Reporte Energía edición 161 by Branko Zabala

INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

Nro.

161

Del 1 al 15 de Febrero de 2016

PETRÓLEO & GAS / ELECTRICIDAD / ENERGÍAS ALTERNATIVAS / MINERÍA / MEDIO AMBIENTE / AGUA / RSE / QHSE

Menos de $ 30/bbl, reduce producción de gas en el país

MINERÍA

P-18-19

ELECTRICIDAD

P 18-19

Vaticinan problemas de rentabilidad en mini acería de Sinosteel

Foto: Archivo / RE

mente viables, lo que generará una merma de inversiones a mediano y largo plazo. Se está ingresando a una desaceleración de la industria petrolera del país. P-6 Foto: Roberto Stuckert Filho / Presidencia de la República del Brasil

Preocupación. La CBHE afirma que los actuales precios colocan en una situación muy difícil a la mayoría de los proyectos, teniendo dificultades para ser económica-

Generación eléctrica llegará a los 2.123 MW este año en el país

Bolivia avanza con Brasil en renovación de contrato por 20 años

WTI ($us/BBl de petróleo)

El Gobierno Central afirma que se tiene la capacidad para cumplir con el suministro de gas natural más allá de los volúmenes contractuales - con miras

a rubricar un nuevo contrato con Brasil. Se abrió la posibilidad de exportación de GLP y GNL y una asociación binacional en el sector petroquímico. P-12-13

Enero 26

Enero 27

Enero 28

Enero 29

Feb 01

31.45

32.3

33.2

33.6

31.6

Gas boliviano p/ Brasil* (2do trim 2015)

5.7*

Gas boliviano p/ Argentina* (2do trim 2015)

6.8*

$us/MMBTU

Diésel internacional

Gasolina internacional

8.88

8.68

Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 14/01

2.152 dollars per million BTU

Fuentes: YPFB, theice.com, anh.gob.bo

BREVES

Del 1 al 15 de Febrero de 2016

y distintos bocaditos, mientras que los mayores compartieron de un amena tarde. La gerencia general de la empresa organizó este encuentro con el objetivo principal de afianzar los lazos de compañerismo y de pertenencia a la empresa.

El nuevo Vitara viene con el sistema ALL GRIP, que lo adapta a cualquier superficie.

Fotos: Cristina Chilo C.

Los integrantes de la empresa Herracruz, disfrutaron de una tarde de confraternización junto a sus familiares que se reunieron en la sede social de la empresa ubicada en la carretera a Cotoca. En la oportunidad, los más pequeños disfrutaron de concursos, premios

Fotos: Cristina Chilo C.

Confraternización de la familia Herracruz

El nuevo Vitara disponible en 13 colores.

Los trabajadores de Herracruz compartieron una amena jornada de confraternización.

Las esposas e hijos de los trabajadores de Herracruz disfrutaron de la tarde de juegos y concursos.

Ramiro Bayá, Stephen de Castro, María Inés Carrasco y Rolando Torrejon.

Imcruz presentó el nuevo Vitara Imcruz eligió el idílico paisaje de Laguna Volcán para realizar el lanzamiento del último modelo del Suzuki Vitara, que promete ser el más vendido de todo el país, según auguró Javier Arce, gerente general de la empresa. Suzuki Vitara con sus más de 25 años de historia ha pasado por distintas evoluciones, pero siempre manteniendo la fórmula del éxito que lo ha llevado a ser uno de los todo terrenos (SUV) preferidos en el mundo entero. El nuevo integrante de esta familia, llega con un diseño renovado, pero manteniendo su tradicional estilo OffRoad y espíritu aventurero. Para satisfacer las exigencias de confort y colores, se podrá escoger entre tres niveles de equipamiento y 13 opciones de color, teniendo la posibilidad de elegir que la carrocería sea bicolor. El nuevo nuevo Vitara estará disponible en todos los Showrooms de Bolivia. Como todos los vehículos de Suzuki, cuenta con garantía de tres años o 100.000 kilómetros.

OPINIÓN

Del 1 al 15 de Febrero de 2016

YPFB y Petrobras firman acuerdo comercial petroquímico Los presidentes de YPFB, Guillermo Achá, y de Petrobras, Aldemir Bendine, suscribieron un acuerdo de intenciones en la perspectiva de concretar una relación comercial sobre industria petroquímica – fertilizantes para su comercialización en Brasil y en otros países de la región. “Considerando las oportunidades que ofrece la industrialización de los hidrocarburos; es de interés común analizar las posibles sinergias de los proyectos de fertilizantes de Tres Lagoas (Brasil) y Bulo Bulo (Bolivia)”, se lee en el documento suscrito. ▲

Gerente General Gerente Administrativa Gerente Comercial Gerente Marketing Ejecutiva de Cuentas Asesor Legal

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Avanzan otros acuerdos de atracción de inversiones para ‘Vaca Muerta’

Consideran oportuno impulsar la geotermia en Latinoamérica

Bolivia Equipetrol Norte, Calle I-E #175 Tel. (591-3) 341-5941 Santa Cruz de la Sierra, BOLIVIA

El proyecto, que se desarrollará en Neuquén, demandará recursos por más de $us 500 MM para los próximos tres años.

MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA

ASOCIACIÓN NACIONAL

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PRENSA

DE LA

Las opiniones expresadas en Reporte Energía, no reflejan necesariamente el punto de vista de los editores. Reporte Energía no asume responsabilidad alguna por ninguno de los productos ni servicios anunciados aquí. La reproducción total o parcial de cualquiera de los artículos, secciones o material gráfico de esta revista está permitida mencionando obligatoriamente la fuente. 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.

Se espera que la tasa de crecimiento anual sea 2.2% con más de 1.538 Mtep en los próximos 25 años en ALyC, según el BID.

Frases y destacados Quién es quién?

Con la reducción de demanda en el mercado petrolero, la industria geotérmica podría ser la principal proveedora de energía en ALyC.

José Esteves, Gte de Asuntos Corporativos de Sinopec

Administrador de empresas, fundador y presidente de compañías de servicios petroleros.

Publicación destacada

Perú Av. Grau 752 Dpto. 303, Miraflores Phone. +51 966-772 915 Lima 15074, PERÚ

Prevén que demanda de energía aumente 80% en la Región

pàg

Branko Zabala Ema Peris Kathia Mendoza Doria Añez Natalia Nazrala Johan U. Zambrana

Resumen de la edición

ALyC: Acceso a la energía sostenible Es una publicación especializada con el apoyo conjunto de Olade y el Gobierno de Canadá.

La frase destacada

Director General Jefe de Redacción Periodista Redes Sociales Corresponsal USA Diagramación

pàg

Miguel Zabala Bishop Franco García Lizzett Vargas Peter de Souza Johnny Auza David Durán

pàg

Staff

Marco Martins, Strio de P&G y combustibles renovables -SPG

"Confiamos en que se de continuidad al contrato de compra venta de gas natural con Bolivia"

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petróleo & gas

Del 1 al 15 de Febrero de 2016

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PERIODO. Hasta diciembre de 2015 en Bolivia

YPFB Chaco tenía 4 equipos en operación, YPFB Andina 3 y Petrobras 2. Repsol y Pluspetrol registraron 1 plataforma cada una. A ello se sumó YPFB Andina con 1 equipo para workover.

┣

TEXTO: Franco García S.

asta finales de diciembre pasado se registraron 11 plataformas de perforación en hidrocarburos activas en Bolivia, además de una para trabajos de workover (reacondicionamientos de pozos), señala un informe de Weatherford al que

Datos

association of energy service companies. Se considera una plataforma de perforación activa si cuenta con trabajadores que la operan y desarrolla sus labores todos los días del mes.

tuvo acceso Reporte Energía. De acuerdo a los datos de la compañía internacional, YPFB Chaco tenía cuatro equipos en operación, YPFB Andina tres y Petrobras dos. Por su parte Repsol y Pluspetrol registraron una plataforma cada una. A ello se suman YPFB Andina con una equipo para workover. Según la Association of Ener-

gy Service Companies (AESC) se considera una plataforma de perforación activa si cuenta con trabajadores que la operan y desarrolla sus labores todos los días del mes. En el documento también se menciona que Argentina sumó 91 equipos de perforación petrolera activas y 126 para labores de workover, mientras que Chile solo 1, aunque tiene otra para labores de workover. Según los datos brindados en la Audiencia Pública de Rendición de Cuentas del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) a noviembre de 2015 en el área de exploración se tenían 8 pozos en perforación, cinco concluidos y tres en actividades previas. De igual forma en explotación se re-

Foto: ABI

Se registraron 11 equipos de perforación petrolera activos

Equipo de YPFB Corporación que se utiliza en la perforación del pozo Itaguazurenda X-3.

gistraban cuatro en perforación, dos en terminación, uno en DTM, tres en actividades previas y 13

concluidos. En cuanto a intervención de pozos se tenía uno en ejecución y 20 concluidos. ▲

petróleo & gas

De acuerdo a la compañía argentina el proyecto, que se desarrollará en la provincia de Neuquén, demandará inversiones por más de 500 millones de dólares para los próximos tres años.

┣

TEXTO: Redacción Central

l CEO de American Energy Partners, LP (AELP), Aubrey McClendon, y el presidente y CEO de YPF, Miguel Galuccio, presentaron al ministro de Energía de Argentina, Juan José Aranguren, los detalles del acuerdo preliminar entre ambas empresas para la exploración y el desarrollo de Vaca Muerta, señala una nota de prensa de la compañía estatal. El proyecto, que se desarrollará en la provincia de Neuquén, demandará inversiones por más de $us 500 millones para los próximos tres años. El plan consiste en la puesta en marcha de un piloto de shale gas en el bloque Bajada de Añelo, que abarca 200 km2 en Neuquén. Luego de esta primera etapa, que finalizará a mediados de 2018, se contempla la continuidad del proyecto en fase de desarrollo masivo. Asimismo, asociados junto con Pluspetrol y Gas y Petróleo del Neuquén, explorarán la zona sur del bloque Cerro Arena, que abarca 375 km2 de la provincia. Por medio de estos acuerdos una empresa afiliada a AELP adquiriría hasta el 50% de participación en dichos bloques. YPF suma un nuevo socio estratégico para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta liderado por un equipo con capacidades operativas probadas y sólida experiencia en el desarrollo de no convencionales en EEUU. A su vez AELP es una compañía que gestiona activos de petróleo y gas, y un operador con un equipo de trabajo que, bajo el liderazgo de Aubrey McClendon, fundador y ex CEO de Chesapeake, ha perforado más de 15.000 pozos horizontales de shale en los Estados Unidos. Durante su gestión, Chesapeake pasó de ser un start-up en 1989 a convertirse en el mayor productor de gas y la empresa que más pozos nuevos en ese país, en menos de 20 años. “Con este acuerdo sumamos un socio que aportará expertise del más alto nivel para el desarrollo de shale gas y shale oil en el país. Confiamos en que este proyecto será enriquecedor y nos permitirá a acelerar nuestra curva de apren-

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convenio. Avances para participación de American Energy Partners

YPF perfila más acuerdos de inversión para ‘Vaca Muerta’

Sobre ALP

Foto: argentinashale.com

• American Energy Partners es una compañía de operaciones de petróleo y gas natural y gestión de activos con sede en Oklahoma City, Oklahoma, Estados Unidos. Fundada en abril de 2013, la compañía busca ofrecer resultados financieros y operativos de excelencia a sus inversores y socios en la industria en el desarrollo y la gestión de activos de petróleo y gas natural, tanto en los Estados Unidos como en el exterior.

dizaje”, señaló Galuccio. Por su parte McClendon aseguró que “estamos muy entusiasmados con asociarnos en la Argentina con una compañía líder como YPF para colaborar en el desarrollo de Vaca Muerta, una formación no convencional de altísimo potencial. A través de esta alianza, queremos compartir conocimientos en la operación y aplicar, en Vaca Muerta, las técnicas de perforación, completación y las estructuras de costos que son utilizadas en los EEUU para el no convencional. Esto será una experiencia transformadora para dicha formación”. El acuerdo fue firmado en las oficinas de YPF y en el curso de los próximos tres meses, las partes negociarán los acuerdos definitivos para lanzar las operaciones compartidas en Bajada de Añelo y Cerro Arena Sur durante 2016. YPF y sus socios llevan invertidos más de $us 3.000 millones para el desarrollo de petróleo y gas no convencional en Argentina, lo que ubica a la compañía como principal productor de no convencionales fuera de América del Norte. AELP se suma como un nuevo socio estratégico para el desarrollo de shale en el país, junto a Chevron, Dow y Petronas, que ya tienen proyectos en curso en asociaciones con YPF. ▲

YPF y sus socios llevan invertidos más de $us 3.000 millones para el desarrollo de petróleo y gas no convencional en Argentina.

