Edición 142 Reporte Energía

INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE PETRÓLEO & GAS ELECTRICIDAD ENERGÍAS ALTERNATIVAS MINERÍA MEDIO AMBIENTE AGUA RSE QHSE

Bolivia principal destino de diésel y gasolina de Chile

su vez importa de cuatro países. YPFB tenía previsto que el país sea autosuficiente en producción de gasolina en el primer trimestre de este año.

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142

Precio en: Bolivia Bs. 10 Perú S/. 10 Latinoamérica $us 10 P-8

ENERGÍA RENOVABLE

Energías renovables llegarán al 27% de la matriz en EEUU Foto: wikimedia.org

Foto: YPFB

INFORME. Según datos del Ministerio de Energía de Chile, este país, en enero pasado, le vendió a Bolivia 7.000 tm de diésel y 2.000 tm de gasolina, que a

Nro.

Del 1 al 15 de Abril de 2015

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EVENTO TÉCNICO

Mejores prácticas en QHSE y normativa se verá en la 3a. FISSO

Centro de Control de Hidrocarburos de YPFB obtuvo la ISO 9001/2008

WTI ($us/BBl de petróleo) Mar 23

47.45

Mar 24

Mar 25

Mar 26

Mar 27

47.51

49.21

51.43

48.87

Gas boliviano p/ Brasil* Sept. 2014

8.60*

P-9

Gas boliviano p/ Argentina*Sept 2014

10.20*

$us/MMBTU

$us/MMBTU

Diésel internacional

Gasolina internacional

8.88

8.68

Bs/lt

Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 27/03

2.59 dollars per million BTU Fuentes: YPFB, theice.com, anh.gob.bo

Del 1 al 15 de Abril de 2015

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OPINIÓN

Del 1 al 15 de Abril de 2015

EDITORIAL

Miguel Zabala Bishop mzabala@reporteenergia.com

Branko Zabala Ema Peris Kathia Mendoza Daniela Landívar

Gerente General Gerente Administrativa Gerente Comercial Ejecutiva de Cuentas

Contactos: redaccion@reporteenergia.com publicidad@reporteenergia.com info@reporteenergia.com suscripciones@reporteenergia.com

Resumen de la edición FISSO abordará cambios normativos y mejores prácticas en QHSE

7

Bolivia Equipetrol Norte, Calle I-E #175 Tel. (591-3) 341-5941 Santa Cruz de la Sierra, BOLIVIA Perú Av. Grau 752 Dpto. 303, Miraflores Phone. +51 966-772 915 Lima 15074, PERÚ

Más de 30 panelistas debatirán sobre las prácticas y herramientas para la mejora continua en la gestión de seguridad.

MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA

ASOCIACIÓN NACIONAL

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

PRENSA

DE LA

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Es política de Reporte Energía el mantener la independencia editorial respetando sus valores éticos. Por tanto, los artículos referidos a temas corporativos o de productos y servicios que no se identifiquen como tales, no corresponden a anuncios pagados.

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En enero de este año el país vecino le vendió a Bolivia 7.000 tm de diésel y 2.000 tm de gasolina.

Ecuador registró en el 2014 su más alta producción de petróleo

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El balance 2014 contabiliza 203 millones de barriles de crudo, gracias a una inversión ascendente del sector estatal.

Frases y destacados Quién es quién?

Es una publicación quincenal de Reporte Energía S.R.L. Distribución nacional e internacional.

Todos los derechos reservados. All rights reserved. © Copyright 2008. ISSN 2070-9218

Bolivia es el primer destino para la venta de gasolina y diésel de Chile

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Director General Jefe de Redacción Periodista Periodista Redes Sociales Corresponsal USA Diagramación

Y es que en materia de regalías y participaciones, las regiones dependen enteramente de la voluntad del gobierno nacional que, a pesar del mandato constitucional, sabemos bien que por la cultura política del país, no se cuenta con una burocracia administrativa ágil, moderna y no discriminadora de colores y afinidades políticas, por tanto se corre el riesgo de atrasos en los desembolsos y aprobacio-

nes, lo que ocasiona a su vez demoras en la ejecución de proyectos fundamentales de infraestructura, salud o educación.

De actuar políticamente y no constitucionalmente, el país puede iniciar un proceso de rescilencia lo que puede arrojar como resultado una crisis sin precedentes.

Sin embargo y para no ser alarmistas y mucho menos apocalípticos, el país espera que los resultados electorales sean administrados de la manera más madura, seria y sabia por los actores políticos, ganadores y perdedores, velando por la salud económica de los bolivianos y por el futuro del Estado como su forma democrática de administrar sus recursos.

Es un gran desafío para los administradores nacionales y locales, el facilitar y agilizar el flujo de recursos para la ejecución de proyectos, así como el diseñar y aportar en la construcción de un programa de atracción de inversiones y crecimiento, acorde a las expectativas y necesidades ciudadanas. ▲

Susan Mapless, consultora legal y comercial Especialista en creación de contratos petroleros. Se destaca por brindar asesoría a gobiernos nacionales en esta temática.

Consideraciones para fomentar la inversión en E&P de petróleo y gas en ALyC Arpel presenta un manual sobre mejores condiciones para las rondas de licitación.

La frase destacada

Miguel Zabala Bishop Franco García Lizzett Vargas Edén García Doria Añez Johnny Auza David Durán

“El calor de la campaña se dicen muchas cosas, pero de ser verdad las regiones se verían afectadas seriamente en sus proyectos de infraestructura, salud y educación”

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Staff

amos a considerar simplemente un lapsus de campaña las amenazas vertidas por las primeras autoridades del país, cuando amenazaron al electorado de "no trabajar" con las regiones y aquellos gobiernos locales dónde no gane el partido de gobierno.

Creemos que al calor de la campaña se dicen muchas cosas y no son precisamente las que alguien, como autoridad, quisiera decir o finalmente hacer a la hora de la verdad. Por lo menos eso es lo que nos animamos a concluir de lo expresado públicamente por los dos principales servidores públicos del país, porque de ser cierto, las finanzas regionales deberán ser analizadas en este contexto, vale decir, en la perspectiva de quien tiene el poder de abrir el grifo para dejar fluir los recursos que les corresponden por Ley a los departamentos productores de hidrocarburos y a los que se benefician de los porcentajes establecidos legalmente para regalías y participaciones.

Publicación destacada

V

Resultado electoral en las finanzas regionales

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Leonardo Sempértegui, analista energético La compañía recibe el saldo y acumula una deuda, que cobrará al Gobierno de Ecuador solo si el precio del petróleo se recupera.

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empresa

Del 1 al 15 de Abril de 2015 ┣ La compañía ofrece el servicio de gestión y control de vehículos, para saber sus ubicaciones, paradas, tipos de trabajo, estados del vehículo y cantidad de kilómetros recorridos. Esta vigilancia se extienda también a pasajeros y conductor.

TEXTO: redacción central

M

obileFleet, franquicia española líder de su sector con más de 14 años de experiencia en el mercado de gestión y control de vehículos, conductor y pasajeros, y con presencia desde el 2012 en territorio boliviano, apunta a acrecentar su desarrollo en Bolivia con nuevas sucursales y vigilancia de 5 mil vehículos.

La compañía ofrece el servicio de gestión y control de vehículos, para saber la ubicación, paradas, tipos de trabajo, estado y cantidad de kilómetros recorridos.

Además se genera un exhaustivo informe con información histórica de 24 meses, que el cliente puede conocer y analizar, a través del Smartphone o del ordenador,

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crecimiento. prevén abrir dos nuevas sucursales

MobileFleet se expande y prevé control a 5 mil vehículos se indicó.

Por otro lado MobileFleet ofrece el servicio de control exacto del combustible del mismo y en tiempo real, por medio de la instalación de una sonda que se conecta a la “caja negra” (equipo de rastreo), y que a su vez envía la información del rendimiento, uso y control del combustible, para evitar robos o pérdidas del mismo.

De igual forma se presenta el servicio de identificación del conductor/pasajero para brindar se-

Esta es la unidad de localización GPRS/GPS, de fabricación propia, que usa la compañía.

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guridad y tranquilidad, ideal para compañías mineras, petroleras, colegios, y otras, puesto que por medio de esta aplicación se conocerá la hora y lugar que se abordó el vehículo.

En este marco la principal novedad tecnológica de MobileFleet, es que cuenta con una plataforma 100% en la nube, desde un navegador o a través de nuestra aplicación desarrollada para smartphones Android y Apple, sin límite de usuarios.

Esta plataforma, cuenta con todas las certificaciones europeas de calidad, garantizado su disponibilidad los 365 días al año durante las 24 horas al día.

Asimismo MobileFleet, al ser propietario tanto del software como del hardware, ofrece a sus clientes un “sastre tecnológico a medida”, esto significa que se ajusta a las necesidades del cliente.

"Nuestro último gran avance tecnológico es la herramienta Eye Alarm, una cámara que detecta el sueño del conductor", destaca la empresa.

MobileFleet Bolivia tiene oficinas en Santa Cruz y La Paz y dado su crecimiento prevé expandirse a Cochabamba y Tarija, y a los demás departamentos a través de canales. ▲

energía nuclear

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Del 1 al 15 de Abril de 2015

HITO. Empresarios ARGENTINOS de la construcción celebran LA OBRA

Central nuclear Atucha II llega al 100% de su potencia Fotos: NucleoelectricaArgentina

┣ Al alcanzar toda su potencia, y entregar energía al Sistema Interconectado Nacional para más de 3 millones de argentinos, la fuente nuclear pasó del 7 al 10 por ciento de la matriz energética, convirtiéndose en un hito histórico.

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

E

l Observatorio de la Energía, la Tecnología y la Infraestructura para el Desarrollo (OETEC), publicó una columna de opinión de Wade Allison, profesor emérito de la Universidad de Oxford, donde celebró que la Central Nuclear Néstor Kirchner (Atucha II) alcance el 100% de su potencia, según un comunicado de Nucleoeléctrica Argentina SA. En este tema Allison señaló que "el mundo debería no sólo sentirse satisfecho por la noticia de una Argentina expandiendo su provisión de energía nuclear, sino también celebrar que está desarrollando una industria capaz de ayudar a otros países a seguir sus pasos".

El profesor, uno de los especialistas en radiación más consultados y prestigiosos del mundo, explicó que "la tierra es un planeta pequeño y superpoblado, con una atmósfera delgada amenazada por las emisiones de carbono".

En ese sentido, recalcó que ninguna fuente de energía es "tan abundante, segura y limpia" como la nuclear.

Atucha II, ubicada en la localidad bonaerense de Lima, en el partido bonaerense de Zárate, alcanzó el 100 por ciento de su potencia hace algunas semanas, y ya entrega energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN), para más de 3 millones de argentinos, con lo que la energía nuclear pasó del 7 al 10 por ciento de la matriz energética.

Según el Gobierno, el Estado argentino es propietario del 45 por ciento del sistema energético nacional y la propiedad en manos de privados extranjeros se redujo del

El aporte del 100 por ciento de la potencia al SIN por parte de la Central Atucha II representa un hito en la historia de la industria de la energía nuclear en Argentina.

La Cifra

42

millones proyecto. Es el tiempo en horas/ hombre que se utilizó en la construcción de este complejo desde el 2006 hasta el fin de la obra.

80 al 23 por ciento.

“Este logro es el hito máximo en el inicio de la operación de la central, que comenzó el 27 de junio de 2014, con los primeros megavatios entregados a la red, luego de haber alcanzado, el 3 de junio, la primera criticidad en el reactor”, precisó la empresa generadora de energía Nucleoeléctrica Argentina, al tiempo que destacó que “desde esa fecha, ha ido incrementando su aporte en forma escalonada”.

La Central Nuclear Presidente Néstor Kirchner, llevada adelante por el Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, posee una potencia de 745 mW eléctricos, generados a base de uranio natural y agua pesada, y cuenta con avanzados sistemas que cuidan la seguridad, tanto de los trabajadores como de los habitantes.

"La realización de este tipo de obras de infraestructura es lo que asegura que podamos acompañar el crecimiento del país y garantizar importantes niveles de actividad

El Dato

La central. Es una planta nucleoeléctrica con una potencia bruta de 745 megavatios eléctricos a base de uranio natural y agua pesada, y el turbogrupo de la Central será la máquina de mayor potencia unitaria del Sistema.

para nuestro sector en particular", afirmó por su parte el presidente de la Cámara de la Construcción de Argentina (CAC), Juan Chediack.

