Edición 162 Reporte Energía

INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

Nro.

162

Del 16 al 29 de Febrero de 2016

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

Mercado interno se fortalece con obras en refinería y GNL

PETRÓLEO & GAS

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PETRÓLEO & GAS

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Gazprom e YPFB alistan exploración y fase II de Incahuasi/Aquio

Foto: MHE

MM/l mensuales de este producto. A su vez con la nueva planta en Río Grande se procesará 201 t/d de GNL para suministrar gas natural a 140 mil hogares. P-6-11 Fotos: ABI y Reporte Energía

Abastecimiento. Con el inicio de operaciones de la nueva unidad de isomerización de gasolina liviana, en la refinería Guillermo Elder Bell, se adicionarán 12,5

Acuerdo entre cuatro países alienta mejora en precios del petróleo

WTI ($us/BBl de petróleo) Febrero 11

Febrero Febrero Febrero Febrero 12 15 16 17

26.21

29.44

29.72

Gas boliviano p/ Brasil cálculo *( I Trim. 2016)

3.6*

29.04 30.66

Gas boliviano p/ Argentina cálculo *( I Trim. 2016)

3.8*

$us/MMBTU

$us/MMBTU

Diésel internacional

Gasolina internacional

8.88

8.68

Bs/lt

Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 17/02

1.942 dollars per million BTU

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

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Del 16 al 29 de Febrero de 2016

minería

Del 16 al 29 de Febrero de 2016

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CRONOGRAMA. Se espera su puesta en marcha para el segundo semestre de este año

┣ El nuevo complejo tiene capacidad para producir aproximadamente 900 mil toneladas de cemento al año, esto significa incorporar 50 mil bolsas por día al mercado, según la compañía Itacamba.

TEXTO: franco garcía S.

L

a construcción de la Planta Yacuses, registra un avance del 60%, según la compañía Itacabamba Cemento SA, propietaria del proyecto que prevé para el segundo semestre de este año su puesta en marcha.

Cabe destacar que el 95% de

Cifra

900 Mil t

capacidad. Es la cantidad de producción de cemento al año que tendrá la Planta de Yacuses.

los equipos fueron fabricados y ya llegaron a Yacuses sumando más de 400 camiones con equipamientos. La llegada del último navío con equipos a Arica se efectuó el 15 de febrero, de acuerdo al informe de la empresa.

La nueva planta tiene capacidad para producir aproximadamente 900 mil toneladas de cemento al año, esto significa incorporar 50 mil bolsas por día al

mercado.

En la actualidad más de mil personas trabajan directamente en la construcción y el montaje de la Planta Yacuses. Adicionalmente el impacto en el desarrollo económico y social de Yacuses es evidente, puesto que la localidad cuenta con un hotel de primer nivel, restaurantes, además de prestadores de diversos servicios.

Por otro lado hace unos días Itacamba Cemento SA inauguró sus nuevas oficinas en la capital cruceña, que albergan tanto al área administrativa y corporativa como al área comercial, encargado de la distribución y comercialización de su producto Cemento Camba.

Asimismo Itacamba Cemento SA presentó a su nuevo equipo

Foto: Itacamba Cemento SA

Proyecto Planta Yacuses registra un avance del 60%

Más de mil personas trabajan directamente en la construcción y el montaje de la Planta Yacuses.

gerencial, que liderará la compañía a partir de esta gestión, junto a su actual gerente general, Alexander Capela.

El grupo, compuesto por profesionales de destacada trayec-

toria y está integrado por: Miguel Barba Moscoso, gerente comercial y logística; Edwin Ríos Torrico, gerente de gente y gestión, y Marcelo Bastos Morales, gerente administrativo financiero. ▲

OPINIÓN

Del 16 al 29 de Febrero de 2016

EDITORIAL

Miguel Zabala Bishop mzabala@reporteenergia.com

Director General Jefe de Redacción Periodista Redes Sociales Corresponsal USA Diagramación

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

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

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

y las variables y tendencias propias del mercado, es decir producción y demanda.

Los ciclos de más o menos diez años, que parecen salidos de las tablas de la ley y se repiten consuetudinariamente en la economía mundial, han tenido sus peores momentos en las grandes crisis, como la de 1973, aunque analistas financieros globales como Morgan Stanley aseguran que la presente es la crisis petrolera "más grave en 45 años" lo que

Resumen de la edición Marruecos tendrá la planta solar CSP más grande del mundo

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Bolivia ofertará 1.000 megavatios a la Argentina hasta el 2018

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

Sener, Acciona y TSK forman el consorcio constructor de este gigante proyecto que contempla tres centrales.

MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA

ASOCIACIÓN NACIONAL

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PRENSA

DE LA

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Petroleras plantean medidas para aliviar caída de inversión

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En Colombia las compañías aspiran a mantener producción en 1 MM/Bbd. El 2016 se prevé menos exploración.

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

Hasta 2020, el país tendrá 2.500 MW adicionales, y el 2025 unos10.000 MW. Impulsarán construcción de líneas de interconexión.

Paul Schiodtz Obilinovich, director ENAP Es ingeniero civil mecánico.

Fue gerente general de Methanex Chile y pres. de la Cámara Chileno-Canadiense de Comercio.

Publicación destacada

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

ha provocado la pérdida de más de 70 mil empleos, solo en las empresas petroleras y de servicios en los Estados Unidos, lo que deja ver un panorama poco alentador para los países productores y con grandes reservas alrededor del mundo.

Y ahora quién podrá salvarnos? La mesura, seriedad, inteligencia en el manejo de los recursos y la aplicación de tecnología de punta para mermar las pérdidas, pueden ser algunas de las premisas a ser aplicadas durante el trienio que pueda durar la crisis.

En casa, YPFB ha asegurado que no bajarán las inversiones, mientras que las empresas aseguran que la crisis está llegando a pesar de que en Bolivia hemos estado muy bien estos últimos años, lo que nos ayudará a paliar los efectos devastadores que ya se sienten en otros países productores.

El desafío, se vuelve a insistir, reside en la creatividad para que la economía no se resienta y el país se enferme.

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

“Analistas financieros globales como Morgan Stanley aseguran que la presente es la crisis petrolera "más grave en 45 años”

Panorama del mercado de Commodities Es un reporte de la situación y perspectivas económicas globales para el inicio de este año por parte del Banco Mundial.

La frase destacada

Staff

os pronósticos y previsiones para el mercado petrolero durante 2016 siguen siendo pesimistas. El frustrado acuerdo entre Arabia Saudita, Rusia, Venezuela y Qatar para mantener sus stocks sin incrementarlos en el mediano plazo, fue abortado casi al mismo tiempo que era firmado. La decisión hizo mover los mercado afectando positivamente el precio de referencia del barril que rápidamente subió unos puntos, para desplomarse en menos de 24 horas, al comprobarse que la oferta iraní y la sobreoferta global sigue en ascenso.

Se puede concluir entonces que la inestabilidad del precio se debe a factores propios de las leyes del mercado o es que el particular y siempre sui generis mercado del oro negro se rige por sus propias leyes.

En principio, está claro que los mercados del hidrocarburo, por siempre, se han deslizado entre la pendular influencia de la política (geo-política está mejor dicho) de los grandes productores del Medio Oriente y Estados Unidos

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L

Creatividad para que la crisis no enferme al país

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Luis María Villar, Gte Gral de Técnicas Reunidas (En la Unidad de Isomerización de Guillermo Elder Bell) se aplicó sistemas de control y seguridad de suma confiabilidad.

