INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE
Nro.
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Del 16 al 31 de Mayo de 2016
PETRÓLEO & GAS / ELECTRICIDAD / ENERGÍAS ALTERNATIVAS / MINERÍA / MEDIO AMBIENTE / AGUA / RSE / QHSE
YPFB entrega más gas a Argentina, pero baja en Mayo
aumentó volúmenes, pero existe un déficit acumulado del 14% en los primeros 17 días de Mayo, según la 1.ª Adenda al contrato YPFB - Enarsa. P 6-7
PETRÓLEO & GAS
P-10-11
PETRÓLEO & GAS
P 12
Importación de GNL cada vez más atractiva para la Región
Foto: gasnaturalfenosa.com
Foto: Itacamba
Reducción. En los primeros 9 días de este mes Bolivia destinó a Argentina un promedio de 15.1 MMmcd de gas natural cuando en invierno debe enviar 19,9. Luego
BM eleva pronóstico de precio del crudo a 41 $us/Bbl para 2016
70% de avance en Planta Yacuses con participación de firmas bolivianas
WTI ($us/BBl de petróleo)
Las empresas encargadas del montaje mecánico de la Planta Yacuses son Tecnomont – Bolinter y de las obras civiles CMP - Gerimex. La fiscalización
corresponde a Bolpegas. En noviembre próximo el complejo industrial producirá clinker (materia prima para la producción de cemento). P-17
Mayo 10
Mayo 11
Mayo 12
Mayo 13
Mayo 16
45.52 46.06 48.08
47.83
48.97
Gas boliviano p/ Brasil* (2do trim 2016)
2.8*
Gas boliviano p/ Argentina* (2do trim 2016)
3.0*
$us/MMBTU
$us/MMBTU
Diésel internacional
Gasolina internacional
8.88
8.68
Bs/lt
Bs/lt
Henry Hub Natural Gas Price / 16/05
2.242 dollars per million BTU
Fuentes: HidrocarburosBolivia.com, theice.com, ANH, eia.gov
2
Del 16 al 31 de Mayo de 2016
7 y 8 de Junio de 2016 Fexpocruz, Santa Cruz - Bolivia Dirigido a Gerentes, Encargados, Responsables, Técnicos y a toda dentro del área de energía en BT y MT, automatización y control.
D I S E R TA N T E S ING. FERNANDO BROZ Field Application Engineer - South America Phoenix Contact Alemania ING. JACK POZO Gerente de Producto Rittal Perú
ING. RUBÉN PAZ Gerente de Desarrollo de Negocios, LATAM y Caribe ING. ANGEL CUADROS Ingeniero de Especificación - Eaton Colombia ING. SERGIO SALAMANCA Ingeniero de Aplicaciones - Región Andina ING. LUIS ALEXANDER PEREZ Desarrollo y Ventas de Servicios Eléctricos - Región Andina ING. GABRIEL SALINAS Gerente de Ventas Latam Eaton – Crouse Hinds Series, México
CESAR MALPICA Regional Manager - South America
Para ver la agenda del evento, por favor ingrese a:
www.hillerelectric.com.bo/agendaevento
Para registrarse: Natalia Lopez Telf.: (3) 351-7547 innovacionestecnologicas@hillerelectric.com.bo www.hillerelectric.com.bo
3
Del 16 al 31 de Mayo de 2016
7 y 8 de Junio de 2016 Fexpocruz, Santa Cruz - Bolivia
Phoenix Contact
Eaton
Rittal
Crouse Hinds
Pepperl Fuchs
Vega
AGENDA DEL EVENTO
Martes 7 de Junio SALÓN I
SALÓN II
SALÓN III
08:00 - 08:30
Registro de Participantes
08:20
Palabras de Bienvenida
08:30 - 10:00
Energía del futuro: Soluciones integrales para parques solares.
Medición y detección de nivel Líderes en principios de detección.
Soluciones en montaje de gabinetes y distribución eléctrica.
BREAK
10:00 - 10:30 10:30 - 12:00
Conceptos y determinación de parámetros para definir áreas clasificadas.
SALÓN IV
Confiabilidad máxima con fuentes de alimentación inteligentes.
Soluciones Arc. Resistant en Centro de Control de Motores.
Medidores de presión para todo tipo de medio.