Se anunció descubrimientos en provincia de Mendoza El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, y el presidente y CEO de YPF, Miguel Galuccio, explicaron los detalles de tres importantes descubrimientos realizados por la compañía, que resultan promisorios para las dos cuencas de la provincia de Mendoza, según una nota de prensa de la estatal argentina. “Estos descubrimientos abren una nueva perspectiva para el desarrollo de la actividad hidrocarburífera en Mendoza, al rejuvenecer activos con una larga historia productiva”, afirmó el presidente de YPF durante la recorrida que, junto con el gobernador la provincia, realizaron por

las instalaciones de la compañía, en el yacimiento de Barrancas, donde saludaron y felicitaron a varios de los profesionales y técnicos que realizaron los descubrimientos. El primero de los pozos está ubicado en el departamento de Tupungato, en el bloque de exploración Cuenca Cuyana y Bolsones. La profundidad final alcanzada fue de 3443 metros y permitió evaluar la formación Río Blanco Inferior. Los otros dos pozos se ubican en el departamento de Malargüe, en el bloque exploratorio Payún Oeste, y alcanzaron una profundidad promedio de 2700 metros.

Como resultado de estos descubrimientos, YPF solicitó a la provincia la comercialidad de dichos bloques que abren nuevos frentes de desarrollo hacia el Oeste de las áreas actualmente en producción de Barrancas, Vizcacheras y La Ventana y al oeste del Bloque Payún Oeste. Estos proyectos forman parte del relanzamiento de la exploración de YPF en las cuencas maduras. Como resultado de la misma se destacan los descubrimientos realizados en Mendoza en Vizcacheras Oeste, Chachahuen Sur, Mirador del Valle, Paso Bardas Norte, Arroyo Agua de la Zorra, Cerro Negro Sur y La Justa.

breves internacionales

Rusia y la OPEP crearán un 'cártel' del petróleo

Perupetro negocia regalías

Ecuador y el consorcio chino Andes Petroleum suscribieron a finales de enero un contrato para la exploración y explotación de dos bloques inexplorados en Pastaza, al sur de este país, lo que demandará una inversión inicial de $us 72 millones a cargo de la petrolera. El contrato suscrito con el consorcio integrado por las chinas Sinopec y CNPC será de prestación de servicios y a riesgo total del inversionista, pues las áreas asignadas poseen una mínima información técnica respecto a sus reservas. "Esta confianza en el país se

más de un millón de barriles al día. Mahdi ha explicado "que la flexibilidad actual debería finalizar, deberíamos escuchar serias proposiciones por parte de todos los implicados". Y es que la sobre-oferta de crudo, la fortaleza del dólar y las dudas sobre el crecimiento de China han llevado al petróleo a perder más de un 70% en 18 meses. Los representantes de Rusia y Arabia Saudí se han mostrado también a favor de los recortes en la producción si el resto de países hace también un esfuerzo. De modo que si los miembros de la OPEP logran que Rusia se replantee su estrategia e inicie recortes en el bombeo, se podría hablar de un acuerdo cerca del 50% de la producción mundial de petróleo. /El Economista.

Vladimir Putin y el Rey Salman de Arabia Saudita en la reunión del G20 en Brisbane.

Ecuador firma contrato con china Andes Petroleum ve en la inversión que realizará la compañía Andes Petroleum para la etapa de exploración, que asciende a $us 72 millones en los dos contratos", dijo el ministro de Hidrocarburos, Carlos Pareja Yannuzzelli, durante la firma de los contratos. La etapa de exploración tendrá una duración de cuatro años

-que se puede extender dos años adicionales- para pasar a una de explotación por 20 años, dependiendo de la viabilidad económica y las condiciones técnicas de los bloques. Las áreas están ubicadas en la provincia amazónica de Pastaza y son identificados como bloques 79 y 83. /eluniverso.com

Firma de contrato para los bloques 79 y 83.

La empresa estatal Perupetro informó que sostiene reuniones con el consorcio que exporta el gas natural del Lote 56 de la reserva de Camisea para incorporar un laudo que corrigió las regalías recibidas por el Estado peruano. La compañía a cargo de los contratos de hidrocarburos explicó, en un comunicado, que las reuniones con el consorcio de Camisea buscan incorporar en el contrato "la resolución del laudo arbitral que puso fin a la controversia", sobre el cálculo de la regalías recibidas por Perú por la exportación del gas. La incorporación pretende evaluar oportunidades de mejora de los ingresos, como resultado de los cambios en el mercado internacional del gas natural, se indicó.

Foto: she.gob.ec

Parece que el bajo precio del petróleo lleva más tiempo de lo esperado y está haciendo más daño del previsto. Ante esta situación, algunos países que hace meses no se querían ni ver parecen hoy condenados a entenderse. Arabia Saudí, Rusia e Irak podrían estar dispuestos a iniciar conversaciones para reducir su producción de crudo de forma coordinada y lograr unos precios más elevados para el crudo. Según Bloomberg, el ministro de petróleo de Irak, Adel Abdul Mahdi, ha asegurado que estaría dispuesto a recortar la producción de crudo siempre y cuando otras potencias productoras decidan hacer lo propio, con el objetivo de equilibrar el mercado, que en la actualidad presenta una sobre-oferta de

Foto: unplacard.mx

Del 1 al 15 de Febrero de 2016

El Dato

ronda suroriente. Las áreas forman parte de la Ronda Suroriente, que el socio más pequeño de la OPEP -que produce unos 540.000 bpd- sacó a licitación en el 2012 sin mayores resultados. El resto de los bloques de la ronda saldrían a una nueva licitación este año, según las autoridades. La economía de Ecuador ha sido golpeada con fuerza por los bajos precios del crudo, por lo que busca inversiones en su estratégico sector petrolero para sostener sus niveles de producción.

petróleo & gas

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Del 1 al 15 de Febrero de 2016

PLAZO. Proyecciones hasta el 2040

Prevén que demanda de energía en la Región aumente en 80%

┣ Se espera que la tasa de crecimiento anual sea de 2.2% alcanzando más de 1.538 Millones de toneladas equivalentes de petróleo (Mtep) en los próximos 25 años en América Latina y el Caribe, según el BID.

TEXTO: Franco García S.

a demanda energética crecerá a una tasa promedio anual de 2,2% en los próximos 25 años con lo que se requerirá más de 1.538 millones de toneladas equivalentes de petróleo (Mtep) en los países de América Latina y el Caribe (ALyC), según un estudio realizado por especialistas del Banco Interamericano de Desarrollo (BID). En el informe denominado ¿Luces Encendidas? Necesidades de Energía para América Latina y el Caribe a cargo de los especialistas Lenin H. Balza, Ramón Espinasa y Tomas Serebrisky, proyectan que el total de la demanda energética aumente más del 80% para el 2040 impulsado por la escala y la velocidad del desarrollo económico así como también el crecimiento de la población. Sin embargo, estiman que ALyC utilizará la energía de forma más eficiente. “Considerando la región como un todo, ALyC habrá reducido su intensidad energética en más de 17% al final del periodo proyectado. Al consumir relativamente menos energía, la región ahorra recursos naturales y al tiempo que disminuye la contaminación”, señala la publicación. En cuanto a la electricidad, proyectan que las necesidades eléctricas de la región aumentarán más de 91% para el 2040, alcanzando más de 2.970 Teravatios-horas (TWh), creciendo a una tasa promedio anual de 2.4%.

Cifra

1500

Datos

intensidad energética.- Es definida como el uso total de energía dividido por el Producto Interno Bruto (PIB). Este concepto indica la cantidad de energía requerida para producir una unidad de PIB, o dicho de otro modo, la cantidad de energía necesaria para generar un producto económico del valor de un dólar, de acuerdo al concepto que maneja el Banco Interamericano de Desarrollo.

Uso total de energía en pasies de LAC al 2040

TWh

proyección. Es la cantidad de energía para cubrir las necesidades adicionales al 2040 a fin de "encender la luz para todos".

“Encender la luz para todos” significa que la región requerirá agregar cerca de 1.500 TWh para cubrir estas necesidades adicionales. Para poner esta cifra en contexto, la cantidad de electricidad requerida es equivalente a dieciocho veces la energía generada en el 2014 por la planta de energía hidroeléctrica más grande de LAC (y la tercera a nivel mundial), la represa de Itaipú, de Brasil y Paraguay, con niveles de inversión sin precedentes, se destaca en el informe. “Estos temas llevan a que nos planteemos varias interrogantes difíciles de responder. Por ejemplo, ¿cómo vamos a cubrir las necesidades de energía estimada en los países de la región? ¿Podrán las fuentes no convencionales de energía renovable como la solar y eólica cubrir nuestras necesidades y superar a los combustibles fósiles tradicionales como fuentes de energía más importantes? o por el contrario, ¿dependerán los países de ALyC mucho más en los combustibles fósiles? ¿Hacia dónde debería enfocar la región sus esfuerzos?”, se preguntan los autores del estudio. De igual forma el documento expresa que cubrir las necesidades de energía y electricidad implica un reto enorme y que de una manera u otra, cada fuente de energía plantea importantes impactos medioambientales o sociales por lo que minimizar los mismos y al mismo tiempo proveer energía asequible y confiable para todos se convierte en el mayor desafío. ▲

Fuente: Cálculos realizados por los autores del estudio

Proyección del declive de la I ntensidad Energética en LAC

Fuente: Cálculos realizados por los autores del estudio

Proyecciones del Mercado al 2040

LAC Demanda total de energía Demanda de electricidad

BID* 2.2% 2.4%

BANCO MUNDIAL** IEA #1 * N/A 1.5% 3.7% 2.3%

IEA #2 * 1.8% 2.6%

IEA #3 * 0.8% 1.8%

EXXON MOBIL* 1.9% 2.4%

BP^ 2.1% N/A

Source: Cálculo de los autores, Banco Mundial, IEA, Exxon Mobil y British Petroleum **Proyecciones BID, IEA y Exxon Mobil para 2040 **WB escenario para 2030 ^BP Proyección para 2035 Fuente: Cálculo de los autores del estudio, Banco Mundial, IEA, Exxon Mobil y British Petroleum

petróleo & gas

Del 1 al 15 de Febrero de 2016

Uso total de energía creció más de tres veces

Escenario de Uso Total de Energía al 2040 (Mtep) PAÍS Argentina Brasil Chile Colombia México Venezuela Otros LAC