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twitter@reporteenergia

minería

Del 16 al 29 de Febrero de 2016

TEXTO: LIZZETT VARGAS

L

a venta de cloruro de potasio y cloruro de magnesio, producidos en las plantas pilotos de Uyuni, generó más de 1,7 millones de bolivianos en 2015, según datos oficiales de la Gerencia Nacional de Recursos Evaporíticos (GNRE).

El gerente nacional de Recursos Evaporíticos, Luís Alberto Echazú, informó que el año pasado se vendieron 1.400 toneladas de cloruro de magnesio a la minera San Cristóbal, por un monto de 489.221 bolivianos.

Por otro lado, sostuvo que se vendieron 300 toneladas de cloruro de potasio a la empresa Brenntag Bolivia por un monto de 1.169.280 bolivianos y otras 25 toneladas a Improquin por 97.500 bolivianos.

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Frenan firma de Sinosteel y develan su alto precio

balance 2015. El producto es de las plantas piloto de uyuni

Bolivia vendió 1.725 t de cloruro

Proyecto

Foto: GNRE de Comibol

┣ La comercialización de cloruro y potasio de magnesio generó más Bs de 1,7 MM en la pasada gestión. Estos ingresos permitieron aumentar las regalías mineras en el departamento de Potosí.

litio. El plan de industrialización del litio demandará una inversión de $us 900 millones y comprende tres fases; la primera etapa es la implementación de las plantas piloto que están en producción.

"Son 1.400 toneladas de cloruro de magnesio que hemos vendido a la minera San Cristóbal, y por venta total (se recaudaron) 489.221 bolivianos. En cloruro de potasio se vendieron 300 toneladas primero a la empresa Brenntag Bolivia, 25 toneladas después, que son 325 toneladas en total por 1.266.780 bolivianos", precisó.

Echazú aclaró que esa producción fue obtenida en las plantas

La producción de las plantas piloto de litio se encuentra en su fase experimental.

piloto, cuyo fin no es comercial porque se trata de una etapa de pruebas antes de la fase industrial.

No obstante, sostuvo que

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como las plantas piloto del país son grandes, permitieron generar ingresos, y hasta regalías, por la venta de sus productos. ▲

La firma del contrato de adjudicación para la construcción de la planta siderúrgica en el Mutún, Santa Cruz, con la empresa china Sinosteel Equipment & Engineering Co. Ltda., fue postergada sin fecha definida hasta que presente un aval que certifique su legalidad en su país, informó el Ministerio de Minería y Metalurgia.

Paralelamente a este anuncio, un medio local publicó una carta de la firma china Henan, empresa que perdió la adjudicación, dirigida al presidente Evo Morales en la que asegura que ofreció el precio de $us 419 millones frente a los 450 millones de la otra compañía; que tienen tres veces más experiencia, mayor capacidad económicofinanciera, además de ser una de las más grandes de China.

El Ministerio de Minería tildó de temerarias y calumniosas las apreciaciones de esta firma.

petróleo & gas

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Del 16 al 29 de Febrero de 2016

SIGNIFICADO. El volumen adicional de este carburante representa el 10% de la demanda interna

Nueva Unidad de Isomerización 12,5 millones de litros/mes de g

TEXTO: Redacción Central

C

on el inicio de operaciones de la Nueva Unidad de Isomerización de Gasolina Liviana (NUIS), construida en la Refinería Guillermo Elder Bell de la ciudad de Santa Cruz, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) aportará un adicional de 12,5 millones de litros mensuales de este producto, de acuerdo a información de la estatal petrolera.

En el inicio de operaciones de la NUIS, proyecto que garantiza tener un mayor abastecimiento soberano a partir de las dos Refinerías de YPFB, participaron el presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, junto al vicepresidente Álvaro García Linera, el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, el presidente de YPFB, Guillermo Achá y otras autoridades.

“Tenemos capacidad de procesar gasolina para el mercado interno, eso significa menos recursos económicos para subvención en tema de gasolina”, manifestó el presidente Morales.

A su vez el presidente de YPFB, Guillermo Achá, dijo que “el aporte incremental de gasolina especial de este proyecto permite a Yacimientos aumentar su capacidad actual de producción en un 12%".

Del mismo modo añadió que "en relación a la capacidad actual, representa un incremento de 120% con respecto al tiempo cuando las refinerías se encontraban privatizadas, meta que es alcanzada también gracias al proyecto de la Nueva Unidad de Reformación Catalítica, que ingresó en operación en el mes de diciembre de 2015”.

Por su parte el ministro Sánchez señaló que la inauguración

Cifra

Fotos: ABI

La inversión total del proyecto alcanzó a $us 110 millones y fue construida por la empresa Técnicas Reunidas bajo la modalidad llave en mano. Con su puesta en marcha se garantiza contar con abastecimiento "soberano".

┣

2.995 toneladas

Peso. Corresponde a la importación y transporte de equipos y materiales para la construcción de la obra.

de la Nueva Unidad de Isomerización se constituye “en un paso fundamental hacia el reto de ser autosuficientes en combustibles. Ya lo somos en GLP, estamos a punto de serlo en gasolina y lo seremos muy pronto en diésel”.

La inversión total del proyecto alcanzó a $us 110 millones. y fue construida por la empresa Técnicas Reunidas (TR) bajo la modalidad llave en mano.

La compañía española ha realizado la Ingeniería Básica, la Ingeniería de Detalle, la Procura de los equipos y materiales utilizados en el proyecto, la construcción, el precomisionado y comisionado de la planta y el arranque y puesta en marcha de la misma incluyendo un mes de operación.

El componente indirecto del proyecto fue llevada a cabo por la empresa Gerimex, la cual diseño, suministró y construyó las instalaciones temporales de faena.

En el componente directo de la obra se involucraron 3 empresas: Bolinter, la cual ejecutó los trabajos de movimiento de tierras del proyecto y apoyo a obras civiles y montaje electromecánico; Incotec, encargada de implantar los pilotes requeridos por la ingeniería del proyecto, y el Consorcio Graña y Montero/Serpetbol, que actuó como subcontratista a cargo de las obras civiles y electro mecánicas.

Con la puesta en marcha de esta nueva unidad y gracias al aporte incremental en la producción nacional de Gasolina Especial, se generará un importante y estratégico beneficio socio económico para el país de aproximadamente $us 53,04 millones, considerando los ahorros por concepto de subvención y mayor recaudación de Impuesto Especial a los Hidrocarburos y sus Derivados (IEHD).

La puesta en marcha de la unidad de Isomerización en la refinería de Palmasola permitirá obtener un ahorro por merma de importación de GE.

Cifras

12

53,04

gasolina especial. Porcentaje de incremento de producción de GE en relación a su capacidad actual.

ingresos. Es el monto que recibirá el país por ahorro de subvención y mayor recaudación de IEHD.

En la construcción de este complejo, con cero accidentes con baja médica, se realizó la importación y transporte a obra de equi-

pos y materiales con un peso total de 2.995 toneladas y un volumen aproximado de 12.527 m3.

Los equipos fueron importa-

%

MM/$us

21 Países

procedencia.- Es la cantidad de países de donde se importó los equipos para la Planta de GNL.

dos de 21 países entre los que se puede mencionar a España, Corea del Sur, Reino Unido y China.

El proyecto consiste en trans-

petróleo & gas

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Aumento importante en la capacidad de proceso

aporta gasolina

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Empresas participantes

técnicas reunidas. Realizó la ingeniería básica, de detalle, procura de equipos y materiales, la construcción, precomisionado y comisionado de planta, arranque y puesta en marcha, incluyendo un mes de operación. gerimex. Diseño, suministro y construcción de las instalaciones temporales de faena. bolinter. Trabajos de movimiento de tierras y apoyo a obras civiles y montaje electromecánico. incotec. Encargada de implantar los pilotes requeridos por la ingeniería del proyecto.

