Reporte Enegía Nº 18

No sólo cambió creativamente su ima-gen corporativa, si no que el cambio acompañó toda una nueva filosofía del

negocio petrolero, en el que se incluye a la población.

DESTACADO

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Distribución Gratuita

efeméride

Electricidad, petróleo y gas y fuentes de agua potable son las grandes preocupaciones de au-toridades y ciudadanos de la capital valluna, que

cumple 199 años de vida independiente con muchas tareas por resolver.

Nº 1801 al 15 de

Septiembre 2009

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

www.reporteenergia.com

CAMBIO CLIMÁTICO: En DICIEMBrE sE rEpETIrÁ LA HOrA DEL pLAnETA En COpEnHAguE

medio ambiente

La campaña La Hora del Planeta y su llamado a “Votar por el Planeta” contri-buyen a llamar a la acción en relación al

cambio climático a millones de personas.

ISSN 2070-9218

La empresa australiana RGL, que ya interviene en la operación minera de Amaya-pampa y que cuenta con socios malayos y chinos propoen producir inicialmente 2 millones de ton/año de hierro, con la posibilidad de subir a 10 millones de ton/año.

minería P. 8

G racias a la ley 3787 que modifica el régimen de regalías mineras y que en su Artículo 100, establece que las prefec-turas productoras deben distribuir al menos el 10% para

actividades de prospección y exploración, reactivación productiva

y monitoreo ambiental con entidades ejecutoras especializadas en desarrollo y exploración minera, sería posible crear una SAM en-tre el Gobierno Departamental y la empresa RGL para explorar y explotar el área del Mutún no concesionada a Jindal Steel Bolivia.

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COTIZACIÓN DEL PETRÓLEO | AGOSTO 09

PetrÓLeo & GaS

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OfrECEn InvErTIr $us 1.200 MM En EL OTrO 50% DEL MuTún

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COCHABAMBA BusCA suBIrsu pOTEnCIAL EnErgéTICO

ECOpETrOL: unA EsTATAL quE COMpITE, ATrAE CApITAL y sE InTErnACIOnALIzA

32009 | Septiembre

media Partner eXCLUSiVo en boLiViaReporte Energía es una publicación quincenal de BZ Group www.bz-group.com.Distribución nacional e internacional. Todos los derechos reservados. All rights reserved. © Copyright 2008ISSN 2070-9218

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STAFF

Miguel Zabala Bishop DirectorBranko Zabala Gerente General Franco García / Nancy Castro RedacciónLauren Montenegro / Ana Paola Hórnez Comercial Nerea Garcés / Noel Castillo Diseño

Contactos:[email protected]@reporteenergia.comTel. (591-3)3415941www.reporteenergia.com

MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA

La empresa ISA Bolivia, una de las tres encarga-das de la transmisión de electricidad en el país, nos ha hecho llegar su Informe de Gestión 2008,

en el que encontramos importante información del mercado eléctrico boliviano, del Sistema Integrado Nacional (SIN) y lo que corresponde el Sistema Tron-cal de Interconexión (STI).

En el periodo que nos ocupa, la demanda de energía en el SIN, ascendió de 4686,4 GWh en 2007 a 5137,9 GWh en 2008, lo que representa un incremen-to anual de sólo un 9,64%, según el informe, en un escenario denominado Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), dónde participan 10 empresas de generación, 3 de transmisión, 6 de distribución y 5 consumidores no regulados. La ex superintendencia del sector, hoy Autoridad de Fiscalización y Control Social de Elec-tricidad y el Comité de Despacho de Carga (CNDC) como entidad operadora y administradora del MEM del Sistema Integrado Nacional, son los principales actores, dice el informe refiriéndose a la configura-ción del mercado eléctrico boliviano.

La demanda de energía está distribuida en tres áreas: Oriental, donde opera la Cooperativa Rural de Electricidad de Santa Cruz (CRE) con el 34,09; la re-gión Centro Sur, dónde las distribuidoras son ELFEC, CESSA Y SEPSA, con el 31,56%; la región Norte, dón-de opera Electropaz con una demanda de 25,26% y los consumidores No-Regulados que demandan un 9,09% del sistema.

Es importante resaltar que el bajo porcentaje crecimiento de la demanda esa atribuido “a la cam-paña de ahorro energético, a través de la repartición gratuita de lámparas de bajo consumo realizada por el gobierno”, la misma que consistió en la entrega de 8,5 millones de unidades en todo el país, que según las autoridades de gobierno generaron un ahorro de alrededor de 120 millones de dólares, traducido en un ahorro de energía que repercutió en la reducción del 30% del costo mensual de las facturas de energía eléctrica domiciliaria en casi todas las poblaciones importantes del país.

En este contexto, el sistema de transmisión de ISA Bolivia, “creció con la incorporación del proyec-to Subestación Arboleda de 230/115kV-100MVA, la misma que suma a las otras líneas de transmisión (246Km), Sucre-Punutuma (177km), Carrasco-Arbo-leda (102 km) y Arboleda-Urubó (62km), además de 5 subestaciones asociadas en el nivel de tensión de 230 kV.

Si hay algo que destacar en el informe es que “la disponibilidad de las líneas fue mejorada alcanzando el valor de 99,9992%”, lo que significa un nivel de excelencia técnica que supera el promedio estable-cido en el Reglamento de Calidad de Transmisión del sistema eléctrico boliviano “y las metas establecidas para empresas del grupo ISA” agrega el reporte em-presarial. ▲

un OpErADOr COn ExCELEnCIA En EL MErCADO ELéCTrICO BOLIvIAnO

LO úLTIMO EDITOrIAL

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direCtor : MIGUEL ZABALA [email protected]

Con la firma del contrato de transferencia definitiva del con-trato de operación de la concesión del Campo El Palmar por parte de la corena Dong Won a favor de GTLI y con el aval del

presidente de YPFB Carlos Villegas, se consolida un proceso de más de dos años y medio de gestión ante las autoridades nacionales.

GTLI se hizo cargo de las operaciones de la corena e invirtió hasta ahora unos 14 millones de dólares en la perforación de dos pozos, el PMR 15 y el PMR 18, en el bloque ubicado a escasos 20 kilómetros de la ciudad de Santa Cruz.

La firma se la realizó este viernes 28 en las oficinas ejecutivas de YPFB en Santa Cruz, en un acto al que asistió el presidente de YPFB Carlos Villegas, el presidente de Jindal Steel Bolivia S.A. Vikrant Gujral, el representante legal y cónsul de la India, Arvind Sharma, el repre-sente legal de Dong Won, Park Kim y el gerente general de GTLI Luis Carlos Kinn.

El documento firmado de manera tripartita por la corena DOng Won, la estatal petrolera boliviana YPFB y la subsidiaria de la india JINDAL, GTLI, deberá ahora ser enviado al Ministerio de Hidrocarbu-ros y Energía y desde ahí trasladado oficialmente al Congreso para su aprobación y posterior promulgación como ley de acuerdo a las normas vigentes. ▲

DONG WON CEDIÓ DEFNITIvAMENTE EL PALMARA GTLI CON FIRMA DE vILLEGAS

¿qué DIJO? enerGétiCa : MIGUEL FERNÁNDEZ

“ LLEvAR ENERGÍA SOLAR A LAS COMUNIDADES RURALES, ES CAMBIAR Y MEJORAR LA CALIDAD DE vIDA DE LA GENTE.

“

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ACuba se somete al arbitraje internacional

Tarija ampliará capacidad de generación termoeléctrica

Subandino Sur, mayor potencial exploratorio gasífero de Bolivia

Chevrolet Volt, modelo Eléctrico 2011

ISA obtuvo Bs. 79 millones en el 2008

4 Septiembre | 2 0 0 9

52009 | Septiembre


consumo de energía con una demanda en el orden de los 25 a 26 megavatios, le siguen Villa Montes y Bermejo con 4 megavatios y Caraparí con 0.8 megavatios.

ENERGíA hIDRoELéctRIcAA la fecha se encuentra en plena eje-

cución la presa de Huacata, la cual tiene un importante componente de generación de energía. A través del aprovechamiento del caudal se implementará una central hidro-eléctrica con capacidad para generar 6,5 megavatios de potencia, que contribuirá a satisfacer la demanda en el Valle Central de Tarija.

Igualmente, se ha identificado un pro-yecto de gran envergadura, como es la construcción de la represa de Carrizal con la cual se estima generar alrededor de 400 megavatios. De confirmarse la viabilidad del proyecto, éste se convertiría en uno de los emprendimientos más grandes del país.

Este proyecto puede ser a la vez una so-lución estructural al problema del riego, par-ticularmente en el Chaco tarijeño. Los avan-ces realizados permitirán licitar el estudio de factibilidad en la presente gestión.

PANELES SoLARESEn comunidades rurales de difícil acceso

o aquellas en las que no es factible aún el tendido de la línea, se han provisto de pane-les solares llegando a una dotación de más de 2.000 unidades para las comunidades alejadas.

INtERcoNExIóN DEPARtAMENtAL

La prefectura ha establecido la nece-sidad de diseñar una red de interconexión eléctrica que integre a las 6 provincias del departamento, con ello se logrará estabili-dad en el servicio que beneficiará a sistemas provinciales aislados que tienen tarifas bas-tante costosas.

En la gestión 2008, se idéntificó el pro-yecto y se elaboraron los términos de refe-rencia que permitieron contar con los ele-mentos necesarios para su licitación en la presente gestión.

En ese marco, se tiene la interconexión eléctrica Tarija - Gran Chaco que consiste en la construcción de una línea de transmisión con 200 kilómetros de extensión aproxima-da que interconectará las provincias Cerca-do, O´Connor y Gran Chaco.

El proyecto se encuentra en proceso de contratación de consultoría para la elabora-ción del estudio a diseño final, para su pos-

terior construcción.Otro de los proyectos de interconexión

eléctrica es Tarija - Bermejo que consiste en la construcción de una línea de transmisión con 200 kilómetros de extensión aproxima-da que interconectará las provincias Cer-cado, Arce y Avilés. Al igual que el anterior proyecto, éste se encuentra en proceso de contratación de consultoría para la elabora-ción del estudio a diseño final, para su cons-trucción.

También está la interconexión Tarija – Is-cayachi - El Puente que se encuentra en ple-na ejecución. Con el avance del proyecto ya se logró proveer energía eléctrica a Iscayachi las 24 horas del día.

El proyecto comprende la construcción

de una red trifásica tendida a lo largo de 75 kilómetros beneficiando a más de 2.000 fa-milias campesinas. Está con una ejecución del 63% y tiene una inversión de 9,4 millo-nes de bolivianos.

INtEcoNExIóN DE tARIJA AL SIN

La Prefectura tarijeña efectuó la pro-puesta de suscribir un convenio con la Em-presa Nacional de Electricidad Bolivia (ENDE) para ejecutar de manera conjunta el pro-yecto de Interconexión de Tarija al Sistema Interconectado Nacional (SIN) pero no fue atendido por el gobierno central. Al parecer ENDE ha decidido ejecutar de manera direc-ta este importante proyecto. ▲

ELECTRICIDAD

Con el objetivo de lograr una autono-mía plena en la generación eléctrica y dejar de depender de proveedores

externos, la Prefectura de Tarija encarará cuatro proyectos de ampliación en las ter-moeléctricas de Bermejo, Villa Montes, Ya-cuiba y Tarija; además de la construcción de una nueva planta en Caraparí.