Foto: neuqueninforma.gob.ar

El sector energético ha crecido a la par de la economía. Entre 1971 y 2013, el 3.4% del crecimiento anual del Producto Interno Bruto (PIB) de los países de América Latina y el Caribe (ALyC) fue impulsado y a su vez estimuló un 3% de tasa de crecimiento promedio de uso energía primaria, y un 5.4 % de tasa de crecimiento promedio de consumo de energía, indica el estudio. El uso total de energía en América Latina se ha más que triplicado en los últimos cuarenta años, de 248 millones de toneladas de equivalente de petróleo (MTEP) en 1971 a 848 MTEP en 2013, representando más del 8% del aumento de la demanda global de energía en ese periodo. Los combustibles fósiles (carbón, petróleo y gas), que representaban el 68.9% de toda la demanda de energía primaria en 1971, continúan siendo los combustibles primarios más importantes en la matriz energética, y han aumentado a 74.4% en 2013. Los hidrocarburos (petróleo y

2013 81 294 39 32 191 69 144 849

2040 123 577 99 67 400 104 169 1538

CRECIMIENTO 52.6% 96.6% 154.7% 110.3% 109.2% 50.7% 17.3% 81.2%

TCPA* 1.6% 2.5% 3.5% 2.8% 2.8% 1.5% 0.6% 2.2%

Fuente: Cálculo de los autores del Estudio * Tasa de Crecimiento Promedio Anual (TCPA)

Necesidades eléctricas al 2040 (TWh) PAÍS Argentina Brasil Chile Colombia México Venezuela Otros LAC

2013 139 570 73 65 297 118 290 1553

2040 213 1120 175 159 556 191 556 2970

CRECIMIENTO 52.7% 96.4% 139.5% 145.8% 87.2% 61.4% 91.7% 91.2%

TCPA* 1.6% 2.5% 3.3% 3.4% 2.3% 1.8% 2.4% 2.4%

Fuente: Cálculos de los autores del estudio. * Tasa de Crecimiento Promedio Anual

De acuerdo al BID el consumo de gas natural pasó de tener un modesto 11% a más del 23%.

gas) solamente representaban el 69.4 % del total de energía consumida en el 2013. Asimismo se conoció acerca de un cambio notable en el patrón de consumo del gas natural, pues-

to que pasó de tener un modesto 11% del total de uso de energía a más de 23% del uso, indicando una creciente diversificación hacia el uso de combustibles bajos en emisiones de carbón.

Datos

• La demanda de energía renovable, incluyendo la hidro, biocombustibles y residuos, geotérmica, eólica y solar, creció de 77 MTEP en 1971 a 209 MTEP en 2013. Sin embargo, la participación de la energía renovable en el total de energía pri-

maria disminuyó de 31% a un poco menos de 24%. Esto fue impulsado principalmente por el cambio hacia la utilización de nuevas fuentes de energía, más modernas y eficientes, por ejemplo de la biomasa tradicional a la electricidad.

petróleo & gas

PREOCUPACIÓN. CBHE ve que muchos proyectos serán inviables

Foto: Archivo / YPFB

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Del 1 al 15 de Febrero de 2016

Barril de crudo a menos de $us 30 reducirá inversión y producción

┣ Analista señala que se ingresa a un periodo de desaceleración de la industria petrolera en Bolivia porque se tendrá que reducir costos y suprimir proyectos con poca rentabilidad. Inversiones son evaluadas con un mayor nivel de riesgo.

TEXTO: franco garcía S.

i hay una palabra que puede resumir la situación actual del sector hidrocarburos de Bolivia, esta es preocupación. Y no es para menos, porque los efectos de los precios del crudo por debajo de los $us 30 el barril a nivel internacional - y su consecuente rebote en la industria del gas natural- ya han hecho sus primeros efectos en las empresas operadoras, con recortes de personal y la reevaluación de los proyectos. Al respecto, Reporte Energía consultó a la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) sobre las implicancias de esta crisis que azota al sector y la respuesta fue contundente. “Estamos preocupados porque un precio menor a $us 30 el barril realmente coloca en una situación muy difícil a la mayoría de los proyectos, teniendo dificultades para ser económicamente viables y consideramos que esto va a generar una disminución de inversiones y de producción en un mediano y largo plazo”. La gravedad de la situación es tal que a nivel de las empresas petroleras en Bolivia se ha comenzado a implementar planes de austeridad bastante severos como no se había visto antes en la industria, al extremo que se ha pedido a funcionarios “pensar muy bien antes de fotocopiar cualquier

Las Cifras

1.860

3.700

inversión. Fueron los recursos destinados a diferentes proyectos en el sector hidrocarburos el año pasado en Bolivia

renta petrolera. Fueron los ingresos que obtuvo el Estado de Bolivia el año pasado por comercialización de hidrocarburos.

documento” para evitar erogar gastos. Además la incertidumbre en muchos casos es el pan de cada día por temor a más despidos de funcionarios. A su vez la CBHE sostiene que si bien a mediano o largo plazo habrá una recuperación del precio del petróleo “esa volatilidad de precios y esa diferencia tan grande hace que las inversiones sean evaluadas con un mayor nivel de riesgo y necesiten mayor de rentabilidad para que los inversionistas estén dispuestos a asumir ese riesgo”. De todos modos el organismo aglutinador de las empresas petroleras privadas en Bolivia explica que en la economía boliviana el impacto no es tan fuerte como en el propio sector, porque en este los ingresos provienen exclusivamente de la producción de hidrocarburos, mientras que la economía boliviana tiene otras fuentes de ingresos y otros mecanismos de ajustes. “Al mismo tiempo, las cuentas de la economía boliviana a nivel Estado fueron manejadas con mucha cautela por lo que esta crisis o disminución de precios nos encuentra en una mejor situación económica con bajo endeudamiento, con una buena disponibilidad de caja, con posibilidades de reaccionar y tomar medidas que nos ayuden a contrarrestar la caída del precio del petróleo. De todas formas es un ingreso importante que se ve disminuido en una por-

ción importante”, apunta la CBHE. Para contrarrestar el efecto de la caída de los precios del crudo a nivel internacional en Bolivia, el Gobierno Nacional, ha manifestado que trabaja en un plan para diversificar los ingresos en el sector hidrocarburos que incluye: venta de gas a nuevos mercados (GNL, fertilizantes y energía eléctrica, inicialmente de fuentes termoeléctricas), precios no indexados al petróleo (según el ministro del área, Luis Alberto Sánchez, existen empresas y países que pagarían actualmente entre 7 y 9 dólares el millón de BTU cuando Argentina y Brasil pagaron en 2015 entre $us 4 y 6) e incremento de producción (Según YPFB este año crecerá la producción de gas natural y los ingresos por la renta petrolera llegarán a $us 3.700 millones, cifra similar a la obtenida en 2015. La medida compensará el menor precio por el energético). Sin embargo en Bolivia existe incertidumbre sobre la viabilidad del plan gubernamental, puesto que según expertos del área no se tienen las reservas de gas natural para sostener a mediano plazo el aumento de volúmenes para exportación, sin que se concrete una fase de exploración intensiva en nuevas áreas. Por su lado, el presidente de YPFB Corporación, Guillermo Achá, ha manifestado de manera reiterada que el monto de las inversiones en toda la cadena de los hidrocarburos no disminuirá en este año, respecto al 2015. ▲

MM/$us

Pese a la baja de los precios del crudo, el Gobierno afirma que no se bajará la inversión.

Opinión Carlos Miranda,

Ex superintendente de hidrocarburos

“Estamos entrando a un periodo de desaceleración de la industria” Los precios del petróleo llegan a determinar los precios del gas de exportación de nuestro país. No somos exportadores de petróleo y la exportación de gas es prácticamente el único ingreso para las empresas y el Estado. Con el petróleo a $us 100/barril o más, el gas se cotizaba a $us 10/MMBTU. Ahora ese precio ha sido reducido a $us 3/MMBTU con perspectivas que pueda bajar aún más. De acuerdo a la Ley el 50% de esos ingresos son para el Estado (IDH). Del 50% remanente, el 80% es destinado a cubrir los gastos de operación de las empresas y dejarles un margen de utilidad. En esta forma con el petróleo a $us 100/barril las empresas tenían hasta $us 4/MMBTU para cubrir sus gastos. Ahora con petróleo a $us 30/barril tienen hasta $us 1.20 para cubrir sus gastos. Lamentablemente la caída de precios del petróleo ha ido acompañada de un constante incremento de costos.

Por lo tanto para que los $us 1.20/MMBTU le sea rentable a las empresas operadoras deben disminuir sus costos y mejorar su eficiencia al máximo. Si aun así no cubren sus costos, los saldos negativos de operación se acumulan durante su contrato con la esperanza que algún momento puedan ser reembolsados El gobierno está dejando de percibir $us 3.000 MM al año por esta caída de precios. El gobierno y YPFB deberían reducir costos y cancelar proyectos superfluos, caso contrario el gobierno se verá obligado a subir impuestos para cubrir la falta de ingresos. Ingresamos a un periodo de desaceleración de la industria.

lo último

Del 1 al 15 de Febrero de 2016

TEXTO: Agencias/re

l Banco Mundial recortó las estimaciones para el precio de 37 de los 46 recursos naturales que monitorea, incluidos el cobre y el petróleo, según señala un comunicado de este organismo internacional. En su informe Perspectiva para el Mercado de los Commodities, el Banco Mundial proyecta que el precio del metal rojo será de $us 2,2679 la libra este año, lo que se compara con el augurio de $us 2,6077 la libra realizado en octubre. Para el petróleo, prevé un precio de $us 37 el barril, frente a los $us 51 augurados hace tres meses. El menor valor refleja la reanudación de las exportaciones de crudo de Irán, la mayor resiliencia en la producción del combustible en

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informe. Perspectiva para el mercado de los commodities

BM baja proyecciones económicas para 2016 Estados Unidos, un invierno suave en el hemisferio norte y débiles perspectivas de crecimiento en las grandes economías emergentes, de acuerdo con el último informe trimestral del Banco Mundial. El precio del petróleo cayó un 47 % en 2015, y se espera una baja adicional, en términos de promedio anual, del 27 % en 2016. Sin embargo, se prevé una recuperación gradual a lo largo del año respecto de los bajos niveles actuales, por varias razones. En primer lugar, todo indica que la marcada caída del precio del petróleo de principios de 2016 no está totalmente justificada por las variables fundamentales de la demanda y la oferta, y es probable que se revierta en parte. En segundo lugar, se espera

que los productores de petróleo con costos altos sigan registrando pérdidas y que realicen cada vez más recortes en la producción, que probablemente compensen toda capacidad adicional que ingrese al mercado. En tercer lugar, se espera un repunte parcial de la demanda, tras una recuperación moderada en el crecimiento mundial. Se espera que los precios no relacionados con la energía bajen un 3,7 % en 2016, con una reducción del 10 % en los metales tras una caída del 21 % en 2015, a causa de la merma en la demanda de las economías de mercado emergentes. Según las previsiones, los precios agrícolas bajarán un 1,4 %, con recortes en casi todos los principales grupos de productos básicos. ▲

Foto:renderasbusiness.com

┣ El precio del petróleo cayó un 47 % en 2015, y se espera una baja adicional, en términos de promedio anual, del 27 % en 2016. Proyecta que el precio del cobre será de $us 2.26 y no de 2.60 la libra.