Para el titular de la CAC "todas las obras que demandó que esta central haya alcanzado su capacidad plena fueron realizadas por empresas nacionales, que están capacitadas y equipadas para estar a la altura de proyectos de esta envergadura".

En ese sentido, destacó que la puesta a pleno de la central es "un acontecimiento de enorme importancia para el país, por haberse materializado con conocimiento, tecnología y empresas constructoras nacionales".

Al respecto Chediack también destacó que para la Cámara "las grandes obras estructurales constituyen la manera más sustentable de desarrollo como país y se asiste a la concreción de una de ellas, realizada con técnicos, profesionales especializados, contratistas, proveedores, soldadores, cañistas y montadores nacionales".

La Central es una planta nu-

Se crearon 6.000 puestos de trabajo durante la construcción del complejo nuclear.

cleoeléctrica con una potencia bruta de 745 megavatios eléctricos a base de uranio natural y agua pesada, y el turbogrupo de la Central será la máquina de mayor potencia unitaria del Sistema Argentino.

Tanto el agua pesada, que proviene de la Planta ENSI de Neuquén, como los combustibles fueron producidos en el país, y la Atucha II es la tercera Central Nuclear Argentina luego de la Juan Domingo Perón (ex Atucha I) de 362 megavatios y Embalse de 648 megavatios.

La piedra fundamental de la Central se colocó en 1982, y entre 1994 y 2006 estuvo paralizada, hasta el relanzamiento del Plan Nuclear Argentino impulsado por

el gobierno nacional y gestionado por el Ministerio de Planificación Federal.

La finalización de la obra demandó permitió la ocupación de 42 millones de horas hombre desde 2006 y 6.000 puestos de trabajo con un pico de 7.200 en agosto de 2010, y tendrá una dotación permanente de 700 operarios.

En este proceso se formaron 1.300 soldadores nucleares, 242 técnicos, 187 jóvenes profesionales y se recuperaron 800 especialistas, y además se certificaron 129 empresas en el sector nuclear (25 lo hicieron para obras nucleares y 104 como proveedores de materiales), las cuales podrán trabajar en la IV y V Central Nuclear. ▲

qhse

Del 1 al 15 de Abril de 2015

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CITA. dEL 28 AL 30 DE ABRIL próximo en SANTA CRUZ

3a. FISSO socializará cambios en normativas y prácticas en QHSE Foto: Archivo/RE

┣ Más de 30 panelistas de siete países debatirán sobre las diferentes prácticas y herramientas para la mejora continua en la gestión de seguridad. Los últimos cambios y aplicaciones normativas se abordarán en los tres días del evento.

La Cifra

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Stands empresas. Las empresas más prestigiosas del rubro exhibir{an productos y servicios de SySo. Informes en www.somare.com.

TEXTO: Lizzett vargas

L

a tercera versión de la Feria Internacional y Simposio de Seguridad y Salud Ocupacional (FISSO) Bolivia 2015, estará dirigida a difundir los nuevos enfoques en normas y mejores prácticas en QHSE con temáticas que estarán a cargo de más 30 expertos provenientes de siete países.

En ese sentido, uno de los aspectos más destacados es la presencia del presidente de la National Safety Council (NSC), Roger H. Marks, proveniente de EEUU, como invitado principal, quién estará a cargo de dictar la conferencia inaugural del evento con el tema ¿Cómo crear una organización segura de clase mundial?.

Además, desde la empresa

Panelistas nacionales e internacionales formaron parte de las conferencias, tanto en la primera como en la segunda versión.

IRAM de Argentina participarán dos altos ejecutivos especialistas en normativas referentes a esta área: el gerente de Seguridad, Roque Portillo y la gerente de Medio Ambiente y miembro del comité internacional de actualización de la Norma ISO 14001, Graciela Frey.

Portillo hablará sobre la Transición de las OHSAS 18001 a la ISO 45001, mientras que Frey dará pautas de ¿Cómo garantizar un

proceso de transición exitoso hacia esta nueva versión?.

Asimismo, se contará con la asistencia de disertantes como Luis Socconini, director de Lean Six Sigma Institute de México, que explicará acerca de ¿Cómo se diseñarán las empresas del futuro?.

También Gustavo Agüero, gerente de Seguridad para Latinoamérica de Honeywell de Argentina, hablará sobre ¿Cómo gestionar ade-

cuadamente la seguridad “anticaídas”?.

Por otro lado, la compañía DNV-GL también de Argentina, presentará las “Tendencias internacionales en auditorías de seguridad y sustentabilidad para las compañías y sus cadenas de suministro” a cargo de Carolina Conde, gerente de Sustentabilidad.

A su turno, el especialista en Seguridad Vial, Victor Morera,

expondrá sobre la ISO 39001 y su manera de gestionarla efectivamente en las organizaciones.

De Bolivia participará como disertante el director de Somaré Consulting Group y consultor internacional en seguridad y comportamiento, Leandro Somaré, con la temática “Lean Safety – Potenciando la cultura en seguridad para lograr organizaciones de alto desempeño”.

La FISSO se llevará a cabo en el centro de Convenciones del Hotel Buganvillas de Santa Cruz de la Sierra, del 28 al 30 abril, evento organizado por Somaré Consulting Group.

De igual manera se contará con una muestra ferial para que los auspiciantes muestren sus logros en SySO como también empresas proveedoras de servicios exhiban sus productos. ▲

Energías Renovables

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Del 1 al 15 de Abril de 2015

informe. participación de hasta el 27% en la matriz energética al 2030

EEUU en camino a triplicar el uso de las renovables

TEXTO: Edén García S.

D

ebido a los beneficios ambientales y al abaratamiento de costos en las tecnologías de generación y producción, son cada vez mayores los países que buscan incrementar la participación de las energías renovables en sus respectivas matrices energéticas.

Según un estudio de la Agencia Internacional de la Energía Renovable (Irena, por sus siglas en inglés), Estados Unidos es uno de los que mejores perspectivas tiene en el mundo, teniendo el potencial para más que triplicar la participación de estas fuentes en el consumo final, pasando del 7.5% registrado en el año 2010 a una proyección del 27% en el 2030.

Actualmente, el uso de las energías renovables en Estados Unidos está destinado al mercado eléctrico, biocombustibles y biomasa para la calefacción en edificios y la industria manufacturera.

Tan solo en el sector eléctrico la participación de las renovables puede alcanzar un 50% del total del parque de generación en este país, además de jugar un papel mucho más relevante en el suministro de combustibles para los sectores de manufactura, edificios y transporte con los autos eléctricos.

“Estados Unidos tiene el potencial para liderar la transición global a las energías renovables.

Posee uno de los mejores recursos eólicos, solar, geotérmicos, agua y biomasa del mundo”, destaca el estudio.

Las proyecciones de Irena para el 2030 señalan que la ener-

La Cifra

Foto: reuters.com

86 mil MM/$us

Promedio. Es la cifra que EE.UU requiere invertir por año para triplicar el uso de renovables.

gía eólica será la principal fuente renovable de consumo en Estados Unidos, superando a la hidroenergía que es actualmente la de mayor uso.

Otra fuente que también tendrá un gran impulso es la generación fotovoltaica que se prevé aumentará en 60 veces la potencia instalada del 2010.

De concretarse el desarrollo de este potencial para el 2030, este país será el segundo mayor consumidor de energías renovables, después de China, con un 13% de participación del total a nivel mundial.

Políticas y condiciones Para Irena la implementación de adecuadas políticas de apoyo a este sector y el uso y mejoras adecuadas de las tecnologías existentes, viabilizará el rol de los Estados Unidos como centro de desarrollo de las energías renovables.

Asimismo, la cultura de innovación, las abundantes oportunidades de financiación, un sector empresarial emprendedor y una fuerza laboral altamente calificada, coadyuvarán al incremento sustancial en la ejecución acelerada y eficiente de proyectos.

Datos del estudio indican que para alcanzar este incremento en la generación, se requerirá una inversión promedio anual de $us 86 mil millones hasta el año 2030.

Mientras que los beneficios esperados de esta transición a las renovables se traduce en un ahorro para la economía estadounidense, valorado entre $us 30 mil millones y $us 140 mil millones por año, gracias a la creación de empleos, mejoras en la salud humana, así como la reducción de las emisiones de dióxido de car-

El gobierno de Barack Obama ha impulsado el uso de energías 'limpias' para destinar los recursos fósiles a la exportación.

Renovables pueden convertirse en la principal fuente de consumo 35

Uso de energía primaria al 2030 (EJ/año)

┣ A parte de contar con los recursos en abundancia, un informe de Irena señala que en el país norteamericano existe una cultura de innovación, oportunidades de financiamiento y fuerza laboral altamente calificada.

15% incremento

9% reducción

30 20% reducción

25

13% incremento

58% reducción

20 15

22% reducción

10 5 0

Carbón

Gas Natural

Uso de energía primaria 2013

Petróleo

Nuclear

Reducción al 2030, Irena

ER baja previsión

ER alta previsión

Incremento al 2030, Irena Fuente: Irena

Oferta al 2030

eÓLICA. Tiene el potencial para llegar a 314 GW en eólica onshore y 40 GW en offshore.

Solar. Puede llegar hasta los 135 GW de oferta.

Biomasa. Cuenta con un potencial para llegar a los 84 GW. geotermia. Tiene un potencial para llegar a los 22 GW. Hidroenergía. No se prevé aumento, por recursos limitados.

bono (CO2) de este país por casi un tercio.

“Sin un salto a una política amplia y sistemática, Estados

Unidos tiene el riesgo de quedarse bastante corto para desarrollar este potencial”, advierte Irena.

Uno de los puntos importantes es la creación de una política de apoyo al mercado de energías renovables con una visión consistente, predecible y a largo plazo, que permita la atracción de inversiones en redes de transmisión y la logística para los proyectos de biomasa.

Además, pese a que Estados Unidos tiene un conocimiento avanzado de las energías renovables, se requiere ampliar los programas de sensibilización y sus beneficios entre fabricantes, instalador y usuario.

De la misma manera en innovación, al ser un país líder en esta materia, debe continuar apoyando el desarrollo de nuevas tecnologías y las mejoras de las ya existentes, lo cual se traducirá en eficiencia en la generación y la reducción de costos.

En cuanto a la competencia de los recursos fósiles, Irena plantea la necesita de adoptar sistemas que mejor representen los costos de la utilización de estas fuentes, incluyendo el daño a la salud humana, el medio ambiente local y las consecuencias de las emisiones de gases de efecto invernadero y el cambio climático en la macroeconomía. ▲

Petróleo & GAS

Del 1 al 15 de Abril de 2015

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logro. primera Unidad, dentro de la empresa, que adquirió este certificado

Centro de Hidrocarburos de YPFB obtuvo ISO 9001:2008 Foto: YPFB

El certificado de la norma de calidad incluye confirmación metrológica de gas y líquido, monitoreo a tiempo real vía SCADA y emisión de reportes y calibración de instrumentos patrones y análisis de calidad de hidrocarburos.

┣

E

La Fecha

5

enero/2018 4 años. Es el tiempo de vigencia del Certificado de la Norma de Calidad emitido, lapso en el que se realizarán auditorías anuales.

TEXTO: franco garcía s.

l Centro Nacional de Medición y Control Hidrocarburífero (CNMCH) de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) obtuvo la certificación de Calidad ISO 9001/2008 que fue otorgado por la empresa TUV Rheinland, según una nota de prensa de la estatal petrolera.

Luego de haber cumplido con todos los procedimientos, el centro hidrocarburífero de la estatal petrolera consiguió la certificación de calidad en la Unidad de Control, Unidad de Metrología y Calidad, y la Unidad de Fiscalización y Medición.

Al respecto el presidente de YPFB Corporación, Guillermo Achá M., destacó el trabajo realizado por

Luis Carlos Sánchez (izq), vicepresidente de YPFB Corporación y Guillermo Achá (der), presidente de la estatal petrolera muestran el logro obtenido.

el CNMCH dependiente de la Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización, con sede en Villa Montes, Tarija.

“Es muy distinto trabajar bajo un sistema integrado de calidad ya que tenemos objetivos claros que cumplir bajo los procedimientos que rigen nuestra actividad. El compromiso es coadyuvar y seguir avanzando en un trabajo que representa tener un sistema de calidad que oriente a un sistema integrado en toda la Corporación.