Mejora la vida útil de tus componentes dentro del gabinete con equipos de climatización Rittal.
ALMUERZO
12:00 - 13:30 13:30 - 14:45
Proficloud, Automatización sin límites.
Tecnología Nuclear Cuando ningún instrumento es aplicable.
Workshop de relés de protección.
Soluciones en sensado para la reducción de costos en la industria.
14:45 - 16:00
Señales digitales: La solución óptima para cada aplicación.
Mejor iluminación a menor costo con tecnología Led.
Aumente su eficiencia en la planta conociendo cuando hacer Retrofit, Retrofil o Revamping.
Innovaciones en detección y conectividad industrial.
BREAK
16:00 - 16:20 16:20 - 18:00
Workshop de marcación.
Sistema de protección contra la corrosión en instalaciones eléctricas industriales.
Selección y buena coordinación de protecciones en BT (Software XSPIDER y CURVE SELECT)
Protecciones en MT para redes primarias y secundarias bajo estándares ambientales.
Miércoles 8 de Junio SALÓN I
SALÓN III
Energía del futuro: Soluciones integrales para parques solares.
Medición y detección de nivel Líderes en principios de detección.
Conceptos y determinación de parámetros para definir áreas clasificadas.
Soluciones en montaje de gabinetes y distribución eléctrica.
BREAK
10:00 - 10:30 10:30 - 12:00
SALÓN IV
Registro de Participantes
08:00 - 08:30 08:30 - 10:00
SALÓN II
Confiabilidad máxima con fuentes de alimentación inteligentes.
Soluciones Arc. Resistant en Centro de Control de Motores.
Medidores de presión para todo tipo de medio.
Mejora la vida útil de tus componentes dentro del gabinete con equipos de climatización Rittal.
ALMUERZO
12:00 - 13:30 13:30 - 14:45
Proficloud, Automatización sin límites.
Tecnología Nuclear Cuando ningún instrumento es aplicable.
Workshop de relés de protección.
Soluciones en sensado para la reducción de costos en la industria.
14:45 - 16:00
Señales digitales: La solución óptima para cada aplicación.
Mejor iluminación a menor costo con tecnología Led.
Aumente su eficiencia en la planta conociendo cuando hacer Retrofit, Retrofil o Revamping.
Innovaciones en detección y conectividad industrial.
BREAK
16:00 - 16:20 16:20 - 18:00
18:00
Workshop de marcación.
Sistema de protección contra la corrosión en instalaciones eléctricas industriales.
Selección y buena coordinación de protecciones en BT (Software XSPIDER y CURVE SELECT)
Cierre - Cocktail
Protecciones en MT para redes primarias y secundarias bajo estándares ambientales.
OPINIÓN
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Del 16 al 31 de Mayo de 2016
ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA
PRENSA
La ANP recuerda la vigencia de la Ley de Imprenta y pide a gobiernos municipales la conformación de los tribunales La Asociación Nacional de la Prensa de Bolivia (ANP) recuerda la vigencia plena de la Ley de Imprenta y convoca a los gobiernos municipales a conformar los tribunales con la participación de profesionales y ciudadanos notables, habilitados para el ejercicio pleno de sus derechos civiles y políticos. Frente a propuestas de modificación de la norma, la ANP destaca la magnificencia de la Ley que prevé diferentes escenarios, faltas y delitos, y por ello considera innecesario el debate y las propuestas de cambio al calor de una coyuntura política. La organización que representa a los principales medios impresos, revistas y semanarios especializados destaca que el propio presidente Evo Morales, expresó a directores de medios y dirigentes de organizaciones periodísticas, durante un encuentro realizado el martes 14 de febrero de 2012, que su gobierno no impulsará ninguna ley de medios que incorpore reformas a la Ley de Imprenta (La Patria, 16 de febrero de 2012). La propia Constitución Política del Estado (CPE) promulgada por el presidente Morales en febrero de 2009, otorga reconocimiento pleno a la Ley de Imprenta en el artículo 107 que en su parágrafo segundo demanda de los periodistas el respeto a los principios de “veracidad y responsabilidad”, y su ejercicio de acuerdo a “las normas de ética y de autorregulación de las organizaciones de periodistas y medios de comunicación y su ley”. La Paz, 18 de mayo de 2016
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
Pese a desinversiones, Petrobras conserva Colpa Caranda y Río Neuquén
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Gobierno Nacional impulsa portafolio de más de100 proyectos hidroeléctricos
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Bolivia Equipetrol Norte, Calle I-E #175 Tel. (591-3) 341-5941 Santa Cruz de la Sierra, BOLIVIA
Estas operaciones en Chile y Argentina están prevista en el Plan de Negocios y Gestión 2015-2019 de la estatal de Brasil.
MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA
ASOCIACIÓN NACIONAL
Autoregulado por el Tribunal de Ética de la ANP tribunal@anpbolivia.com
PRENSA
DE LA
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.
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Se promoverá el desarrollo de proyectos que favorecerán a países como Colombia, Ecuador, Perú, Bolivia, Chile y México.
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
Identificarán 100 nuevos proyectos de los que un 10% deben superar 100 MW; crearán fichas técnicas de mayores de 100 MW.
Silverio Chávez, Director de la ABEN Posee estudios en Física Nuclear y Atómica en Francia, con grado doctoral. Posee 40 años de experiencia.
Publicación destacada
Perú Av. Grau 752 Dpto. 303, Miraflores Phone. +51 966-772 915 Lima 15074, PERÚ
Alemania financiará obras de geotermia en ALyC
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Branko Zabala Ema Peris Kathia Mendoza Doria Añez Natalia Nazrala Johan U. Zambrana
Resumen de la edición
Perspectivas del mercado de productos básicos
Informe de abril de 2016 elaborado por el Banco Mundial en el que se aborda el precio del crudo.
La frase destacada
Director General Jefe de Redacción Periodista Redes Sociales Corresponsal USA Diagramación
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Miguel Zabala Bishop Franco García Lizzett Vargas Peter de Souza Johnny Auza David Durán
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Staff
Álvaro Baldiviezo, Pdte empresarios de Tarija Uno de los retos que tiene el sector es la capacitación técnica para lograr un beneficio mayor para las empresas tarijeñas.
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petróleo & gas
Del 16 al 31 de Mayo de 2016
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plazo. el plazo de entrega de la obra es marzo de 2019
┣ Se descartó que el cambio en las acciones del proyecto del GSP (Enagás reemplazó en la gestión del GSP a Odebrecht) haya ocasionado algún retraso o postergación en la ejecución de la obra.
TEXTO: Redacción Central
E
l Ministerio de Energía y Minas (MEM) aseguró la continuidad de los trabajos del proyecto Gasoducto Sur peruano (GSP) a la Mancomunidad de la Macrorregión Sur, representada por su presidenta y gobernadora regional de Arequipa, Yamila Oso-
Cifra
34 %
cronograma. La obras se ejecuta dentro de los plazos previstos según el viceministro de Energía.
rio, según una nota de prensa de esta cartera gubernamental. “El proyecto no tiene problemas y ninguna incertidumbre en su normal ejecución”, afirmó el viceministro de Energía, Raúl PérezReyes en una reunión desarrollada en las instalaciones del MEM donde también asistieron los gobernadores regionales de Moquegua, Jaime Rodríguez, de Apurímac, Wilber Venegas y representantes
de Puno y Tacna. Ante las consultas de cómo va el proyecto del GSP y la aprobación de la adenda de bancabilidad, el viceministro enfatizó que la obra se ejecuta dentro de su cronograma y tiene un avance del 34%. “El análisis legal y la negociación de la adenda de bancabilidad presentada al Estado por la empresa Enagás continuará y esperamos sea en el menor plazo posible, siempre salvaguardando los intereses y recursos públicos”, remarcó el funcionario. El representante del MEM descartó que el cambio en el paquete de acciones del proyecto del GSP (la empresa Enagás reemplazó recientemente en la gestión del GSP a Odebrecht) haya ocasionado algún retraso o posterior posterga-
Foto: Odebrecht.com
Aseguran continuidad de Gasoducto Sur Peruano
La salida de Odebrecht del gerenciamiento del proyecto GSP no afectará su construcción, señalan.
ción en la ejecución de la obra. “No vemos ningún riesgo. El plazo de término de la obra sigue siendo el mismo, es decir, en marzo de 2019 se entregará el GSP”, aseveró. La gobernadora de Arequipa, Yamila Osorio y la legisladora So-
lórzano saludaron que el Gobierno brinde seguridad para la continuidad del proyecto Gasoducto Surperuano, a pesar del ruido internacional y nacional que ha implicado el cambio de parte de las acciones de la empresa. ▲
petróleo & gas
de este mes se destinó un promedio de 15.1 MMmcd de gas cuando se debe enviar 19,9 MMmcd. En días posteriores aumentó la cantidad pero existe un déficit del 14% que la estatal petrolera pretende corregir.