El análisis avizora que los precios no relacionados con la energía bajen un 3,7 % en 2016.

petróleo & gas

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Del 1 al 15 de Febrero de 2016

NEGOCIACIÓN. Se espera alcanzar los 90 millones de metros cúbicos en los próximos años

Bolivia garantiza provisión de más gas natural para Brasil Foto: Eduardo Zabala / Reporte Energía

Según el ministro Luis Alberto Sánchez, las fuertes inversiones que se ejecutarán en el país permitirán aumento de reservas y se elevará la producción del fluido. Además el país nunca incumplió nominaciones del vecino país.

┣

TEXTO: franco garcía S.

n el marco de la reunión energética entre Bolivia y Brasil, el gobierno nacional mediante Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y el ministro del área, Luis Alberto Sánchez, se esforzó en demostrar a la comitiva del vecino país que se tiene la capacidad para cumplir con el suministro de gas natural en los volúmenes requeridos - en un nuevo contrato. Sin embargo, más allá de la predisposición boliviana de exportar el energético y de Brasil de adquirirlo para satisfacer su creciente demanda interna, el punto central para los compradores era conocer si Bolivia tiene la capacidad para ofertar los volúmenes que podrían demandar. En este sentido, Yacimientos realizó una exposición sobre reservas, producción, transporte e infraestructura que se tiene y que se proyecta para los próximos años. “En hidrocarburos estamos trabajando en la renovación del contrato. Hemos explicado las acciones del gobierno boliviano, que pese a la caída del petróleo tenemos fuertes inversiones, se incrementará reservas y la producción. En algún momento llegaremos cerca de los 90 millones

De izq a der. Altino Ventura, secretario de Planeamiento Energético de Brasil, Luis A. Sánchez, titular del MHE y Marco A. Martins, secretario de petróleo, gas natural y combustibles renovables - SPG.

Cifras

MMmcd 2015. Es el volumen promedio de producción de gas natural por día que se registró el año pasado en Bolivia.

metros cúbicos y es la garantía que tenemos al mercado brasileño de abastecer. Además no hemos incumplido con la nominación ni un solo día, es otra garantía de eficiencia y responsabilidad”, subrayó la autoridad ministerial. Por su parte Marco Antonio Martins, secretario de Petróleo, Gas Natural y Combustibles Re-

MMM/$us proyección. Es el monto que el Gobierno prevé invertir en el sector hidrocarburos del país hasta el 2025.

novales - SPG, afirmó que "Confiamos en que se de continuidad al contrato de compra venta de gas natural con Bolivia". El año pasado el experto argentino Pablo Givogri, citado por el diario El Nuevo Día, manifestó que tomando en cuenta que las reservas probadas de gas natural de Bolivia alcanzan a 10,5 Trillo-

nes de Pies Cúbicos (TCF), se debe reponer 15 TCF adicionales en los próximos 10 años para poder satisfacer la demanda interna y de los mercados de Brasil y Argentina Ante esta situación entre el 2016 y 2020, se proyecta incrementar la producción de gas natural de 62 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) a 73 MMmcd, lo que representa un incremento del 15% y para este cometido se fortalecerá el sector hidrocarburífero, según la proyección enmarcada en el Plan de Desarrollo Económico y Social (PDES) 2016- 2020 que fue presentado por el presidente Evo Morales, en diciembre de 2015. A su vez hasta 2025, el Gobierno proyecta invertir $us 30.197 mi-

llones en hidrocarburos, la mayor parte en proyectos de exploración, explotación e industrialización. El PDES señala que entre las tareas que se realizarán para cumplir con los mercados interno y externo y ante la caída de los precios internacionales se implementará un plan inmediato de exploración por parte de YPFB y de sus empresas subsidiarias con el propósito de aumentar la producción de gas, hidrocarburos líquidos y gas licuado de petróleo (GLP) para mantener los ingresos, la producción de los campos en desarrollo e identificar nuevos prospectos. Además se promocionarán las inversiones que permitan incre-

petróleo & gas

Los contratos se firmarían el 24 de marzo Fotos: Eduardo Zabala / Reporte Energía

Fotos: Archivo / Reporte Energía

Del 1 al 15 de Febrero de 2016

En las dos jornadas de trabajo se expusó la capacidad de oferta y el requerimiento respectivo. Las reuniones fueron reservadas.

Estación de Compresión del Gasbol en Roboré. Esperan renovación del contrato GSA por 20 años.

mentar las reservas y la producción de hidrocarburos, mediante incentivos económicos. “Iniciar la exploración de hidrocarburos en áreas protegidas con el empleo de tecnologías que minimicen el impacto ambiental y otras medidas adicionales que permitan reducir impactos de la actividad”, son otras tareas que se desarrollarán. El Gobierno Nacional espera que el campo Margarita-Huacaya, aumente su producción en 1,5 MMmcd y el campo Incahuasi que está situado en la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz, inicie operaciones con un volumen de 6,5 MMmcd. Según datos oficiales en 2015, la producción de gas ascendió a 62,09 MMmcd y con la producción adicional de Margarita Huacaya e Incahuasi la cifra alcanzaría a 70,09 MMmcd, es decir que habrá un aumento del 11,4% en esta gestión. ▲

Datos

• En el marco de la reunión bilateral con Brasil se indicó que existen nuevos prospectos con buenas perspectivas para desarrollar como Boyui de casi 4 TCF y al norte Boycobo, de 2 TCF". • La hidroeléctrica binacional en la cuenca del río Madera, tendría una capacidad de generar 3.000 megavatios que suministrará energía para ambos países. • La propuesta de nuevos compradores de gas de Brasil, aparte de Petrobras, comprende 20 empresas privadas comercializadoras del energético en el vecino país. • Durante las reuniones se propuso comprar más allá de los 31,4 MMmcd de gas natural actuales, pero no se abordó aún el tema precio. • Mato Grosso, Mato Grosso do Sul y Cuiabá asoman como mercados para la exportación.

Las comitivas en hidrocarburos y energía de Bolivia (1era fila a la izq.) y de Brasil (primera fila desde la der) trabajaron en un propuesta técnica conjunta.

De acuerdo a fuentes gubernamentales bolivianas se negocia la ampliación del contrato de compra venta de gas natural al Brasil por un periodo de 20 años con mayores volúmenes que los actuales, puesto que empresas privadas de ese país que estarían dispuestas a comprar los excedentes de producción a mejores precios que Petrobras. El contrato GSA entre Bolivia y Brasil, firmado en 1996 y vigente hasta 2019, establece un volumen mínimo de compra de 24 millones de metros cúbicos por día

(MMmcd) y un máximo de 30,08 MMmcd. La adenda permite demandar 31,4 MMmcd. Otro tema importante abordado durante las conversaciones realizadas fue la asociación entre ambos países para desarrollar de manera conjunta la petroquímica, tomando en cuenta que Bolivia instala un complejo de Urea en Chapare y los propio Brasil con la Planta Tres Lagunas, por lo que podrían comercializarse ambas producciones en el Sudamérica. De igual forma se conoció que existe interés de Brasil por comprar

Gas Natural Licuado (GLP) y Gas Natural Licuado (GNL) para abastecer con estos fluidos a los estados de Mato Grosso y Mato Grosso Do Sul. Respecto a energía eléctrica, se comentó acerca de avances importantes sobre los estudios de factibilidad para construir una hidroeléctrica binacional en Río Madera, además de ejecutar los proyectos Rositas, Cachuela Esperanza y El Bala. El 24 de marzo se espera realizar una reunión binacional para firmar todos los contratos.

empresA

Del 1 al 15 de Febrero de 2016

Equipos sísmicos sin cables optimizan tiempo y costos Foto:Archivo/ RE

El campo Margarita-Huacaya operado por Repsol, ubicado entre Tarija y Chuquisaca

Antecedentes

GTSS.- La Geospace Technologies Sucursal Sudamericana (GTSS), una unidad de Geospace Technologies, proporciona arriendos, ventas, servicios de reparación y soporte técnico para productos sísmicos a

El registro más grande Huacaya 3D es el proyecto sísmico más grande de Sudamérica implementado hasta la fecha, grabado y usando equipos inalámbricos. La labores demandaron 27 mil canales de registro, lo cual la constituye en la grabación más grande de datos símicos realizado en la región. Por otro lado, fue un trabajo complejo por la topografía que existe en Huacaya, puesto que se hace más difícil instalar estos equipos. “Fue una campaña muy interesante por la complejidad pero lo abastecimos con el mejor equipo y tecnología que ofrecemos”, ponderó Jimeno. La grabación sísmica se concluyó en menos de 45 días, pero un proyecto de estas dimensiones y usando equipos convencionales hubiera requerido seis meses.

clientes de toda Sudamérica. Con oficinas centrales en una planta de 19.000 pies cuadrados en Bogotá, Colombia, GTSS permite una entrega rentable y más rápida de innovadores productos sísmicos.

Las Cifras

500

Mil canales

Registro. Es el número datos recopilados por Geopspace a nivel mundial en treinta años.

dimensión. Es la cantidad de registros desplegados en el proyecto 3D de Huacaya.

“Hoy en día, los sistemas de adquisición sísmica inalámbrica de Geospace Technologies en tierra y en mar son los sistemas más aceptados y utilizados en el mercado”, apuntó Jimeno. NUEVA TECNOLOGÍA GCX Entre sus recientes equipos lanzados a finales del 2015 se encuentra el GCX, diseñado para la grabación de datos sísmicos sin cables / radio-libre. La unidad autónoma incluye de 1 a 3 canales de la digitalización de 24 bits, un receptor GPS / de alta sensibilidad integrado, una función de generador de señal de prueba, hasta 16 GB por canal de almacenamiento de datos de estado sólido no volátil y un alto puerto de datos de alta velocidad. La unidad se encuentra en un casco cerrado, con geófonos SG-ONE internos y batería con ex-tendido de vida. ▲

Mil canales

Foto: Geospace

a recopilación de datos sísmicos para la búsqueda de reservas hidrocarburíferas en zonas montañosas como en Bolivia es compleja y demanda mayor tiempo, sin embargo los nuevos sistemas inalámbricos introducidos por Geospace Techologies superaron estos desafíos con éxito. Así lo manifestó Edwin Jimeno, gerente de Desarrollo de Negocios y Adquisiciones Sísmicas en Latinoamérica de esta compañía, quien detalla que incursionaron por primera vez al mercado boliviano el 2013 vía SAExploration SA, con el proyecto de sísmica 3D para el proyecto Huacaya. Geospace Techologies tiene más de 30 años de experiencia a nivel mundial y su sede se encuentra Houston, Texas, con oficinas internacionales en Canadá, China, Rusia y el Reino Unido. Las instalaciones para atender a los países de Sudamérica se encuentran en Colombia. La empresa desarrolla nuevos instrumentos inalámbricos para optimizar el proceso del registro sísmico, los cuales son proporcionados a sus clientes como arriendo, ventas, servicios de reparación y soporte técnico. “Esta compañía trajo esta nueva tecnología el 2009 y actualmente cuenta con 500 mil canales inalámbricos registrados por todo el mundo”, destacó Jimeno. En este sentido ofrece un registrador sísmico (GSX), el cual está diseñado para recopilar datos sin la necesidad de utilizar cables ni radio. Asimismo, cuenta con un geófono GS-ONE, compuesto por un elemento equivalente a una ristra convencional de 6 elementos. “Entre las principales ventajas de la adquisición de datos sísmicos inalámbricos figuran sus óptimos resultados incluso en ambientes más extremos, los cuales están disponibles para aplicaciones terrestres y marítimas”, puntualizó Jimeno. De igual forma explicó que al eliminar la logística, el tiempo y los inconvenientes de seguridad de los sistemas de adquisición de cableados, estos reducen significativamente los costos y riesgos asociados con la adquisición de datos sísmicos tradicionales, fidelidad de la señal y la calidad de los datos, además de menor impacto ambiental.

