-tégico de TDE, que gestiona una gran parte de la red eléctrica de Bolivia, no se puede comparar con la de YPF. Los analistas re-conocen que la compañía energética con sede en Argentina tiene un valor en algún lugar de la región de 25 a 35 billones de dólares. Eso, al menos en parte, explica por qué el lenguaje que viene desde el gobier-no de España en relación con el caso boli-viano, hasta ahora, ha sido muy diferente de su reacción a la adquisición de YPF.

Sin embargo, el ministro español Guin-dos subrayó que el caso era “muy diferente” de la decisión de Argentina el mes pasado la nacionalización de la empresa petrolera YPF, en el que la empresa española Repsol tuvo una participación de control. No entró en detalles, pero según el diario español diario ABC el daño a REE será mucho menor que el causado a Repsol por la nacionaliza-ción de YPF. ▲

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con el auspicio

de:

con el auspicio de: 13 10,2625 0,9398 0,9126 3,7036 10,00 12600,00 142,24 32,3650 1670,5016 9,7976 0,9222 0,9024 3,6530 31,3200 1648,2517 9,6162 0,9369 0,9017 3,6741 31,6400 1652,0018 9,6003 0,9258 0,8981 3,6650 10,00 12600,00 142,24 31,6100 1646,5019 9,5504 0,9249 0,9002 3,6492 31,4700 1642,0020 9,6388 0,9521 0,9067 3,6832 10,00 12700,00 142,24 31,7900 1640,0023 9,5527 0,9462 0,9004 3,6832 31,1600 1632,0024 9,7001 0,9430 0,9017 3,7165 30,8600 1638,7525 9,8203 0,9444 0,9029 3,7580 10,00 12800,00 142,24 30,8800 1641,2526 10,2013 0,9582 0,9126 3,7898 30,7000 1648,2527 10,1605 0,9646 0,9215 3,8297 10,00 13100,00 142,24 31,1400 1654,0030 10,2603 0,9777 0,9249 3,8687 31,2000 1662,50

PRECioS DiARioS - METAl BUllETin (DEl 13-04 Al 30-04-2012)

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Cushing, OK wTI Spot Price FOB

(Dollars per Barrel)

Europe Brent Spot Price FOB (Dollars

per Barrel)

Fecha

1739171916991679165916391619159915791559

34,5034,0033,5033,0032,5032,0031,5031,0030,5030,00

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12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27abril abril abril abril

12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27

Abr 16, 2012 102,92 118,23Abr 17, 2012 104,23 117,41Abr 18, 2012 102,65 115,18Abr 19, 2012 102,38 117Abr 20, 2012 103,58 118,08Abr 23, 2012 102,68 116,66Abr 24, 2012 103,1 117,74Abr 25, 2012 103,72 117,45Abr 26, 2012 104,56 119,33Abr 27, 2012 104,86 119,3Abr 30, 2012 104,89 118,66

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ESTADíSTICAS

Dia Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr16 1,041.8 1,103.3 920.7 1,068.7 1,090.1 1,071.9 1,062.4 1,086.8 1,082.4 17 1,090.3 1,025.9 1,053.4 1,073.8 1,003.7 1,098.1 1,013.8 1,026.4 1,115.2 18 1,102.0 929.7 1,083.5 1,098.4 963.9 1,055.0 877.6 978.6 1,118.2 19 1,035.6 1,062.8 1,093.3 1,016.2 1,089.7 1,100.0 858.2 1,057.5 1,117.4 20 935.3 1,061.8 1,079.9 979.4 1,117.2 1,080.5 885.7 1,114.2 1,112.0 21 910.8 1,088.0 1,094.6 1,082.6 1,094.6 1,005.1 847.7 1,107.0 992.0 22 1,015.9 1,093.6 1,025.1 1,082.3 1,079.7 905.7 978.7 1,119.7 957.9 23 1,038.3 1,080.8 984.3 1,098.8 1,070.6 960.4 1,033.0 1,048.2 1,073.9 24 1,046.3 970.8 1,103.6 1,110.1 980.5 1,054.4 1,051.5 1,012.9 1,102.5 25 1,057.6 952.2 1,085.8 1,105.8 848.0 1,006.4 977.0 972.3 1,049.9 26 1,060.0 1,084.1 1,082.2 1,028.9 953.7 1,052.5 936.8 1,090.1 1,043.6 27 1,019.2 1,093.5 1,102.4 993.8 1,088.8 1,063.8 1,036.5 1,038.0 1,030.1 28 978.9 1,035.2 1,072.7 1,068.8 1,102.4 1,009.9 1,056.3 1,057.9 967.5 29 1,082.4 1,052.2 1,052.4 1,078.5 1,085.1 940.7 1,063.6 1,064.0 847.1 30 1,073.5 1,098.4 911.0 1,084.6 1,055.8 1,088.9 985.2