TEXTO: franco garcía S.
E
n los primeros 17 días de mayo se evidenció que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) no envió la cantidad diaria garantizada (CDG1) en la primera Adenda al Contrato entre la estatal petrolera del país con Energía Argentina Sociedad Anónima (Enarsa), según datos oficiales publicados en la página web de YPFB Transporte SA. Una revisión realizada por Reporte Energía muestra que en los primeros 9 días de este mes Bolivia destinó a Argentina un promedio de 15,1 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas natural cuando en el periodo de invierno (del 1 de mayo al 30 de septiembre) debe enviar 19,9 MMmcd. Posteriormente del 10 al 17 de Mayo Yacimientos destinó mayores volúmenes del fluido al vecino país, pero si se considera en total los primeros 17 días de este mes existe un déficit del 14%, que equivale a 48 MMmcd porque se envió un total de 290,3 MMmcd, cuando debió ser 338,3 MMmcd. En síntesis, el promedio diario de gas natural entregado a Argentina en el periodo mencionado fue de 17,07 MMmcd, cantidad inferior en 2,83 MMmcd a lo que está consignado en la primera Adenda al Contrato YPFB – Enarsa. Un dato que llama la atención es que los aumentos del fluido para el mercado argentino en los últimos siete días del periodo de análisis coinciden con la disminución de las entregas al mercado de Brasil, puesto que se pasó de destinar un promedio de 30,72 MMmcd para luego bajar a 24,5. Sin embargo, analistas nacionales indican que se estaría dando un incumplimiento de los volúmenes de gas natural que debieran ser entregados por YPFB y recibidos por Enarsa (19, MMmcd) en el periodo de invierno y que están estipulados en el Anexo D de la Primera Adenda al Contrato de Compra Venta de Gas Natural entre ambas empresas. Según una nota de prensa de YPFB Corporación, su presidente Guillermo Achá, sostuvo que se
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EXPORTACIÓN. en los primeros 17 días de mayo se entregó un promedio de 17 MMmcd
YPFB envía más gas a Argentina, pero no alcanza al volumen estipulado en adenda
La Cifra
Imagen: Reporte Energía
┣ En los primeros 9 días
Del 16 al 31 de Mayo de 2016
6,7
MMmcd adición. Es la cantidad de producción de gas natural que añadirá el Campo Ipati - Aquio desde julio.
coordinó con las autoridades gubernamentales del sector energético de Argentina mantener los volúmenes del Periodo de Verano descrito en la Adenda (1 de enero al 30 de abril y 1 de octubre al 31 de diciembre) para el mes de mayo, mismo que estipula un mínimo de 16,4 MMmcd. De esta forma Achá manifestó que “Estos volúmenes considerando estos cuatro primeros meses como verano, y habiendo inclusive coordinado el mes de mayo mantener esa nominación, se han cumplido a cabalidad". A su vez añade que: "otra vez la coordinación entre partes da lugar a acuerdos que obedecen a una realidad boliviana, de prepararnos para incrementar nuestra capacidad de producción en 12% con el ingreso de la producción proveniente del Campo Ipati Aquío (Incahuasi), que aportará 6,7MMmcd, desde julio de este año, y donde manteniendo el volumen contractual podremos alcanzar un volumen de entrega a Argentina CDG1 (19,9 MMmcd)”. En la línea de estas declaraciones queda en suspenso si en mayo y junio se podría cumplir con el envío de volumenes que establece la Adenda YPFB Enarsa o si se tendría que esperar hasta Julio para suministrar las cantidades de gas natural obligadas. De todos modos el máximo ejecutivo de la estatal petrolera remarcó que “el ingreso de Incahuasi a pesar de los comentarios vertidos sobre la producción na-
Datos
Foto: Archivo Total
6
previsión: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos proyecta incrementar la capacidad de producción nacional en 12% con el ingreso de la que proviene del Campo Ipati Aquío (Incahuasi), que aportará 6,7 millones de metros cúbicos por día, desde julio de este año, y donde manteniendo el volumen contractual se podrá alcanzar un volumen de entrega a Argentina CDG1 de 19,9 MMmcd.