Es la primera Unidad, dentro de la empresa, que ha adquirido este importante certificado”, destacó

Achá tras recibir el certificado del representante de la empresa CGM consultores, Bernardo Claure.

El certificado de la norma de calidad tiene el siguiente alcance: confirmación metrológica de gas y líquido, monitoreo a tiempo real mediante el Sistema de Adquisición de Datos, Supervisión y Control (SCADA) y emisión de reportes y calibración de instrumentos patrones y análisis de calidad de hidrocarburos.

“Esta certificación marca un inicio, un compromiso del Centro Nacional de Medición y Control Hidrocarburífero de continuar con

la labor, utilizando los estándares más altos de calidad a nivel internacional”, ponderó el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización, Luis Carlos Sánchez.

Por su parte el director del Centro Nacional de Medición y Control Hidrocarburífero, Víctor Hugo Saavedra manifestó que se alcanzó un elevado nivel de eficiencia y credibilidad frente a todas las áreas técnicas que requieren elaborar los estándares de calidad. “Conducir el proceso de elaboración de normas y documentos técnicos de una manera sistemática, favorece primordialmente el correcto ejerci-

cio de la Dirección, lo que asegura las condiciones para un verdadero sistema de garantía de la calidad.

Es un orgullo para todos quienes componen YPFB Corporación”, indicó.

Estos resultados son reales, verificables y auditables; y no sólo sirvieron para lograr la certificación ISO 9001:2008 a través de la TUV Rheinland, sino que se convierten en un reto y un gran desafío para los responsables de la conducción de estos servicios y en la plataforma para obtener el reconocimiento mutuo como YPFB Corporación.

El Certificado de la norma de calidad ISO 9001:2008 tiene vigencia hasta el 5 de enero de 2018, en el lapso de este tiempo se realizará auditorías anuales de mantenimiento. El valor establecido de este certificado tiene alcance mundial. ▲

petróleo & GAs

En el mes de enero pasado Chile le vendió a Bolivia 7.000 tm de diésel y 2.000 tm de gasolina.

YPFB tenía previsto que el país sea autosuficiente en producción de gasolina en este primer trimestre.

┣

TEXTO: lizzett vargas o.

D

urante el mes de enero de este año, Bolivia se convirtió en el principal país de destino de las exportaciones de diésel y gasolina de Chile, de acuerdo con el reporte del sector energético de la Comisión Nacional de Energía de ese país.

Según el informe, disponible en la página web del Ministerio de Energía de Chile, en el primer mes de este año ese país le vendió a Bolivia 7.000 toneladas métricas (tm) de diésel y 2.000 tm de gasolina. Además muestra la variación de las exportaciones con relación al mes anterior, donde señala que por concepto de diésel subió en un 12% y de gasolina bajó en un 61%.

A su vez en enero pasado Chile importó en total 687.000 toneladas de petróleo crudo, siendo Brasil su mayor proveedor con 415.000 tm, seguido de Ecuador con 249.000 tm, además de Estados Unidos con 18.000 tm y Argentina con 5.000 tm. En ese mismo mes Chile importó también 390.000 tm de diésel de Estados Unidos, siendo este su único proveedor, de acuerdo al informe oficial.

Según las previsiones de Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia (YPFB) en la producción de gasolina, Bolivia tenía previsto ser autosuficiente a partir de este primer trimestre de 2015; pero según los datos de Chile continúa importándola pese a que la redujo a la mitad este concepto en comparación al mes de diciembre pasado.

Cabe señalar que el 2014 Bolivia seguía internando 30.000 metros cúbicos de gasolina y 65.000 metros cúbicos de diésel por mes.

Bolivia también se provee de diésel desde Argentina, Suiza, Brasil y EEUU, entre los principales países.

Los antecedentes de las importaciones muestran que Bolivia dejó de comprar diésel de Venezuela el 2013 y convirtió a Chile en su principal proveedor. Según YPFB se tenía previsto que el consumo de diésel el 2014 fuese de 1,7 MMmc. Actualmente Bolivia produce 777.000 metros cúbicos y requiere importar 956.000 metros cúbicos.

En cuanto a gasolina, el país pro-

Del 1 al 15 de Abril de 2015

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informe. reporte del sector energético marzo 2015

Bolivia principal destino de las exportaciones de diésel y gasolina de Chile

La Cifra

Foto: Archivo / ANHde Bolivia

10

7 Mil tm

Diésel. Vólumen que importó Bolivia desde Chile en el mes de enero de 2015.

duce el 74,6% de lo que consume y por tanto debe importar el restante 25,3%. Esto significa 1.011 millones de metros cúbicos de producción y 343.000 metros cúbicos de importación.

Uno de los temas pendientes en Bolivia es la exploración de hidrocarburos, por lo que mientras no se resuelvan las trabas para el crecimiento de esta actividad, no se podrá elevar las reservas y se seguirá importando combustibles, coinciden en señalar los expertos.

Reporte Energía solicitó a YPFB, mediante su Unidad de Comunicación, datos acerca de la importación de combustibles realizadas por Bolivia, según país de origen del 2014 hasta la fecha, especificando tipo de combustible o aditivo, volumen y su valor económico. Sin embargo hasta el cierre de esta edición no se obtuvo respuesta.

En enero Chile subió sus exportaciones en 170% Por otro lado, el último re-

La Agencia Nacional de Hidrocarburos de Bolivia verifica las condiciones operativas de la Terminal Marítima de YPFB en Arica.

porte del sector energético de Chile, señala también que sus principales exportaciones de combustibles fueron carbón y GLP, mismos que equivalen al 98% de lo exportado, medido en toneladas.

En cuanto a sus importaciones, estas registraron una dismi-

nución de un 5%, con respecto al mes anterior y de 6% en relación a enero de 2014. Las importaciones de los principales combustibles primarios realizados durante diciembre corresponden a carbón desde Colombia, petróleo crudo desde Brasil y diésel y GNL desde Estados Unidos y Trinidad y Tobago.

Variación importaciones de Chile en enero 2015 Combustible

miles de TON

Mensual

Anual

Carbón

747

21%

-5%

Crudo

687

-24%

Diésel

390

Fuel Oil

Proyectos energéticos que ingresaron en chile Los proyectos relacionados al sector energético que ingresaron en febrero al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, suman 18, de los cuales 12 son de generación eléctrica, 2 de transmisión y 4 de petróleo y/o gas, con una inversión de $us 1.231 millones. ▲

Variación exportaciones de Chile en enero 2015 Combustible

miles de TON

Mensual

Anual

-6%

Carbón

542

284%

180%

2%

-4%

Diésel

7

12%

-4%

132

-39%

-50%

Fuel Oil

0

(*)

(*)

Gasolina

85

21%

73%

Gasolina

2

-61%

-49%

GLP

84

23%

185%

GLP

16

(**)

52%

IFO

0

(**)

(**)

IFO

0

-100%

-100%

24

100%

66%

Kerosene

0

(*)

(*)

2.149

-5%

-6%

Total general

567

170%

Kerosene Total general

Fuente: CNE de Chile

126% Fuente: CNE de Chile

petróleo & gas

Del 1 al 15 de Abril de 2015

Evolución de la Generación Bruta de Energía Eléctrica SIG-SING 7.000

6.000 5.000 GWh

Generación eléctrica por tecnología (febrero 2015) Generación SIC por Fuente

2,8% -26%

-74%

2.000

0

Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2014 2015

14%

La Cifra

19.027 MW

datos. Es la capacidad instalada que registró en su conjunto Chile en el mes de febrero.

cionales.

En cuanto a su capacidad instalada el SIC registró 14.923 MW (78.5%) y la del SING de 3.943 MW (20.7%). El restante 0.8% se reparten

entre el Sistema Eléctrico de Aysén (SEA) y Magallanes (SEM), sumando un total de 19.027 MW. La demanda máxima horaria se registró el 12 de febrero en el SIC, con 7.391 MW, siendo un 1.8% menor que la registrada en el mes anterior y un 2.3% mayor que en el febrero de 2014.

Por su parte, en el SING se dio el día 22 de febrero, y anotó 2.334 MW, siendo un 0.3%, menor que la marcada en el mes anterior y un 5.9% mayor que la del mismo periodo de 2014.

27% 5%

Generación SING por Fuente

Chile Generó 5.566 GWh de electricidad en febrero 2015

2%

Biomasa Carbón Solar Fotovoltaico Eólico

Fuente: CNE de Chile

▶ El informe de la CNE de Chile indica que durante febrero pasado, este país produjo 5.566 gigavatios hora (GWh). Del total de esta generación eléctrica, el Sistema Interconectado Central (SIC) alcanzó los 4.136 GWh mientras que el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) registró 1.430 GWh. Estos datos significan un 9.6% menor que lo producido en enero 2015. Del total de generación, el 56% proviene de termoeléctrica, 32% convencionales y un 12% de Energías Renovables No Conven-

18% 4.136 GWh

3% 2%

1.000

5%

24%

4.000 3.000

11

1% 1% 2%

Diésel Gas Natural Hidráulica Embalse

7% 8%

1.430 GWh

Hidráulica Pasada Mini Hidráulica Pasada Otros

81% Fuente: CNE de Chile

144 proyectos esperan evaluación ambiental ▶ Al mes de febrero de 2015 se contabilizaron 144 proyectos energéticos en tramitación para la aprobación de la Resoluciones de Calificación Ambiental (RCA), que en su conjunto equivalen a una in-

versión total de $us 24.264 millones. De ellos, 67% son proyectos de generación eléctrica, el 24% son proyectos de transmisión y subestaciones eléctricas y 8% son de petróleo y gas.

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Petróleo & GAs

Del 1 al 15 de Abril de 2015

Análisis. Propuesta de Arpel para Latinoamérica y El Caribe

Plantean cuatro estrategias para atraer inversión en upstream

┣ Se trata de consideraciones relacionadas con el análisis del potencial hidrocarburífero de cada país y las condiciones que se brindan para que estos recursos generen beneficios para todos los actores involucrados.

TEXTO: Edén García S.

Foto: energiahoy.com

L

a Asociación Regional de Empresas de Petróleo y Gas Natural en Latinoamérica y El Caribe (Arpel) plantea cuatro estrategias para fomentar la inversión en exploración y producción de petróleo y gas.

Según esta institución que aglutina al 90% de las compañías del upstrem y downstream de la región, las mismas deben considerarse como oportunidades para que los gobiernos aumenten sus posibilidades de éxito en promover el desarrollo hidrocarburífero.

“Cada país podría analizar estos conceptos teniendo en cuenta su propia realidad constitucional, política y social, así como su estrategia nacional, su entorno regional, el escenario internacional y sus criterios de desarrollo sostenible”, señala un informe elaborado por Arpel.

Si bien los países son soberanos para definir de qué manera desarrollarán estos recursos, Arpel ve mayores ventajas en asociaciones con compañías nacionales que trabajen internacionalmente o em-

Aspectos INSTITUCIONALES Y DE SOSTENIBILIDAD Para Arpel también es importante disponer de una entidad gubernamental especializada dotada de los recursos humanos y finan-

Costo de reemplazo de reservas $ 30.00

150%

$ 20.00

100%

$ 10.00

50%

$ 0.00

El riesgo exploratorio es cada vez mayor, por lo que se requiere de nuevas tecnologías y condiciones contractuales más flexibles.

presas multinacionales, ya que de esta manera se comparte el riesgo y se obtiene el capital necesario.

En este sentido, para atraer compañías que coadyuven a desarrollar los recursos hidrocarburíferos, Arpel señala que primeramente se analicen algunas consideraciones estratégicas, como que el segmento de exploración y producción (E & P) de la industria está globalizado y el flujo de inversiones compite con muchas opciones de proyectos en las diferentes cuencas del mundo.

Factores asociados a la política y economía y riesgos de las actividades exploratorias influyen en las decisiones de las compañías e inversores.

Asimismo, se sugiere aprovechar coyunturas favorables de la industria internacional, ya que las empresas son más receptivas a asumir riesgos de exploración en tiempos de estabilidad económica global, precios de petróleo y gas firmes y evidencias de oferta mundial deficitaria.

“Es crucial obtener el pleno acuerdo político con respecto a los términos de cada ronda licitatoria para así ofrecer estabilidad legal y fiscal creíble a los inversionistas, puesto que los contratos pueden fácilmente ser por más de 25 años”, apunta el informe.