Registrador sísmico Geospace (GSX).

energía renovable

Del 1 al 15 de Febrero de 2016

POTENCIAL. la Región tiene 15% de la capacidad a nivel global

Consideran 'momento clave' para geotermia en Latinoamérica Con la reducción de demanda en el mercado petrolero, la industria geotérmica podría ser la principal proveedora de energía en América Latina. México destaca a nivel mundial por su potencial.

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TEXTO: Redacción Central

mérica Latina tiene un enorme potencial geotérmico que representa alrededor del 15% del total de la capacidad geotérmica global, destacándose México como uno de los países a nivel mundial con mayor capacidad geotérmica, señala un estudio de la CAF al que tuvo acceso Reporte Energía. La necesidad a mediano y largo plazo de optimizar y diversificar la generación energética se mantiene vigente. Con la reducción de demanda en el mercado petrolero, la industria geotérmica podría ser el principal beneficiario, explica Juan García, Gerente de Proyectos del Consejo Nacional de Energía. Cada enfoque para el desarrollo de toda la región difiere notoriamente: Costa Rica y El Salvador quieren aumentar la capacidad principalmente a través del sector público; Nicaragua y Guatemala

Datos

debate.- Incertidumbre sobre si las empresas privadas se asociarán con los gobiernos para aprovechar esta oportunidad de aumentar a gran escala la generación geotérmica en la región. apoyo.- Banco Mundial ha provisto un fondo de $us 250 millones para energía geotérmica.

quieren el desarrollo del sector privado, y están dispuestos a desarrollar y seguir modelos de asociaciones público-privadas. Dentro de este contexto, uno de los temas clave que debatieron expertos de CAF en el Congreso Geotérmico de Centroamérica y el Caribe, fue si las empresas privadas se asociarán con los gobiernos para aprovechar esta oportunidad de aumentar a gran escala la generación geotérmica en la región. En el foro se determinó que la energía geotérmica tiene en la actualidad desafíos importantes que enfrentar como la mitigación de riesgos exploratorios, por lo que es necesaria la participación del sector público a través de la inversión estatal. Para comenzar, World Bank Group ha provisto para este tema $us 250 millones. A su vez en el marco de mejorar el clima de inversión se pro-

Foto: renewableenergymexico.com

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América Latina posee un potencial importante en energía geotérmica a nivel mundial.

Centroamérica y el Caribe, en busca de inversiones El Congreso Geotérmico de Centroamérica y el Caribe (GEOLAC 2015) realizado a fines de 2015 reunió en Nicaragua a gobiernos, organismos multilaterales e inversores con el objetivo de explorar nuevas oportunidades para aumentar la producción geotérmica. Entre las conclusiones del evento destaca el desafío que supone generar energía geotérmica ante el riesgo exploratorio en etapas tempranas que presenta este tipo de tecnología que, de la misma manera que sucede con los pozos petroleros, requiere de un proceso de perforación que puede no resultar exitoso. En promedio, se estima de cada 10 pozos perforados en energía gesolo 6 o 7 tendrán potencial para producir. Durante el evento, CAF -banco de desarrollo de América Latina-, presentó el Fondo de Mitigación de Riesgo para Geotermia, el cual ofrece la reducción de riesgo en la etapa de perforación del proyecto y el Fondo de Asistencia Técnica para coordinar las acti-

pone que los gobiernos trabajen para racionalizar los marcos normativos legales que garanticen el acceso a la financiación suficiente para reducir el riesgo. De igual forma se plantea mejorar la contratación pública de desarrolladores con experiencia: los países necesitan atraer y

vidades del programa. Del mismo modo CAF junto con los principales inversionistas multilaterales de la región, crearon la facilidad de desarrollo para proyectos geotérmicos en América Latina, un mecanismo diseñado para mitigar el riesgo financiero y exploratorio de las etapas tempranas en el desarrollo de proyectos de generación eléctrica a base de energía geotérmica. Su acción se concentra en el desarrollo de campos en la región, esperando reducir la emisión de 50 MM Ton de CO2 a la atmósfera y proveer energía limpia y económica a más de 2 millones de personas. La facilidad iniciará operaciones en el 2016. Actualmente la generación geotérmica contribuye solo alrededor del 0.3% de la producción de energía eléctrica mundial y, en comparación a flujos de inversión hacia otras fuentes de energía renovable no convencional, los montos canalizados al desarrollo de capacidad geotérmica son notablemente inferiores.

seleccionar a expertos con habilidades financieras y técnicas que los califiquen para llevar a cabo la exploración, pues la energía geotérmica podría jugar un rol crítico en la diversificación, reducción de costos y en la matriz ecológica del sector eléctrico de América Latina y el Caribe, se indica.

Entre las conclusiones destacadas, predominó que a pesar del gran potencial que tiene la región, el progreso ha sido limitado. Se resaltó la principal necesidad para poder avanzar: personas más calificadas y expertas, instituciones fuertes y una mayor cooperación entre el sector público y privado. ▲

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ELECTRICIDAD

Del 1 al 15 de Febrero de 2016

PLAZO. ENDE priorizó la construcción de 17 proyectos eléctricos

Oferta eléctrica en Bolivia llegará a los 2.123 MW este año

Datos

oferta y demanda.- Según datos de ENDE la demanda nacional del SIN está en: 1.363 MW a fines del 2015. La oferta de capacidad efectiva a esa misma fecha fue de 1.969 MW. Ahora para el fin de la gestión 2016 se prevé que la oferta ascenderá a 2.123 MW. Las proyecciones en generación al 2025 muestran un incremento de 1.924 a 11.384 MW de potencia efectiva.

Foto: ABI

┣ Entrarán en operación Qollpana II, Misicuni y San Buenaventura, proyectos que inyectarán en total 154 MW hasta el primer semestre de 2016. Asimismo se completarán los estudios a diseño final de Rositas, Banda Azul e Ivirizu.

TEXTO: Lizzett Vargas O.

e acuerdo a la Empresa Nacional De Electrificación (ENDE) la oferta eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) hasta finales de 2015 llegó a 1.969 megavatios (MW) y la demanda hasta esa misma fecha fue de 1.363 MW, sin embargo se prevé que la capacidad de oferta ascenderá a 2.123 MW hasta finales de 2016. La potencia efectiva señalada podrá lograrse con la puesta en marcha de una serie de proyectos de energías alternativas, en estudio, en construcción y, otros, en operaciones. Según la proyección de ENDE proporcionada a Reporte Energía, los nuevos megavatios provendrán de la puesta en operación de Qollpana II (24 MW), Misicuni (120 MW) y Biomasa de San Buenaventura ( 10 MW), estos tres proyectos inyectarán en total 154 MW hasta el primer semestre de 2016. Asimismo, la empresa eléctrica estatal priorizó la construcción de 17 proyectos eléctricos entre ellos hidroeléctricas, termoeléctricas y de biomasa durante este mismo periodo. Para ello invertirá Bs 8.128 millones, los cuales equivalen a un 91% del presupuesto total para esta gestión. Finalmente se prevé completar los estudios a diseño final de Rositas, Banda Azul e Ivirizu. 8 proyectos de energía son renovables Por otro lado, de todos estos proyectos, cabe destacar que ocho

El parque eólico de Qollpana ubicado en el municipio de Pocona, en el departamento de Cochabamba

tienen como fuente principal a las energías renovables, entre ellos el parque eólico de Qollpana II con 24 MW adicionales, el cual se estima entre en operación para mayo de 2016. A su vez se prevé el inicio de la construcción de proyectos el Solar Oruro I, Solar Uyuni, Solar Yunchara, Eólico de San Julian, Eólico de Warnes y Eólico de Dorado, geotérmico de Apacheta). Asimismo se prevé continuar los estudios a diseño final de los proyectos de Biomasa de Cobija y Riberalta. Proyección al 2020 Entre 2016 y 2020 se invertirán en el sector eléctrico de Bolivia $us 5.854 millones y la potencia efectiva será de 4.878 megavatios (MW),

Cifra

8.128 MM/BS

inversión. Es lo que demandarán los 17 proyectos eléctricos hasta el primer semestre.

según el Plan de Desarrollo Económico Social 2016-2020. Este Plan destaca que las proyecciones en generación son aún más optimistas al 2025. “La potencia efectiva se incrementará de 1.924 a 11.384 MW al 2025”. Entre algunos proyectos hidroeléctricos mencionados se encuentran Miguillas con una potencia estimada de 200 MW e

inversión de $us 447.5 millones; Ivirizu de 350 MW con $us 875 millones; San José de 124 MW, con $us 244.8 millones y Banda Azul de 93 MW, con $us 232.50 millones. De igual forma se contempla el Programa de Desarrollo de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas de 200 MW, y $us 700 millones de inversión; Misicuni de 120 MW, con $us 139 millones; Carrizal de 347 MW, con $us 867.7 millones; Cambarí de 93 MW, con 234 millonesy Molineros de 132 MW, con $us 330 millones. Del mismo modo aparece Rositas de 400 MW, con una inversión de $us 1.000 millones y El Bala, de 1.600 MW con una pre - inversión de $us 106 millones; sin embargo este último proyecto podría llegar

a generar hasta 4.000 MW. Respecto a Plantas Termoeléctricas, se incorporarán los Ciclos Combinados de Warnes, del Sur y Entre Ríos, cada una con una potencia de 480 MW y Ciclo Combinado 480 MW. En el caso de la Termoeléctrica de Guaracachi se incorporará el Ciclo Combinado llegando a generar 358 MW con una inversión de $us 48 millones. Además, se añade la incorporación de los Ciclos Combinados de los proyectos Santa Cruz y Carrasco. ▲

Estudios a Diseño Final

1. Rositas 2. Banda Azul 3. Ivirizu

ELECTRICIDAD

Del 1 al 15 de Febrero de 2016

Proyectos para el primer semestre 2016

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.

Misicuni Qollpana II Eólico Warnes Eólico La Ventolera Eólico de San Julián Eólico de Dorado Solar Oruro I Solar Yunchara Solar Uyuni Potosí Hidroeléctrica de San José

11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19.

Foto: Archivo /RE

Hidroeléctrica de Miguillas Ciclo Combinado de Termo del Sur Ciclo Combinado de Entre Ríos Ciclo Combinado de Warnes LT Anillo Energético del Sur LT San Jose – Santibáñez LT La Bélgica – Los Troncos LT Warnes – Las Brechas LT Juana Azurduy (exportación Argentina)

Llegaron los equipos para la Central Misicuni Los generadores y otros equipos electromecánicos de la Central Hidroeléctrica Misicuni, el tercer componente del proyecto del mismo nombre, se encuentran en puertos chilenos de Arica, informó el jefe de ejecución de Proyectos Hidroeléctricos de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), José María Romay Bortolini, en una separata institucional. La hidroeléctrica tendrá una potencia efectiva de 120 megavatios (MW). Actualmente, se realizan los trámites de desaduanización y

se estima que los equipos lleguen a Cochabamba los primeros meses de 2016. El Proyecto Múltiple Misicuni tiene tres componentes: agua potable, agua para riego y energía eléctrica para el Sistema Nacional Interconectado (SIN). Las hidroeléctricas aportan el 25 por ciento de energía al SIN y se espera que en 2020 suban a 30. El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, en una evaluación de la gestión 2015 aseguró que el año que concluyó fue “trascendental” para ENDE (ABI).