“La Prefectura del departamento tiene a partir de la nueva Constitución Política del Estado (CPE) la competencia exclusiva de participar en proyectos de generación y transmisión de energía eléctrica dado que Tarija es todavía un sistema aislado, expresa Sebastián Daroca, secretario de Hidrocarbu-ros y Energía de la Prefectura chapaca.

En ese marco, el gobierno departamen-tal ha iniciado una política de masificación de la energía eléctrica a través de la electrifi-cación rural y la ampliación de la capacidad de generación.

Los proyectos más avanzados son las ampliaciones de las plantas de Villa Montes y Bermejo, cuyas licitaciones públicas fueron ya lanzadas a nivel internacional a través de la modalidad llave en mano y se espera la participación de varias empresas interesa-das en este proceso.

La termoeléctrica de Villa Montes au-mentará 6 megavatios a los 2,5 megavatios que tiene actualmente y la planta de Berme-jo incrementará su capacidad de generación en 4 megavatios.

De igual manera, será lanzada en los próximos días la licitación para la construc-ción de la termoeléctrica de Caraparí que atenderá la demanda de energía de la se-gunda sección de la provincia Gran Chaco.

Esta central de generación eléctrica tendrá en su primera fase una potencia de 2 megavatios y un costo aproximado de 23 millones de bolivianos en tanto en una se-gunda fase llegará a los 6 megavatios.

Por otra parte, la termoeléctrica de Ya-cuiba que adicionará 12 megavatios y la de Tarija que incrementará en 30 megavatios ya cuentan con diseño final pero todavía no tienen financiamiento, en ese sentido, la Prefectura se encuentra realizando las ges-tiones necesarias.

De acuerdo a Daroca, los proyectos que comenzarán a ser ejecutados en la presente gestión, demandarán una inver-sión de aproximadamente 112 millones de bolivianos. “De acuerdo al cronograma es-tablecido para los proyectos de generación termoeléctrica, se espera adjudicar y firmar contrato en el mes de septiembre. Los plan-tas entrarían en servicio a finales de 2010”, señala.

Actualmente, el 80% de la energía que se consume en el departamento es compra-da a terceras empresas, por ello, la Prefec-tura tarijeña pretende modernizar la gene-ración de electricidad y fortalecer a SETAR (Servicios Eléctricos Tarija), operadora de los sistemas del departamento con equipos y generación propia, expresa.

El Valle Central de Tarija tiene el mayor

TArIJA AMpLIArÁ su CApACIDAD DE gEnErACIón TErMOELéCTrICALos proyectos que comenzarán a ser ejecutados en la presente gestión, demandarán una inversión de 113 millones de bolivianos. La Prefectura tarijeña pretende modernizar y fortalecer la generación propia de energía eléctrica.

LiCiTACión inTeRnACionALteXto: NANcy cAStRo Z.

La Prefectura de Tarija también trabaja en la interconexión eléctrica del departamento

De ACueRDo AL CRonoGRAmA eSTAbLeCiDo pARA LoS pRoyeCToS De GeneRACión TeRmoeLéCTRiCA, Se eSpeRA ADjuDiCAR y FiRmAR ConTRATo en eL meS De SepTiembRe“ “Sebastián Daroca, secretario de Hidrocarburos y Energía de la Prefectura de Tarija

72009 | Septiembre


La Compañía Republic Gold Limited (RGL) de Australia suscribió hace unos días una carta de intenciones con el

Gobierno Departamental de Santa Cruz para alianza y cooperación estratégica institucio-nal a fin de explorar y explotar el cerro Mutún en el área no adjudicada a Jindal (aproxima-damente el 50 por ciento), emprendimiento para el que compromete invertir en total 1.242 millones de dólares, de acuerdo a do-cumentos oficiales a los que accedió Reporte Energía.

El 10 de mayo del 2008 John Kelly, direc-tor ejecutivo de RGL envió la primera carta a Guillermo Dalence, ex presidente a.i.de la Empresa Siderúrgica de El Mutún (ESM), para hacerle conocer el interés de su Compañía para la participación en el proyecto Yaci-miento de Hierro El Mutún. El 19 de agosto del mismo año, le presentó la propuesta for-mal, sin embargo no obtuvieron respuesta alguna, por lo que buscaron contacto con funcionarios de la Prefectura cruceña.

Posteriormente tras varias reuniones en-tre funcionarios de RGL y la Prefectura cruce-ña, se firmó a finales de agosto de este año, la carta de intenciones entre ambas partes con el fin de gestionar más adelante la dota-ción de una concesión en la parte sud oeste del cerro El Mutún y un contrato de sociedad con ESM. El fin es explorar en la zona concen-trándose en hierro, pero también se buscaría depósitos de manganeso económicamente rentables.

Se produciría inicialmente 2 millones de toneladas por año de hierro en El Mutún, con la posibilidad de subir a 10 millones de tone-ladas por año en 5 años. También se prevé la explotación de otros minerales en Bolivia para usarlos como “carga de alimentación” de una industria siderúrgica especializada, por ejemplo manganeso en El Mutún, el depósito de bismuto localizado en Tasna

– Quechisla en el sur de Bolivia y otros exis-tentes en el Precámbrico, como el níquel y cromo.

La visión de John Kelly de RGL es que se desarrolle una industria siderúrgica es-pecializada en fabricar acero para satisfacer la demanda boliviana de estos metales y crear una industria de exportación hacia Sud-América y “más allá”. “Esto produciría metales especializados como ser acero inoxi-dable, bisalloys, fierro – cromo y todas las va-riedades de acero estructural, importantes para la industria de la construcción en Bolivia y que actualmente se importan a un precio alto”, explica el ejecutivo.

Del mismo modo asegura que “El Mutún

es un proyecto de magnitud a nivel mun-dial que puede ser trabajado de manera tal que Bolivia tenga la oportunidad no sólo de beneficiarse de la exportación de hierro y/o productos procesados, sino también de de-sarrollar habilidades e iniciativas dentro del país que darán servicio al Proyecto”.

FINANcIAMIENtoDe acuerdo a Kelly, la compañía cuenta

con el apoyo financiero de tres grupos para desarrollar el Proyecto de El Mutún: Carling Capital Partners de Sydney, Australia; CPM Group de Nueva York en los Estados Unidos de Norte América y “un grupo de los prin-cipales accionistas de la Compañía que son

chino – malayos con muy buenos contactos en la industria china del acero”.

PARtIcIPAcIóNPREFEctURAL

Consultado al respecto, el asesor de Mi-nería, Hidrocarburos y Energía del Gobierno Departamental de Santa Cruz José Padilla, citó a la ley 3787 que modifica el régimen de regalías mineras y que en su artículo 100, establece que las prefecturas productoras deben distribuir al menos el 10 por ciento para actividades de prospección y explora-ción, reactivación productiva y monitoreo ambiental con entidades ejecutoras especia-lizadas en desarrollo y exploración minera.

rgL OfrECE InvErTIr $us 1.200 MILLOnEsEn EL OTrO 50 pOr CIEnTO DEL MuTúnProducirían inicialmente 2 millones de toneladas por año de hierro, con la posibilidad de subir a 10 millones de tonela-das por año en 5 años. Aseguran contar con el mercado chino para la comercialización del mineral. Presentarán el plan de participación al directorio de la ESM.

CARTA De inTenCioneS

teXto: FRANco GARcíA S.

Empresas internacionales ofrecen oportunidades de negocio para la otra parte del Mutún, aún no concedida para explotación.

MINERÍA

92009 | Septiembre

“Estamos cumpliendo la ley al incentivar y atraer inversión extranjera para que se haga exploración en el departamento y así benefi-ciar al país y a la región”, puntualizó.

El punto 4 de la cláusula tercera de la car-ta de intenciones firmada entre la Prefectura y la empresa RGL señala como objeto de la misma “consolidar una sociedad estratégica con empresas especializadas en el sector mi-nero que estén en condiciones y que tengan interés de invertir recursos con ese fin, para desarrollar el sector minero en la región, en condiciones ventajosas y beneficiosas para el departamento”.

Según Padilla sería posible crear una So-ciedad Anónima Mixta entre el Gobierno De-partamental y la empresa RGL para explorar y explotar el área no concesionada a Jindal del Mutún. La tarea inmediata sin embargo es presentar el plan de participación del pro-yecto al directorio de la ESM para buscar su aprobación.

GoBIERNo qUIERE ExPLotAR PoR SU cUENtA

Por su parte en un discurso pronunciado en Oruro, el presidente de la República Evo Morales Ayma, expresó su intención de que el Estado explote por su cuenta la mitad del yacimiento de hierro en el cerro El Mutún, por lo que instruyó al ministro de Minería, Alberto Echazú, la concreción de este pro-yecto.

Al recordar que la mitad de los depósitos de hierro está en Contrato de Riesgo Com-partido con la india Jindal, el Jefe de Estado puntualizó la necesidad de “avanzar en el de-sarrollo de la siderúrgica en Santa Cruz”, to-mando en cuenta el otro 50 por ciento para operar estatalmente.

Del mismo modo dijo que el ministro de Minería “tiene instrucciones del presidente para avanzar a fin de que nosotros explote-mos el hierro de El Mutún, desde la materia prima hasta la industrialización y el añadido de valor agregado, además de avanzar en la producción de zinc, cobre, aluminio y hierro con la meta de fabricar autos en Bolivia”.

MINA DE hIERRo y PLANtA DE MEtALES ESPEcIALES

La compañía australiana cree que las ins-talaciones para una producción escalonada proporcionarían las condiciones más venta-josas de desarrollo. La producción inicial de

unos 2 millones de toneladas de mineral de hierro por año, aumentando por lo menos a 10 millones de toneladas por año, podría lle-gar incluso hasta 20, dependiendo del trans-porte y mercados disponibles.

El costo estimado por RGL para diseñar y construir una mina de 2 millones de tone-ladas por año con las instalaciones de expor-tación correspondientes es de $us 350 a 600 millones, condicionada al transporte a usar-se. Para montar una mina de 10 millones de toneladas por año se estima un costo entre $us 750 millones a $us 1 billón.

RGL propone producir productos dife-rentes a los propuestos por Jindal para gene-rar mayor beneficio para Bolivia, por lo que la Compañía establecería la exploración para el desarrollo de minas de metales de menor importancia usados en la producción de aceros especiales, tales como bismuto, man-ganeso, níquel y tungsteno.

“Tal oferta permitiría que los beneficios económicos de El Mutún sean diseminados a través del país y no se limitarían al área inmediata alrededor de Puerto Suárez. El yacimiento de bismuto de Tasna – Quechis-la situado en la parte sur de Bolivia, es uno de los proyectos que podría entrar en pro-ducción. El escudo precámbrico es también altamente potencial para el níquel y se tiene buenas prospecciones para el manganeso” señala la empresa australiana. La compañía trabajaría con Sergeotecmin para identificar otras áreas conocidas y potenciales en Boli-via que se podría explotar en conjunto con una planta siderúrgica en Mutún”, indica la propuesta de RGL.

coMERcIALIZAcIóN EN LA chINA

China se presenta como el mercado más seguro para el mineral de hierro del proyec-to de El Mutún de la Compañía RGL, puesto que manifiesta tener contactos con Gordon Chen del fabricante de acero de la China Henan Jiyuan Iron & Steel (Group) Co. Ltd. (número 110 en el mundo) para proveerles mineral ferroso de El Mutún.

Asimismo a través de los inversionistas chino – malayos de la Compañía se abre la posibilidad de acercarse a Sinosteel, empre-sa estatal china que se dedica principalmen-te al desarrollo y procesamiento de recursos minero- metalúrgicos, comercialización y lo-gística de materias primas y productos meta-lúrgicos y a la provisión de servicios técnicos de ingeniería y fabricación de maquinaria.