cional de gas, ratifica que año a año, desde el 2006, Bolivia incrementó la misma y este 2016 no será la excepción”. ▲
Vista de la Planta Incahuasi en junio de 2015. Se espera que esté lista en julio próximo.
petróleo & gas
Del 16 al 31 de Mayo de 2016
Opinión Luis Alberto Sánchez
Ministro de Hidrocarburos y Energía de Bolivia
"Duplicamos la producción en los últimos 10 años" A partir de la nacionalización de los hidrocarburos la producción diaria de gas y las inversiones en el sector hidrocarburos se duplicaron. He leído en la prensa que Bolivia no tiene gas. Quiero aclararles que el 2005 teníamos 30 millones de metros cúbicos día (MMmcd) y el 2015 la producción llegó a más de 60 MMmcd. Gracias al presidente Morales hemos duplicado la producción de gas. Lo propio pasa con las inversiones que entre 1985 y 2005 eran de 5.900 millones y entre 2006 y 2015 llegaron a más de $us 11.000 millones. Actualmente se cumple con las nominaciones al mercado interno, “hoy tenemos un mercado que consume 12 MMmcd, antes eran 3 MMmcd,
Cifras
48
MMmcd gas. Déficit acumulado en 17 días de envío a Argentina en mayo.
16,4
es decir se ha multiplicado por 4 la demanda y tenemos capacidad para abastecerla”. La autoridad aseguró que los tres nuevos prospectos hallados en el campo Caipipendi multiplicarán por dos la producción del Gran Chaco. En Boyuy la producción sería como 9 MMmcd; Boicobo 5 MMmcd e Ipaguazu 4 MMmcd, haciendo un total de 18 MMmcd. Asimismo, la producción de Aquío – Incahuasi se incrementará en 13,4 MMmcd sumando la primera y la segunda fase.
19,9 MMmcd
invierno. Cantidad diaria de gas natural que debe entregar YPFB.
60
MMmcd
MMmcd
verano. Es la cantidad diaria mínima de gas natural para Argentina.
balance. Promedio aproximado de producción de gas natural el 2015.
Importación de GNL vía Chile generó controversia ▶ Hace unos días se inició el envío de gas natural de Chile a Argentina por un periodo de cuatro meses durante invierno para asegurar la provisión, debido a que Bolivia no tendría el fluido suficiente para enviar más volúmenes al vecino país, según la máxima autoridad energética de la Casa Rosada, Juan José Aranguren. El ministro argentino señaló a Radio Mitre, según la agencia de noticias Telam, que “Bolivia le vende a Brasil a Argentina y no tiene más gas, y en el invierno está completa la posibilidad de recibir más gas por barco. Por lo tanto la oportunidad que teníamos para reemplazar el gasoil era ésta”. A su vez añadió que: “Estamos reemplazando un producto que nos sale $us 10,5 por millón de BTU por otro que nos sale siete. Obviamente es más caro que el que nos sale 3, pero no hay”, aseveró el ministro de Energía. Al respecto el presidente de YPFB Guillermo Achá sostuvo que el gas natural boliviano en el mercado argentino representa tan solo el 10% de la demanda de este energético en ese país, por lo que mencionar que incumplimientos de Bolivia derivaron en comprar no un gas procedente de Chile debería ser resultado de un incumplimiento de un 30% del compromiso nacional, y esto nada más lejos de la realidad. Con respecto a las necesida-
Foto: misionesopina.com.ar
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El gasoducto NEA pretende posibilitar el envío de 27 MMmcd desde Bolivia a Argentina.