2009 2010 2011 2012 2013

0%

Costo de descurbrimiento y desarrollo ($/bpce) Costo de restitución de reservas ($/bpce) Tasa de restitución de reservas % Fuente: Arpel en base a datos de IHS

Petróleo & GAs

Del 1 al 15 de Abril de 2015

CONTENIDO LOCAL CON VISIÓN REALISTA Cada vez más los países de América Latina y el Caribe incluyen requisitos de contenido local en los marcos regulatorios que rigen la gestión de sus recursos naturales. Esto con el objetivo de crear puestos de trabajo, promover la creación y desarrollo de empresas y adquirir nuevos conocimientos y tecnologías.

Un enfoque estratégico para Arpel es que se fijen objetivos realistas que generen beneficios duraderos en el largo plazo. Los mismos no deben exceder la capacidad actual de la industria local lo cual puede crear ineficiencias, ocasionando en aumento de los costos, disminución de los ingresos públicos y menos competencia.

En este sentido, los requisitos de contenido local tienen que ser “un instrumento para reducir costos y transformar los recursos en reservas” y, para ello, los gobiernos

deben trabajar en mejorar la educación, infraestructura y logística necesarias para ofrecer producción y servicios locales.

CONSIDERACIONES ECONÓMICO – CONTRACTUALES Otro de los puntos importantes contemplados por Arpel para la atracción de inversiones, pasa por compatibilizar los objetivos del Estado con los de la industria, para que ambos puedan maximizar sus retornos y beneficios.

Para la obtención de ofertas atractivas de empresas calificadas, se requiere que en los pliegos licitatorios se incluya elementos competitivos para la fase de exploración, ya sea en términos financieros o programas obligatorios de trabajo, las bases para las declaraciones de comercialidad y los principios para los modelos de desarrollo y producción.

Según el informe, al establecer los plazos de ejecución, el nivel de regalías, los impuestos especiales y la autorización de exportación, se debe considerar el tipo de recursos con el que se cuenta, ya que cada uno de ellos requiere plazos de trabajo diferentes y modelos económicos propios.

“Un aspecto relevante de los contratos es el reconocimiento explícito del derecho de las empresas concesionarias a tener una justa, no necesariamente excesiva, ganancia por el riesgo asumido, el capital invertido y el trabajo ejecutado, así como también la definición de la fórmula de recuperación del capital invertido”, puntualiza el documento. ▲

Estudio

Futuro. Los hidrocarburos continuarán siendo un componente importante y estratégico en la matriz energética de Latinoamérica y El Caribe. áreas. Para Arpel, las áreas de fácil acceso a hidrocarburos ya están en operación, y la exploración y producción de nuevas reservas es cada vez más costosa, intensiva en inversiones de capital a largo plazo y dependiente de la creación de innovaciones tecnológicas.

RECURSOS TÉCNICAMENTE RECUPERABLES DE GAS DE ESQUISTO (TCF)

900 800 700 600 500 400 300 200 100 0

ARGENTINA

BOLIVIA

BRASIL CHILE COLOMBIA M{EXICO PARAGUAY URUGUAY VENEZUELA Fuente: Arpel en base a datos de la EIA

Foto: shaleseguro.com

cieros necesarios para la oferta de las rondas de licitación y la posterior supervisión del cumplimiento de los contratos.

Aunque esta entidad se dedica al sector de hidrocarburos, Arpel afirma que también puede colaborar con información necesaria para que las compañías nuevas se ubiquen en cuanto a su existencia comercial, temas tributarios, legislación laboral y servicios, entre otros aspectos.

Además, para acortar los tiempos de ejecución de los proyectos, se propone a los gobiernos recurrir a las consultas pre-licitatorias con las comunidades asentadas en las áreas hidrocarburíferas, con el fin de incluir sus demandas en los pliegos licitatorios.

Este paso previo evita extensas renegociaciones posteriores, focalizando a las tres partes interesadas (gobierno, comunidades e industria) en los aspectos asociados a la evaluación de impacto socio-ambiental y a la consulta de ejecución.

“Es preferible un enfoque preventivo antes que correctivo, asegurando conjuntamente, los gobiernos con las empresas, una adecuada gestión ambiental”, destaca Arpel.

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Argentina es el país que mayor avance tiene en la explotación de yacimientos de esquistos.

Preocupación medioambiental puede frenar avance del shale ▶ Para que los recursos no convencionales se conviertan en una realidad sostenible en Latinoamérica, tanto los gobiernos como la industria deberán atender la preocupación ambiental existente, centrada principalmente en el consumo y potencial contaminación del agua, la tierra y el aire.

De acuerdo al informe de Arpel, esto implica desarrollar políticas “específicas, coherentes y previsibles que sean compatibles con las políticas medioambientales, de transporte e industriales”.

Para esta institución es fundamental comunicar y hacer entender a los grupos de interés que actualmente existe la tecnología necesaria para realizar fracturamiento hidráulico (fracking) de manera segura y sin impactos ambientales en el largo plazo.

Datos de este informe muestran que el fracking ha sido utilizado en más de 2 millones de pozos en todo el mundo desde 1940, sin que haya habido algún caso de contaminación del agua.

En promedio, la perforación

de un pozo de gas de esquisto y la finalización de una operación de fracturación hidráulica, en múltiples etapas, consume el uso anual de agua de cuatro a siete personas y representa menos del 1% del total del consumo en las zonas donde se desarrollan los depósitos.

“Las preocupaciones socioambientales, atendidas incorrectamente, amenazan con frenar y tal vez detener el desarrollo de los recursos no convencionales de los países”, advierte Arpel.

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petróleo & gas

Del 1 al 15 de Abril de 2015

Susan Maples

ENTREVISTA

Consultora legal en hidrocarburos

‘Contratos de servicios no son estimulantes para la exploración’ Las compañías petroleras prefieren un modelo contractual de producción compartida o de concesiones, la cual reconozca los riesgos y las inversiones realizadas en la etapa exploratoria de hidrocarburos.

E

n el marco del taller de Transparencia en las Industrias Extractivas, realizado en Guatemala, la experta estadounidense en contratos petroleros, Susan Maples, dialogó con Reporte Energía sobre la importancia de crear mecanismos contractuales para que, tanto empresas como los países, maximicen los beneficios generados por la explotación de los hidrocarburos.

Maples ha trabajado como consultora y consejera en materia contractual para diferentes gobiernos en África, Europa y Medio Oriente, además de Perú en Latinoamérica. ¿Qué se necesita para crear contratos atractivos para la inversión en exploración petrolera?

La atracción de inversiones no es fácil, ya que existe mucha competencia entre los países que tienen recursos de gas y petróleo para ganar estos dólares.

Hay muchos factores que afectan las decisiones de las compañías, y el contrato es solamente una parte de ello. Un contrato que cuenta con los estándares internacionales, es típicamente el más durable, las compañías no quieren aquellos que tengan que renegociar más adelante.

Se debe mostrar estabilidad de tal manera que la compañía sienta que su inversión tendrá retornos.

Si bien la estabilidad es uno de los puntos más destacables ¿Qué tan importante es que se implementen mecanismos flexi-

bles al interior de los contratos y cuál es el alcance de los mismos?

Es algo que suele olvidarse, un contrato petrolero flexible es más factible que sea beneficioso para las compañías y los países y afrontar situaciones dramáticas como la caída del precio del petróleo.

Tomemos como ejemplo a Ecuador que tiene contratos de servicios, pagando una tarifa de $us 35. Estos contratos son insostenibles y poco rentables si el petróleo permanece en $us 40.

Se deben incluir otros mecanismos que sean más flexibles como el Factor R, que permite obtener rentabilidad durante toda la vida útil del proyecto, más allá de las circunstancias.

Otro punto es que el contrato debe evolucionar mientras la sociedad se desarrolla. Si se crea nuevas leyes medioambientales, de derechos humanos, sociales, pero el contrato no permite que esas nuevas normas se apliquen, se tendrá problemas con la sociedad. ¿Los cambios atemorizan a las compañías petroleras?

Uno de los grandes miedos de las compañías son los cambios, pero es una parte del miedo, porque cuando los precios caen, como actualmente, ellos solicitan una renegociación de los términos de los contratos, pero cuando los precios van al contrario y están súper altos, no van a ir al gobierno a decirles, saben qué queremos darles más dinero.

Hablando de modelos ¿Considera que los contratos de servicios son atractivos para la exploración petrolera?

Para una empresa petrolera típica como BP, Chevron, Exxon,

Foto: Christine Amdam para Reporte Energía

guatemala: EDÉN GARCÍA S. enviado especial

La experta en contratos del sector hidrocarburos, Susan Maples, dialogó con Reporte Energía, durante el taller de Transparencia en las Industrias Extractivas, en Antigua Guatemala .

entre otras, la respuesta es no. Ellos odian estos tipos de contratos, por dos razones importantes. Primero porque ellos necesitan el control del petróleo, ya que es así como se valoran en el International Stock Exchanges, el cuál mide cuánto produce y controla una compañía petrolera y un típico contrato de servicios no permite esto.

Segundo si se paga un precio determinado por un barril como se estila en un modelo de contrato de servicios puro, no es flexible, y eso será difícil para la operación de las compañías.

Si eres un Estado que no puedes operar estos campos y mantener la producción, ir con un contrato de servicios para conseguir inversión en exploración, no es muy estimulante. ¿Cómo ve la participación del Estado en asociaciones para la producción del recurso una vez que haya finalizado la exploración?

Es mejor que un contrato de servicio puro, pero dudo que atraiga la misma cantidad de inversiones como el tradicional contrato

de Producción Compartida, donde la empresa toma todos los riesgos de exploraciones, pero luego es recompensado con la recuperación de esa inversión, a través de los mecanismos de este modelo.

Las compañías prefieren este modelo, el cual funcionó para muchos países para atraer inversiones. ¿Funcionan los incentivos para atraer más inversión en exploración?

Depende de qué tipo de incentivos. A muchos países les gusta dar exención de impuestos, yo diría que no es el mejor incentivo, porque el precio del petróleo no subirá por un tiempo, entonces la respuesta es que algunos incentivos funcionan mejor que otros.

No hay una respuesta fácil para esto, depende de muchas variables. Toma mucho esfuerzo para pensar cuáles son las barreras para las inversiones.

Para algunos países es la infraestructura, en otros es que el sistema legal es muy rígido o tienen un historial de nacionalización, entonces se debe identificar qué problemas existen, para luego de-

terminar los incentivos. ¿Qué parámetros se toma en cuenta para fijar un Governmet Take razonable?

Un 70% es probablemente el promedio de Government Take más común en todo el mundo, sin embargo existen países como Emiratos Árabes que están consiguiendo 92%, porque su petróleo cuesta muy poco sacarlo de la tierra que la compañía puede obtener un buen retorno de su inversión incluso con un porcentaje tan alto.

Hay también países como Perú, donde el Government Take ha sido históricamente del 30% al 50% y ellos hacen eso para atraer inversiones, porque en este país existe más riesgos, además que el petróleo requiere de altos costos de refinación, mientras que el crudo en Medio Oriente es limpio y de mejor calidad. ¿Qué implica que las cláusulas de contenido local en los contratos deben ser realistas?

Tomemos como ejemplo Brasil. Ellos eran muy famosos por tener su provisión de contenido local, las compañías estaban logrando acuerdos para obtener entre 60% y 90% de bienes y servicios en este país, pero hemos visto casi todos estos compromisos ser incumplidos, porque simplemente no había la capacidad.

Entonces si tienes normas de contenido local muy rígidas como en algunos países que dicen que 50% de los bienes y servicios tienen que ser comprados en el mercado doméstico, no son muy realistas.

Puedes aumentar las obligaciones de las compañías con el contenido local, pero debe ser acorde con lo que puede ofrecer el país. ▲

Del 1 al 15 de Abril de 2015

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petróleo & gas

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Del 1 al 15 de Abril de 2015

Informe de gestión. principales resultados hidrocarburíferos y mineros

Ecuador registró la producción petrolera más alta desde 2007 El balance 2014 contabiliza 203 millones de barriles de crudo, resultados que pueden ser explicados por una inversión ascendente del sector estatal. Los volúmenes exportados de crudo también fueron mayores comparados con el 2013.

┣

TEXTO: lizzett vargas o.