Consorcio Graña y Montero/Serpetbol. Estuvo a cargo de las obras civiles y electro mecánicas.

El jefe de Estado, Evo Morales, inauguró los trabajos realizados en la refinería de Santa Cruz.

Ampliación de la capacidad de procesamiento en Guillermo Elder Bell se gestó con dos proyectos.

Se destacó el aporte de este proyecto en la producción de gasolina para el mercado interno.

formar nafta liviana en Isomerado de alto octanaje, a través de un proceso denominado Isomerización, proyecto que también incluye una unidad de tratamiento previo de la carga denominada Hidrotratamiento, que permite eliminar la mayor cantidad de contaminantes, de acuerdo a la explicación del Ministerio de Hidrocarburos y Energía. ▲

En las gestiones 2012 y 2013, la Refinería Guillermo Elder Bell ejecutó dos proyectos orientados a incrementar la capacidad de procesamiento de crudo: el primero fue el Revamp de la Unidad de Crudo A-301 y el segundo la adecuación del A-300.

Con estos proyectos, consecuentemente se incrementó los volúmenes de producción de Gasolina Liviana (Light Straight Run Naphta “LSR”) en la refinería.

Para acompañar la ampliación de la capacidad de procesamiento de crudo en la Refinería Guillermo

Elder Bell, nació el proyecto de la Nueva Unidad de Isomerización de Gasolina Liviana, mismo que fue conceptualizado con el objetivo de transformar la Gasolina Liviana (LSR) en Isomerado de alto octanaje.

El isomerado se incorporará en la formulación de gasolina especial y consecuentemente generará volúmenes incrementales para aportar al abastecimiento del mercado interno y cubrir parte del déficit actual. La NUIS tiene una capacidad de procesamiento de 6.000 BPD de Gasolina Liviana.

Opinión Luis María Villar, gerente general de Técnicas Reunidas

‘Sistemas de control de suma confiabilidad’ En el caso de la unidad de isomerización (NUIS), el corazón del proceso de mejoramiento de

gasolina es licenciado por UOP, empresa de EEUU dedicada al desarrollo de tecnología para el rubro industrial refino/petroquímico. Dicha condición implicó el desarrollo de sistemas de control y seguridad de suma confiabilidad, lo cual requirió desarrollo de estudios en la misma línea,

diseño de lógicas de control de alta sofisticación, y procesos de selección de componentes de alta tecnología. Por otro lado, la condición lluviosa del área nos llevó a pensar en métodos constructivos de rápida implantación, en general estructuras de hormigón pre-fabricadas, y en

particular la construcción de estructuras reticulares con partes preformadas, lo anterior favorecido por la condición de baja sismicidad del área, lo cual permitió construir parrales del proyecto lo más similar a un esquema mecano que se logra con estructura metálica.

petróleo & gas

┣ Los gobiernos de Arabia

Saudí, Rusia, Venezuela y Catar acordaron frenar la producción de petróleo a sus niveles de enero.

Analistas proyectan que en tres meses el costo del crudo alcanzará los $us 40.

TEXTO: Agencias/RE

L

os precios del petróleo subieron levemente influidos por los acuerdos de Rusia, Arabia Saudita y Venezuela, para congelar la producción de crudo a los niveles de enero.

Según la agencia Prensa Latina, el 17 de febrero, el barril de petróleo tipo Brent del Mar del Norte para entregas en abril cotizó a 32,44 dólares al inicio de la sesión del mercado electrónico Intercontinental Petroleum Exchange (ICE).

El Brent ganó 30 centavos de dólar (0,80 por ciento) respecto al cierre previo del martes 16, de 32,14 dólares por barril.

En tanto, el crudo estadounidense West Texas Intermediate (WTI), también para entregas en abril, registró un aumento de 11 centavos de dólar (0,38 por ciento) y cotizó a 29,15 dólares.

Por su parte, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) señaló el martes 16 a 29,35 dólares, lo que representó un alza de 91 centavos de dólar (3,10 por ciento) respecto al cierre del lunes 15.

Arabia Saudita, que es miembro de la OPEP, y Rusia, que está fuera del cartel, anunciaron junto con Qatar y Venezuela que congelarán su producción a los niveles que tenían en enero.

Un congelamiento de producción desde niveles casi récord de enero haría poco por aliviar la sobreoferta, según analistas consultados por el portal español de noticias 20 minutos.

En virtud de esa propuesta, podría llegar al primer acuerdo global de producción de crudo en 15 años, pero Arabia Saudita afirmó que el acuerdo dependerá de la cooperación de otros grandes productores.

En declaraciones a la Efe, el director de la Red de investigación de energía global de la Warwick Business School británica, David Elmes, advirtió de que es poco probable que esta decisión propicie una recuperación sostenible de los precios. La iniciativa de los cuatro productores "es un interesante primer paso de cara a poner un techo a la producción", afirmó el experto, pero recordó que el nivel

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negociación. Congelan la producción del petróleo a niveles de enero

Sube levemente precio del crudo tras acuerdo entre cuatro países

Más sobre el pacto

Foto:lopezdoriga.com

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• Países productores de petróleo, Rusia, Venezuela, Arabia Saudí y Catar decidieron congelar la producción del crudo a los niveles registrados en enero para sostener el precio del petróleo.

• Pero entre ellos no se encuentra Irán, el quinto gran productor de la OPEP, que quiere aprovechar el levantamiento de las sanciones internacionales para recuperar la cuota de mercado perdida.

• Tampoco Estados Unidos, que vive su edad dorada particular con la expansión del fracking.

de enero "es aún demasiado alto".

"Este acuerdo va estabilizar los precios antes de que vuelven progresivamente, en dos a tres meses, a un nivel razonable, es decir, alrededor de 40 o 50 dólares", frente a los 32-33 dólares actuales, explica el experto argelino Abdelmayid Atar. ... y también para otros países productores.

El bajo precio del petróleo, en unos niveles desconocidos desde 2003, ha extendido la preocupación a los países productores cuyos ingresos proceden en gran parte del petróleo.

Rusia ya ha anunciado recortes en sus partidas sociales para hacer frente a la caída de ingresos y en algunos países (como Nigeria, Ecuador, Libia o angola) el precio de venta del barril supera ahora al coste unitario de producirlo, por lo que la extracción ya es para ellos deficitaria en origen.

Precisamente el mes pasado el Gobierno nigeriano pidió una reunión urgente en marzo de la OPEP para abordar el problema, pero Arabia Saudí, según expertos del sector consultados por 20minutos, rechazó recortar la producción porque sus costes de extracción son inferiores (aproximadamente 10 dólares por barril) y pueden aguantar más tiempo con un petróleo barato, así mantener su cuota de mercado. ▲

En Doha se reunieron ministros de Rusia y Arabia Saudita, así como de Venezuela y Qatar para aprobar la propuesta.

Costo del petróleo se situará entre $us 45 y $us 55 ¿Y en el futuro? "El precio medio durante 2016 debería situarse entre 45 y 55 dólares por barril", estima Tomás García Purriños, analista de MoraBanc AM. Explica que el exceso de crudo en el mercado por nuevos actores (Irán, fracking), una débil demanda reflejada en China y hasta las bajas temperaturas, hundieron el precio.