des de importación de Argentina, se debe considerar que una de las particularidades de la demanda de gas de ese país es su estacionalidad. La demanda de gas natural se incrementa considerablemente en el periodo de invierno, explicada por un mayor consumo del sector residencial, periodo en el cual las importaciones de GNL por parte de Enarsa se incrementan considerablemente para poder cubrir estos requerimientos. Según YPFB, a pesar de que Enarsa, en el periodo de invierno cuenta con mayores volúmenes de gas natural a través de mayo-
res importaciones de GNL aun así debe cubrir el exceso de demanda con combustibles líquidos como los fuels, que son utilizados por el sector eléctrico, generando para esta empresa estatal mayores erogaciones de recursos que las mismas importaciones de gas natural de Bolivia o vía GNL. En ese marco, Achá manifestó que de acuerdo a la información de la prensa argentina los volúmenes importados procedentes de Chile reemplazarían 400.000 mc de gasoil de los 900.000 mc que estaban previstos de ser importados por Cammesa para los próximos meses.
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petróleo & gas
Del 16 al 31 de Mayo de 2016
Boris Santos Gómez Úzqueda,
opinión
Consultor del sector privado en energía y tecnología
'De la Nacionalización a la Reforma Energética'
(2da parte)
C
omo ciudadano creo que las nacionalizaciones han concluido, por lo que se debe empezar a construir escenarios para la inversión privada, aunque es complicado buscar inversiones en tiempos de bajos precios del petróleo. Ahora en tiempos de bajos precios de barril de petróleo lo que tiene que hacerse es, con urgencia, abrir el país a capitales externos que, en unión con el Estado boliviano, puedan desarrollar los sectores upstream y downstream. Siempre he sido muy crítico de que el Estado meta sus manos en todo. El Estado no es buen empresario, ni en este modelo boliviano ni en ningún otro. Más bien lo que se debe hacer: es emular el “modelo” de éxito de Qatar o Emiratos Árabes Unidos en el negocio petrolero con participación estatal, pero su éxito radica en que han podido hacer una perfecta alianza con un poco de Estado y un poco de sector privado. ¿Qué es lo que esperamos? Definitivamente arrancar en un proceso de agregación de valor para el gas natural, sin dejar de exportar materia prima, por cuanto tenemos contratos con Brasil y Argentina. Para que ello ocurra tenemos que tener la base de una reforma energética: una nueva política energética que vaya más allá del gobierno y sea una política de Estado. Para ponerlo muy en sencillo, necesitamos una nueva ley de hidrocarburos. Eso es lo que siempre he reclamado. Naturalmente, para tener la política de agregación o industrialización tenemos que hacer una planificación estratégica, buscar mercados en el marco de una nueva política energética. Usted
no puede tener socios si no les da reglas claras de cómo invertir, si no les da facilidades fiscales, y si no les promete que no va a nacionalizar sus negocios de aquí a cinco años. Lo que tenemos que hacer es un modelo mixto, en el cual permitamos que venga el capital y aprovechemos la tecnología, la experiencia, los contactos y el lobby que tienen las grandes compañías multinacionales para que sean ellas las que busquen el mercado. El Estado boliviano pasaría a ser socio estratégico de dos maneras: poniendo dinero o poniendo reservas monetizadas. Con esto, rompemos el mito de que Bolivia no tiene dinero. Por otro lado, hay muchos críticos que dicen que Bolivia no tiene dinero para embarcar al Estado en proyectos de esta naturaleza, como termoeléctricas o plantas de conversión de gas a líquidos. Yo digo sí tenemos aún dinero. Tenemos una reserva en bancos internacionales de $us 14.000 millones. Nosotros tendríamos la capacidad -en el marco de la nueva ley que estoy proponiendo- de disponer hasta el 50% de esas reservas internacionales y adicionalmente hasta 3 TCF como aporte del Estado boliviano a la consolidación de una sociedad con alguna compañía multinacional para hacer proyectos específicos: gas a química, gas a líquidos, retomar el proyecto de gas natural licuado, o centrales termoeléctricas para generar electricidad y vender al continente. Por otra parte los incentivos son importantes, bienvenidos todos ellos, pero porqué no empezamos a diseñar una estrategia, una política energética de largo plazo, para que Bolivia deje de ser un país
Foto: Archivo RE
El autor plantea un cambio de paradigma: que Bolivia no se atenga solo a la “renta” hidrocarburífera, sino que diseñe las bases para generar “venta” de productos vía negocios en industrialización y lograr “rentabilidad”.