Según RGL también podrían negociar su participación en El Mutún en los niveles más altos del gobierno chino, a través de su cer-canía con el quinto político más importan-te de ese país, Bai Lichen, a quien llegaron mediante Guan Aiguo, presidente de la em-presa China Recycling Development Corpo-ration Limited, la compañía de reciclaje más grande de esa nación, a la que incluirían en la sociedad, como accionista mayoritario.

UNA coMPAñíA qUE yA oPERA EN BoLIvIA

La Compañía Republica Gold Limited (RGL) tiene su domicilio legal en 144 Cobra Road Mareeba, en el estado de Queensland en Australia y está legalmente representada por John Kelly. Está registrada en la Bolsa de Valores de ese país. Su página en internet es www.republicgold.com.au.

En Bolivia está representada por su sub-sidiaria Compañía Exploradora Vistex S.A. registrada en Fundempresa y domiciliada en la Av. Montenegro No. 858 en La Paz. También cuenta con otra subsidiaria Mine-ra Nueva Vista S.A, que compró hace unos años a la Vista Gold Corp el yacimiento de oro de Amayapampa, que se encuentra en la provincia Chayanta del Departamento de Potosí, donde además de continuar con esta labor emprenderán un programa de perfo-ración de diamantina, dirigido a incrementar el tamaño del yacimiento y aumentar la vida de la mina. ▲

“MI coMPAñíA tIENE UN coMPRoMISo coN BoLIvIA”

John Kelly, director ejecutivo de RGL

“Tal como usted solicitó, mi compa-ñía, Republic Gold Limited de Australia, presenta una propuesta detallada de cómo podría participar en el desarrollo del Proyecto de Yacimiento de Hierro El Mutún. Republic participaría en El Mu-tún a través de una de las compañías subsidiarias en Bolivia, ya sea Minera Buena Vista S.A. o Exploradora Vistex S.A.

El Mutún es probablemente el mayor proyecto en Bolivia y, tal como conversamos, su desarrollo necesita ser analizado adecuadamente para que errores cometidos en otros paí-ses, como Australia, en la planificación, derecho propietario y desarrollo de la significativa infraestructura requerida para semejante proyecto no se repi-tan en Bolivia. Para este propósito, mi oferta de proporcionar asesoramiento en la planificación de infraestructura se mantiene y está incluida en la presente propuesta.

Un proyecto de esta magnitud solamente puede ser llevado a cabo apropiadamente involucrando a mu-cha gente y grupos calificados y con experiencia. Como tales, estaríamos orgullosos de estar al lado de empre-sas mineras y de desarrollo de la India y China, y de otras naciones, para aso-ciarnos con Bolivia en el desarrollo de El Mutún.

Desde mi primera visita para con-versar con usted sobre El Mutún, nues-tra subsidiaria boliviana, Minera Nueva Vista S.A. ha suscrito un acuerdo con el sindicato de trabajadores de Amayam-pampa, pagando un salario a tiempo completo por el programa de entre-namiento en la mina a los 280 traba-jadores potenciales de Amayapampa. También hemos estado estudiando un nuevo lugar para un dique de colas en Amayapampa, que creemos que será social y ambientalmente responsable que el sitio escogido en el Estudio de Factibilidad existente. Asimismo esta-mos por emprender un programa de perforación de diamantina en Amaya-pampa, dirigido en parte a incrementar el tamaño del yacimiento y aumentar la vida de la mina. Esta perforación estará a cargo de una compañía boliviana”.

(Extracto de la carta enviada a Guillermo Da-lence por John Kelly el 19 de agosto del 2008).

fuente: propuesta rgL a la EsM para participar en El Mutún – Agosto 2008

Actividad costo estimado$us

tiempo estimadoMeses

Carta de intenciones, solicitud/transferencia para la concesión y acuerdo formal con EsM

0 al 3 200,000

Estudios medioambientales 3 al 15 2,690,000

Programa de exploración 3 al 36 13,590,000

Estudios de factibilidad 24 al 48 37,120,000

Desarrollo de las operaciones mineras

48 al 96 675,000,000

Desarrollo de una planta de proce-samiento de acero de 2 M tons/año

84 al 108 514,000,000

Total 0 al 108 1,242,8000,000

MINERÍA


TenemoS expeRienCiA Con muniCipioS y Con LA univeRSiDAD De SAn Simón pARA DeTeRminAR bALAnCeS eneRGéTiCoS“ “Freddy Magnani – secretario de Hidrocarburos de la Prefectura de CBBA

Conscientes de la necesidad de ampliar su desarrollo energético, las autori-dades prefecturales de Cochabamba

elaboran una base de datos, que esperan esté lista hasta fin de año, para implementar un plan en busca de ampliar su potencial, especialmente en el sector de hidrocarburos, donde la producción y las reservas tienden a disminuir.

En vísperas del 199 aniversario de Cocha-bamba – 14 de Septiembre - el secretario de Hidrocarburos de la Prefectura, Freddy Mag-nani, indicó que están realizando foros para determinar el potencial energético de su departamento, en base a experiencias pre-vias con municipios donde realizaron similar labor.

“Tenemos experiencia con municipios y con la universidad de San Simón. Hemos hecho un ensayo para determinar el balance energético en un municipio. Con esa práctica queremos replicar lo mismo en las cinco re-


COCHABAMBA ApunTA A InCrEMEnTArsu pOTEnCIAL EnErgéTICOLas autoridades de la Prefectura de Cochabamba son conscientes que las reservas hidrocarburíferas tienden a disminuir en su departamento, por lo que se movilizan para demandar la perforación de más pozos. Elaboran una base de datos energética.

199 AniveRSARio

Con una ubicación geográfica estratégica al centro del país, su potencial inte-grador es inmejorable.

Las reservas y producción petrolera están el en Trópico. Misicuni sigue siendo un proyecto anhelado.

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Hya un importante crecimiento de la infraes-tructura eléctrica en el departamento.

La ciudad del valle se moderniza y se incrementa la demanda de energía.

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giones que tenemos en Cochabamba para poder plantearlo a nivel departamental”, sos-tuvo.

La preocupación de Magnani se centra en que una buena parte de los pozos petroleros y gasíferos en producción en Cochabamba se están agotando, algunos fueron cerrados, mientras que otros no están operando. “Al momento vemos un factor de decrecimien-to, puesto que la producción cae y vuelve a recuperar, pero esto no va a ser por siempre, porque la tendencia es a bajar, para eso ne-cesitamos tener otros pozos y reemplazar los que están en declinación desde hace un tiem-po atrás”, enfatizó.

Indicó que ejecutivos de la empresa Rep-sol les confirmaron que en el 2010 perforarán un pozo de producción en Kanata, de acuer-do a su programación con YPFB. Existe la po-sibilidad de perforar también en otro lugar, pero el problema es que está localizado en un área protegida. En los próximos días se reuni-rían de manera conjunta con autoridades de YPFB, Repsol y Chaco para ejecutar proyectos que incrementen la producción.

FoRoSLa Secretaría Hidrocarburos de Cocha-

bamba, desarrolla una serie de foros con el objetivo de conformar un Consejo Departa-mental de Minería, plantear lineamientos es-tratégicos para implementar el plan de desa-rrollo económico y social y evaluar lo que dice la nueva Carta Magna respecto a la minería y si es conveniente incorporarlo a su estatuto autonómico que está en proceso.

“La Prefectura y Sergeotecmin elabora-rán cartas geológicas, para determinar áreas mineras, hidrocarburíferas e incluso acuíferas para conocer los lagos, lagunas, y aguas sub-terráneas, a fin de determinar áreas forestales. Este estudio geológico nos dará luces para dirigir y plantear lineamientos estratégicos para el desarrollo de Cochabamba”, explicó Magnani.

hIDRocARBURoSLas reservas probadas de petróleo del De-

partamento de Cochabamba en el Chapare, llegan a 68.3 millones de barriles, que repre-sentan el 7.5 por ciento de las reservas nacio-

nales; mientras que de gas natural a 1.139 Tri-llones de Pies Cúbicos (TCF), un 2,2 por ciento del nacional, según datos de YPFB.

Las reservas de petróleo y gas, disponi-bles al primero de enero de este año, se en-cuentran en los bloques Chimoré y Mamoré,

MINAS EN ActIvIDAD

Provincia de Arque.- Cooperativas de FEDECOMIN: Mina Cerro Grande, Tu-jsuma, Berengüela y Nueva Uncía.

Provincia Ayopaya.- Cooperativa Kami: Taminani, Laguani, Lapiani, Kami Central, Kami Candelaria, Murillo-Santa Rosa-Solano, Lipichi, Río Ayopaya; Em-presa Minera Diesse Ltda.

Província Tapacari.- Cooperativas de FEDECOMIN.

Província Capinota.- Cooperativas de FEDECOMIN.

Província de Mizque.- Cooperativas de FEDECOMIN.

Província Bolívar.- Cooperativas de FEDECOMIN.

ESPECIAL COCHABAMBA

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que operan las empresas Chaco y Repsol, res-pectivamente, en la jurisdicción del municipio de Entre Ríos, Provincia Carrasco.

ENERGíA RENovABLEEn el marco del Plan de Desarrollo Ener-

gético de Cochabamba, Magnani confirmó que coadyuvarán junto a ONGs y el Gobierno a ampliar la instalación de sistemas fotovol-taicos, especialmente para las zonas aisladas, que incluso no tienen acceso por vía terrestre. Además se piensa incursionar en la energía eólica para la parte andina del departamento, por lo que se dedican a gestionar financia-miento y propuestas para incrementar estos sectores.

MINERíAEl Consejo Departamental Minero recien-

temente conformado está a cargo de la uni-

versidad de San Simón, Prefectura, Cámara del sector y la federación de cooperativas mineras. A este grupo se sumarán otras organizaciones sociales como la federación de campesinos que estuvo invitada pero no pudo asistir.

El potencial que se estima en el depar-tamento de Cochabamba es de hierro, boro, piedras preciosas, titanio y algunos otros minerales. Las Provincias de Tapacarí, Arque, Capinota, Mizque, Ayopaya, Arce, Bolívar y Chapare, tienen potenciales mineralógicos de gran escala. Magnani considera que es conveniente realizar las prospecciones y ela-borar cartas geológicas correspondientes, junto a Sergeotecmin.

MENoS REGALíAS E IDhLa Prefectura de Cochabamba recibe

cada vez menos ingresos por regalías e Im-puesto Directo a los Hidrocarburos, por dife-

rentes motivos ligados en algunos casos con la gestión del Gobierno Nacional, por lo que según su proyección hasta fin de año, los re-cortes estarían entre 60 y 70 millones de bo-livianos.

“En cuanto a regalías estamos recibien-do mensualmente 8 millones de bolivianos en promedio. Entre enero, febrero y marzo hemos sufrido una rebaja. A partir de abril nuestros recursos se ha reducido a 5 millones y a fines de julio a 4.1 millones. Esto se debe al decreto que sacó el Gobierno para sus-pender los pagos por 3 meses. Si vamos con estos montos hasta la fecha tendríamos hasta agosto, menos 14 millones de bolivianos y si hacemos la proyección hasta fin de año ten-dríamos 50 a 60 millones menos respecto al IDH”, indicó.

SEctoR ELéctRIco

La potencialidad eléctrica de Cocha-bamba se ve reflejada a través de los dife-rentes tipos de generación instalados en el departamento que en suma dispone de una capacidad efectiva de 433.2 MW. tanto en hi-droeléctrica como termoeléctrica, misma que corresponde al 37.27 por ciento del total de energía en todo el territorio boliviano.