L

a producción total de petróleo en Ecuador llegó en el 2014 a 203.1 millones de barriles, el volumen más alto registrado desde el 2007, cuando se

obtuvo 186.67 millones de barriles, según el último informe del Ministerio de Hidrocarburos de ese país.

En suma la inversión por parte del Estado fue de $us 13.037 millones y del sector privado $us 3.195 millones en el periodo 2007-2014, lo que contribuyó al incremento de la producción de crudo, señala

Inversión en exploración y producción petrolera ($us MM)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos de Ecuador

Producción petrolera nacional - exportaciones (Millones de barriles)

el documento. En el periodo 2014 ambos sectores sumaron $us 3.905 millones, gestión donde la producción promedio más alta fue de 560.000 barriles/día.

Los volúmenes exportados de crudo también fueron mayores comparados con el 2013. El 2014 se comercializaron 138.65 millones de barriles lo que significó un ingreso de $us 11.691 millones, sin embargo, el 2013 exportó 11 millones de barriles menos y obtuvo $us 209 millones más, situación provocada por la caída del precio del petróleo en el mundo.

Actualmente las actividades hidrocarburíferas de Ecuador se realizan en la zona de Orellana, Napo, Pastaza, Sucumbios. También en el Golfo de Guayaquil, donde existe producción de gas natural.

Las operaciones en este rubro están a cargo de la empresa pública Petroamazonas, Operaciones Río Napo y empresas privadas. Asimismo pretende desarrollar exploración en el Suroriente de este país.

El incremento de la producción se realizó también por la optimización y recuperación mejorada de campos maduros, para ello Petroamazonas EP firmó 17 contratos con 5 consorcios con una inversión aproximada de $us 2.120 millones.

Por otro lado, Ecuador acordó con Perú la realización de estudios fronterizos para determinar si los recursos existentes en el Bloque 86 (Ecuador) y Lote 92 (Perú) son técnicamente rentables.

Producción y demanda de gas natural Ecuador cuenta con un sistema de transporte y almacena-

Las Cifras

13.037 $us MM

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos de Ecuador

INVERSIÓN. Es el monto que el Estado ecuatoriano inyectó en exploración entre 2007 y 2014.

Nuevos retos

renovables. Esperan alcanzar una mezcla de nafta de bajo octano con 94% de etanol, combustible que proviene de la caña de azúcar.

GEOLOGÍA SATELITAL. Verificación de nuevas reservas de petróleo y minerales en la cordillera suroriental del país, en menor tiempo e inversión.

Con esta tecnología se puede identificar y evaluar yacimientos sin método de sísmica.

miento de Gas Licuado de Petróleo (GLP). La terminal marítimo Monteverde – El Chorillo asegura el abastecimiento en tierra de este hidrocarburo para el abastecimiento nacional, con una capacidad para buques de 75.000 toneladas métricas (tm), además en el lugar tiene una Planta de almacenamiento de 60.000 tm.

A su vez, cuenta con otra Planta de almacenamiento y distribución del mismo nombre pero ubicada en la provincia de Guayas que tiene una capacidad de 15.760 tm.

La extracción de gas se realiza desde una plataforma off shore en el Golfo de Guayaquil (Bloque-6 Campo Amistad), que alcanzó una producción de 60 millones de pies cúbicos día el 2014.

Con la producción de este hidrocarburo atiende principalmente la demanda para generación eléctrica y producción de cerámica, la cual alcanzó un total de 1.590 miles de pies cúbicos el anterior periodo.

Proyectos en marcha El Ministerio de Hidrocarburos de este país se encuentra rehabilitando la refinería estatal Esmeraldas con una inversión de $us 968 millones para alcanzar nuevamente su capacidad de 110.000 barriles diarios. Asimismo construye un poliducto (Pascuales – Cuenca) de 210 kilometros para trasporte de derivados de petróleo, la obra demandará $us 440 millones.

Por otro lado, para el primer semestre de 2015 esperan los resultados de trabajos de geología satelital, que podrían ampliar el horizonte de nuevas reservas petroleras. ▲

2.120 $us MM

Medida. Petroamazonas destinó ese recurso para la optimización de campos maduros.

petróleo & gas

Del 1 al 15 de Abril de 2015

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Opinión Foto: Sempertegui Ontaneda Abogados

Leonardo Sempértegui, Analista energético, Ecuador

'Se prevé aplicar nuevo modelo de pago ante la caída del precio del crudo'

Foto: portal.andina.com

El aumento de la inversión pública ocurre porque en el modelo actual el Estado es el principal interesado en extraer mayor cantidad de petróleo, para tratar de compensar de alguna manera la baja del precio a nivel internacional.

Por otro lado, la mayoría de contratos privados fueron suscritos en 2010-2011, en los cuales ha concluido o está concluyendo el programa de inversiones pactado, y por lo tanto no existe obligación de mayor compromiso para destinar recursos.

acordado de fiscalización.

Este modelo tiene algunas particularidades, y es que el aumento de precio beneficia únicamente al Estado, ya que la retribución de la compañía no varía; pero ante la baja del precio, puede ocurrir que la venta del petróleo no alcance para pagar la tarifa de la empresa. En ese caso, luego de los descuentos a favor del Estado pactados en la ley, la compañía recibe el saldo y acumula una deuda, que cobrará al Gobierno ecuatoriano solamente si el precio

Duplicó sus ingresos por regalías y patentes mineras

La producción de oro y cobre es la más importante del sector minero en Ecuador.

Por lo tanto, para impulsar la inversión privada es necesaria la suscripción de nuevos contratos en nuevas áreas, en las que la empresa privada comprometa montos de inversión que se desarrollen en los años venideros.

El modelo de contrato que se utiliza en el Ecuador es de prestación de servicios de exploración y explotación de hidrocarburos, en el cual el Estado ecuatoriano paga a la compañía privada operadora una tarifa por barril extraído y entregado en el punto

Recaudación minera de Ecuador

RUBRO RECAUDADO S.R.I. PATENTES RECAUDADO S.R.I. REGALÍAS TOTAL

2013 2014 6.757.903,45 6.832.254,54 18.511.873,20 47.232.349,98 25.269.686,65 54.064.604,52 Fuente: Ministerio de Hidrocarburos de Ecuador

del petróleo se recupera de tal manera que permita el pago.

El modelo está siendo probado con precios bajos por primera vez en los actuales tiempos, lo que demostrará su durabilidad en estas circunstancias.

▶ Durante el 2014, el Estado del Ecuador recaudó $us 54 millones por Regalías y Patentes Mineras, cifra que duplica lo recibido en el 2013.

Explicaron que esta notoria subida se debe a un segundo desembolso de $us 30 millones de la concesionaria de Proyecto Mirador, por regalías anticipadas.

Los proyectos mineros de oro y cobre son los emblemáticos de

este país. Entre ellos se nombra a Mirador y Fruta del Norte (Zamora Chinchipe); Río Blanco y Loma Larga (Azuay); San Carlos - Panantza (Morona Santiago) y Llurimagua (Imbabura).

Además resaltan la construcción de la primera Relavera Comunitaria de este tipo en el país que permitirá reducir los índices de contaminación en las cuencas de los Ríos Puyango y Tumbes.

resumen quincenal

Del 1 al 15 de Abril de 2015

El 9° NOC Forum se desarrollará entre el 15 y 17 de abril de 2016 en Buenos Aires.

Avanza el foro de petroleras nacionales

TDE recibe recursos para Anillo Energético en Tarija ▶ La Gobernación de Tarija entregó a la Transportadora de Electricidad (TDE), subsidiaria de ENDE Corporación, un anticipo de Bs30 millones para el inicio de la construcción del proyecto Anillo Energético en el sistema central de Tarija. “El anhelado proyecto de los tarijeños empezará a ser construido y dará mayor seguridad y mejor calidad de suministro eléctrico a la ciudad”, manifestó el Ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Sánchez.

La inversión prevista para el

lentos, el clima de trabajo, la comunicación y la estructura de la empresa.

Participaron de esta reunión, además de YPF, altos funcionarios de las empresas Ancap (Uruguay), ADNOC (Abu Dhabi), CNOOC (China), CNPC (China), Ecopetrol (Colombia), ENAP (Chile), Ghana National Petroleum, Pemex (México), Petrobras (Brasil), Saudi Aramco (Arabia Saudita), Sinopec (China), Statoil (Noruega) y Gazprom (Rusia).

El anfitrión de la sesión estratégica fue TP (Turquía).

Estas reuniones constituyen los pasos previos con vistas al 9°NOC Forum que se desarrollará entre el 15 y 17 de abril de 2016 en Buenos Aires.

El NOC Forum es el evento más importante a nivel mundial para las compañías nacionales de hidrocarburos, que representan el 80% de la producción y el 90% de las reservas de hidrocarburos del planeta. El foro se realiza desde 2001.

El Dato

▶ El Consorcio de Libra concluyó la perforación del pozo de extensión 3-BRSA-1267-RJS/3-BRSA-1267A-RJS (3-RJS735/735A), según una nota de prensa de Petrobras.

Los resultados de la perforación confirmaron la presencia de una columna de hidrocarburos de aproximadamente 200 metros en un reservorio con buenas características de permeabilidad y porosidad.

Informalmente conocido como C1, este pozo está localizado en la parte central del bloque de Libra, en la Cuenca de Santos, a unos 220 km de la costa de la ciudad de Río de Janeiro.

La profundidad final alcanzada fue de 5.780 m, de los cuales 2.160 m están en lámina de agua. Este es el segundo pozo perforado de forma exitosa por el consorcio Libra y se encuentra a 18 km de distancia del primer pozo, denominado 3-RJS-731.

El consorcio dará continuidad al plan exploratorio a través de la perforación de nuevos pozos, con la finalidad de evaluar el área de Libra, que abarca unos 1.550 km2.

El consorcio de Libra está formado por Petrobras (operadora, con 40%), Shell, (20%), Total (20%), CNPC (10%) y CNOOC (10%), además de la compañía estatal brasileña Pré-Sal Petróleo SA (PPSA), como gestora del contrato.

Por otro lado se informó que la producción de Petrobras en la capa presal de las cuencas de Santos y Campos batió nuevos récords.

En 26 de febrero se batió el récord de producción diaria propia, con 555 mil barriles por día (bpd), y el de producción operada (que incluye la parte operada para empresas socias), que llegó a 737 mil bpd.

La producción total de petróleo y gas natural, en febrero de 2015 fue de 2 millones 801 mil barriles de petróleo equivalente por día (boed), 1,5% menos que el nivel registrado en enero (2 millones 845 mil boed).

Este volumen incluye la producción de petróleo y de gas natural. De ese total, 2 millones 612 mil boed fueron producidos en Brasil y 189 mil boed en el extranjero.

El consorcio dará continuidad al plan exploratorio a través de la perforación de nuevos pozos.

LO ÚLTIMO Foto: Estudio de Abogados Moreno Baldivieso

▶ YPF coordinó la primera sesión estratégica en Estambul, Turquía, del 9°NOC (Natıonal Oıl Companıes) Forum donde los representantes de las principales petroleras nacionales del mundo analizan los desafíos que enfrentan en el contexto mundıal y las mejores prácticas en materia de recursos humanos que tiene esta industria.

Uno de los casos de estudio destacado fue presentado por Doris Capurro, Vicepresidente de Comunicación y Relaciones Institucionales, Fernando Dasso, Vicepresidente de Recursos Humanos, y Fernando Giliberti, Vicepresidente de Estrategia y Desarrollo de Negocios de YPF. Los ejecutivos analizaron la gestión de los recursos humanos que llevó a cabo la empresa en los últimos dos años con foco en la transformación de la cultura y los valores de la compañía, a través de la redefinición de un nuevo ADN, la gestión de los ta-

Consorcio de Libra concluye perforación de segundo pozo

Foto: en.mercopress.com

Foto: inteligenciapetrolera.com.co

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El proyecto. Contempla la construcción de 3 instalaciones eléctricas en alta y media tensión: subestación Tarija, subestación Villa Abaroa y subestación La Tablada.

proyecto es de más de Bs185 millones financiados en su totalidad por la Gobernación de Tarija. El plazo de ejecución es de 21 meses.

El proyecto contempla la construcción de 3 instalaciones eléctricas en alta y media tensión: subestación Tarija, subestación Villa Abaroa y subestación La Tablada; además, de líneas de transmisión en 115 kV que van a rodear la ciudad de Tarija, permitiendo un suministro totalmente seguro en toda la ciudad.