Los efectos por ejemplo en España son buenos; se paga menos por la gasolina, se consume más, las empresas tienen menos costes y se mejora la balanza comercial del país.

También hay consecuencias oscuras como despidos en petroleras, inversiones paralizadas,

países emergentes en crisis y temor a una nueva crisis global.

El análisis señala a la sobreoferta de petróleo, junto a la demanda timorata, como uno de los dos motivos principales que explican la caída de valor del barril.

Como referencia, la OPEP, consciente de la competencia estadounidense, decidió en 2014 sacrificar el precio del crudo a cambio de mantener su cuota de mercado.

"Ese exceso de oferta en el mercado pensaban los países del cártel, liderados por Arabia Saudí, hundiría los precios hasta un nivel insoportable para los productores del fracking. Pero si

bien es cierto que muchas plataformas de fracking han echado el cierre, el aprendizaje tecnológico ha permitido a otras seguir adelante", afirma García.

Según la Asociación Internacional de la Energía (AIE), la producción de petróleo de los países ajenos a la OPEP solo cae en 0,6 millones de barriles diarios en 2016. Y el mercado sigue saturado. La oferta sigue superando en 1,5 millones de barriles a la demanda, según esta organización.

"Este juego no acabará hasta que Arabia Saudí recupere la cuota de mercado perdida, en torno al 42% del conjunto de la OPEP en 2012", vaticinó el experto energético.

PETRÓLEO & GAS

Del 16 al 29 de Febrero de 2016

TEXTO: redacción central

T

ras un riguroso análisis geológico de la Zona Glauconítica (ZG) de la Cuenca de Magallanes, el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) publicó un documento que confirma la existencia de un importante potencial de gas no convencional en esa región de Chile.

El estudio, sumado a los resultados que ha obtenido Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) en las perforaciones realizadas durante los últimos dos años en el Bloque Arenal, ratifica lo que ha informado la empresa respecto de que el suministro de la región estaría asegurado en el largo plazo y que habrían recursos suficientes para pensar en suministrar consumos industriales y, eventualmente, enviar gas al resto del país, según

┏◣ INFORME. el suministro de la región estaría asegurado en el largo plazo

Servicio geológico de EEUU indica potencial de shale gas en Chile Foto: energia16.com

El estudio estimó un promedio de 8,3 TCF de recursos de tight gas. Esta cifra representa el doble de la producción de gas acumulada en la cuenca durante 70 años.

┣

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La evaluación geológica garantiza la producción de shale gas en el bloque Arenal, EEUU.

una nota de prensa de la estatal chilena.

Usando una metodología de evaluación basada en información geológica, el USGS estimó un promedio de 8,3 trillones de pies cúbicos (TCF) de recursos técnicamente recuperables de tight gas.

Esta cifra representa el doble de la producción de gas acumulada en la cuenca durante 70 años, la que alcanza los 4,2 TCF. El estudio es importante porque fue realizado en base a información geológica específica de la cuenca y consideró los resultados de pozos de tight gas actualmente

en producción.

ENAP ha desarrollado en los últimos dos años una agresiva campaña de exploración y producción de tight gas en el bloque Arenal, ubicado en la isla de Tierra del Fuego. El 2015, solo en este bloque, se perforaron 52 pozos y se invirtieron más de $us 250 millones.

Este informe se enmarca dentro del Acuerdo Bilateral de Cooperación Energética firmado en junio de 2014, entre el ministro de Energía, Máximo Pacheco, y el Secretario de Energía Norteamericano, Ernest Moniz. ▲

petróleo & gas

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Del 16 al 29 de Febrero de 2016

logística. La distribución está centralizada en poblaciones de beni, potosí y santa cruz

Planta de GNL inició transporte llegar con gas natural a 140 mil

Cifras

162.4 $us MM

Inversión. Es el monto que demandó todo el proyecto de gas natural licuado en Río Grande, municipio cruceño de Cabezas.

12.8 MMpcd

capacidad. Es el volumen de gas natural que procesará la Planta para producir 210 toneladas métricas diarias de GNL.

Foto: YPFB

Se trata de un sistema que comprende una Planta de Licuefacción, una flota de cisternas criogénicas, regasificadoras móviles y estaciones satélites. El Complejo procesará 210 toneladas al día de este combustible.

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TEXTO: lizzett vargas

L

a Planta de Licuefacción inició su producción y transporte virtual de Gas Natural Licuado (GNL) para suministrar gas natural a 140.000 hogares de 27 poblaciones repartidas por distintos puntos del país, entre ellas San Julián, San José de Chiquitos y Tupiza.

El complejo gasífero, situado en Río Grande, municipio cruceño de Cabezas, produce 210 toneladas de GNL al día y cuenta con una capacidad de almacenamiento de 3.000 metros cúbicos. Las inversiones de todo el proyecto ascienden a los $us 162,4 millones.

Se trata de un sistema que comprende una Planta de licuefacción, una flota de cisternas criogénicas regasificadoras móviles y unas estaciones satélite de regasificación.

Según Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), tiene previsto ampliar el servicio durante el 2016 para beneficiar a otros 33 municipios que, de otra forma, no tendrían acceso al gas, al estar distantes de las redes tradicionales de distribución, centralizadas en los departamentos de Santa Cruz, Beni y Potosí. Así según la demanda y factibilidad de transporte se continuará con la ampliación de abastecimiento de gas natural a más regiones de Bolivia.

Paralelamente a la inauguración, se despachó el primer envío de GNL a Cabezas.

En el marco de la inauguración de la Planta de GNL, el presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, señaló que "a partir de este momento empieza a funcionar para prestar servicio dentro de Bolivia como también fuera del país”.

Cabe resaltar que la española Sener fue la empresa líder del consorcio EPC, encargada del diseño, construcción llave en mano y puesta en marcha, hasta su entrega final de este gasoducto virtual.

Al respecto, el director del proyecto en Sener, Ignacio Larrea, destacó que el gasoducto virtual inaugurado es el primero de sus características en Bolivia. "Se trata de una solución eficiente para abastecer de gas a numerosas poblaciones alejadas de la red de gas nacional. Desde ahora, sus habitantes van a disponer de gas natural

en sus hogares, con un servicio de calidad garantizado por el buen funcionamiento de las instalaciones que hemos puesto en marcha”, sostuvo.

De acuerdo con el presidente de YPFB, Guillermo Achá con el transporte de GNL en cisternas criogénicas desde esta nueva Planta y la entrega de este producto en las Estaciones Satelitales de Regasificación, se tendrá un abastecimiento de gas natural para todo lo que es el consumo doméstico, industrial, comercial y GNV. Además, este proyecto permitirá sustituir el consumo de GLP y gasolina.

El gas que alimentará a la Planta de Licuefacción, provendrá principalmente de la corriente de salida de gas de la Planta de Separación de Líquidos Río Grande. La Planta procesará 12,8 millones de pies cúbicos día de gas natural. ▲

Vista del complejo gasífero de Río Grande, la Planta de licuefacción inció sus operaciones el 15 de febereo de 201

¿En qué consiste el proyecto GNL?