La Planta Termoeléctrica Warnes emplazada en Santa Cruz apunta a consolidar los futuros proyectos de exportación.

minería

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Del 1 al 15 de Febrero de 2016

análisis. su viabilidad tiene un difícil pronóstico

Rentabilidad, el 'talón de aquiles' de mini acería de Sinosteel Advierten que esta Planta tendrá un alto costo financiero si no se solucionan las deficiencias logísticas. Avizoran que no será competitiva con aquellas acerías ya instaladas en Brasil, Argentina o Paraguay.

┣

TEXTO: lizzett vargas

a rentabilidad de una acería pequeña es de difícil pronóstico, puesto que depende de economías de escala propias de plantas grandes que producen millones de toneladas por año. En el caso del proyecto del Mutún solo producirá 150 mil toneladas de laminados de acero, así lo explican expertos consultados por Reporte Energía. El 19 de enero, la china Sinosteel Equipment se adjudicó el proyecto siderúrgico del Mutún, un yacimiento de 40.000 millones de toneladas de hierro ubicado en el oriente boliviano. Según el Gobierno nacional, prevé en corto tiempo, producir acero para construcción. El Ministerio de Minería y Metalurgia detalló que la empresa adjudicada deberá construir una planta de peletización (proceso que consiste en la aglomeración del mineral finamente), reducción directa, y la instalación de una acería con colada continua, además de un tren de laminación. El objetivo es obtener 150.000 toneladas de laminados de acero no planos, producto que se utiliza en el sector de la construcción civil (puentes o edificios) en los siguientes diez años. Para el experto en desarrollo de proyectos de fierro y acero, Saúl Escalera, esta estrategia fue

La Cifra

150

volúmenes. Es la cantidad de laminados de acero estimada que producirá la Planta en el Mutún.

potencial. Es el volumen del yacimiento de de hierro del Mutún adjudicado por Sinosteel.

propuesta por él en abril del año 2014. "Por lo tanto, si la empresa Sinosteel ejecuta este proyecto, entonces Bolivia tendrá siderurgia a mediano plazo, hecho que debe alegrarnos", señaló. Sin embargo recalcó que el éxito de la gestión, dependerá de la empresa supervisora que contrate la Empresa Siderúrgica Mutún (ESM). Al respecto enfatizó que en Bolivia existen ingenieros expertos internacionales en fierro y acero que pueden realizar esta tarea de supervisión con mucha solvencia técnico-científica. A su turno, el ex ministro de Minería y Metalúrgia, Dionisio Garzón, manifestó que la viabilidad del proyecto depende del precio de los productos intermedios (hierro esponja y arrabio) y de los finales (acero crudo, laminado o en perfiles, etc) que pueda producir la acería como la que se propone instalar la Sinosteel Equipment. Estos productos tienen precios de mercado de algunas centenas de dólares por tonelada que se incrementan con la especialidad y demanda del mercado. Por otro lado, explicó que no se conocen los parámetros de rentabilidad y factibilidad del proyecto propuesto en la información oficial asequible. Un proyecto situado en el centro del subcontinente sin infraestructura energética, de servicios y de transporte, tendrá un alto costo financiero, que será muy poco competitiva con aquella ya instala-

das en Brasil, Argentina o Paraguay. En este sentido, concluye que los proyectos siderúrgicos y la obtención del hierro y el acero, no afrontan desafíos de tecnología ni de investigación, sino de infraestructura, por lo que los grandes proyectos siderúrgicos se ubican en locaciones que cumplen con estas condiciones. De la misma manera José Padilla, experto en siderurgia, coincidió con Garzón al afirmar que que se desconoce la proyección de esta Planta, pero que su costo es similar a la de gran escala. Por otro lado, señaló que la producción de esta Planta solo atenderá el 30% de la demanda de acero en Bolivia para la construcción. El otro elemento - que apuntó - es que se desconoce los volúmenes de gas y de electricidad que demandará su funcionamiento. Asimismo no se especifica las cantidades de agua que se necesitará para su procesamiento, puesto que por ejemplo para una tonelada de concentrado se necesita 1.600 litros de agua. También agregó que el proyecto no cuenta con un marco ambiental definido. "Todos estos aspectos son de responsabilidad de la ESM, además que se debe impulsar la venta de pellets a los países del Mercosur que es un producto intermedio entre fierro de construcción y el concentrado de acero, con el fin de solventar los costos de esta mini acería”, sugirió Padilla. ▲

Mil/t

MM/t

El proyecto siderúrgico del gigante de hierro ubicado en la provincia Germán Busch de Santa Cruz

Opinión Dionisio J. Garzón M.

Ex Ministro de Minería y metalurgia

"Bolivia hacia una combustión más amigable con el medio ambiente" El proyecto siderúrgico del Mutún tiene una historia casi centenaria desde que en 1845 Francis Castenau descubriera la serranía de Mutún-Urucum, nunca pudimos integrarlo al circuito de la minería y metalurgia nacionales porque esta clase de proyectos en todo el mundo dependen de las características geográficas, de infraestructura, de energía, y también de los riesgos medioambientales que puedan significar. Como comento en mi libro “De oro, plata y estaño” (Plural 2014, Pag.59 y siguientes) es curioso que desde los primeros intentos de la Bethelehem Steel en Suramérica y en el inicio del siglo anterior, los éxitos de implementar acerías se hayan dado en Brasil y Argentina y no en Bolivia. Brasil pudo desarrollar el Urucum aledaño al Mutún y nosotros seguimos sin conseguir el despegue de nues-

tro proyecto. No se conoce quién y cómo se financiará estas infraestructuras para el proyecto, si la empresa privada tendrá (o no) participación como concesionaria de servicios para amortizar las inversiones y ayudar al Estado en su implementación, ni se conoce un detallado estudio de mercados de productos intermedios y finales que recomiende el grado de especialización de la planta que tenga una rentabilidad mayor. En fin, solo queda desear a la Sinosteel Equipment, la suerte en esta nueva aventura de despertar al gigante dormido de tierras bajas.

minería

Primera caída en 5 años de producción mundial de acero La producción mundial de acero cayó en 2015 un 2,8%, a 1.620 millones de toneladas, en su primera contracción en cinco años, indicó la Asociación Mundial del Acero (WSA), precisando que China produce casi la mitad del total. China, primer productor y consumidor de la aleación, produjo el año pasado 803,8 millones de toneladas, lo que implica una baja de 2,3% respecto a 2014, aunque su participación en el total aumentó 0,2 puntos, a 49,5%. "La producción de acero bruto se redujo en 2015 en todas las regiones, con excepción de Oceanía", indicó la WSA. Se trata del primer retroceso global desde 2009, cuando la producción global fue de 1.240 millones de toneladas. La WSA preveía en octubre pasado una contracción de la producción siderúrgica de 1,7% en 2015 y un aumento de 0,7% en 2016. Las próximas proyecciones a corto plazo se publicarán en abril de este año.

Foto. Ministerio de Minería y Metalúrgia

Foto: Archivo/RE

Del 1 al 15 de Febrero de 2016

Acto en el que Sinosteel ganó el proceso de licitación para construir la planta procesadora de hierro.

En Japón, segundo productor mundial, la contracción fue de 5%, a 105,2 millones de toneladas. A su vez India aumentó en cambio su producción en un 2,3%, a 83,2 millones de toneladas, desplazando de la tercera posición mundial a Corea del Sur, que cayó

al sexto lugar, con una contracción de 2,6%, hasta las 69,7 millones de toneladas. El cuarto lugar lo ocupa ahora Estados Unidos, con 78,5 millones de toneladasLa utilización de la capacidad productiva del sector retrocedió de 73,4% en 2014 a 69,7% en 2015.

ESTADÍSTICAS

HIDROCARBUROS Fecha

dic 18, 2015 dic 21, 2015 dic 22, 2015 dic 23, 2015 dic 24, 2015 dic 28, 2015 dic 29, 2015 dic 30, 2015 dic 31, 2015 ene 04, 2016 ene 05, 2016 ene 06, 2016 ene 07, 2016 ene 08, 2016 ene 11, 2016

U.S. Diesel Fuel and Crude Oil Prices dollars per gallon 5.00 4.50 4.00 3.50 3.00 2.50 2.00 1.50 1.00 0.50 0.00 Jan 2012

Price difference Retail diesel fuel

Forecast

Crude oil

Jan 2013

Jan 2014

Jan 2015

Jan 2016

Jan 2017

Crude oil price is composite refiner acquisition cost. Retail prices include state and federal taxes.

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

34,72 34,55 36,12 36,76 37,62 36,36 37,88 36,59 37,13 36,81 35,97 33,97 33,29 33,2 31,42

36,76 35,34 35,26 35,79 37,22 37,08 36,85 35,65 36,61 36,28 35,56 33,89 33,57 31,67 30,14

29,14 28,58 28,84 28,8 27,36 27,36 26,01 27,59 30,46 29,82 30,94 31,83 33,01 33,14 32,45

GLP

2,25 Bs./Kg

GAS. ESPECIAL

3,74 Bs./Lt

GAS. PREMIUM

4,79 Bs./Lt

Source: Short-Term Energy Outlook, January 2016.

MINERÍA

COTIZACIONES OFICIALES Y ALÍCUOTAS DE REGALÍAS MINERAS Segunda Quincena de Febrero de 2016

Mineral

Unidad

Cotización

Alícuota Regalías

en $us

Mineras Export.

Mineras

Ventas Internas

ZINC

0.70

2.935

1.761

ESTAÑO

6.24

5.000

3.000

ORO

1103.19

ORO Minerales Sulfurosos

7.000

4.200

5.000

3.000

ORO Yacimientos Marginales

2.500

1.500

PLATA

14.07

6.000

3.600

ANTIMONIO

TMF

5312.50

5.000

3.000

0.75

5.000

3.000

TMF

9422.45

1.356

0.813

COBRE

2.02

5.000

3.000

BISMUTO

4.15

1.400

0.840

PIEDRA CALIZA

T.M.

21.55

3.500

2.100

PIEDRA CALIZA DE TALLA O DE CONSTRUCCION

T.M.

85.00

3.500

2.100

PLOMO WOLFRAM

ene 12, 2016 30,42 ene 13, 2016 30,42 ene 14, 2016 31,22 ene 15, 2016 29,45 ene 18, 2016 ene 19, 2016 28,47 ene 20, 2016 26,68 ene 21, 2016 29,55 ene 22, 2016 32,07 ene 25, 2016 30,31 ene 26, 2016 29,54 ene 27, 2016 32,32 ene 28, 2016 33,21 ene 29, 2016 33,66 feb 01, 2016 31,62

Fuente: eia.gov

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

Fecha

MINERALES DE HIERRO CONCENTRADOS Y LUMPS

T.M.

41.93

4.000

2.400

PELLET

T.M.

56.35

3.000

1.800

HIERRO ESPONJA Y ARRABIO

T.M.

141.75

2.000

1.200

OTROS SIN COTIZACIÓN INTERNACIONAL TANTALITA

3.500

2.100

BARITINA

3.500

2.100

PIEDRAS PRECIOSAS Y METALES PRECIOSOS

5.000

3.000

PIEDRAS SEMIPRECIOSAS

4.000

2.400

INDIO

5.000

3.000

RENIO

5.000

3.000

OTROS MINERALES METALICOS Y NO METALICOS

2.500

1.500

CARBONATO DE LITIO

3.000

1.800

CLORURO DE POTASIO

3.000

1.800

OTROS SUBPRODUCTOS Y DERIVADOS

3.000

1.800

CLORURO DE SODIO

2.500

1.500

ULEXITA

5.000

3.000

ULEXITA CALCINADA

3.000

1.800

RECURSOS EVAPORÍTICOS

MINERALES DE BORO

PRECIOS FINALES AL CONSUMIDOR FEBRERO 2016

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

2,62 Bs/m³

JET FUEL

6,65 Bs./Lt

Fuente: eia.gov

Fuente: ANH

ELECTRICIDAD GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (Marzo 2015 - Febrero 2016)

Día 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Max.