▶ Concierto. En el escenario del Country Club Las Palmas se cerró la temporada de presentaciones musicales del Cuarteto

de Fuego, integrado por Piraí Vaca, Sebastián Hurtado Blumberg, Zoran Vranjican, y Luigi Jordán, impulsado por el estu-

dio de abogados Moreno Baldivieso, en el marco de su política de RSE de apoyo a eventos culturales y deportivos.

petróleo & gas

Del 1 al 15 de Abril de 2015

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Boris Gómez Úzqueda

opinión

analista energético

México, listo para afrontar la devaluación petrolera Según el autor del artículo este país tiene una liquidez envidiable, puesto que sus reservas sobrepasan los $us 193.000 MM, cifra que demuestra que el manejo de sus finanzas petroleras fue siempre satisfactorio.

Foto: comunicacion.tlaxcala.gob.mx

L

a caída de precios del barril de petróleo afectó, definitivamente, a toda la economía mundial, principalmente a países que tienen negocios en el sector de hidrocarburos (gas, petróleo, electricidad, energía), como México.

En 2014, México redefinió su política energética con un importante paquete de medidas, denominado “Reforma Energética”, que ciertamente pondrá a México a la vanguardia del modelo de negocios de países que atraen inversiones en toda la cadena de explotación energética -exploración, producción, refinamiento, transporte y agregación de valor a la materia prima.

Rompió así con un monopolio estatal que regía en el sector energético desde hace 76 años, abriendo el sector a la participación del capital privado nacional e internacional.

La petrolera estatal mexicana produce cerca de un tercio de los ingresos estatales. Es decir, que el país depende fuertemente de la exportación de hidrocarburos.

No creo que haya una “tormenta mexicana”, como algunos analistas dicen irresponsablemente. México fue muy previsor; aunque también es cierto que este país es, en términos absolutos, el octavo con el mayor endeudamiento en todo el mundo, y varias

En 2014 México redefinió su política energética con un importante paquete de medidas que permiten la participación privada en esta industria.

veces el Fondo Monetario Internacional recomendó una reducción de su deuda.

Contrarrestar la devaluación La caída de precios afectará internamente a la denominada Recaudación Federal Participable.

Vale decir que los Estados y municipios tendrán menos dinero.

Sin embargo, los gobernantes han tomado acciones drásticas inmediatamente para evitar que ese bajón de precios les perfore toda su economía: van a reducir en 9.000 millones de dólares (el 0,7% del PIB) el gasto público.

La medida del presidente Peña

Nieto es considerada “inédita en la última década” de cara a las elecciones de junio para renovar el poder local (gobernaturas, parlamentos estatales y municipios), teniendo en cuenta que un tercio del ingreso público mexicano procede del petróleo (o de los negocios en hidrocarburos).

El barril mexicano, que estuvo en 102 dólares, ahora ronda los 50 dólares y a nivel global, “tardará mucho en llegar a 100 dólares nuevamente”, según el propio ministro árabe de energía.

Con menos inversiones norteamericanas en Estados Unidos y la desaceleración del crecimiento de China, México tuvo que curar

en casa algunas enfermedades propias y actuar con disciplina fiscal para proteger la estabilidad, que estuvo comportándose muy bien hasta ahora.

A favor de la población No subirán más los impuestos, para no afectar bolsillos de los sensibles ciudadanos que están muy molestos con el tema de Ayotzinapan (jóvenes asesinados).

De manera que se ajustarán gastos de la petrolera estatal (PEMEX) y de la poderosa eléctrica (CFE) que se presentaban con nuevo perfil corporativo con la reciente reforma energética.

Quedó archivado, de momen-

to, el tren de alta velocidad México DF-Querétaro que debió ser el más moderno de América Latina (un conjunto de proyectos de trenes de alta velocidad en cerca de 7.500 millones dólares); aunque sigue en pie el nuevo aeropuerto internacional de la Ciudad de México (inversión de construcción de unos 9.200 millones de dólares).

México tiene una liquidez envidiable: sus reservas internacionales sobrepasan los 193.000 millones de dólares (léanla bien), cifra muy importante y que demuestra que el manejo de las finanzas petroleras mexicanas siempre fue satisfactorio, contrariamente al manejo de la renta petrolera venezolana o de la renta gasífera boliviana.

En el reciente 45 Foro de Davos, el propio director general de la petrolera estatal mexicana, Emilio Lozoya, se mostró convencido de que 2015 será un buen año para la economía de México pese a los bajos precios del barril de petróleo; porque se puede “crecer en tiempos difíciles”. Destacó que a partir de enero pasado, los nuevos recibos de electricidad iban a tener reducciones del 16% en el sector industrial, 8% comercio, 4% en el sector residencial y 2% a nivel popular. “La Reforma Energética posibilita el desarrollo de una industria energética más competitiva y eficiente”, dijo. ▲

petróleo & gas

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Del 1 al 15 de Abril de 2015

Saul J. Escalera,

opinión

Consultor en procesos industriales

Producción de Tiourea y fertilizantes Npk/Dap en Bolivia El presente artículo plantea la construcción de una planta de tiourea en base a la urea a obtenerse en Bulo Bulo y un complejo de fertilizantes NPK y DAP como derivados del amoniaco que también provendrán de la misma zona.

Caso Inti Raymi El Gobierno Nacional piensa que la dictación de un Decreto Supremo dando mayores beneficios a los trabajadores mineros del oro, resolverá el grave problema de insalubridad que existe en la

Foto: Abi.bo

L

a semana pasada los periódicos bolivianos publicaron las siguientes dos noticias: (1) “Con aprobación del D.S. No. 2281, el Gobierno Nacional reconoció como trabajos insalubres aquellos que se realizan en 19 secciones de la Empresa Minera Inti-Raymi, lo que permitirá a los mineros de esas áreas reducir la edad de jubilación a 53 años”; (2) “En el último quinquenio (2010–2014) la internación ilegal de alimentos en Bolivia creció en 93% representando $US 688 millones. Los productos internados fueron, carnes, grasas, cereales, legumbres, frutas, cacao, café y especias, Argentina y Estados Unidos como principales proveedores expertos atribuyen esto al incremento poblacional y la parcelación de la producción” [La Razón, Marzo 12, 2015].

El presente artículo fue escrito para orientar al pueblo boliviano sobre cómo podemos manejar los dos problemas arriba planteados para revertir la situación en beneficio del pueblo boliviano. Para esto nos basaremos en el artículo que hemos publicado el año pasado donde planteamos que en lugar de exportar los excedentes de urea y amoniaco producidos en Bulo– Bulo – tal como ha anunciado YPFB el año pasado – se construya un Complejo Petroquímico para producir tiourea a partir de la urea y fertilizantes NPK y DAP a partir del amoniaco [El Diario Mayor 14, 2014].

La puesta en marcha del Complejo de Urea en el Chapare permite considerar la producción de fertilizantes NPK o DAP.

empresa Inti Raymi debido al uso de cianuro para la recuperación de oro, principal actividad que tiene dicha empresa en el departamento de Oruro. Es muy conocido que el cianuro es un químico muy tóxico para la salud de un trabajador metalúrgico y potencialmente mortal con el tiempo.

Luego, en lugar de dictar el D.S. 2281, el Gobierno Nacional debió prohibir el uso del reactivo cianuro en Inti–Raymi y del mercurio en las cooperativas auríferas para recuperar oro en sus minas y obligarles a utilizar tiourea como agente lixiviante de oro mucho menos contaminante al medio–ambiente y así salvar vidas humanas. !Esto se llama: tecnología limpia!.

Tiourea como Agente Lixiviante del Oro Según Miller de la Universidad de Utah en USA, la lixiviación

de oro con soluciones de tiourea [CS(NH2)2] fue desarrollada por Plaskin y Kozhukova en 1940, considerándose un gran avance ecológico porque la tiourea no tiene los mismos factores de toxicidad que el cianuro y que al formar cationes complejos (tioureatos) es un eficiente agente lixiviante del oro y tiene mayores ventajas operacionales que el cianuro [www.sciencedirect.com , 2006].

Por su parte Carrillo de la Universidad de Santander ha demostrado que la tiourea [CS(NH2)2] es el agente lixiviante alternativo que mayor atención ha recibido por parte de las empresas minerasinteresadas en la lixiviación del oro; esto se debe principalmente a dos factores preponderantes: (a) Es mucho menos tóxico que el cianuro y (b) presenta altas velocidades de disolución selectiva del oro para formar un complejo

de oro (I)–tiourea [Au(CS(NH2)2]. El complejo [oro(I)–tiourea] es soluble en agua y permite la recuperación selectiva del oro fino que es muy difícil de recuperar pormétodos tradicionales.

El complejo [oro(I)–tiourea] es luego sometido a un proceso de re-extracción en fase acuosa para recuperar el oro en el circuito de electro-deposición del oro, es fácilmente manejable y produce muy poca contaminación ambiental [Carrillo, 2013].

Lo más importante es que la tiourea es un reactivo eficiente y sustituye con ventaja a los solventes tradicionales usados en la recuperación del oro en nuestro país, como el cianuro que es altamente peligroso para los operadores en Inti Raymi y el mercurio venenoso usado por las cooperativas mineras de oro en los ríos de la amazonía boliviana en el norte del país.

Producción de Tiourea en Bolivia La tiourea [CS(NH2)2] es un químico derivado de la urea y la tecnología de su producción es conocida por los expertos bolivianos, por lo que no representa ningún problema técnico para construir una planta a partir de la urea que se producirá en Bulo-Bulo a partir del año 2016.

Por lo expuesto, el Gobierno Nacional debe exigir a YPFB que este año contrate a una consultora – sea nacional o extranjera – para la elaboración del Proyecto de Factibilidad de una Planta de Tiourea como derivado de la urea a ser producida en la planta de Bulo-Bulo a partir de Junio 2016.

La implementación de una planta de tiourea en territorio nacional permitirá que la empresa Inti Raymi y otras cooperativas auríferas del país sustituyan totalmente el uso de cianuro y mercurio que actualmente utilizan para recuperar oro.

Caso Importación Alimentos La noticia de que en el último quinquenio (2010-2014) la internación ilegal de alimentos en Bolivia creció en 93%, donde los productos internados fueron: carnes, grasas, cereales, legumbres, frutas, cacao, café y especias, Argentina y Estados Unidos como principales proveedores, no se debe únicamente al incremento poblacional y la parcelación de la producción, como dice la nota periodística.

En realidad los agricultores bolivianos no están produciendo suficientes alimentos para la población boliviana porque los fertilizantes NPK (N–P2O5–K2O) y DAP (N– P2O5) que necesitan para mejorar su producción, son importados y

petróleo & gas

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21

Foto: shenghe-china.com

La producción nacional de fertilizantes a precios 50% más baratos que los importados, permitirá que los agricultores puedan comprarlos sin dificultad; solo así Bolivia tendrá suficiente producción de alimentos para su mercado.

tienen precios prohibitivos en Bolivia ($US 1000/tonelada).

Uso fertilizantes en Bolivia Los expertos agrónomos manifiestan que la superficie cultivable de Bolivia es de casi un millón de Has y se conoce que el consumo de fertilizantes en general es extremadamente bajo y alcanza apenas a 8 kg por hectárea; esto significa que en la mayor parte del territorio nacional arable no se utiliza fertilizantes.

También dicen que la aplicación de un solo tipo de fertilizante como la urea, no es adecuada para realizar una agricultura sustentable en el tiempo; por esta razón los agricultores emplean fertilizantes, como el DAP (18–46–00) y el NPK (15–15–15).

Asimismo, los productores de otros rubros importantes como papa, caña de azúcar, trigo y algunos más, incrementarían sustancialmente sus actuales niveles de rendimiento con ayuda del NPK/ DAP lo que contribuiría fuertemente al desarrollo de la política de seguridad y soberanía alimentaria.

Por lo expuesto, es de vital importancia que el Gobierno Nacional impulse la producción de fertilizantes NPK y DAP en territorio nacional.

Producción de Fertilizantes NPK y DAP en Bolivia El año 2007 los técnicos de la GNI (Dr. Ing. Saul J. Escalera; Ing. M.Sc. Eduardo Mejía e Ing. Alvaro Uberhuaga) elaboramos el “Estudio de Pre–Factibilidad para una Planta de NPK/DAP de 30.000 TM/ año en Bolivia”; donde se describe el proceso para producir fertilizantes NPK y DAP con una inversión de $us 30 MM y un precio de producto en planta de $us 350/tonelada FOB planta.