1 La Planta de GNL convertirá el gas de su estado gaseoso a líquido.

2 Ese proceso consiste en bajar la temperatura hasta aproximadamente (-) 160 grados Celsius.

3 El GNL se carga en cisternas criogénicas y es transportado a las poblaciones.

4 El gas en estado líquido será regasificado en las ESR. 5 Distribución mediante Redes de Gas

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Aspectos técnicos

Proyecto: Planta de Licuefacción de Gas Natural Ubicación: Río Grande, municipio de Cabezas, provincia Cordillera, Santa Cruz Constructora: Consorcio español Sener-Indox Provisión de equipos críticos: Siemens (Alemania), Cameron (USA) y Tekoma (Holanda) - Fiscalizadora: Bureau Veritas - Capacidad de producción: 210 Toneladas Métricas por Día (TMD) de GNL

petróleo & gas

Del 16 al 29 de Febrero de 2016

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16 carros cisternas trasladarán el producto

Fotos: Franco García/RE

virtual para hogares

El proyecto GNL pretende llevar a lugares o poblaciones alejadas en donde actualmente no existen sistemas de transporte de gas natural, a eso se debe su nombre “Sistema Virtual de Distribución de Gas Natural”, con este propósito se realizó la entrega de 16 cisternas.

El gas natural será transformado en GNL mediante proceso de licuefacción y transportado en cisternas en estado criogénico a esas poblaciones que ya cuentan con Estaciones Satelitales de Regasificación donde el GNL retoma su estado gaseoso.

Los despachos de GNL a las primeras poblaciones se realizaron en la localidad de Río Grande, municipio de Cabezas del departamento de Santa Cruz, región donde se construyó la obra.

El alcalde del municipio de Cabezas, Rodolfo Vallejos, destacó la importancia de este proyecto logrado gracias a la Nacionalización de los Hidrocarburos. “Con la Estación Satelital de Regasificación

Estas son las cisternas criogénicas para la distribución del energético a poblaciones alejadas.

se podrá entregar gas natural a los domicilios de las familias cabeceñas que se beneficiarán con el energético, pues mejorará su calidad de vida”.

Las 27 poblaciones beneficiadas son: Copacabana, Achacachi, desaguadero, Coroico, Caranavi, Guanay (La Paz); Huanuni,

Challapata(Oruro); Llallagua, Uyuni, Tupiza, Villazón (Potosí); Trinidad, Riberalta, Guayaramerín, Santa Ana de Yacuma, San Ignacio de Moxos, San Borja, Rurrenabaque (Beni); San Ignacio de Velasco , Ascensión de Guarayos, San Julián, San José de Chuiquitos, Roboré, Cabezas y Mora (Santa Cruz)

16.

Equipo del proyecto GNL de YPFB que participó en la inauguración de la planta de licuefacción.

La empresa española Sener Indox con 70 años de experiencia en proyectos de ingeniería de este tipo a nivel mundial, inició la construcción del complejo desde abril de 2013.

De acuerdo a la explicación de la compañía , la planta de licuefacción genera GNL a través de un ciclo dual de expansión de nitrógeno, a una temperatura de -160 ºC con una capacidad de almacenamiento de seis días.

Este gas en fase líquida se carga en cisternas criogénicos, a través de cargadero de cisternas de la planta, y se transporta hasta las estaciones satélite de regasificación.

Foto: Sener

Sener fue el responsable de la construcción e ingeniería

Regasificadora móvil del gasoducto virtual, ingeniería implementada por Sener.

El GNL se almacena en los depósitos para distribuir a los municipios.

Para ello, se somete a un proceso de regasificación para transformar-

lo nuevamente en gas. Como último proceso, el gas natural se introduce en la red de tuberías, lo que se conoce como gas domiciliario.

petróleo & gas

┣ La

estatal petrolera ejecutó una inversión de $us 2,10 millones en la Estación satelital de regasificación. Además inyecta una inversión de $us 5.7 millones en proyectos de instalaciones de redes de gas domiciliario.

TEXTO: Redacción Central

Y

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) puso en marcha la Estación Satelital de Regasificación (ESR) e inauguró conexiones de gas domiciliario en el municipio de San José de Chiquitos en el departamento de Santa Cruz.

YPFB invierte en el municipio de San José de Chiquitos aproximadamente $us 5,78 millones en proyectos de redes de gas domiciliario, una estación de servicio de GNV y una Estación Satelital de Regasificación.

“En redes de gas domiciliario, en los tubos que están bajo la tierra, en 500 instalaciones hemos gastado $us 3 millones, en la estación de regasificación hemos invertido otros $us 2 millones y en la estación de servicio para vender gasolina, diesel y gas vehicular estamos invirtiendo un poco más de medio millón de dólares”, indicó el vicepresidente García Linera.

Redes de gas domiciliario Entre los años 2014 y 2015 se construyeron 546 instalaciones internas en diferentes predios del municipio Chiquitano con lo que inicialmente se beneficiara a 2.730 personas. Además, se tendió 1.590 metros de red primaria y 31.500 metros de red secundaria.

Las inversiones en Redes de Gas, ascenderán a $us 3,04 millones en el municipio de San José de Chiquitos, manifestó el presidente de YPFB, Guillermo Achá M. Desde la gestión 2016 hasta el 2026, se construirán 1.702 instalaciones adicionales. Hasta esa gestión se tendrá un total de 2.248 instalaciones y se beneficiará a 11.240 personas.

Estación Satelital de Regasificación En la construcción de la Estación Satelital de Regasificación, la estatal petrolera ejecutó una inversión de $us 2,10 millones. La puesta en marcha de la ESR posibilita la provisión de gas natural domiciliario a los pobladores del municipio chiquitano.

Desde la Planta de Gas Natural Licuado (GNL) instalada en Río

Del 16 al 29 de Febrero de 2016

┏◣

proyección. hASTA EL 2020 BENEFICIARÁN A 11.240 PERSONAS

YPFB pone en marcha una ESR en San José de Chiquitos Sistema virtual

Fotos: AN-YPFB

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• La ESR forma parte del proyecto de gas virtual GNL que cuenta con la construcción de la Planta de Licuefacción de Gas Natural, un Sistema Virtual de Transporte (cisternas) y Estaciones Satélites de Regasificación. Coadyuvará en el desarrollo de poblaciones donde no llegan los gasoductos convencionales y promoverá el uso del gas natural. Además, este proyecto permitirá sustituir el consumo de GLP y gasolina.

Grande, Santa Cruz se envía Gas Natural Licuado en cisternas criogénicas hasta la Estación Satelital de Regasificación del municipio chiquitano, donde el GNL retoma nuevamente al estado gaseoso y es entregado a las redes de distribución de domicilios, comercios, industrias y la estación de servicio a GNV. La ESR forma parte del proyecto de gas virtual GNL que cuenta con la construcción de la Planta de Licuefacción de Gas Natural, un Sistema Virtual de Transporte (cisternas) y Estaciones Satélites de Regasificación.

Coadyuvará en el desarrollo de poblaciones donde no llegan los gasoductos convencionales y promoverá el uso del gas natural.

Además, este proyecto permitirá sustituir el consumo de GLP y gasolina.

Instalaciones de la Estación de regasificación en el municipio de San José de Chiquitos

Estación de servicio GNV Asimismo la estatal petrolera construye una Estación de Servicio de Gas Natural Vehicular (GNV), que al momento registra una ejecución del 58%. La entrega de este surtidor está prevista para julio de este año. ▲

La cifra

3.04

$us millones INVERSIÓN. Destinado a redes de gas en San José de Chiquitos.

Desde la Planta de Gas Natural Licuado instalada en Río Grande, se enviará GNL en cisternas criogénicas hasta la nueva Estación satelital.

petróleo & gas

Del 16 al 29 de Febrero de 2016

TEXTO: Redacción Central

E

n el marco de las negociaciones entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Gazprom Bolivia, se avanzó en la posibilidad de que la empresa rusa ejecute tareas de exploración en nuevas áreas campos, de acuerdo a información de prensa del Gobierno Nacional.