de incentivos y pase a ser uno de oportunidades. Los negocios se dan en países en donde están las condiciones de competitividad. Si se generan esas condiciones de competitividad, con tecnología, ejecutivos formados y altamente capacitados, podremos empezar a hablar el lenguaje de las compañías multinacionales y traerlas a que inviertan en el país. Decálogo de la reforma Energética Como analista sugiero en que el Estado debe convocar un consejo consultivo para diseñar políticas públicas para la Reforma Energética que tenga un decálogo mínimo: 1.- Debatir y elaborar en el Parlamento una Ley de Hidrocarburos. 2.- Estructurar una Ley de Electricidad: para motivar la inversión en electricidad (termoeléctricas/hidroeléctricas) con énfasis en hidroeléctricas, de manera de “liberar” volúmenes de gas de termoeléctricas para destinarlos a agregación de valor. 3.- Autorizar la utilización/administración de las RIN (reservas
internacionales netas) hasta el 45% (de los $us 14.000 MM) de manera que el Estado sea socio en PPP (public private projects) de proyectos de industrialización. Muchos estados del mundo comprometen dinero en proyectos energéticos. 4.- Arrancar la industrialización a escala siguiendo una planificación estratégica y de acuerdo con requerimiento de mercados demandantes de productos derivados del gas natural (por ejemplo, énfasis en diésel a partir del gas, productos plásticos, urea y otros). Que sea el quinquenio de la agregación de valor, re-lanzamiento del complejo gas-químico, LNG, DME y otros productos de nueva tecnología de industrialización del metano y para mercados externos. 5.- Fortalecer el rol del Ministerio y de YPFB: el Ministro de Hidrocarburos debe ser al mismo tiempo presidente de YPFB y de ENDE para que tenga el mando y capacidad política-institucional única para ser cabeza de sector. 6.- Crear y consolidar una Agencia Reguladora de Energía, como en Colombia y México, que esté a cargo de regular y fisca-
lizar las operaciones petroleras, gasíferas y de toda la cadena de hidrocarburos, con competencias alejadas de los mandos políticopartidarios. 7.- Abrir el sector a capitales externos privados: permitir que en operaciones de escala de exploración, producción e industrialización participen compañías multinacionales conjuntamente con el Estado boliviano en condiciones de libre mercado, de manera de destrabar a Bolivia y consentir desarrollar esa gigantesca reserva gasífera que tenemos y reducir al mínimo la pobreza que aún continúa. 8.- Auditar el dinero utilizado por ingreso del gas desde 2006 hasta la fecha, tomando en cuenta todo el government take que administró el Estado boliviano (nacional, departamental, municipal). ¿Qué se hizo con tanto dinero? ¿Quién lo administró? ¿Hubo impacto directo para reducción de la pobreza? 9.- Incentivar exploración a escala en todo el territorio nacional, cabalmente con la previa atracción de capitales privados, pero asegurando certidumbres y certezas. 10.- Mejorar estímulos a la inversión privada, también, para nuevas energías (alternativas). El Parlamento y el Presidente deben tener muy en cuenta el contrato de venta de gas a Brasil que concluye en 2019. Se debe ajustar volúmenes, precios, proyectos compartidos y visiones de largo plazo. A su vez planteo un cambio de paradigma: que Bolivia no se atenga únicamente a la “renta” hidrocarburífera, sino siente las bases para generar “venta” de productos vía negocios en industrialización y así lograr “rentabilidad”. ▲
petróleo & gas
Del 16 al 31 de Mayo de 2016
VENTA. se retiró de PESA y Southern Cross
Petrobras conserva Colpa Caranda y Río Neuquén ┣ Estas operaciones en Chile y Argentina fueron llevadas a cabo a través de un proceso competitivo y forman parte del Programa de Desinversiones previsto en el Plan de Negocios y Gestión 2015-2019 de la estatal petrolera de Brasil.
TEXTO: Franco García S.