Mar 1,151.5 1,297.4 1,326.9 1,251.5 1,240.1 1,272.1 1,211.3 1,169.0 1,284.4 1,362.8 1,372.0 1,341.8 1,337.8 1,244.1 1,212.7 1,319.8 1,356.9 1,350.1 1,336.3 1,292.1 1,210.2 1,201.5 1,334.0 1,352.5 1,354.0 1,276.4 1,205.3 1,152.0 1,132.3 1,308.7 1,338.3 1,372.0

Abr 1,263.4 1,237.1 1,111.2 1,185.9 1,085.5 1,252.4 1,290.1 1,323.2 1,345.4 1,309.6 1,270.2 1,203.9 1,304.0 1,340.8 1,336.8 1,359.1 1,320.5 1,206.8 1,165.3 1,299.5 1,278.2 1,295.8 1,297.3 1,317.7 1,239.2 1,212.0 1,343.8 1,294.3 1,328.0 1,298.5 1,359.1

May 1,136.4 1,164.9 1,122.3 1,203.8 1,242.6 1,245.0 1,256.0 1,250.5 1,209.8 1,126.2 1,250.4 1,263.9 1,278.1 1,273.5 1,277.8 1,168.9 1,140.4 1,291.8 1,312.1 1,310.1 1,314.5 1,286.3 1,232.5 1,160.5 1,275.9 1,299.9 1,215.9 1,245.0 1,257.0 1,153.0 1,106.0 1,314.5

Jun 1,225.8 1,257.1 1,262.9 1,170.8 1,306.2 1,225.4 1,176.5 1,326.7 1,333.0 1,292.6 1,319.0 1,251.9 1,211.1 1,129.0 1,247.9 1,266.4 1,294.7 1,260.0 1,229.3 1,176.4 1,123.2 1,264.5 1,254.9 1,248.2 1,273.3 1,279.4 1,194.3 1,084.7 1,227.9 1,256.5 1,333.0

Jul 1,240.1 1,252.8 1,240.8 1,151.8 1,083.4 1,229.2 1,226.8 1,194.0 1,187.0 1,233.8 1,171.3 1,099.2 1,235.6 1,210.1 1,196.1 1,175.5 1,217.3 1,154.5 1,113.8 1,235.9 1,222.5 1,235.0 1,225.6 1,232.1 1,144.6 1,112.6 1,252.6 1,283.9 1,301.8 1,298.5 1,287.7 1,301.8

Ago 1,189.8 1,172.0 1,312.8 1,329.7 1,304.8 1,187.9 1,327.1 1,245.0 1,135.7 1,321.0 1,358.5 1,333.9 1,322.5 1,280.7 1,179.6 1,170.3 1,271.4 1,268.0 1,288.1 1,306.8 1,319.2 1,255.6 1,180.0 1,256.1 1,322.2 1,350.3 1,323.3 1,317.0 1,255.5 1,216.7 1,356.9 1,358.5

Sep 1,396.4 1,377.4 1,364.5 1,316.6 1,231.9 1,189.1 1,354.9 1,354.7 1,355.0 1,365.0 1,244.2 1,178.0 1,131.6 1,281.6 1,353.2 1,391.3 1,403.2 1,410.3 1,314.1 1,259.4 1,397.9 1,411.2 1,400.4 1,354.5 1,322.6 1,227.5 1,146.7 1,311.9 1,371.3 1,316.6 1,411.2

Oct 1,300.9 1,322.4 1,149.3 1,139.4 1,317.4 1,386.8 1,343.8 1,332.2 1,215.6 1,174.8 1,113.2 1,239.8 1,298.1 1,337.0 1,393.7 1,362.3 1,279.2 1,185.7 1,376.1 1,419.6 1,413.6 1,434.7 1,399.3 1,321.4 1,224.1 1,393.1 1,383.4 1,351.2 1,395.3 1,348.9 1,172.7 1,434.7

Nov 1,046.9 1,068.0 1,236.4 1,285.2 1,286.6 1,296.3 1,213.7 1,208.5 1,355.7 1,356.5 1,362.4 1,404.5 1,357.1 1,285.2 1,215.7 1,341.9 1,396.2 1,393.4 1,409.5 1,247.6 1,235.6 1,206.5 1,376.8 1,400.2 1,405.8 1,412.5 1,365.3 1,216.0 1,109.1 1,254.0 1,412.5

Dic 1,311.9 1,354.3 1,383.7 1,390.4 1,252.0 1,131.7 1,307.6 1,336.2 1,365.6 1,347.7 1,352.3 1,288.0 1,241.0 1,366.5 1,369.2 1,349.7 1,372.3 1,361.4 1,226.1 1,142.6 1,301.5 1,332.7 1,339.6 1,278.8 1,120.6 1,211.1 1,167.0 1,335.2 1,358.8 1,336.9 1,291.9 1,390.4

Ene 1,073.8 1,176.0 1,129.5 1,318.7 1,339.4 1,242.5 1,336.8 1,347.1 1,261.9 1,198.7 1,304.2 1,346.9 1,296.3 1,313.1 1,351.9 1,302.5 1,219.4 1,364.3 1,406.3 1,399.6 1,408.5 1,316.0 1,338.2 1,266.2 1,341.0 1,397.9 1,348.2 1,331.6 1,346.8 1,229.3 1,180.1 1,408.5

Feb (al 2) 1,330.5 1,333.9

1,333.9

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 - (Marzo 2015 - Febrero 2016)

Mar CRE - Santa Cruz 527.1 EMDEECRUZ 0.0 DELAPAZ - La Paz 304.5 DELAPAZ - San Buenaventura - DELAPAZ - Cumbre - ELFEC - Cochabamba 195.9 ELFEC - Chimoré 13.8 ELFEO - Oruro 55.2 ELFEO - Catavi 23.0 CESSA - Sucre 47.1 CESSA - Mariaca - SEPSA - Potosí 45.9 SEPSA - Punutuma 5.1 SEPSA - Atocha 12.0 SEPSA - Don Diego 6.4 ENDE - DELBENI (3) 0.0 ENDE - Varios (2) 29.9 SETAR - Tarija 10.1 SETAR - Villamontes 5.8 SETAR - Yacuiba 14.2 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 46.2 Otros - C. No Regulados 20.2 Varios (1) 2.9 TOTAL COINCIDENTAL 1,296.1

Abr 485.3 0.0 310.4 - - 194.7 13.2 56.7 23.5 46.5 - 48.1 5.1 12.2 6.4 0.0 29.3 8.3 5.5 12.7 46.9 20.1 3.0 1,288.4

May 432.5 0.0 310.8 - - 196.2 12.4 58.5 23.2 49.3 - 49.3 5.4 12.3 6.4 0.0 30.1 8.8 4.9 11.6 47.6 20.0 3.3 1,247.5

Jun 447.5 0.0 315.4 - - 199.4 12.6 62.2 23.2 49.7 - 50.4 5.4 12.7 6.6 0.0 29.2 8.8 5.0 11.6 48.4 20.6 3.3 1,265.3

Jul 443.5 0.0 312.1 - - 199.0 13.5 59.0 26.3 49.5 - 50.1 5.3 12.7 6.5 0.0 29.9 8.3 5.1 11.6 48.6 20.2 3.2 1,235.3

Ago 484.3 0.0 325.6 - - 201.6 13.7 56.2 24.8 50.2 - 52.1 5.4 12.9 6.5 0.0 31.2 8.7 5.6 12.6 49.4 20.9 3.1 1,294.7

Sep 533.1 0.0 314.2 - - 204.6 14.7 56.1 24.3 49.8 - 45.7 5.4 12.6 6.4 0.0 32.5 9.6 6.0 13.5 50.8 21.7 3.1 1,336.5

Oct 551.9 0.0 308.1 - - 210.4 15.3 55.3 24.4 49.6 - 48.8 5.6 11.6 6.2 0.5 33.5 9.1 6.3 13.8 51.2 21.4 3.1 1,363.2

Nov 561.9 0.0 308.0 - - 208.1 15.2 55.2 23.3 43.9 - 46.9 5.1 11.3 6.4 0.5 33.7 14.3 6.7 15.2 49.4 18.3 3.1 1,349.4

Dic 544.0 0.0 302.9 1.0 38.2 202.6 14.4 55.7 22.8 47.7 0.0 42.8 7.2 11.1 5.8 27.7 4.6 28.1 6.8 14.5 44.6 22.7 2.7 1,327.3

Ene Feb (al 2) 574.4 467.0 0.0 0.0 259 262.8 1.0 0.9 39.2 38.0 207.9 189.4 14.5 13.1 55.0 53.5 21.7 22.1 46.5 45.1 0.1 0.0 49.5 40.8 5.6 2.9 10.7 10.5 5.7 5.5 39.7 21.4 30.0 4.4 29.5 31.4 6.4 5.3 14.7 11.8 45.4 45.2 21.8 20.1 2.3 2.3 1,348.3 1,275.2

( 1) Consumos de Sacaca, Ocurí, Lípez . (2) Consumos de Uyuni, Tazna y Las Carreras. (3) Consumos de Yucumo, San Borja, San Ignacio de Moxos, Trinidad. 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- (Marzo 2015 - Febrero 2016) Mar CRE - Santa Cruz 268.4 EMDEECRUZ 0.0 DELAPAZ - La Paz 147.4 DELAPAZ - San Buenaventura - DELAPAZ - Cumbre - ELFEC - Cochabamba 91.6 ELFEC - Chimoré 6.1 ELFEO - Oruro 29.4 ELFEO - Catavi 10.9 CESSA - Sucre 22.6 CESSA - Mariaca - SEPSA - Potosí 25.9 SEPSA - Punutuma 2.7 SEPSA - Atocha 6.5 SEPSA - Don Diego 2.4 ENDE - DELBENI 0 ENDE - Varios (2) 14.6

Abr 246.1 0.0 145.9 - - 89.5 5.9 28.2 10.4 22.4 - 26.9 2.4 6.1 2.6 0 14.2

May 222.6 0.0 150.3 - - 94.9 5.7 29.0 11.4 23.2 - 27.7 2.7 6.5 2.8 0 13.5

Jun 213.0 0.0 148.1 - - 93.7 5.5 28.1 11.6 24.2 - 27.3 2.6 6.4 2.7 0 12.6

Jul 213.9 0.0 152.4 - - 98.3 5.6 27.6 12.9 23.9 - 19.0 2.4 6.8 2 0 12.7

Ago 238.9 0.0 152.9 - - 99.3 6.2 27.1 12.8 24.8 - 27.6 2.3 6.5 2.2 0 15

Sep 256.8 0.0 148.6 - - 98.7 6.4 26.3 12.7 24.8 - 25.3 2.4 6.4 2.2 0 15.3

Oct 259.3 0.0 147.2 - - 101.7 6.5 26.5 12.2 23.9 - 26.8 2.3 5.6 2.1 0.1 15.2

Nov 264.9 0.0 145.9 - - 100.3 6.6 26.5 11.5 21.3 - 25.6 2.1 5.6 2 0.2 15.2

Dic 276.2 0.0 149.3 0.1 0.6 100.9 6.7 27.7 11.3 24.9 0 23.4 2.5 5.8 2 14.4 1.9

Ene Feb (al 2) 286.4 18.1 0.0 0.0 132.1 9.1 0.2 0.0 4.8 0.8 99.1 6.5 6.8 0.4 26.9 1.8 10.5 0.7 23.0 1.5 0.0 0 20.5 1.5 1.6 0.1 5.5 0.4 2.6 0.2 12.5 0.8 9.8 0.1

(1) Consumos de Sacaca, Mariaca, Ocurí

AGENDA ENERGéTICA

Del 9 al 11 de febrero / HOuston-EEUU

del 9 al 10 de marzo | Bogotá- Colombia

Aquí se darán cita los mejores expertos y profesionales del sector, que disertarán sobre las innovaciones relacionadas a la industria, siendo casi inexcusable la asistencia para todos los profesionales relacionados con el sector. Se observará las novedades en la venta de petróleo y gas.