“Hemos avanzado en incorporar nuevas estrategias para dar viabilidad la segunda fase del proyecto de exploración Aquío – Incahuasi. Además se consideran nuevas acciones para acelerar inversiones para la exploración en el bloque Azero. También una propuesta muy importante por parte de YPFB para que se firme un convenio de estudio en seis áreas de exploración”, afirmó el ministro de hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez.

Entre las seis áreas para exploración propuestas por Bolivia se encuentran Villa Montes, La Ceiba y Madidi, ubicadas en los departamentos de Santa Cruz, Tarija y Chuquisaca con un potencial en recursos calculado en los 9,2 TCF´s.

Asimismo, YPFB presentó a Gazprom toda la información sobre las áreas y próximamente los equipos técnicos de Bolivia y Rusia evaluarán la propuesta boliviana, con lo que se confirma la llegada de una comisión técnica rusa para este fin.

Respecto al tema del GNL se indicó que se negocia con Rusia la posibilidad de que YPFB y Gazprom sean socios para aprovechar.

Se afina un acuerdo para la transferencia de tecnología de Gas Natural Licuado (GNL) en el cambio de la matriz energética del parque vehicular en Bolivia que funciona con diésel y gasolina.

De igual forma Gazprom desarrolla actividades exploratorias dentro del territorio nacional y se ha constituido en un socio estratégico en las áreas Aquío – Incahuasi y Azero.

“Bolivia tiene que convertirse en el centro energético de América Latina y, en el marco de nuestra cooperación conjunta, lo lograremos”, expresó el CEO y Presidente de la firma rusa Gazprom, Alexey Miller, en el marco de su visita a la

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ACUERDO. Se avanzó en la presentación de convenios de estudio

Gazprom interesada en exploración de nuevas áreas en el país Fotos: MHE

┣ Se busca incorporar nuevas estrategias para viabilizar la segunda fase del proyecto de exploración Aquío – Incahuasi y acelerar inversiones en pos de hidrocarburos en el Bloque Azero.

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Los principales ejecutivos de la estatal rusa manifestaron su predisposición a las autoridades bolivianas de colaborar al país en exploración, GNL y desarrollo de la segunda fase de Incahuasi.

ciudad de Tarija para abordar con las autoridades bolivianas negociaciones respecto al gas.

Asimismo, sostuvo que “Bolivia es uno de los países con las mayores reservas de gas de Sudamérica”.

Destacó que su país tiene las mayores reservas del mundo y Ga-

zprom es la primera empresa del mundo en cuanto a gas.

“Sin duda con ese esfuerzo en común y la experiencia y conocimiento conjuntos podremos lograr los objetivos que está planteando el Presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales”, señaló. ▲

Documentos firmados

• Actualización del esquema general para el desarrollo del sector gas en Bolivia hasta 2040. Se refiere a la exploración geológica, al incremento de recursos y su recuperación.

• Acuerdo sobre la cooperación estratégica Gazprom e YPFB.

Figura la propuesta del estudio por Rusia de seis áreas nuevas en exploración.

• Memorándum de cooperación en ampliación en el uso de GNL. El convenio permitirá desarrollar en 30.000 vehículos el uso del GNV.

Bolivia, ‘jugador clave’ en mercado energético regional “Bolivia, será el jugador clave en el mercado energético de América Latina y estamos dispuestos a contribuir en lo máximo a esta tarea”, afirmó el presidente de Gazprom, Alexey Miller, durante el acto de firma de tres convenios entre la rusa y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, junto a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

Por su parte, el presidente Evo Morales, presente en el importante acto, expresó que “el

18 de febrero pasará a ser un día histórico porque por primera vez la principal empresa de gas en el mundo a la cabeza de su Presidente (Miller) y Vicepresidente (Vitaly Markelov) visitan Bolivia. Expresar mi enorme satisfacción. Este es el inicio de un gran trabajo entre dos países Rusia y Bolivia”.

El Ministro Sánchez señaló que “el acuerdo de cooperación entre Gazprom y YPFB va a permitir transmitir la tecnolo-

gía y Know How rusos a todo lo que es la cadena hidrocarburífera en Bolivia” y destacó la importancia de que Bolivia firme convenios con una empresa tan importante en el mundo de la energía como es Gazprom.

“Los datos de crecimiento industrial e incremento energético de Bolivia han posibilitado firmar hoy el documento sobre la Actualización del Esquema General de Gas en Bolivia hasta el año 2040”, añadió Miller.

Alexey Miller (izq), presidente de Gazprom se reunió con el Jefe de Estado de Bolivia, Evo Morales (der).

energía renovable

┣ Sener, Acciona y TSK forman el consorcio constructor de este gigante proyecto que contempla tres centrales. La primera (Noor I) arrancó con 160 megavatios de potencia.

Satisfacerá la demanda de 135.000 hogares.

TEXTO: lizzett vargas

E

l complejo Noor puso en movimiento la primera fase de su proyecto termosolar en Marruecos, esta planta usa energía solar concentrada (CSP), su instalación es más costosa que los paneles fotovoltaicos, pero a diferencia de ellos, permite el almacenamiento de la energía para las noches y los días nublados.

Sener, Acciona y TSK forman el consorcio constructor de este gigante proyecto que contempla tres centrales. La primera (Noor I) arrancó con 160 megavatios (MW) de potencia y 3,5 horas de almacenamiento térmico, va a suministrar 500 gigavatios hora (GWh) de energía solar al año. Además será capaz de satisfacer la demanda de 135.000 hogares.

La Planta está situada en la zona de Souss-Massa-Drâa, a seis kilómetros de la ciudad de Ouarzazate. Su construcción costo 9.000 millones de dólares, reunidos gracias a varios socios financieros, de los que el principal es el Banco Mundial, que aprobó los fondos necesarios para desarrollar la planta. Se trata de un proyecto completamente marroquí, que incluso podría terminar exportando energía a la Unión Europea.

Además de Noor I, SENER participa en las otras dos fases termosolares, también dentro del consocio constructor llave en mano. Las centrales (Noor II y Noor III) sumarán 510 MW de potencia. Todas ellas están dotadas de almacenamiento, lo que les permitirá seguir produciendo electricidad en ausencia de radiación solar. Juntas, evitarán la emisión de 470.000 toneladas anuales de CO2 a la atmósfera.

Esta nueva tecnología consiste en la colocación de espejos que enfocan la luz solar y calientan un líquido, el cual, cuando se mezcla con agua, alcanza más o menos los 400 grados Celsius. El vapor producido a partir de este proceso impulsa una turbina y genera energía eléctrica.

Un cilindro lleno de sal se derrite por el calor de los espejos durante el día y se mantiene lo suficientemente caliente por la noche como para proporcionar hasta tres

Del 16 al 29 de Febrero de 2016

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CAPACIDAD. PARA EL 2018 GENERARÁ 510 MEGAVATIOS

Marruecos tendrá la planta solar CSP más grande del mundo Foto: Sener

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Una vista aérea a los espejos solares de la planta termosolar Noor 1.

Cifra

9.000 $us MM

inversión. Es el costo de la construcción de la primera fase de la central termosolar en Marruecos.

horas de energía.

En este sentido, el director del departamento Solar de Sener, Miguel Domingo, indicó que en Noor I suministraron tecnología crítica como los captadores cilindroparabólicos (SENERtrough), además de un sistema de almacenamiento en sales fundidas.

"Esta aportación tecnológica la llevamos a cabo tanto en Noor I como en Noor II y Noor III, además de participar en la construcción llave en mano de las tres plantas, una de ellas con configuración de torre central con receptor de sales fundidas”, señaló Domingo.