Por otro lado la demanda de energía eléctrica del departamento de Cochabamba es de 838,5 Gwh en el 2008 lo que representa el 16.32% respecto al total nacional.

Los proyectos más importantes de gene-ración eléctrica a nivel nacional que se están construyendo (Misicuni y Entre Ríos) aprove-chan la situación geográfica estratégica, así como las potencialidades hidroeléctricas del departamento de Cochabamba, con los que se inyectaría otros 184 MW al Sistema Interco-nectado Nacional. ▲

ESPECIALCOCHABAMBA


CompRomeTiDA Con un DeSARRoLLo SoSTenibLe, LA empReSA CumpLió Con LoS RequiSiToS De LA AuToRiDAD AmbienTAL nACionAL “ “Luis Fernando Alarcón Mantilla - presidente del directorio de ISA

ISA Bolivia obtuvo el año pasado ingre-sos operacionales por 128 millones de bolivianos, además de lograr una utili-

dad neta de Bs. 79 millones, alcanzando un margen EBITDA de 83,65 por ciento (margen bruto de explotación de la empresa, antes de deducir los intereses, amortizaciones e im-puestos), según el informe de gestión dado a conocer por el directorio de esta empresa a Reporte Energía.

Al finalizar el 2008, el total de activos de la empresa transmisora de electricidad as-cendió a Bs. 677 millones presentándose un incremento del 15 por ciento con respecto al 2007, efecto generado por la incorpora-ción de la nueva Subestación Arboleda, cuya declaración comercial fue en julio del año pasado.

En el marco de la transparencia y com-promiso social, la empresa de capitales co-lombianos que opera en el país, mostró sus estados financieros, gestión, operación y mantenimiento de las líneas de transmisión eléctrica que está a cargo en el país, desta-cando un 99,9 por ciento de disponibilidad de las mismas.

Según la compañía eléctrica se mejoró valores anteriores tomando en cuenta núme-ro de fallas por cada 100 km de línea, desco-nexiones, promedio de duración y demanda no atendida, superando favorablemente los límites establecidos por el Reglamento de Calidad de Transmisión del Sistema Eléctrico Boliviano y las metas establecidas para las empresas del Grupo ISA.

“Con el modelo de Mantenimiento Cen-trado en Confiabilidad y las herramientas para su planeación, control y evaluación, ISA Bolivia cumplió el programa de actividades de tipo predictivo, preventivo, correctivo y de búsqueda de fallas. Estas tareas, además de contribuir a la prolongación de la vida útil de los activos productivos, permitieron el cumplimiento de los indicadores de calidad del servicio”, indicó Luis Fernando Alarcón Mantilla, presidente del directorio de ISA en la carta dirigida a los accionistas de la com-pañía.

Del mismo modo añade que “compro-metida con un desarrollo sostenible, la em-

IsA OBTuvO Bs. 79 MILLOnEs DE uTILIDAD nETA En EL 2008 La disponibilidad de las líneas que tenía valores excelentes fue mejorada alcanzando un valor de 99,9992%, superando favorablemente los límites establecidos por el Reglamento de Calidad de Transmisión del sistema eléctrico boliviano, según la Compañía.

inFoRme De GeSTión


presa cumplió con los requisitos de la auto-ridad ambiental nacional establecidos en la Licencia Ambiental, incorporando en todas sus actividades, tanto las exigencias guber-namentales, como las políticas del grupo. Asimismo se presentaron los informes de monitoreo semestral exigidos por el Vice-ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales, Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas, y los financiadores: El Banco Interamericano de Desarrollo – BID y la Corporación Andina de Fomento – CAF”.

EStUDIoS REALIZADoSCumpliendo el Reglamento de Opera-

ción del Mercado (ROME), en forma conjunta

TDE e ISA Bolivia enviaron al CNDC y a todos los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), el Estudio de la Demanda y Oferta de la Capacidad de Transporte para los periodos Mayo 2008 – Nov. 2012 y Nov. 2008 – Abril 2013. En ese análisis se ratifica y recomienda la necesidad de construir las líneas de trans-misión Cochabamba – La Paz a 230 KV para reforzar el área Norte, y la línea Vinto – Pun-utuma a 230 KV.

Del mismo modo y para cumplir con el compromiso adquirido con la ex Superin-tendencia de Electricidad (SDE) ISA entregó el informe ejecutivo del estudio “Licencia provisional para estudios de la interconexión Perú – Bolivia”. ▲

Una de las 3 empresas encargadas de la transmisión, demuestra resultados exitosos y lllama la atención en un entorno estatista.

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CHEvrOLET vOLT, un MODELO ELéCTrICO 2011

General Motors reveló oficialmen-te el Chevy Volt, un prototipo de automóvil enchufable que fun-

ciona con un motor de gasolina de cua-tro cilindros, 1.4 litros de cilindrada y un motor eléctrico de 111 kW, el equivalente de 150 caballos de fuerza de potencia.

El lanzamiento del Volt fue progra-mado por General Motors como modelo 2011 e iniciará ventas en noviembre de 2010. El Chevrolet Volt, ha sido galardo-nado por su avanzada tecnología con el Premio por el Medio Ambiente en la 24ª Edición del Festival Automobile Interna-tional de París.

La particularidad de éste vehículo radica en que el motor de gasolina no mueve el coche de forma directa, sino que está unido a un generador de 53 KW que carga la batería cuando está ago-tándose, por lo que el coche siempre es propulsado por el motor eléctrico. La batería de iones de litio, tiene una capa-cidad de 16 KWh, de los cuales sólo son

aprovechables 8,8 KWh, debido a que nunca se carga mas del 85% y nunca se descarga del todo, puesto que al llegar al 30% empieza a cargarse con el motor de combustión interna.

La autonomía del vehículo es de 64 kilómetros en modo solo eléctrico, mo-mento en el cual empezará a gastar ga-solina, agotándose aproximadamente a los 500 kilómetros. General Motors anun-ció que esperan que el Volt alcance una economía de combustible en ciudad de 230 millas por galón (100 km por litro), calculada según la nueva metodología propuesta por la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA) para evaluar los vehículos híbridos eléc-tricos enchufables.

El coche se puede cargar tanto en 240 voltios y 120 voltios, y toma 03 a 08 horas para cargar completamente la batería. Ofrece todas las comodidades al conductor, como el sistema de sonido con mp3, bluetooth, aire acondicionado y otras comodidades. El Chevrolet Volt aparecerá en la nueva película de Trans-formers. ▲

teXto: NANcy cAStRo Z.

Los autos con baterías de Ion-Litio estarán en los garajes de la gente común a partir de 2011. Los “verdes” pasarán a convertirse en el transporte alternativo de varios países.

ENERGÍASALTERNATIvAS

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¿Cuál es el secreto para que una empre-sa estatal sea eficiente en su gestión empresarial y proyecte su crecimiento

a nivel internacional?, Oscar Bravo, director de Fusiones y Adquisiciones de Ecopetrol, explicó que en el caso colombiano se trató de una transformación que implicó la mo-dificación de su estructura organizacional, venta de acciones, regulación imparcial del Estado y planteamiento de metas ambicio-sas.

Ecopetrol en el 2005 antes de su trans-formación contaba con una inversión de 922 millones de dólares, pero tras modificaciones que le permitieron crecer empresarialmente cuenta para este año con 6.224 millones de dólares para diferentes proyectos energéti-cos, provenientes de la misma empresa, sin contar otros recursos que aportan sus socios u otras empresas privadas de la industria hi-drocarburífera en Colombia.

“Para que las empresas inviertan tiene que haber proyectos interesantes con renta-bilidad. Todo mundo invierte buscando re-

tribución y estabilidad porque este es un ne-gocio de 25 a 30 años, por lo que se requiere confianza para la inversión externa. ¿Como lo hicimos nosotros? Con mayor autonomía, con la emisión de acciones y reinvirtiendo los mismos recursos que ha generado el ne-gocio”, indicó Bravo.

Pese a tener entre el 60 a 70 por ciento de la actividad hidrocarburífera bajo su ad-ministración, Ecopetrol debe competir en igualdad de condiciones con las demás em-presas del sector advirtió Bravo, al precisar que la estatal petrolera está sometida a la regulación de la Agencia Nacional de Hidro-carburos (ANH), organismo que administra y recibe las regalías, asigna bloques explo-ratorios, fomenta la exploración y fiscaliza toda la cadena energética.

“La relación de Ecopetrol con la ANH es igual a la de cualquier cliente del sector, puesto que debemos cumplir las reglas y compromisos como cualquier otra compa-ñía. Creo que esta situación nos ha permi-tido crecer y competir no sólo dentro del país, sino ahora internacionalmente con otras empresas del sector”, afirmó al funcio-nario colombiano.

Sin embargo la estatal petrolera de Colombia, no descuida su aporte al Estado porque además de entregar regalías e im-puestos, paga anualmente dividendos de las utilidades netas de la Compañía a los accionistas, lo que genera una retribución importante para los ciudadanos de ese país

que compraron acciones de esta empresa.La legislación colombiana sólo permite

a las empresas estatales vender un 10.1 por ciento de acciones, por lo que actualmente el Estado es dueño del 89.9 por ciento de las acciones de Ecopetrol, aunque una ley le da la oportunidad de vender 9.9 por ciento


ECOpETrOL: unA EsTATAL quE COMpITE,ATrAE CApITAL y sE InTErnACIOnALIzAEl Estado tiene un 89.9 por ciento de acciones de la empresa petrolera colombiana, mientras que el restante porcentaje fue adquirido por ciudadanos particulares. Este 2009 sin contar con aportes privados invertirá 6.224 millones de dóla-res seis veces más que en 2005. Ya salió de Colombia y opera “offshore” en el Golfo de México.

moDeLo exiToSo

pARA que LAS empReSAS invieRTAn Debe exiSTiR pRoyeCToS inTeReSAnTeS, RenTAbLeS y eSTAbLeS“ “Oscar Bravo – director de Fusiones y Adquisiciones de Ecopetrol (Colombia)

Oscar Bravo, mostró lo mejor de Ecopetrol: Gestión eficiente. La nueva imagen corporativa mostró a un emrpesa creativa, eficiente y agresiva que ahora juega en mercados globales.

GESTIÓN PúBLICA

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más de acciones extras, misma que se hará posteriormente, dijo Bravo. Por el momento al tener capital privado es considerada y se maneja como una Sociedad Anónima Mixta (SAM).

Respecto a los contratos vigentes en Colombia, Bravo señaló que existen los de asociación firmados antes del 1 de enero del 2004, mismos que continúan en actua-lidad, aunque existen otros que llegaron posteriormente a esa fecha y que tienen un contenido diferente, que son administrados

por la ANH.

cAMBIo DE IMAGENEl cambio de imagen de Ecopetrol, in-

troduciendo una iguana como ícono, trajo consigo diferentes reacciones en Colombia, puesto que en principio causó sorpresa y asociaciones negativas, pero al final el re-sultado fue positivo porque dinamizó la concepción de la identidad corporativa de la compañía, aseguró Bravo.