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

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

Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May (1)CRE - Santa Cruz 386.7 404.8 401.0 415.2 422.4 413.8 399.7 408.0 405.4 257.3ELECTROPAZ - La Paz 272.4 266.0 266.1 264.1 260.0 255.3 261.0 265.5 267.5 230.2ELFEC - Cochabamba 169.8 171.2 172.4 170.1 170.6 164.1 166.9 165.0 169.2 143.6ELFEC - Chimoré 10.2 9.9 9.7 9.9 9.5 9.2 9.5 9.5 10.7 8.0ELFEO - Oruro 51.8 51.2 50.1 48.6 49.9 49.2 50.5 51.9 54.8 40.9ELFEO - Catavi 18.4 18.4 17.1 16.5 17.1 16.0 17.6 19.2 16.8 18.3CESSA - Sucre 38.4 38.5 38.8 38.1 40.2 37.6 39.0 39.1 39.0 32.1SEPSA - Potosí 39.3 38.3 38.9 38.2 39.4 39.5 39.7 41.1 40.5 26.8SEPSA - Punutuma 7.4 7.3 6.9 6.7 6.7 6.3 6.4 6.6 7.1 4.6SEPSA - Atocha 11.3 10.9 10.7 10.6 10.4 10.1 10.6 11.0 11.1 7.6SEPSA - Don Diego 5.7 5.9 5.9 5.7 5.7 5.5 5.8 6.3 5.7 5.0ENDE - Varios (2) 15.4 15.3 15.6 16.1 16.0 15.3 16.0 16.0 15.7 10.7SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 52.2 51.3 50.9 51.9 52.7 54.0 53.9 52.2 49.3 49.2Otros - C. No Regulados 15.2 15.2 15.0 15.2 15.1 15.1 14.8 14.8 12.9 8.8Varios (1) 2.1 2.2 2.2 2.0 2.0 2.0 2.1 2.2 2.0 2.0TOTAL COINCIDENTAL 1,050.1 1,052.0 1,052.5 1,065.5 1,067.4 1,045.2 1,059.2 1,065.7 1,062.7 828.3

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DEl 9 Al 11 DE MAyo | SAnTA CRUz - BoliViA60avo. Congreso Mundial de Metalockv internacionalorganizado por la empresa metalock bolivia, miembros de una veintena de países de Europa, Asia, y las Américas, afiliados a “Metalock International As-sociation” (m.i,a.), se reunen para compartir su experiencia al servicio de la industria minera, petrolera, naviera y pesada en general. Contacto: Maria Reneé hurtado - Tel. 341 7710 – 760 07763 mariarenee@hotmail.com

9 DE MAyo | SAnTA CRUz - BoliViASEMinARio “Ahorro de Energía en el Vapor”organizado por la empresa la llave s.a. representantes en bolivia de spi-rax sarco, dirigido a especialistas en procesos industriales, mantenimiento y producción.miércoles 9 de mayo en el hotel los tajibos en el salón cabildo a hrs. 8:30Contacto: rmogrovejo@lallave.com.bo +591 33419575

DEl 8 Al 11 DE MAyo | SAnTA CRUz - BoliViAGAS SUMMiT lATinoAMERiCA 2012cómo optimizar la e&p y alcanzar un fortalecimiento constante, ininterrum-pido y a largo plazo, potencializando las oportunidades de la era de oro del gas natural.Contacto: http://www.informagroup.com.br

DEl 17 y 18 DE MAyo | SAnTA CRUz - BoliViAii Congreso yPFB GAS & PETRolEo concentrará su temática en la exploración y la industrialización de los hidro-carburos, tareas de prioridad en la agenda del sector en bolivia, a la cabeza de la empresa estatal del gas y del petróleo.www.ypfbgasypetroleo.com - info@ypfbgasypetroleo.com Teléfono: (591 3) 3 341 7848 - (591) 704 88830 27 Al 29 DE JUnio | MiAMi - USACWC’s latin oil & Gas Summit is the must-attend platform for discovering new opportunities to unleash latin america’s full potential.

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Contacto: www.2012.boliviagasenergia.comTeléfono: (591-3) - 3538799cbhe@cbhe.org.bo

DEl 21 Al 23 DE noViEMBRE | TARiJA - BoliViAiV FiGAS - FoRo inTERnACionAl DEl GAS el gas natural en la estructura de desarrollo. resultados en la industria y bue-nas prácticas. nuevas tecnologías aplicadas a toda la cadena de los hidrocar-buros. tarija los espera este 2012.Contacto: www.figas.org - www.facebook.com/figas Teléfono: 591 (3) 3565859

AGENDA ENERGÉTICA