La 87ª Reunión ARPEL a nivel de expertos "Seguridad de Procesos en Exploración y Producción de Petróleo y Gas", organizada por ARPEL, será el evento técnico del año más relevante en la temática en la región.

Nape Expo 2016

Seguridad de Procesos en Exploración y Producción de Petróleo y Gas

Del 18 al 21 de marzo / moscú - rusia

Neftegaz Rusia 2016

La Feria Internacional de la Industria del Petróleo y el Gas volverá a ser un lugar de encuentro para expertos y visitantes en esta industria, y a proporcionar a asistentes información sobre novedades en equipos y maquinaria para petróleo, gas e industria. Contacto: kalinina@expocentr.ru

Contacto: napeexpo.com

Contacto: gpritsch@arpel.org.uy

DEL 10 AL 11 DE febrero | méxico

DEL 17 AL 18 DE marzo | ciudad de méxico

CECC México 2016

Conferencia y Exposición Internacional de AAPG (ICE)

Es una cumbre de negocios donde se reúnen los principales actores del sector eléctrico mexicano, incluyendo autoridades gubernamentales y reguladores, operadores, proveedores y entidades de financiamiento. Ellos debatirán sobre los retos de los multimillonarios proyectos que se construirán en próximos años.

Reunirá a las principales compañías y ejecutivos en el mercado mexicano de ciclo combinado, gas y electricidad. Aquellos involucrados en el sector de CC deben asistir a CECC para tener mayor entendimiento del nuevo mercado eléctrico, la matriz energética y ganar contratos.

Este evento ha servido a la industria de petróleo y gas durante más de 25 años con programas de alto nivel técnico, diversos cursos y actividades de campo, exposiciones de vanguardia, y actividades de networking destinadas a facilitar un valioso intercambio de información y desarrollo de nuevos negocios.

Contacto: carmen.herrera@bnamericas.com

Contacto: fmazo@fc-gi.com

Contacto: www.seg.org/web/ice-barcelona-2016/home

4th México Electric Power Summit

DEL 3 AL 6 DE abril | barcelona - españa

Fuente: CNDC

Del 1 al 15 de Febrero de 2016

LO ÚLTIMO

Del 1 al 15 de Febrero de 2016

PPERIODO. Desde mayo próximo hasta septiembre

‘Giro energético’, ahora Chile venderá GNL a Argentina Argentina importa 25 millones de m3 de GNL. Con este acuerdo se abastecerá con 5,5 millones de metros cúbicos al día procedentes de Chile, destinado mayormente para consumo residencial en Buenos Aires.

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TEXTO: RE, La Tercera, Clarín, Telam

a historia de los países suele presentar paradojas y en el caso de la relación energética entre Chile y Argentina esta se evidencia de forma inesperada, por lo menos así se creía una década atrás. Sin embargo, las cosas han cambiado con el reciente acuerdo firmado a finales de enero por los ministros de energía de ambas naciones, mismo que fue impulsado previamente por los Jefes de Estado, Michelle Bachellet y Mauricio Macri. Según el diario La Tercera el convenio entre ambos países establece que Chile suministrará 5,5 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) a Argentina. Para ello se informó que se utilizarán las terminales de GNL Mejillones y Quintero, y los gasoductos Norandino y GasAndes para las operaciones. “Se inicia una nueva etapa en la integración energética entre Chile y Argentina”, afirmó el ministro de Energía de Chile, Máximo Pacheco, luego que ambos países acordaran el suministro de gas para el próximo invierno. “A contar de mayo Chile suministrará gas natural licuado (GNL) a Argentina. Para tener una dimensión: En total, Argentina importa 25 MMmcd de GNL, es decir que nuestra exportación repre-

Fotos: static.diario.latercera.com

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Argentina importa 25 MMmcd de GNL de diferentes proveedores. Desde mayo lo hará desde Chile.

Datos

inicio.- Se indicó que desde este mes se iniciarán las pruebas técnicas para comenzar el suministro en mayo y, así, poder operar para el periodo de invierno (mayo-septiembre). logística.- Chile enviará gas que a su vez importa desde Asia, porque carece del recurso y se calcula que para la Argentina involucrarán unos ocho barcos.

senta un poco más del 20% de esa cifra. Además, debe ser cerca del 40% del consumo de la provincia de Buenos Aires”, acotó la autoridad ministerial. En esta línea este acuerdo binacional implicará un aporte de $us 180 millones anuales para la economía nacional de Chile, remarcó Pacheco. A su vez detalló que desde este mes se iniciarán las pruebas técnicas, con el objetivo de comenzar el suministro en mayo y, así, poder operar para el periodo de invierno (mayo-septiembre). Chile enviará gas que en realidad importa de Asia, porque carece del recurso y se calcula que para la Argentina involucrarán unos ocho barcos. El acuerdo considera que Chile abastecerá a Argentina por dos zonas. Por el Norte, utilizando el terminal de GNL Mejillones y el gasoducto Norandino, mientras que por la zona central se usará el terminal GNL Quintero y el gasoducto GasAndes. Lo paradójico es que los dos vecinos utilizarán la infraestructura que hasta comienzos del gobierno del fallecido Néstor Kirchner se utilizó al revés: para las ventas de gas desde Argentina a Chile, que no produce el combustible.

Chile abastecerá a Argentina por el terminal de GNL Mejillones y el gasoducto Norandino, además del terminal GNL Quintero y el gasoducto GasAndes.

Las Cifras

180

ingresos. Es lo que recibirá la economía de Chile cada año por la venta de 5,5 MMmcd de gas.

gas natural. Es el porcentaje de importación desde Chile respecto al total que recibe Argentina.

"La crisis energética argentina frenó esas ventas, y la suspensión del suministro generó un fuerte cortocircuito con todo el arco político en Santiago", menciona la periodista Natasha Niebieskikwiat del periódico El Clarín. Sin embargo, Mauricio Macri y Michelle Bachellet ya habían acordado avanzar sobre este acuerdo en el encuentro que mantuvieron el 4 de diciembre pasado cuando

aún siendo presidente electo, el argentino la visitó en Chile, en su gira también por Brasil. Para llevar a cabo esta operación, el Gobierno de Chile tuvo que coordinar los esfuerzos con 10 compañías. El agente exportador será ENAP y el importador Enarsa, reporta la Agencia Telam. En paralelo, el titular de Energía anticipó que, “además, en el campo eléctrico hemos acordado

MM/$us

que en las próximas semanas Chile comenzará a exportar electricidad al país trasandino, desde el Norte Grande, a través de la línea que existe de Salta a Mejillones”. En este sentido precisó que si bien la línea tiene una capacidad para transmitir 600 MW, sólo estará permitido suministrar hasta 200 MW. “Así esperamos utilizar capacidad ociosa que tenemos en esa zona del país, sin afectar los precios ni la disponibilidad de electricidad del Norte Grande”, manifestó. Pacheco añadió que cerca de la mitad de la capacidad de generación eléctrica de esa zona no se utiliza, por lo que el acuerdo permitirá que esto sea aprovechado, según el diario La Tercera. ▲

resumen quincenal

Del 1 al 15 de Febrero de 2016

Tarija y Pando: El servicio eléctrico menos confiable mentarán una plataforma virtual de denuncias, destinada a estudiar los casos y hacer que Servicios Eléctricos de Tarija (Setar), reponga los electrodomésticos, respondiendo al Reglamento Específico de la Ley Nº 453 que data del año 2013, denominada la Ley General de los Derechos de las Usuarias y los Usuarios y de los Consumidores. / El País.

Foto:ae.gob.bo

El Ministerio de Hidrocarburos y Energía junto a la Autoridad de Electricidad (AE) informaron que Tarija y Pando tienen el servicio eléctrico menos confiable de Bolivia, debido a los cortes intempestivos del suministro, que originan constantes reclamos y denuncias por artefactos eléctricos arruinados. Ante ello, estas instancias del Gobierno imple-

La AE detectó cortes intempestivos del suministro eléctrico en dos departamentos.

El Comité General de Certificación del Instituto Argentino de Normalización y Certificación (IRAM) ha otorgado a Nucleoeléctrica Argentina la certificación de su Sistema de Garantía de Calidad, de acuerdo a la norma ISO 9001: 2008. El alcance del certificado comprende la Dirección corporativa para la generación de Energía Eléctrica y los Proyectos Nucleares.

Chile producirá energía de residuos Se trata de un proyecto pionero que recuperará la energía que actualmente se disipa en las cascadas de relave de las explotaciones mineras. La empresa pública chilena Codelco, dedicada a la explotación de recursos mineros de cobre y subproductos, ha adjudicado la construcción y operación de la primera minicentral hidroeléctrica de pasada del mundo que utilizará relaves –residuos generados en la minería– para producir energía, en la mina El Teniente, ubicada en la comuna de Machalí, a 120 km al sur de Santiago. Los relaves mineros provienen del proceso de producción del cobre, especialmente del proceso de flotación. La minicentral se instalará en la primera cascada de la conducción que lleva los relaves desde una concentradora hasta un depósito/residuosprofesional.

YPFB inicia venta de GLP en Trinidad Foto: AN-YPFB

Comercialización de garrafas en la zona comercial de YPFB.

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) inauguró oficialmente la venta de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en la Zona Comercial Trinidad. Para estos puntos de venta, YPFB ha desarrollado la construcción de una infraestructura anexa a la zona comercial que disponen de la superficie necesaria y que no afecte la operación de la misma, la cual comprende la implementación de estructuras metálicas que

Nucleoeléctrica obtuvo la Certificación ISO 9001: 2008 Este es un hito que demuestra el compromiso de la empresa hacia la mejora continua, la gestión eficaz y el logro del cumplimiento de los requisitos de seguridad.

La ISO 9001: 2008 es la base del sistema de gestión de la calidad ya que es una norma internacional que se centra en todos los elementos de administración de

calidad con los que una empresa debe contar para tener un sistema efectivo que le permita administrar y mejorar la calidad de sus productos o servicios.

permite el almacenaje de 200 a 300 garrafas para su comercialización al público a precio regulado, es decir de Bs 22,50 por cada garrafa. Es importante señalar que la implementación de estos Puestos de Venta de GLP corresponde a un sistema complementario a la distribución ya existente, a través de camiones distribuidores que circulan por las diferentes zonas de cada ciudad. /AN-YPFB.

FE DE ERRATA

En el Anuario 2015 de Reporte Energía se nombró a Cristian Inchauste como presidente ejecutivo de YPFB Transporte, sin embargo, su cargo actual es de gerente general de dicha compañía.

Del 1 al 15 de Febrero de 2016