“Nos decían camaleones o hasta dino-

saurios, pero al final se dieron cuenta que la empresa había cambiado no sólo en la ima-gen sino también en la práctica porque se convirtió en una compañía de todos los co-lombianos, ágil, eficiente y también cuidado-sa del medioambiente”, puntualizó.

cUARtA EN LAtINoAMéRIcAEcopetrol es una compañía integrada de

petróleo y gas con liderazgo en el upstream y downstream en Colombia. Es cuarta en Lati-noamérica y 38 a nivel mundial. Posee un cre-cimiento del 12 por ciento en producción en el 2008. Su capacidad de refinación alcanza a 330 Mbod (miles de barriles de petróleo por día) y tiene una importante infraestructura de transporte. Obtiene ingresos de $us 11, 7 billones, Ebitda de $us 4,4 billones (utilidad antes de intereses, impuestos, depreciación y amortizaciones) y Roce de 17 por ciento (ren-tabilidad sobre el capital invertido).

La compañía estatal petrolera de Colom-bia lidera la mayoría de los segmentos de la cadena hidrocarburífera en ese país. Por ejemplo, en exploración su participación en el mercado es de 67 por ciento en crudo y 33 por ciento en gas. Tiene reservas 1P: 1,474

Mboe (miles de barriles de petróleo equiva-lente) y áreas contratada: 17,5 M hectáreas. En cuanto a producción es de 473 Kboed (miles de barriles de petróleo equivalente por día), donde el crudo alcanza 385 Kboed (82%) y el gas 87 Kboed (18 %).

En cuanto al transporte, la red total de oleoductos y poliductos es 8.433 Km. (79%); mientras que en refinación suma 330 Kbod, (Barranca: 250 Kbod - Cartagena: 80 Kbod). En Petroquímica se adquirió la compañía Propilco que produce 405 KTon/año de po-lipropileno. En ventas se totalizó 615 Kboed, de las cuales 336 Kboed (54%) corresponden a la parte nacional y 279 Kboed (46%) a las ex-portaciones.

LA tRANSFoRMAcIóN PASo A PASo

En los últimos años Ecopetrol estuvo inmersa en un proceso de transformación constante enmarcado en la reforma del sec-tor de hidrocarburos en Colombia. En el 2003 se inició el cambio interno de esta compañía, mediante el Decreto 1760/03 que planteaba una nueva regulación del sector de hidrocar-buros, a través de la creación de la ANH para hacer más competitivo el sector. En ese año también se implementó un nuevo sistema de gestión basado en la excelencia operacional, implementación de estándares de gobierno corporativo e inicio de operaciones interna-cionales en Brasil.

El proceso de internacionalización de Ecopetrol se inició en el 2005, cumpliendo pa-sos como la promulgación de la Ley 1118/06 del 2006 que autorizaba la Capitalización de Ecopetrol.

En el 2007 se hizo la Oferta Pública Inicial (10.1%) por $us 2.8 billones, acompañado además de la nueva imagen corporativa.

En marzo de 2008 se adquirió la empre-sa Propilco que producía 400 kilotonelada (Kton)/año (unidad de masa que equivale a mil toneladas) de polipropileno, además de incursionar en negocios en Perú y en el Golfo de México. Ese mismo año en septiembre se ingresó a la bolsa de Nueva York. En el 2009 se continúo con adquisiciones a lo largo del negocio (Hocol, OIG, Ocensa) habiéndose generado recursos financieros por $us 2,2 billones. ▲

GESTIÓN PúBLICA

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AL SepARARSe eL eTAno De LA CoRRienTe De GAS que hoy eS quemADo, Se poDRíAn hACeR pLAnTAS De poLieTiLeno De bAjA DenSiDAD y De ALTA DenSiDAD A pARTiR De LA CoRRienTe De GAS nATuRAL“ “Cleantho Leite Filho, ejecutivo de Braskem - Sao Paulo - Brasil

La oportunidad del desarrollo de la industria petroquímica en Bolivia se hace evidente cuando se toma en

cuenta que actualmente, el país exporta gas natural a un valor de $us. 200 a 250 por tonelada e importa productos trans-formados (resinas plásticas o plásticos terminados) por un costo de entre $us. 1.300 a 2.000 la tonelada, lo que significa hasta 10 veces más generación de valor.

Estas cifras fueron presentadas por Cleantho Leite Filho, ejecutivo de la em-presa Braskem - Sao Paulo - de Brasil, al sostener que Bolivia tiene el potencial de desarrollar una importante industria local y exportadora de valor agregado porque cuenta con la materia prima para los principales polímeros básicos.

Sólo en 2008, la industria plástica boliviana procesó cerca de 93 mil tone-ladas de resinas plásticas proveniente de la importación, 28 mil toneladas co-rresponden a Polietilenos (resinas). Ade-más importó aproximadamente $us. 300 MM (alrededor de 100 mil toneladas) de transformados plásticos, productos ya con mayor valor agregado.

La petroquímica es una parte de la

cadena de hidrocarburos que comienza con el upstream de exploración y produc-ción, pasa por la refinería y separadoras de gas, sigue por las centrales petroquí-micas (Primer nivel: petroquímicos bá-sicos) luego por el productor de resinas (Intermedio: resinas) y finalmente al con-vertidor de plásticos (Transformación).

Del gas natural se pasa al etano, al etileno, polietileno hasta obtener los transformados plásticos. La petroquí-mica también incluye los productos de amoniaco urea para fertilizan-tes, producto-res de etanol y otros inter-mediarios que van a diversas aplicaciones.

En ese sentido, existe todo un poten-cial en Bolivia una vez que cuente con la existencia de materia prima para los prin-cipales polímeros básicos que es punto inicial para desarrollar la petroquímica. Al separarse el etano de la corriente de gas que hoy es quemado se podrían hacer plantas de polietileno de baja y de alta densidad a partir de la corriente de gas

natural, explica Cleantho Leite Filho.La cadena de valor de los hidrocarbu-

ros boliviana tiene las actividades de ups-tream, refino y pequeñas plantas separa-doras; además el gobierno ha anunciado la construcción de dos nuevas plantas.

“El desarrollo de la petroquímica es llenar ese espacio en la cadena de valor que podría permitir no solamente abas-tecer el mercado interno sino también exportar”, expresa Leite y resalta que

también esta in-dustria es una alta promotora de em-pleos.

Una central petroquímica pue-de generar 0,5 empleos por cada 1.000 toneladas /año, una planta de resina 1,5 empleos

por cada 1.000 toneladas/año y la última etapa de la cadena, que sería la conver-sión plástica genera una media de 55 empleos por cada 1.000 toneladas/año.

En Brasil, esta industria que es alta-mente avanzada tiene en promedio 62 empleos por cada 1.000 toneladas año. En cuanto a los costos de estas plantas, se requiere alrededor de 2,5 millones de

dólares para producir 1.000 toneladas año de polietileno considerando las exis-tencias de las plantas anteriores a este proceso.

AccIoNES PARA LA INDUStRIALIZAcIóN

Para el desarrollo de la cadena pro-ductiva en los próximos 10 años, se creará la Empresa Boliviana de Industria-lización. “En los años próximos el sector hidrocarburos va a seguir siendo el prin-cipal articulador de la exportación, pero la industrialización, la petroquímica, está definitivamente puesta en los ojos del gobierno”, dijo Oscar Coca Antezana, mi-nistro de Hidrocarburos y Energía.

Asimismo mencionó que es paradóji-co que en un país que todavía es agríco-la se tenga que traer de otros países un producto tan básico como el fertilizante, “pero hoy estamos en condiciones de hacer una planta de amoniaco urea y po-siblemente el próximo año esté saliendo el producto y de ahí en adelante la pe-troquímica en sí, va a dar grandes pasos”, resaltó.

Por su parte, Carlos Villegas, presiden-te de YPFB manifestó que se ha identifi-cado una batería de proyectos de indus-trialización: planta de polietileno, planta de amoniaco urea, GTL, Petrocasas y el apoyo a la empresa Jindal (dedicada a la explotación de hierro).

Según Villegas, estos proyectos se plasmarán del 2009 al 2015, aunque por el momento están a cargo de YPFB más adelante la responsabilidad será asumida por la Empresa Boliviana de Industrializa-ción que tiene su respaldo de creación en la nueva Constitución Política del Es-tado.

Actualmente, se tienen acercamien-tos con la empresa venezolana Pequiven (PDVSA) y se retomarán las relaciones de trabajo con Braskem de tal manera que los proyectos de industrialización puedan ser una realidad. Para esto, se requiere un importante incremento de la producción de hidrocarburos y asegurar el abastecimiento tanto del mercado in-terno como externo.

En cuanto a las inversiones en el sec-tor, en los próximos 7 años se necesita cerca de $us. 11 mil millones de los cua-les YPFB con todas sus empresas tiene la obligación de invertir poco más de $us. 7 millones, el resto deberán hacerlo las empresas privadas, comentó Villegas. ▲


pETrOquíMICA, unA InDusTrIA quE puEDE gEnErAr 10 vECEs MÁs vALOrPara el desarrollo de la cadena productiva, en Bolivia se creará la Empresa Boliviana de Industrialización. Asimismo se tienen acercamientos con la empresa venezolana Pequiven y se retomarán las relaciones de trabajo con Braskem de Brasil, de tal manera que alguno de los proyectos de industrialización puedan concretarse.

TRAnSFoRmACión

“EN CUANTO A LAS INvER-SIONES EN EL SECTOR, EN LOS PRÓxIMOS 7 AñOS SE

NECESITA CERCA DE $US. 11 MIL MILLONES

“

INDUSTRIA

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El Consorcio SB, conformado por las empresas Bolinter y Serpetbol cons-truyen caminos y planchadas en

Sábalo 7 y 8, distante a 50 kilómetros de Villamontes para Petrobras en el bloque San Antonio, mismas que se prevén estén listas para abril del 2010, con la meta de concluir el proyecto antes del plazo acor-dado y cumpliendo las normas de calidad y seguridad correspondientes, de acuerdo al boletín informativo de Agosto de Bolinter.

De esta manera se contempla activi-dades de ingeniería de detalle, desmonte, movimiento de tierra de más de 420 mil m3 entre corte de terreno, corte en roca, relleno compactado y ripiado de cami-nos. Además se tiene previsto ejecución de fundaciones en las planchadas de per-foración, pileta de agua y lodos, obras de drenaje y de control de erosión en ambas planchadas, según Diego Soliz, encargado de Planificación y Control de Bolinter. Para-lelamente en la Quebrada los Monos, que está aledaña al Río Pilcomayo, se realizan trabajos de protección al gasoducto de 28” de la planta San Antonio.

“Nos sentimos privilegiados de impac-

tar positivamente en el aspecto laboral y social porque mantenemos una fuerza laboral que oscila entre 150 y llega hasta picos de 500/600 trabajadores que partici-pan en nuestras obras y contratos”, dijo el gerente general de Bolinter, Enrique Mena-cho. ▲

Silvia Manico y Gerardo Ortiz no ocultan su satisfacción. Lograron el sueño de la casa propia, una

que no sólo les brinda comodidad, sino que les ayuda a cuidar su salud y la de sus hijos, de dos años y de tres meses. Viven en Zapaterambia, una de las cua-tro comunidades guaraníes en las que se concluyó la construcción de 78 casas dentro del programa de “Viviendas Sa-ludables”, las que han sido pintadas con Inesfly, un producto especial que exter-mina insectos como la vinchuca, insecto transmisor del Mal de Chagas, enferme-dad endémica en la zona.

La entrega oficial de las viviendas se realizó con la presencia de los pobladores beneficiados y representantes de las institu-ciones que participaron en la ejecución y fi-nanciamiento del proyecto. El acto estuvo en-cabezado por el ministro de Obras Públicas, Wálter Delgadillo; el viceministro de Vivienda, Roberto Ballesteros; el gerente general de Repsol Bolivia, Luis García Sánchez; el vicepre-sidente de Pro Habitat, Guillermo Bazoberry; y el Capitán Grande de la Zona 3 de Itika Guasu, Fabián Cayo.