Por su parte, el director de proyecto del consorcio EPC de Noor I,

Impactos del proyecto

socioeconómico.- Aproximadamente 583.000 personas viven en la ciudad de Ouarzazate a 10 km del sitio.El índice de pobreza ahí es del 23%, pero la esperanza es que la energía más limpia y un mejor

Carlos A. Ledesma, de Acciona, declaró que “la construcción de esta planta en Marruecos ha constituido un enorme reto tanto para el país, las empresas promotoras y las empresas españolas que hemos aportado nuestro “know-how” en la construcción y puesta en marcha de la misma".

Igualmente, el director general de la División de Energía y Plantas Industriales de TSK, Francisco Martín, destacó el gran trabajo realizado por el consorcio constructor liderado por TSK, que ha hecho posible que la central de Noor I esté en operación comercial en tan solo 31 meses desde el comienzo de las obras.

suministro reducirán la incidencia de bombillas que titilan y de equipo hospitalario que no funciona bien ambiental.- Reducirá las emisiones de carbono y la dependencia de los combustibles fósiles.

Asimismo, afirmó que “desde TSK estamos convencidos de que nuestra participación en la gestión global del proyecto, en el diseño, en la construcción y en la puesta en marcha del sistema de control distribuido, distintos equipos eléctricos, la línea de alta tensión y la planta de tratamiento de aguas, así como del montaje eléctrico y de I&C, han contribuido en gran medida al éxito alcanzado”.

2da fase Tras Noor I, Sener está iniciando las obras tanto en Noor II, de 200 MW y capacidad de almacenamiento de sales fundidas donde está siendo instalada la segunda

generación de captadores cilindroparabólicos 3era fase La central Noor III de 150 MW, a diferencia de las anteriores, cuenta con una configuración de torre central con heliostatos y receptor de sales, la misma aplicada exitosamente por Sener en Gemasolar, en Sevilla (España).

Sener espera finalizar las obras y puesta en marcha de estas dos últimas fases termosolares del complejo Noor para finales de 2018.

Aseguran que los retornos de esta inversión serán importantes para ese país y sus habitantes al mejorar la seguridad energética, crear un ambiente más limpio y fomentar nuevas industrias y la creación de empleos.

Se espera que la planta aumente la cantidad de energía renovable en la generación total de electricidad del 13% al 43%, además de reducir las emisiones de carbono y la dependencia de los combustibles fósiles. ▲

energía renovable

Del 16 al 29 de Febrero de 2016

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ELECTRICIDAD. en su primera fase generará 50 MW

┣ La central fotovoltaica se construirá en Oruro con una inversión de 95.7 millones de dólares. Una vez concluida totalmente producirá 100 MW, energía que cubrirá la demanda eléctrica de ese departamento.

TEXTO: Redacción Central

E

l Gobierno anunció que destinará una inversión de 95,7 millones de dólares para la construcción de una planta de energía solar en el departamento de Oruro. La planta generará en su primera fase 50 megavatios (MW), según una nota de prensa

Cifra

65

$us/MM recursos. Es el monto del crédito otorgado por el Gobierno Francés a Bolivia para el proyecto solar.

del Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

"Por primera vez el Estado está invirtiendo 95,7 millones de dólares, una contraparte nuestra, una donación y con crédito de Francia, vamos a generar 50 MW de energía solar”, afirmó el presidente Evo Morales.

Los recursos provendrán de un crédito de Francia por 65,5 millones de dólares; la Unión Europea

entregará una donación de más de 10 millones y ENDE participará con 19,5 millones de dólares.

El Ministerio de Planificación y la Agencia Francesa de Desarrollo (AFD) firmaron un convenio de préstamo de 60 millones de euros ($us 67,3 millones) para impulsar el plan.

Los fondos obtenidos serán transferidos a ENDE, que llevará a cabo la ejecución del proyecto en colaboración con su filial Guaracachi. Se trata de la primera operación de la AFD en Bolivia, luego de una visita que hizo el presidente Morales a Francia.

El mercado de Oruro actualmente demanda 80 MW de energía, pero con la instalación de la segunda fase de la planta solar se generará 50 MW más y se cubrirá

Foto: Abi

Impulsan una planta solar de $us 95 millones en Oruro

René Orellana, Alain Humen y Denys Wibaux, durante el acto de firma de contrato.

su requerimiento hasta lograr un excedente de 20 MW. Según ENDE en la región hay estudios de factibilidad para generar energía eólica y geotérmica y que se espera conocer pronto los resultados.

El Gobierno busca que la energía renovable cubra entre el 25% y 30% de la oferta de energía.

La planta solar de Oruro será la más grande de Bolivia, porque se instalará en 120 hectáreas en el municipio de Caracollo. ▲

ESTADÍSTICAS

16

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

Alícuota Regalías

en $us

Mineras Export.

Mineras

Ventas Internas

ZINC

LF

0.70

2.935

1.761

ESTAÑO

LF

6.24

5.000

3.000

ORO

OT

1103.19

ORO Minerales Sulfurosos

7.000

4.200

5.000

3.000

ORO Yacimientos Marginales

2.500

1.500

PLATA

OT

14.07

6.000

3.600

ANTIMONIO

TMF

5312.50

5.000

3.000

LF

0.75

5.000

3.000

TMF

9422.45

1.356

0.813

COBRE

LF

2.02

5.000

3.000

BISMUTO

LF

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 24 al 25 de febrero / HOuston-EEUU

DEL 17 AL 18 DE marzo | ciudad de méxico

DEL 3 AL 6 DE abril | barcelona - españa

En su quinta edición, México Windpower se consolida como el encuentro de negocios más importante del sector de energías renovables a nivel internacional en este país, al demostrar ser el único evento en su tipo que ha mantenido un crecimiento significativo.

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.

Contacto: angelica@ejkrause.com

Contacto: fmazo@fc-gi.com

del 9 al 10 de marzo | Bogotá- Colombia

Del 18 al 21 de marzo / moscú - rusia

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.

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: gpritsch@arpel.org.uy

Contacto: kalinina@expocentr.ru

México Windpower 2016

Seguridad de Procesos en Exploración y Producción de Petróleo y Gas

CECC México 2016

Neftegaz Rusia 2016

Conferencia y Exposición Internacional de AAPG (ICE)

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

DEL 20 AL 11 DE abril | Beijing - China

8th China Unconventional Oil & Gas Summit and Exhibition 2016 Este evento tendrá un programa de dos días en los que discutirán políticas de promoción de la inversión, y tecnologías de exploración y producción en el campo de la industria de gas metano en capas de carbón y esquisto.

Contacto: info@gicc.org.cn

Fuente: CNDC

Del 16 al 29 de Febrero de 2016

electricidad

Del 16 al 29 de Febrero de 2016

OBJETIVO. Excedentes exportables llegarán a 10.000 MW al 2025

Bolivia ofertará 1.000 MW a la Argentina al 2018 ┣ Hasta el 2020, el país tendrá 2.500 MW adicionales, y el 2025 habrá excedentes de casi 10.000 MW, por lo que impulsarán la construcción de líneas de interconexión para llevar energía a países vecinos.

TEXTO: Redacción Central

T

oda la información de los proyectos sísmicos para hidrocarburos, adquiridos en proyectos realizados en Bolivia y en otros países de la región, ahora podrán ser procesados en el “Centro de Procesamiento e Interperetación de datos en Sudamérica”, instalado por la empresa china Sinopec Geophysical Corporation (SGC), inaugurado el 16 de enero.