El estudio fue completado en diciembre del 2007. Se envió la documentación completa a Presidencia de YPFB en La Paz en Marzo del 2008, pero ejecutivos de YPFB nunca aprobaron el estudio para su financiamiento.

Producción de Amoniaco en Bulo-Bulo, Cochabamba Es ya ampliamente conocido que la Planta de Urea-Amoniaco de Bulo-Bulo de Cochabamba producirá 420.000 TM/año de amoniaco

La producción de Tiourea en el país es una de las propuestas para reemplazar el uso de cianuro y mercurio en el sector minero.

(NH3). A partir del año 2016, este amoniaco deberá ser utilizado como insumo de nitrógeno de la plantas de NPK y DAP propuestas; por lo tanto el suministro del insumo nitrógeno está garantizado.

Producción de Fosfato en Capinota, Cochabamba En la formación de Paloma Pampa de la provincia Capinota en Cochabamba, existen 3 millones de toneladas de reservas de roca fosfórica con una ley del 25% P2O5.

El año 1996 el Dr. Ing. Saul Escalera y el Ing. Adolfo Lemus elaboraron el estudio: “Fabricación de Fertilizante Fosfatado Parcialmente Acidulado a Partir de la Roca Fosfórica de Capinota”, donde se describe el proceso químico de la roca fosfórica para obtener fertilizante simple, incluyendo la ingeniería básica y el diseño de una planta de 30.000 TM/año.

Este estudio se basó en el proceso descrito en la US Patent Nº 4.337.149, del 29 Junio de 1982, propiedad del Dr. Escalera para la obtención de concentrados de fosfato de calcio a partir de roca fosfórica por flotación con aminas catiónicas de doble funcionalidad promotor–espumante. Esta tecnología podrá ser cedida por el autor para cristalizar los proyectos de plantas de NPK y DAP en Bulo–Bulo de Cochabamba.

Las reservas de roca fosfórica en Capinota garantizan el suministro del insumo fósforo para las plantas propuestas.

Producción de Potasio en Uyuni Según los expertos, el Salar de

Uyuni en Potosí contiene cerca de 60 millones de toneladas de KCl explotables, por lo que el año 2012 la GNRE de Comibol ha construido una Planta Piloto de KCl en Llipi–Llipi (Potosí) y el año 2016 prevé construir una planta industrial para producir 700.000 TM/año de concentrados KCl. Por lo tanto el suministro del insumo potasio para la planta de NPK que proponemos está totalmente garantizado. Sin embargo, la fabricación de fertilizante NPK requiere de potasio granulado (-6+25 mallas) con una ley de 95% KCl, luego la planta de la GNRE debe garantizar que su producto tiene dichas características.

Para este efecto, desde el año 2009 hemos sugerido que utilicen el proceso descrito en la: US Patent No. 4.325.821 el 20 de Abril 1982, propiedad del Dr. Escalera, que fue aplicado con éxito en la planta de Cominco de Saskatchewan, Canadá, para la flotación de partículas gruesas (–6+25 mallas) produciendo concentrados de 96% KCl y una recuperación de 90%.

El autor ha ofrecido transferir la tecnología de su invención al Ministerio de Minas y Metalurgia y al grupo GNRE de Bolivia y hasta hoy no recibió respuesta. Tecnología de Producción de NPK y DAP. La tecnología de producir fertilizante NPK es simple porque se trata de una mezcla física de los siguientes componentes: amoniaco líquido (NH3), superfosfato [Ca(H2PO4)2] y silvita (KCl); asimismo, la tecnología de producción de DAP es también simple, combinando amoniaco líquido (NH3) y superfosfato [Ca(H2PO4)2. en am-

bos casos se complementa con la adición de suelo artificial antes de la operación de granulación.

Todas las materias primas para fabricar NPK y DAP son producidas en Bolivia, Cabe mencionar que la International Fertilizer Development Center en Muscle Shoals, Alabama, USA, tiene excelentes programas anuales de entrenamiento en tecnologías de fertilizantes NPK y DAP a donde podemos enviar a jóvenes ingenieros para su respectivo entrenamiento.

Por lo expuesto, es necesario que YPFB contrate a consultores nacionales para la elaboración del estudio de factibilidad a diseño final para que las plantas de NPK y DAP sean una realidad a corto plazo; el autor del presente artículo está dispuesto a facilitar todos los detalles técnicos de los documentos de su autoría para que el Proyecto de producción de NPK y DAP en Cochabamba se concrete.

Tamaño y Localización de las Plantas NPK y DAP Consideramos que la mejor ubicación para las plantas de NPK y DAP es Bulo-Bulo en Cochabamba debido a que la planta de amoniaco está en esta región y porque que el amoniaco es líquido y puede presentar algunos problemas de transporte a otro lugar; mientras que el transporte de fósforo desde la planta de Capinota y de potasio de la planta de Llipi–Llipi hacia Bulo–Bulo será relativamente fácil por ser productos sólidos.

Sugerimos que cada una de las plantas NPK y DAP tenga una capacidad de producción de 70.000 TM/ año para satisfacer principalmente

la demanda nacional y para la exportación de excedentes al mercadosudamericano.

Comentarios Finales El presente artículo ha establecido claramente que para revertir las dos situaciones publicadas por los periódicos del país, que son por demás perjudiciales para el país, los técnicos expertos bolivianos tenemos las soluciones apropiadas a corto plazo.

En el caso de las condiciones insalubres de trabajo que actualmente tiene la empresa Inti–Raymi de Oruro, proponemos el uso alternativo de tiourea que es un agente lixiviante no–tóxico para la recuperación de oro. Por lo tanto, la construcción de una planta de tiourea en base a la urea que será producida en Bulo–Bulo deberá ser una prioridad para YPFB con apoyo del Gobierno Departamental de Cochabamba.

En el caso de la baja producción de alimentos en Bolivia y que obliga a su importación desde Chile y Argentina, no es exageración decir que al producir fertilizantes NPK y DAP baratos en el país ($us 350/tonelada) el agricultor boliviano podrá incrementar considerablemente su producción y se revertirá la situación de importación.

Para lograr esto, el Gobierno Nacional debe exigir a YPFB queconstruya plantas de producción de fertilizantes NPK y DAP como derivados del amoniaco a ser producido en la planta de Bulo-Bulo a partir de Junio 2016, para esto debe tomar como base el estudio realizado por la GNI de YPFB el año 2007 y actualizarlo.

La producción nacional de fertilizantes a precios 50% más baratos que los importados, permitirá que los agricultores nacionales puedan comprarlos sin dificultad.

Finalmente, el Gobierno Nacional debe comprender que la construcción de las plantas de Tiourea y fertilizantes NPK y DAP en el Complejo Petroquímico de Bulo–Bulo debe ser una realidad a corto plazo, porque son necesarios para salvar vidas en las operaciones mineras de Inti–Raymi y de las cooperativas auríferas del norte del país y para impulsar la agricultura nacional, garantizando la seguridad alimentaria del pueblo boliviano. ¡Esto es hacer Patria!. ▲

ESTADÍSTICAS

Del 1 al 15 de Abril de 2015

HIDROCARBUROS Fecha

Europe Brent

Cushing, OK

Europe Brent

Spot Price FOB

WTI Spot Price

Spot Price FOB

FOB (Dollars

(Dollars per

FOB (Dollars

(Dollars per

per Barrel)

Barrel)

per Barrel)

Barrel)

GNV

1,66 Bs./M³

53,56 52,13 51,12 49,95 49,56 48,48 50,25 47,65 49,84 49,59 50,43 51,53 50,76 49,61 49,95

60,78 60,72 58,78 60,99 59,78 60,33 59,77 61,39 61,89 60,75 61,18 59,18 60,33 59,15 58,67

48,42 48,06 47,12 44,88 43,93 43,39 44,63 44,02 46 47,4 47,03 48,75 51,41 48,83 48,66

55,95 56,46 56,66 54,8 52 52,17 52,59 52,96 53,88 53,82 53,61 54,18 57,02 56,44 53,99

GLP

2,25 Bs./Kg

GAS. ESPECIAL

3,74 Bs./Lt

GAS. PREMIUM

4,79 Bs./Lt

feb 17, 2015 feb 18, 2015 feb 19, 2015 feb 20, 2015 feb 23, 2015 feb 24, 2015 feb 25, 2015 feb 26, 2015 feb 27, 2015 mar 02, 2015 mar 03, 2015 mar 04, 2015 mar 05, 2015 mar 06, 2015 mar 09, 2015

Fecha

mar 10, 2015 mar 11, 2015 mar 12, 2015 mar 13, 2015 mar 16, 2015 mar 17, 2015 mar 18, 2015 mar 19, 2015 mar 20, 2015 mar 23, 2015 mar 24, 2015 mar 25, 2015 mar 26, 2015 mar 27, 2015 mar 30, 2015

Fuente: eia.gov

MINERÍA

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

PRECIOS FINALES AL CONSUMIDOR MARZO 2015

Cushing, OK WTI Spot Price

GAS. DE AVIONES 4,57 Bs./Lt KEROSENE

2,72 Bs./Lt

JET FUEL

2,77 Bs./Lt

DIESEL OIL

3,72 Bs./Lt

AGRO FUEL

2,55 Bs./Lt

FUEL OIL

2,78 Bs./Lt

PRECIOS INTERNACIONALES GASOLINA

8,68 Bs./Lt

DIESEL OIL

8,88 Bs./Lt

GNV

3,26 Bs/m³

JET FUEL

6,65 Bs./Lt

Fuente: eia.gov

Fuente: ANH

ELECTRICIDAD GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (Abril 2014 - Marzo 2015)

Día Abr 1 1,221.0 2 1,233.8 3 1,225.2 4 1,241.6 5 1,185.7 6 1,128.6 7 1,232.1 8 1,250.7 9 1,231.8 10 1,228.6 11 1,207.2 12 1,094.7 13 1,027.4 14 1,151.3 15 1,187.6 16 1,200.0 17 1,173.5 18 1,028.4 19 1,075.7 20 1,042.7 21 1,205.4 22 1,174.9 23 1,197.6 24 1,215.6 25 1,205.5 26 1,142.4 27 1,073.3 28 1,237.7 29 1,245.0 30 1,213.4 31

Max. 1,250.7

May 1,004.7 1,160.3 1,123.5 1,093.8 1,174.4 1,193.2 1,233.2 1,231.3 1,209.8 1,139.0 1,076.1 1,212.7 1,192.1 1,187.0 1,204.1 1,181.7 1,109.7 1,056.0 1,211.1 1,232.6 1,252.8 1,178.1 1,153.2 1,071.3 1,029.1 1,143.3 1,122.1 1,157.5 1,186.8 1,175.6 1,112.7 1,252.8

Jun 1,040.8 1,148.0 1,165.5 1,177.5 1,164.3 1,146.3 1,095.4 1,010.9 1,142.6 1,155.8 1,192.1 1,213.0 1,131.8 1,056.8 1,036.6 1,166.3 1,106.8 1,161.9 1,081.0 1,113.2 1,045.3 1,055.3 1,201.1 1,214.0 1,236.0 1,219.4 1,151.2 1,094.5 1,024.6 1,148.1

1,236.0

Jul 1,146.6 1,161.5 1,187.8 1,183.3 1,112.9 993.9 1,123.4 1,150.8 1,164.1 1,156.1 1,153.6 1,104.0 1,057.6 1,166.0 1,185.3 1,167.1 1,212.2 1,165.0 1,104.8 1,056.0 1,158.5 1,224.7 1,197.0 1,185.8 1,168.1 1,114.0 1,070.7 1,178.0 1,222.8 1,226.6 1,237.1 1,237.1

Ago 12,009.0 1,135.8 1,117.4 1,195.7 1,166.9 1,092.7 1,189.7 1,181.9 1,136.1 1,112.1 1,237.4 1,262.9 1,191.0 1,198.5 1,189.4 1,134.9 1,102.2 1,235.6 1,249.9 1,270.2 1,258.8 1,251.5 1,188.9 1,149.6 1,197.9 1,201.7 1,228.4 1,244.2 1,251.9 1,186.4 1,148.0 12,009.0