El proyecto se inició en 2003 con la cons-trucción de 20 viviendas en las comunidades de Itaparara y Zapaterambia, en el marco de un programa piloto que se ejecutó junto a la Asamblea del Pueblo Guaraní de la zona 3 de Itika Guasu.

En 2005, los representantes guaraníes so-licitaron la ampliación del programa, que se concretó a través de la firma de un convenio interinstitucional entre Repsol YPF E&P Bolivia, la APG-IG y Pro Habitat, para la construcción de 100 nuevas viviendas. ▲

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El subsuelo boliviano tiene considera-bles recursos por descubrir sobre todo en el Subandino Sur en los horizontes

de Huamampampa, Icla y Santa Rosa, ac-tualmente considerado el mayor potencial exploratorio gasífero de Bolivia.

De acuerdo a Isaac Álvarez Fernández, director adjunto a la Dirección General de Operaciones de Repsol, esta zona tiene una probabilidad de éxito entre el 15% y 20% y generaría de 40 a 50 descubrimientos aproxi-madamente. Actualmente, la petrolera Rep-sol tiene importantes inversiones en la zona donde ha realizado pozos exploratorios con resultados positivos.

Se debe destacar que el potencial hi-drocarburífero de los cuatro departamentos productores de Bolivia (Santa Cruz, Tarija, Co-chabamba y Chuquisaca) se encuentran en la faja del Subandino.

Además que el inicio del desarrollo de hi-drocarburos en el país se efectuó en la parte media del Subandino, tomando como base el sector Sur de Tarija y el sector Norte de San-ta Cruz, expresa José Padilla, asesor de Ener-gía, Hidrocarburos y Minería de la Prefectura cruceña.

Explica que en ambos extremos se ha tenido éxito en la exploración y explotación,

confirmando esta teoría los nuevos mega campos de Huacaya e Incahuasi próximos a la parte media del Subandino donde tam-bién la explotación de pozos antiguos del sector Camiri se encuentran en declinación de producción.

También en esta zona, a 20 kilómetros al Sur – Este de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, se encuentra el Campo El Palmar que permanecía inactivo desde hace 4 años y recientemente ha sido reactivado por la empresa GTLI (bajo un contrato de gerencia-miento con Dong Won, mientras se aprue-ba la cesión del contrato). Luego de realizar

un estudio integral del campo, la empresa concluyó que además de las reservas rema-nentes, existían niveles más profundos con potencial productor.

Por ello, realizó la perforación del pozo PMR 15 hasta los 3.500 metros de profun-didad confirmando la existencia de nuevas reservas; actualmente la empresa GTLI, bajo la aprobación de YPFB, realiza la terminación del pozo PMR 18, con el que espera alcanzar niveles productores.

Es en función del potencial geológico que tiene la zona del Subandino, que parte desde Camisea pasando por el norte argen-

tino hasta la ciudad de Santa Cruz, que la Prefectura plantea realizar convenios con las empresas petroleras que trabajan en el de-partamento para incentivarlas en la inversión de nuevas áreas de exploración y explotación e industrialización.

De igual manera, incentivar la explota-ción en las áreas donde los pozos antiguos han declinado su producción (Camiri y el Chaco); además de reinterpretar estas áreas geológicas a través de un nuevo modelo de geofísica para encontrar estructuras petrole-ras a mayor profundidad.

Según Padilla, las perforaciones de los


suBAnDInO sur, EL MAyOr pOTEnCIAL ExpLOrATOrIO gAsífErO DE BOLIvIAEl inicio del desarrollo de hidrocarburos en el país se efectuó en la parte media del Subandino, tomando como base el sector Sur de Tarija y el sector Norte de Santa Cruz. En ambos extremos se ha tenido éxito en la exploración y explota-ción con el descubrimiento de nuevos mega campos como los de Huacaya e Incahuasi

AnáLiSiS De RepSoL

eL poTenCiAL GASíFeRo DeL SubAnDino SuR ARRojA unA CiFRA SupeRioR A LAS 250 opoRTuniDADeS expLoRAToRiAS Con unA pRobAbiLiDAD De éxiTo enTRe eL 15% y 20%“ “Isaac Álvarez Fernández, director adjunto a la Dirección General de Operaciones de Repsol

El pozo El Palmar 15 reactivado por la empresa GTLI El mega campo de Huacaya es uno de los últimos descubrimientos realizados en el Subandino.

PETRÓLEO Y GAS

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pozos antiguos alcanzan entre los 1.200 a 3.200 metros de profundidad y han pro-ducido hidrocarburo por más de 25 años, mientras que las perforaciones de los nuevos descubrimientos alcanzan a 5.300 metros de profundidad, donde se tiene la formación Huamampampa, que es el reservorio de gas y petróleo liviano más importante descubier-to hasta hoy en la zona.

Por otra parte, con los incentivos adecua-dos en exploración y explotación se puede desarrollar una mayor producción para ac-ceder a importantes mercados que permitan

generar ingresos al Estado en un corto plazo, sostiene Álvarez al mencionar que además del mercado domestico, hay un importante mercado regional: Brasil, Argentina, Chile y en caso de excedentes de gas, siempre sería una alternativa el LNG.

En ese sentido, la demanda regional re-presenta una oportunidad de negocio para Bolivia, en la medida que se logre incremen-tar la capacidad de oferta de gas y la seguri-dad de abastecimiento. Tomando en cuenta que el gas procedente de los proyectos de LNG de Chile, Argentina, Brasil y Uruguay, tie-ne un coste notablemente mayor que el gas Boliviano pero con garantía de suministro.

FALtAN INcENtIvoS PARA LA ExPLoRAcIóN

Sin embargo, todo este potencial hidro-carburífero se ve empañado por los Contra-tos de Operación (CO) y los riesgos del sub-suelo boliviano que no son suficientemente atractivos para que la industria aborde los proyectos exploratorios, apunta Álvarez.

Por su esencia, la exploración de hidro-carburos está inmersa en riesgos geológicos y otras dificultades operativas. En el contexto internacional se considera que 1 de cada 10 pozos resulta exitoso en la exploración, en el Subandino Sur se estima que el éxito en la perforación de pozos exploratorios se sitúa en el entorno de 2 pozos exitosos de cada 10 perforados.

De acuerdo al ejecutivo de Repsol, la in-

dustria de los hidrocarburos no considera a Bolivia con un régimen fiscal atractivo en cuanto a la carga impositiva, tanto así que en 2007, Bolivia ocupaba el puesto 99 en el ranking por delante de Ru-sia, Venezuela y Libia. Según la compañía internacional Wood Mackenzie que elabo-ra un ranking de regímenes fiscales petroleros a nivel mundial.

coNtRAtoSLos Contratos de Ope-

ración y el sistema tributario vigente, han sido diseñados para campos ya descubier-tos y no incentivan la explo-ración a riesgo, a no ser que se disponga de potencial exploratorio y de producción relevante que garantice la recuperación de la inversión exploratoria dentro de la mis-ma área del Contrato, sostie-ne Álvarez.

Asimismo considera que si bien no se puede modificar la geología ni el coste de los sondeos, sí se puede modifi-car las condiciones contrac-tuales que hagan más atrac-tiva la actividad exploratoria en Bolivia.

En ese sentido, las so-luciones técnicas pueden ser múltiples, aunque todas

pasan por que el Estado asuma una mayor parte del riesgo en la inversión exploratoria. Algunas de estas alternativas para incentivar la inversión exploratoria podrían venir por la vía Fiscal, un Bono a la exploración, la parti-cipación con premio de YPFB o Nuevo Con-trato de Operación y Exploración, agrega el experto español.

REPSoL NEGocIó BIEN tRAS LA NAcIoNALIZAcIóN

Se debe recordar que Repsol fue la única compañía que “se adelantó” a negociar con el Estado boliviano, las condiciones contrac-tuales luego de la promulgación del Decreto Supremo de Nacionalización 28701, el 1 de mayo de 2006, logrando una poosición ven-tajosa en relación a su participación en la em-presa Andina, la misma que luego fue con-vertida en YPFB-Andina, en la que 6.734.955 acciones corresponden al 51% de YPFB, y 6.574.918 acciones para Repsol.

Recientemente, Carlos Villegas presiden-te de YPFB Corporación anunció la participa-ción de YPFB-Andina en lun gran proyecto exploratorio en la zona de Camiri, al sur de Santa Cruz, pero debió enfrentar el rechazo de algunos dirigentes cívicos por la presencia de Repsol en la sociedad. VIllegas resolvió el asunto instruyendo el inicio de operaciones y negociando con los opositores a la presencia de la sociedad, con lo que la sociedad YPFB-Andina sumaría un logro a su gestión .▲

REcURSoS ExPLoRAtoRIoS

Los recursos estadísticos asociadas a los potenciales descubrimientos se estiman en el entorno a los 45-50 TCF.

17 TCF ya descubiertos y fundamen-talmente concentrados en 6 acumula-ciones (S. Antonio, Margarita-Huacaya, S. Alberto, Itaú, Incahuasi,Tacobo).

15 TCF por descubrir en 6 yacimien-tos mayores de 1 TCF.

12 TCF por descubrir en 24 yaci-mientos <1 TCF y >0,200 TCF.

3 TCF en 17 yacimientos (<0,200 TCF) hoy subeconómicos con la tecno-logía actual.

Los pozos son de alto coste por las dificultades topográficas, gran profun-didad y dureza de las formaciones (1 año y entre $us. 50 y 60 MM por pozo).

PETRÓLEO Y GAS


exiSTe LA neCeSiDAD De GRAnDeS inveRSioneS pARA eL DeSARRoLLo De LoS ReCuRSoS en LA ReGión DeL oRDen De LoS 70 biLLoneS De DóLAReS AnuALeS“ “

En los últimos 10 años, la Corpora-ción Andina de Fomento (CAF) ha desarrollado una estrategia eficaz y

eficiente para apoyar proyectos de energía en la región. De tal manera, ha financiado alrededor de 80 proyectos energéticos en Sudamérica con aprobaciones por más de $us. 5 mil millones a diciembre de 2008.

Debido a que la región es vulnerable a los cambios en el precio del petróleo, exis-

te la necesidad de diversificar las fuentes y generar recursos con valor agregado, sos-tiene Mauricio Garrón, ejecutivo principal de Energía de la CAF, al resaltar que la Cor-poración tiene la capacidad para respaldar a gobiernos y empresas en el logro de estos objetivos.

Asimismo señala que existe la nece-sidad de grandes inversiones para el de-sarrollo de los recursos en la región en el orden de los 70 billones de dólares anuales destinados en un 90% al sector hidrocarbu-ros y un 10% al sector eléctrico, a ser coor-

dinadas entre el sector público, privado y entidades multilaterales.

¿Qué proyecto apoya actualmente la CAF en Bolivia?

La CAF está involucrada en la parte eléctrica con el sector privado y ahora el estatal a través de ENDE que desarrolla las interconexiones Punutuma – Tarija y Cara-navi – Trinidad. En hidrocarburos apoya el Gasoducto Carrasco –Cochabamba para lo cual ha aprobado un financiamiento a ser concretado próximamente.

También hay otros proyectos privados en fase de evaluación tanto en la parte de transmisión como generación de energía.

¿A cuánto asciende la inversión para es-tos proyectos?