En los últimos diez años se logró en el país excedentes en energía eléctrica de 400 megavatios (MW) y en el próximo decenio se podría llegar a los 10.000 MW, con

Datos

lo que se garantizaría la exportación al mercado argentino, además de Brasil, afirmó el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez.

En este sentido el ministro Sánchez destacó que durante el encuentro bilateral con su par argentino, Juan José Aranguren, se estableció que el país vecino tiene interés en trabajar con Bolivia en la integración energética.

“El 26 de este mes trabajaremos una propuesta más concreta fundamentalmente en tiempos, volúmenes y precios para luego empezar la construcción de líneas y termoeléctricas”.

“Nuestros pueblos se merecen que podamos integrarnos desde el

Consideran importante impulsar la infraestructura de transmisión de electricidad para exportación.

oferta. El 26 de este mes se concretará una propuestaque contemplará tiempos, volúmenes y precios. plazos.- En este año se contará con 500 MW de excedentes de potencia

Fotos: elbolivianoenvivo.com

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exportable. El 2018 se llegará a 1000 MW, el 2020 a 2500 MW y el 2025 a 10.000 MW. objetivo. - Consolidar a Bolivia como el "Corazón energético de Sudamérica".

punto de vista energético estamos acá par a continuar afianzando la relación entre los mismos”, manifestó Aranguren durante el encuentro con la autoridad boliviana.

“Hasta finales de 2016 podríamos incrementar a 500 MW o más.

La oferta para Argentina es hasta finales del 2016 de 500 MW y para finales del 2018, 1.000 MW más”, acotó por su lado Sánchez según una de prensa institucional.

En este sentido, sostuvo que al 2020, Bolivia tendrá excedentes de 2.500 MW, y el 2025 habrá excedentes de casi 10.000 MW, por lo que impulsarán paralelamente la construcción de líneas de interconexión.

De esta manera el ministro

Cifra

400 MW

electricidad. Es la potencia excedentaria que se ha generado en los últimos 10 años en Bolivia.

Sánchez destacó el trabajo realizado a principios de este mes junto al equipo de Brasil siguiendo la directriz política del actual Gobierno basada en la soberanía energética que deriva en la seguridad energética.

Antecedentes El 17 de junio del 2015 en la ciudad de Buenos Aires, se firmó un Memorándum de Entendimiento con el ministro de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios de Argentina, Julio De Vido, para el “intercambio en energía eléctrica” e “intercambio de gas natural” entre ambos países.

El 15 de julio del año pasado, gracias a las gestiones del Primer

Mandatario de Bolivia, Evo Morales, y del ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, se suscribió en la ciudad de Buenos Aires un Acuerdo de Interconexión Eléctrica que contempla la construcción de la línea de transmisión “Juana Azurduy de Padilla” entre Yaguacua – Tartagal, en su primera fase y Tartagal - San Juancito, en segunda fase, con capacidad de transporte entre 100 y 500 MW. El 20 de octubre del mismo año, los Ministros Sánchez y De Vido suscribieron un Acuerdo de Intercambio de Energía Eléctrica que establece la construcción de la línea de transmisión Yaguacua – Tartagal, a través de la cual se integrarán los sistemas eléctricos de ambos países, mediante el envío desde Bolivia de 440 MW al país vecino.

Hubo el compromiso de trabajar un contrato más específico. El acuerdo determina que la exportación se realizará en 24 meses, tiempo en el que se construirá la línea de transmisión entre Yaguacua y Tartagal. ▲

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Lo último

Del 16 al 29 de Febrero de 2016

colombia. Debido a la drástica merma de los precios del petróleo

Petroleras plantean medidas para aliviar caída de inversión

TEXTO: Redacción Central

D

e acuerdo con un estudio denominado “Ambiente de Inversión” realizado a fines de 2015 por la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), durante 2015, hubo una reducción del 28% en inversión en Exploración y Producción (E&P), con relación a 2014, de acuerdo a informes de este organismo.

Esta caída equivale a $us 1.830 millones menos invertidos, de los cuales la mayor reducción se presentó en exploración con una cifra de $us 730 millones menos invertidos. Esta disminución se vio reflejada en el 74% menos de pozos exploratorios, 20% menos en kilómetros de sísmica total y 75% menos de sísmica en tierra firme.

En cuanto a producción, se re-

Datos

Fotos: acggp.org

┣ Aspiran a mantener producción en un millón de barriles aunque en este 2016 se prevé menos exploración y los recursos para las demás áreas de la cadena dependerán de las condiciones para operar.

exploración.- La inversión se redujo en $us 730 MM. Esta disminución se reflejó en 74% menos de pozos exploratorios, 20% menos en kms de sísmica total y 75% menos de sísmica en tierra firme.

gistró un 30% menos en número de pozos de desarrollo, con una inversión menor de $us 1.100 millones. La encuesta realizada a 27 compañías afiliadas a la ACP, reveló también que la tendencia de inversión viene decreciendo en los últimos tres años: mientras en 2013, el 18% de las empresas redujeron su inversión, en 2014 lo hizo un 34% de las compañías y en 2015 el 74% de las empresas disminuyeron su inversión.

La caída en los precios fue un factor determinante. Sin embargo los factores de entorno (orden público, conflictividad social, y demoras en trámites) siguen dificultando y condicionando las inversiones, como en años anteriores. En efecto, la competitividad del país hizo que el 30% de los encuestados desplazara su inversión de Colombia a otros países, principalmente por temas relacionados

producción.- 30% menos en número de pozos de desarrollo, con inversión menor de $us 1.100 MM. causa. La principal razón para la merma de inversiones fue sin duda la caída en los precios del crudo.

con la prospectividad (38%), las dificultades del entorno (31%) y los términos fiscales (31%), este último factor cuadruplicó su participación como razón para desplazar inversiones a otros países.

En cuanto a los costos para operar en el país, el esfuerzo de todas las compañías se enfocó en la reducción de los mismos buscando una mayor eficiencia en el desarrollo de sus inversiones (reducción de costos de servicios contratados, renegociación de tarifas, reestructuración de contratos, gastos administrativos, entre otros).

Ante este panorama y para impulsar las inversiones a futuro en E&P, las empresas propusieron un plan de enfocado en seis prioridades: En cuanto al Government Take (reducción de tarifas impositivas, implementación de zonas francas onshore, impuestos y regalías pro-

Las compañías prefieren enfocarse en la producción y reducir recursos a la exploración petrolera.

gresivos en función del precio).

Asimismo en transporte se plantea la revisión de tarifas y ampliación de capacidad de infraestructura.

En el área de conflictividad y consultas se propone una implementación transparente del Servicio Público de Empleo y mayor acompañamiento del Gobierno Nacional en las regiones.

De igual forma en el sector Medio ambiente y trámites se solicita unificación de permisos CAR, ANLA y MME; re enfocar procesos de licencias ambientales hacia mayor control post inicio de operaciones y agilizar tiempos de respuesta de la Agencia Nacional de Hidro-

carburos de la ANH. A su vez se pide fortalecer las sinergias operacionales a fin de reducir costaos y mejorar la competitividad.

Finalmente se espera regulación e impulso al gas; implementación de medidas de flexibilidad contractual y rondas permanentes; y estructurar esquemas de tarifa de servicios en función del precio.

De acuerdo con los resultados obtenidos en la encuesta entre las compañías, la inversión en 2016 seguirá deprimida pues la mitad de los consultados reducirá o cancelará exploración, por foco en producción y por menor competitividad del país. ▲