Sep 1,276.4 1,298.7 1,297.7 1,307.5 1,289.3 1,205.0 1,164.0 1,283.8 1,315.0 1,304.5 1,205.7 1,229.6 1,188.2 1,153.7 1,214.6 1,264.2 1,307.9 1,321.5 1,268.1 1,153.1 1,095.0 1,256.4 1,297.2 1,267.0 1,277.1 1,289.6 1,162.7 1,146.6 1,291.5 1,318.6

1,321.5

Oct 1,252.7 1,279.7 1,297.3 1,206.4 1,158.1 1,286.0 1,295.1 1,308.8 1,314.9 1,301.1 1,182.9 1,159.6 1,324.2 1,340.3 1,346.6 1,355.8 1,342.3 1,251.2 1,191.9 1,234.3 1,295.6 1,325.7 1,330.3 1,305.2 1,181.6 1,124.5 1,292.4 1,276.0 1,261.8 1,251.1 1,226.9 1,355.8

Nov 1,158.2 988.0 1,122.6 1,203.4 1,262.8 1,310.4 1,302.0 1,200.3 1,185.3 1,246.4 1,291.0 1,265.9 1,204.8 1,219.0 1,179.2 1,132.8 1,277.9 1,319.5 1,330.4 1,327.6 1,302.3 1,165.7 1,076.8 1,255.2 1,291.1 1,235.8 1,278.4 1,314.2 1,135.7 1,217.7

1,330.4

Dic 1,151.8 1,196.0 1,242.4 1,291.8 1,300.9 1,226.9 1,137.6 1,207.8 1,300.4 1,294.6 1,271.9 1,277.3 1,214.4 1,135.5 1,280.4 1,279.2 1,259.6 1,225.8 1,266.8 1,162.5 1,119.8 1,164.5 1,169.2 1,191.3 1,067.8 1,247.0 1,202.0 1,140.6 1,263.0 1,253.6 1,260.8 1,300.9

Ene 1,005.5 1,100.4 1,091.8 1,086.6 1,236.4 1,228.2 1,236.4 1,237.4 1,258.0 1,185.4 1,099.5 1,232.6 1,260.5 1,261.3 1,238.9 1,246.9 1,201.5 1,122.8 1,260.7 1,313.9 1,281.1 1,225.7 1,309.9 1,232.3 1,113.6 1,232.7 1,272.9 1,268.5 1,255.9 1,238.6 1,211.3 1,313.9

Feb Mar (al 30) 1,167.2 1,151.5 1,292.6 1,297.4 1,331.9 1,326.9 1,310.3 1,251.5 1,318.8 1,240.1 1,246.8 1,272.1 1,137.2 1,211.3 1,132.3 1,169.0 1,281.6 1,284.4 1,274.1 1,362.8 1,232.5 1,372.0 1,274.1 1,341.8 1,226.6 1,337.8 1,129.4 1,244.1 1,037.5 1,212.7 1,006.7 1,319.8 1,026.4 1,356.9 1,203.3 1,350.1 1,210.1 1,336.3 1,194.9 1,292.1 1,168.1 1,210.2 1,084.6 1,201.5 1,264.5 1,334.0 1,314.2 1,352.5 1,312.7 1,354.0 1,325.3 1,276.4 1,276.1 1,205.3 1,205.5 1,152.0

1,132.3

1,308.7

1,331.9 1,372.0

Los valores de potencia aquí informados corresponden a registros instantáneos obtenidos del sistema SCADA

DEMANDA MAXIMA DE POTENCIA DE CONSUMIDORES (MW) EN NODOS DEL STI - (Abril 2014 - Marzo 2015)

Abr CRE - Santa Cruz 470.7 DELAPAZ - La Paz 296.4 ELFEC - Cochabamba 189.0 ELFEC - Chimoré 11.7 ELFEO - Oruro 55.4 ELFEO - Catavi 20.2 CESSA - Sucre 46.9 SEPSA - Potosí 48.0 SEPSA - Punutuma 5.1 SEPSA - Atocha 12.0 SEPSA - Don Diego 6.3 ENDE - Varios (2) 25.9 SETAR - Tarija 0.0 SETAR - Villamontes 0.0 SETAR - Yacuiba 0.0 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 49.9 Otros - C. No Regulados 18.2 Varios (1) 2.8 TOTAL COINCIDENTAL 1,193.6

May 428.7 298.7 188.8 11.2 56.8 22.9 47.8 48.2 5.1 12.5 6.9 25.4 0.0 0.0 0.0 49.2 21.1 2.8 1,191.5

Jun 414.7 302.3 190.6 11.6 57.7 21.7 45.2 50.6 5.3 12.7 7.0 25.4 0.0 0.0 0.0 44.4 20.8 3.0 1,170.8

Jul 411.6 310.5 191.3 11.7 59.6 22.4 47.1 53.1 5.5 12.4 6.6 25.8 0.0 0.0 0.0 45.4 19.9 3.0 1,177.5

Ago 434.0 305.1 193.0 12.1 57.7 21.7 46.8 51.4 5.5 12.3 6.3 27.6 0.0 0.0 0.0 47.7 21.0 3.0 1,200.9

Sep 483.4 300.9 196.2 13.2 56.6 22.3 47.3 50.1 5.3 12.0 6.4 28.3 7.3 0.0 0.0 47.7 21.3 2.9 1,258.7

Oct 537.7 299.6 200.2 13.6 61.3 22.3 47.9 48.7 5.3 11.7 6.4 30.5 8.6 6.1 0.0 48.1 19.0 3.0 1,298.2

Nov 500.5 297.2 199.8 13.5 57.4 22.1 48.1 47.4 5.4 11.7 6.1 29.0 7.7 6.0 0.0 47.9 21.8 3.0 1,271.9

Dic 493.8 299.7 198.0 12.8 54.4 21.4 47.3 46.9 4.9 11.0 6.1 28.8 8.0 5.8 14.0 48.3 21.4 2.7 1,242.5

Ene 498.9 295.0 188.9 12.5 54.7 20.8 46.8 45.1 5.0 11.3 5.8 28.2 7.8 5.5 13.5 47.7 19.2 2.4 1,249.8

Feb Mar(al 30) 488.3 527.1 300.4 304.5 194.3 195.9 13.0 13.8 54.3 55.2 21.9 24.0 47.5 49.2 45.0 44.8 5.0 5.3 11.9 12.0 6.2 5.7 29.4 36.9 7.8 10.1 5.7 5.8 14.2 14.2 47.3 46.3 18.3 20.2 2.8 2.2 1,265.7 1,285.2

(1) Consumos de Sacaca, Mariaca, Ocurí, Lípez. (2) Consumos de Yucumo, San Borja, San Ignacio de Moxos, Trinidad, Uyuni, Tazna y Las Carreras 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)

DEMANDA DE ENERGIA DE CONSUMIDORES (GWh) EN NODOS DEL STI- (Abril 2014 - Marzo 2015)

CRE - Santa Cruz DELAPAZ - La Paz ELFEC - Cochabamba ELFEC - Chimoré ELFEO - Oruro ELFEO - Catavi CESSA - Sucre SEPSA - Potosí SEPSA - Punutuma SEPSA - Atocha SEPSA - Don Diego ENDE - Varios (2) SETAR - Tarija SETAR - Villamontes SETAR - Yacuiba SAN CRISTOBAL - C. No Reg. Otros - C. No Regulados Varios (1) TOTAL

Abr 229.8 135.9 91.6 5.2 27.2 10.2 23.3 26.2 2.3 6.1 2.7 12.0 0.0 0.0 0.0 31.5 10.1 0.9 614.9

May 214.8 146.0 95.1 5.2 27.4 11.5 23.5 26.6 2.4 6.4 2.8 11.7 0.0 0.0 0.0 30.4 12.3 0.9 616.8

Jun 194.0 141.1 91.2 5.0 27.4 11.1 20.4 27.3 2.4 6.4 2.9 11.0 0.0 0.0 0.0 21.4 11.7 1 574.2

Jul 204.0 149.2 96.5 5.1 28.8 11.9 22.8 30.2 2.7 6.1 2.9 11.1 0.0 0.0 0.0 29.7 9.6 1 611.7

Ago 219.7 148.7 96.1 5.5 28.2 11.2 24.3 29.3 2.6 6.4 2.7 12.2 0.0 0.0 0.0 30.7 12.2 1 630.9

Sep 247.7 144.9 95.8 5.9 27.6 11.3 23.9 28.6 2.7 6.0 2.7 13.6 2.8 0.0 0.0 30.5 12.5 1 657.5

Oct 277.7 148.4 101.9 6.5 29.0 11.0 23.4 27.9 2.8 6.3 2.8 15.4 3.7 2.5 0.0 29 10.9 1 700.2

Nov 244.7 139.5 96.9 5.8 26.6 10.9 23.7 26.1 2.4 6.1 2.7 13.4 3.4 2.5 0.0 30.9 10.9 1 647.5

Dic 247.0 142.8 100.2 5.7 27.9 10.7 23.8 26.4 2.3 6.1 2.7 14.1 3.7 2.8 2.2 32.5 13 0.9 664.8

Ene 247.2 144.0 94.7 5.6 28.5 9.7 23.1 25.6 2.5 6.0 2.5 14.0 3.5 2.8 6.5 31.8 11.3 0.8 660

Feb Mar(al 30) 225.7 259.3 129.8 142.4 86.9 88.7 5.3 5.9 25.3 28.4 8.2 10.4 19.8 21.6 21.9 24.3 2.0 2.5 5.4 6.2 2.1 2.6 12.7 14.3 3.2 3.7 2.5 2.8 5.9 6.3 23.7 27.7 7.8 10.7 0.8 0.8 589.1 658.6

(1) Consumos de Sacaca, Mariaca, Ocurí. (2) Consumos de Yucumo, San Borja, San Ignacio de Moxos, Trinidad, Uyuni, Tazna y Las Carreras Los valores de energía aquí informados son obtenidos a partir de los registros de potencia integrados en períodos de 15 minutos del Sistema de Medición Comercial (SMEC).

AGENDA ENERGéTICA

7 al 9 de Abril / punta del este - uruguay

DEL 26 AL 29 de mayo| montevideo - uruguay

DEL 24 AL 28 DE agosto | Bogotá - colombia

La Conferencia ARPEL es un evento ideal para el relacionamiento, el intercambio de conocimiento y experiencias, la búsqueda de sinergias y el desarrollo de negocios para aquellos profesionales con actividades o intereses en la región de Latinoamérica y el Caribe.

Se busca formar profesionales /equipos capaces de gestionar la Responsabilidad Social Corporativa a través de la implementación del sistema de gestión de RSC de ARPEL en sus organizaciones mediante un proceso activo y participativo.

Hace 30 años ACIPET celebra este importante congreso petrolero, posicionado entre los cuatro mejores de América Latina y el más importante de Colombia, entregando un legado académico y tecnológico para el desarrollo.

Contacto: infoconferencia@arpel.org.uy

Contacto: info@arpel.org.uy

Contacto: congreso@acipet.com

DEL 28 AL 30 DE abril | santa cruz - Bolivia

del 10 al 13 de junio | GuadalajarA - México

DEL 22 AL 24 DE septiembre | rio de janeiro - brasil

Más de 30 panelistas de siete países debatirán sobre las diferentes prácticas y herramientas para la mejora continua en la gestión de seguridad. Los últimos cambios y aplicaciones normativas se abordarán en los tres días del evento.

Es el foro de la industria de exploración y producción más importante de México. Es organizado por la Asociación de Ingenieros Petroleros y el Colegio de Ingenieros Petroleros de ese país, la SPE, la Asociación Mexicana de Geólogos Petroleros y la Asociación Mexicana de Geofísicos de Exploración.

Organizado cada dos años por el Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis es reconocido como uno de los dos principales eventos de este sector que tiene por finalidad reunir profesionales de nivel técnico y gerencial en busca de conocimiento, nuevas tecnologías y mejores práticas de gestión.

Contacto: capacitacion@somare.com

Contacto: cmp@ecodsa.com.mx

Contacto: eventos@ibp.org.br

Conferencia de Petróleo & Gas Arpel 2015

III Feria Internacional y Simposio de Seguridad y Salud Ocupacional - FISSO 2015

Curso Gestión de Responsabilidad Social Corporativa

Congreso Mexicano del Petróleo (CMP)

XVI Congreso Colombiano Petróleo & Gas 2015

Rio Pipeline 2015

Fuente: CNDC

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