Los dos proyectos eléctricos suman aproximadamente $us. 40 millones y el fi-nanciamiento otorgado para el gasoducto Carrasco – Cochabamba está alrededor de los $us. 50 millones.

Por otra parte, estamos prestos para apoyar al gobierno en cooperación técnica no reembolsable destinados a requerimien-tos de energía en general; en ese sentido ya hemos recibido solicitudes para apoyar algunos estudios puntuales.

Son estudios tanto en gas como elec-tricidad para establecer cuáles son las oportunidades y beneficios que tienen los países de la región para interconectarse. Se espera tener resultados de interconexiones futuras como Bolivia - Argentina, Bolivia –Brasil, Bolivia –Perú.

¿En energías renovables se apoya alguna iniciativa?

Hemos estado muy activos en el apo-yo a las energías renovables a través del Programa Latinoaméricano del Carbono que tiene la CAF. También se ha creado un fondo para la Promoción de Energías Lim-pias (Propel) que apoya proyectos menores a $us. 15 millones, un segmento que tenía

dificultades para acceder a financiamiento porque el costo de estructuración de estos proyectos era similar al costo de elaborar otros más grandes.

Entonces, se ha creado un mecanismo para atender estos proyectos que se piensa van a ser un impulsor de energías renova-bles en Latinoamérica.

¿Cuáles son los requerimientos para acce-der a estos fondos?

Las instituciones demandantes deben tener experiencia en el tema, ser sosteni-bles para encarar el proyecto, tener contra-to para suministro de energía; además las energías deben ser probadas y la regula-ción estable en cuanto a las energías reno-vables tomando en cuenta que en algunos países es un tema que recién avanza.

¿Cuánto recurso destina la CAF para la energía en general en América Latina?

En los últimos 10 años , la CAF ha finan-ciado más de 5 mil millones en proyectos de energía en general, pero sólo en los úl-timos 2 años ha llegado a casi los $us. 3 mil millones.

Entonces ha sido muy fuerte el apo-yo que ha otorgado la CAF al sector de la energía, justamente por la necesidad que existe en los países de avanzar en la oferta energética y de ir al ritmo de crecimiento económico.

La Corporación, igualmente dispone de programas y fondos específicos de apoyo al sector energético como ser el Programa de Energía Sostenible, Fondo de Promoción de Proyectos de Infraestructura (Proinfra), Programa Latinoamericano del Carbono, Fondos y líneas de crédito destinadas a apoyar el desarrollo de programas y pro-yectos de energías renovables y eficiencia energética ( Línea de crédito CAF- KFW: $us. 130 MM, Clean Tech Fund- Aporte CAF $us. 1 MM y Propel Fondo de $us. 20 MM para proyectos). ▲

“LA CAf rEspALDA A gOBIErnOs y EMprEsAs En prOyECTOs EnErgéTICOs En LA rEgIón”Actualmente la Corporación Andina de Fomento (CAF) apoya en Bolivia proyectos eléctricos como la interconexión Punutuma – Tarija y la interconexión Caranavi – Trinidad. En hidrocarburos ha aprobado un financiamiento a ser concretado próximamente para el Gasoducto Carrasco –Cochabamba.

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mAuRiCio GARRón, ejeCuTivo pRinCipAL De eneRGíA De LA CAF

GESTIÓNPúBLICA

212009 | Septiembre

Después de una trayectoria marcada por el éxito institucional y personal, uno de los personajes petroleros más conocidos en la región deja la secretaría ejecutiva de la Asociación Regional de Empresas de Petróleo y Gas Natural en Latinoamé-rica y el Caribe (Arpel). García le contó a Reporte Energía que se tomará un año sabático y se luego será consultor.

José Félix García García dejará en octubre de este año el cargo de secretario ejecuti-vo de la Asociación Regional de Empresas

de Petróleo y Gas Natural en Latinoamérica y el Caribe (Arpel), tras 10 años de ejercer su mandato de manera continua y será reem-plazado por César Gonzáles de Perú.

Entre los mayores logros de su gestión, García apunta a la transformación de Arpel en una asociación público – privada, donde dos tercios de la misma son estatales y un tercio privada, lo que a su juicio genera una sinergia importante que le permite desarrollarse y am-pliar su radio de acción.

“Estamos atacando todos los temas de interés de la industria, es decir, los ambien-tales, sociales y económicos para favorecer del crecimiento del sector en los países de

latinoamérica y abordando los desafíos más grandes de la industria que son la reducción de emisiones de gas de efecto invernadero, no solo dentro de las instalaciones sino tam-bién fuera en los productos que vendemos”, resaltó.

A su vez indicó que cuentan con comités relacionados con refinación, ductos y termi-nales, además de exploración y producción. Se creó en la Asamblea recientemente un Co-mité de Desarrollo Humano para fomentar la capacitación técnica, puesto que será necesa-ria para renovar el 50 por ciento de funciona-rios de la industria en los próximos 10 años.

Respecto a la situación entre países ofer-tantes y demandantes de hidrocarburos, el secretario ejecutivo de Arpel, admitió que vi-vió hasta hace poco una situación conflictiva, pero augura un mejor escenario en los próxi-mos 10 años, en el que Bolivia debe liderar el proceso de integración para aumentar sus

ventas de gas dentro y fuera del Cono Sur.“Bolivia tiene un gran desafío en la ges-

tión porque ya tomó las empresas y ahora le toca manejarlas de manera efectiva porque si no va a ser difícil alcanzar los 120 millones de metros cúbicos de gas por día que planteaba el presidente de YPFB”, dijo García, en el mar-co del 2do. Congreso Bolivia: Gas y Energía, realizado el mes pasado.

En un encuentro informal con Reporte Energía, el dinámico ejecutivo petrolero dijo haber cumplido con la misión de consolidar la entidad que representa y haber hecho mu-chos amigos en la industria que, no cabe la menor duda, le reconocen su buen humor y su aguzada visión de la realidad petrolera lati-noamericana.

Sin embargo José Félix, que se tomará un año sabático, anunció que volverá como consultor de la industria, para aportar con su experiencia y trayectoria.

teXto: FRANco GARcIA S.

JOsé féLIx gArCíA DEJA ArpEL TrAs 10 AñOs y LE suCEDE EL pEruAnO CésAr gOnzÁLEs

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PETRÓLEO Y GAS


Pese a ser un país socialista con fuerte concentración estatal de las actividades económicas, Cuba se

dio cuenta desde hace casi dos décadas de la importancia de atraer inversiones extranjeras para desarrollar la industria de los hidrocarburos, para lo que suscri-bió contratos de producción compartida que otorgan ‘’flexibles’’ beneficios fisca-les, entre ellos la exención de impuestos sobre ganancias de exportación de crudo y la posibilidad de someterse a tribunales foráneos para dirimir controversias.

Nicolás Navarro Alvarez, especialista de Nuevos Negocios de Exploración de Cuba Petróleo (Cupet), quién participó como conferencista del 2do. Congreso Bolivia Gas y Energía, organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH) el mes pasado, contó las condiciones que se crearon para incentivar el interés de capitalistas extranjeros a invertir en la industria hidrocarburífera en la Isla.

En 1990 el Gobierno de Cuba permitió el ingreso de la inversión transnacional en hidrocarburos para la parte terrestre y de aguas someras, convirtiéndose en la segunda industria - después del turismo - en abrirse a la participación de capita-les externos, lo que es reconocido como “una transformación y un gran reto” que se encomendó a Cupet. En 1991 la pro-ducción petrolera sólo era de 8.600 barri-les de petróleo diario y hasta el 2007 con los socios transnacionales subió a 75.000 bpd y se cuenta con la capacidad para llegar hasta 123.000 bpd.

“El contrato nuestro establece que si existiera discrepancias entre las partes (Cupet y petroleras privadas) y éstas no fueran solucionadas en toda la cadena de mando llegando hasta las máximas autoridades, se aplicará el arbitraje inter-nacional. Nosotros utilizamos fundamen-talmente las reglas de la Cámara de Co-mercio Internacional”, explicó Navarro.

La Cámara de Comercio Internacional (ICC por sus siglas en inglés) es la orga-

Se CReARon inCenTivoS pARA LA inDuSTRiA peTRoLeRA

CuBA sE sOMETE AL ArBITrAJE InTErnACIOnAL pArA ATrAEr InvErsIónEn 1991 la producción petrolera sólo era de 8.600 barriles de petróleo diario y hasta el 2007 con los socios transnacionales subió a 75.000 bpd y se cuenta con la capacidad para llegar hasta 123.000 bpd.


Se eSTAbLeCieRon ReGLAS De jueGo Con un moDeLo ATRACTivo y moDeRno pARA DAR ConFiAbiLiDAD AL inveRSioniSTA exTRAnjeRo“ “Nicolás Navarro Álvarez – funcionario de Cupet

nización que representa mundialmente intereses empresariales. Se constituyó en París en 1919 y continúa teniendo su sede social en la capital francesa. Tiene personalidad propia y su naturaleza jurí-dica es asociativa. Sus fines estatutarios básicos son actuar a favor de un sistema de comercio e inversiones abierto y crear instrumentos que lo faciliten, con la fir-me convicción de que las relaciones eco-nómicas internacionales conducen a una prosperidad general y a la paz entre los países, según su página online.

El contrato de producción compar-tida vigente en Cuba establece que una parte de la misma está destinada a la recuperación de los gastos del inversor transnacional, y el resto se comparte de acuerdo a una tabla a acordar. El contrato establece un impuesto sobre esta parte final de la producción (actualmente lle-

ga a 30 por ciento), es decir el mínimo, puesto que la ley de inversión extranjera, establece un impuesto para los recursos naturales no renovables del 30 al 50 por ciento.

La premisa del contrato de pro-ducción compartida elaborado por el Ministerio de la Industria Básica y Cuba Petróleo, era de “establecer reglas de juego con un modelo atractivo, moderno y que diera confiabilidad al inversionista extranjero”, en el que el contratante es-tablece ciertos volúmenes de trabajo y cantidad de actividades de exploración.

El contrato de producción comparti-da de Cuba establece un programa mí-nimo de trabajo para exploración que a su vez está subdividido en sub –periodos que dan la oportunidad al socio poten-cial de decidir al finalizar cada una si con-tinúa o no en el contrato dependiendo

del éxito de la fase. Por ejemplo, si en la primera etapa realiza una sísmica 2D y si no tiene resultados positivos el socio se puede retirar.

Sin embargo, durante cada periodo de exploración, el socio extranjero de-berá presentarle a Cuba Petróleo una ga-rantía bancaria para el cumplimiento de sus obligaciones, cuyo monto será acor-dado por ambas partes, antes del inicio de cada fase. Cuba tiene el derecho de primera opción de compra que se pro-duce teniendo en cuenta el desbalance existente entre oferta y demanda.

Entre las facilidades que otorga el contrato cubano para el rápido retorno de la inversión se adicionaron fórmulas por medio de las cuales se toma en con-sideración el volumen y el precio de los hidrocarburos, de manera que la com-pañía obtiene su inversión en un tiempo razonable.

El equipo y los materiales importa-dos para las operaciones petroleras pa-garán los impuestos correspondientes, pero serán considerados deducibles como gastos de inversión. Asimismo, la empresa no pagará ningún impuesto sobre las ganancias de la exportación. Otras ventajas que ofrece la producción compartida es que la petrolera extranjera podrá disponer libremente de su parte de crudo producida y, en el caso de ser vendida en Cuba, el pago se realizará de acuerdo con la cotización internacional del petróleo. Cada contrato es aproba-do individualmente por una resolución de gobierno y no puede ser cancelado, excepto bajo los términos que se hayan establecido en el acuerdo.

El gobierno cubano informó sobre la

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232009 | Septiembre

oferta de 59 bloques de sus aguas territo-riales, susceptibles a ser negociados con una superficie de 2 mil kilómetros cua-drados y sujetos a negociaciones unita-rias. La primera asignación de estos blo-ques a petroleras extranjeras comenzó en diciembre de 2000, y la segunda, de cuatro, fue asignada en agosto de 2002.

REGULAcIóNEl Comité de Administración confor-

mado por tres representantes de cada parte (Cuba Petróleo y las privadas), lle-va el control de los compromisos que se adquieren en los programas mínimos de trabajo, cumplimiento de contratos, aprobaciones de presupuestos de gastos y otros.

Este órgano regulador está confor-mado por las máximas autoridades, y a su vez se subdivide en sub órganos de tra-bajo, que son los comités técnicos, que están relacionados con las operaciones petroleras que se programan y ejecutan, además de planificación económica y manejo de recursos humanos.

cUPEtCuba Petróleo (Cupet) está adscrita al

sistema de gobierno y subordinada al Mi-nisterio de Industria Básica que controla

el sector de hidrocarburos, eléctricidad, Niquel (cuarta reserva y tercer productor del mundo), minería, química farmacéu-tica, goma y papel).

La empresa Cuba Petróleo es corpo-rativa y tiene tres ramas fundamentales: Dirección de Exploración y Producción, Comercialización, Refinación y las otras que son parte de una compañía, como la Seguridad y Medioambiente. Está pre-sente en la cadena completa de la indus-tria y cuenta con 27 mil trabajadores.

Tiene 14 empresas encargadas de la comercialización de petróleo y deriva-dos, 3 para exploración y producción de hidrocarburos, 4 para refinerías de crudo y 15 para servicios que atienden importa-ción de equipos y otros suministros para la industria, mantenimiento y reparación de la instalación de las compañías del sector, fabricación y comercialización de lubricantes, perforación y intervención de pozos petroleros, transporte de combusti-bles y lubricantes, construcción y repara-ción de oleoductos y tanques, proyectos e ingeniería, centro de investigaciones y desarrollo, además de negocios con el ex-terior dentro y fuera de Cuba. ▲

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RESULtADoS EN AGUAS PRoFUNDAS y ULtRAPRoFUNDAS

21000 km sísmica 2D, 6300 km2 sís-mica 3D y 1 pozo exploratorio

A la fecha: 18 prospectos y 40 leads revelados en 16 bloques

21 bloques contratados y 2 en nego-ciación

Construcción base logísticaPotencial estimado: 20 000 millones

de barriles de petróleo

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mueSTRA Tu voTo, eS un exCeLenTe ejempLo DeL uSo De LA TeCnoLoGíA peRmiTienDo que LoS CiuDADAnoS De A pie pueDAn hACeR LA DiFeRenCiA“ “Andy Ridley - director ejecutivo de la Hora del Planeta

Mientras se desarrolle una cita glo-bal en Copenhague (Dinamarca) en diciembre próximo para definir

el nuevo acuerdo que sustituirá al Protocolo de Kyoto - que expira el 2012 - se celebrará sólo en esa ciudad una nueva versión de La Hora del Planeta, como una demostración de apoyo a un acuerdo justo y efectivo con el cambio climático.

Los ciudadanos de Copenhague apaga-rán sus luces a las 19 horas el 16 de diciembre del 2009, demostrando el apoyo de la ciudad a los líderes mundiales e inspirándolos a que logren un acuerdo que incluya acciones jus-tas y efectivas para reducir los riesgos de un cambio climático catastrófico, anunció WWF, Organización Mundial de Conservación.

“Copenhague tendrá un rol especial como anfitrión de la COP15. Reuniremos a los alcaldes de las ciudades más grandes del mundo durante diciembre para ejercer presión sobre los líderes de los países para que negocien un acuerdo en Copenhague.

CiTA munDiAL

CAMBIO CLIMÁTICO: En DICIEMBrE sE rEpETIrÁ LA HOrA DEL pLAnETA En COpEnHAguELa campaña La Hora del Planeta y su llamado a “Votar por el Planeta” contribuyen a llamar a la acción en relación al cambio climático a millones de personas, empresas y comunidades. La campaña pretende proveer una plataforma para que las personas en todo el mundo puedan incidir en los líderes mundiales

teXto: REDAccIóN cENtRALLa ciudad también promoverá una serie de eventos relacionados al clima para involu-crar a los ciudadanos de esa ciudad y a los visitantes. La Hora del Planeta será un gran ejemplo”, dijo el Alcalde Municipal de Co-penhague, Ritt Bjerregaard.

La Hora del Planeta Copenhague dará continuidad al apoyo abrumador a acciones efectivas en relación al clima demostrado por cientos de millones de perso-nas de 88 países al apagar sus luces a principios de año el 28 de marzo.

La Hora del Planeta 2009 tam-bién obtuvo el apoyo de impor-tantes persona-lidades mundiales, como ser el Secretario General de las Naciones Unidas Ban Ki-Moon y el Arzobispo Desmond Tutu, quien se refi-rió al cambio climático como “la mayor crisis provocada por el hombre que actualmente enfrenta el mundo”.

El Director General de WWF Internatio-nal, James Leape, dijo que los ciudadanos de Copenhague se convertirán en embajadores del resto del mundo al llamar a la acción so-bre cambio climático durante la Cumbre de las Naciones Unidas en diciembre.

“Los colegios, iglesias, empresas e indivi-duos de una sola ciudad pueden expresar un fuerte mensaje a nombre de sus conciuda-

danos en todo el planeta”, remarcó.

Mas allá de anunciar La Hora del Planeta Co-penhague, WWF también lanzó la primera platafor-ma social a nivel mundial cuyo pro-pósito es seguir

ilustrando este mandato global, llamada “Muestra Tu Voto”, misma que invita a las personas a votar por el Planeta (en relación al Calentamiento Global) en la recta final hacia la Cumbre Climática de las Naciones Unidas.

“Muestra Tu Voto” permite que los ad-

heridos muestren su Voto por el Planeta en línea, localizando con precisión su ubicación en un mapa de Google. Los usuarios también pueden añadir fotos, videos y ‘links’, que se desplegarán automáticamente al hacer clic sobre el pin en el mapa.

La plataforma es abierta, gratuita, está disponible para todos y puede ser fácilmen-te añadida a cualquier página web, con o sin la imagen de La Hora del Planeta.

El Director Ejecutivo de La Hora del Planeta, Andy Ridley, hizo un llamado a las personas, empresas y grupos comunitarios a usar la plataforma para incidir en el resultado de la decisión más importante a la que se en-frenta la humanidad.

“Muestra Tu Voto” es un excelente ejemplo del uso de la tecnología permi-tiendo que los ciudadanos de a pie puedan hacer la diferencia.

“Ayuda a dar una voz a billones de per-sonas que, de otra manera, no tendrían una oportunidad de hacer saber a los líderes mundiales que quieren acción en Copenha-gue”, dijo. La plataforma “Muestra Tu Voto” se encuentra en www.earthhour.org. ▲

La cita global para definir el nuevo acuerdo que sustituirá al Protocolo de Kyoto se realizará en Copenhague (Dinamarca).

“LA CAMPAñA LA HORA DEL PLANETA Y SU LLAMADO A vOTAR POR EL PLANETA CONTRIBUYEN A LLAMAR

A LA ACCIÓN EN RELACIÓN AL CAMBIO CLIMáTICO

“

MEDIO AMBIENTE

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ACTIvIDAD ENERGÉTICA Y SOCIAL

1-2-3-4 | LoS aUSPiCiadoreS deL ConGreSo GaS Y

enerGía PreSentaron atraCtiVoS StandS

Banco Mercantil, Repsol, Eurocom, Weatherford entre otros realizaron una impecable presentación con atractivas azafa-tas que pusieron el toque cálido al evento.

5-6 | hoerbiGer LanzÓ LoS ComPreSoreS

ameriCanoS SertCo

El evento contó con la participación de técnicos y ejecutivos del sector petrolero que apreciaron la presentación que fina-lizó con un cóctel.

7 | SiemenS PreSentÓ SU Línea de motoreS aL

SeCtor indUStriaL-eLéCtriCo PaCeño

El evento se realizó en el Colegio de ingenieros Electricistas y Electrónicos de La Paz, con el apoyo de Gismart SRL y la presentación del Ing. David Fernández.

8 | La aCademia CiSCo en La UPSa CeLebrÓ SU

déCimo aniVerSario en boLiVia.

CISCO en la UPSA ofrece cursos y programas de redes con certificación internacional, por donde han pasado más de 1200 estudiantes exitosamente.

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EvENTOS

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AGENDA ENERGÉTICA

RESALTADOS

gLOsArIO

SeA pARTe De pARTe De LA inFoRmACiónComuniCACión eneRGéTiCA inTeRACTivA WWW.REPORTEENERGIA.COM

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20 AL 21 De oCTubRe i SAnTA CRuZConGReSo De inGenieRoS peTRoLeRoS boLiviA 2009Convoca el Colegio de Ingenieros petroleros, participan profe-

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11 AL 13 De noviembRe | ARGenTinA 1º ConGReSo inTeRnACionAL De Ambien-Te y eneRGíA RenovAbLeSOrganizado por el Instituto de Ciencias Básicas y Aplicadas de

la unvM, la Delegación Argentina de la fundación para la pro-

moción de la Investigación y el Desarrollo Tecnológico Industrial

(proDTI) y la sala de Derecho Ambiental del Colegio de Aboga-

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comunidad.

Contacto: http://www.forodelgas.com/

11 AL 13 De noviembRe | ARGenTinA 1º ConGReSo inTeRnACionAL De Ambien-Te y eneRGíA RenovAbLeSOrganizado por el Instituto de Ciencias Básicas y Aplicadas de

la unvM, fundación para la promoción de la Investigación y

el Desarrollo Tecnológico Industrial (proDTI). se realizará una

exposición comercial de servicios, productos y soluciones.

Contacto: http://energiasyambiente.com.ar

DespentanizaDor: (Depentani-zer). Columna fraccionadora utilizada para separar el pentano de las gasolinas naturales.

Destilación: (Distillation). Pro-ceso que consiste en calentar un líquido hasta que sus componentes más volátiles pasan a la fase vapor y, a continuación, enfriar el vapor para recuperar dichos componentes en forma líquida por medio de la condensación. El objetivo principal de la destilación es separar una mezcla de varios componentes aprovechando sus

distintas volatilidades, o bien separar los materiales volátiles de los no volátiles.

Destilación al vacío: (vacuum flashing). Proceso de refinación cuya carga son residuos provenientes de la destilación atmosférica y que se efectúa a bajapresión y por tanto a temperaturas nor-males para evitar la descomposición o desintegración del material que está sien-do destilado, incrementado así la obten-ción de destilados ligeros más valiosos.

Destilación atmosférica: (at-mospheric Distillation). Es un pro-ceso primario empleado en la refinación del petróleo crudo para separar los componen-tes del mismo, que se lleva a cabo a pre-sión atmosférica, temperaturas entre 315 y 374°C (dependiendo de la naturaleza del crudo y productos deseados) en presencia de vapor de agua; con extracciones de pro-ductos en diferentes puntos de la torre de destilación, correspondientes a las diferen-tes temperaturas de ebullición de la mezcla (cortes o fracciones) para ser enfriadas y condensadas posteriormente.

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Reporte Enegía Nº 18