E
n el marco de su Programa de Desinversiones, Petrobras vendió su participación a empresas de Chile y Argentina, pero preserva su presencia en áreas con potencial de producción de gas natural pertenecientes a la empresa Petrobras Argentina SA (PESA), de acuerdo a un comunicado de la estatal brasileña. En el caso de Argentina, Petrobras informó que concluyó la negociación de los términos y
condiciones fundamentales con Pampa Energía para la venta de la totalidad de su participación en Petrobras Argentina SA, mediante Petrobras Participaciones SL. La compañía brasileña se quedará con el 33,6% accionario que posee en la concesión del Río Neuquén, áreas con gran potencial de producción de gas natural, así como el 100% de su participación en Colpa Caranda, campos de producción de gas natural en Bolivia.
Fotos: offshoreenergytoday.com
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Petrobras implementa su programa de desinversiones del Plan de Negocios 2015 - 2019.
El precio base de la transacción es de $us 892 millones, correspondiente al $us 1,327 mil millones por 100% de PESA. Pampa Energía, una compañía de capital abierto, es la empresa integrada de energía de Argentina que actúa en los segmentos de exploración y producción de crudo y gas y generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Por otro lado Petrobras informó que ha concluido la negociación con Southern Cross Group, para la venta del 100% de Petrobras Chile Distribución Ltda (PCD). Southern Cross Group es una compañía de Private Equity funda-
da en 1998, con $us 2,9 mil millones en activos bajo gestión. PCD es la compañía de distribución de combustibles de Petrobras en Chile y tiene 279 estaciones de servicio, además de 8 terminales de distribución, operaciones en 11 aeropuertos, participación en 2 empresas de logística y 1 planta de lubricantes. El valor final de la operación, tras los ajustes de precio acordados entre las partes, está estimado en $us 490 millones. Estas operaciones forman parte del Programa de Desinversiones previsto en el Plan de Negocios y Gestión 2015-2019 de Petrobras. ▲
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petróleo & gas
┣ Según ARPEL una mayor
disposición de este commodity a nivel global con una demanda que crece de forma no tan dinámica, tenderá a flexibilizar las condiciones de compra y crear un escenario sostenido de precios bajos.
Del 16 al 31 de Mayo de 2016
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CRECIMIENTO. Se prevé un aumento en los volúmenes de regasificación
Mayor oferta global de GN impulsará importación reg
TEXTO: franco garcía S.
E
n los últimos años han ocurrido una serie de acontecimientos a nivel mundial que generan una sobreoferta de gas natural y que permitirán que el Gas Natural Licuado (GNL) sea mucho más atractivo para los compradores de América Latina y el Caribe. Esta afirmación proviene de un estudio realizado por la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (ARPEL) denominado “Tendencias del Sector Gas Natural en América Latina y el Caribe”, publicado a fines del mes pasado. De acuerdo al informe, los hechos que comenzarán a marcar un mayor interés por el GNL son el desarrollo del shale gas en EEUU y la entrada en servicio de proyectos de exportación. En esta línea se estima que ingresará al mercado una capacidad de licuefacción de 70 millones de toneladas por año (mtpa) en los próximos 3 años. A su vez se tiene el desarrollo de proyectos de exportación de GNL en Australia, esperando que entre en operación una capacidad adicional de licuefacción de 52,6 mtpa hasta 2017, y el reinicio de las operaciones de las plantas nucleares en Japón, que harán mermar la demanda del principal país consumidor del mundo. De igual forma no se puede dejar de lado la ralentización de la economía mundial, que hace más lento el crecimiento de la demanda de energía de China y de Europa. En este marco, los avances tecnológicos alcanzados en todas las fases de la cadena de valor del gas natural tales como la optimización de la extracción de shale gas, las terminales de regasificación
y licuefacción flotante o la distribución a pequeña escala de GNL, están viabilizando cada vez más la explotación y comercialización del gas natural. Según el estudio, esta serie de acontecimientos están delineando una nueva dinámica de mercado. Por un lado, está generándose un exceso de oferta a nivel global con una demanda que crece de forma no tan dinámica, lo que tenderá a flexibilizar las condiciones de compra y crear un escenario sostenido de precios bajos. Por otra parte, la proliferación de proyectos de regasificación y la abundancia de gas natural, tienen como consecuencia que la formación de precios lentamente se vaya desacoplando del mercado de líquidos y genere su propia dinámica, con una mayor liquidez en el mercado spot y la generación de mercados secundarios en los que se comercialicen buques reexportados, tras haber sido adquiridos en contratos y compromisos de largo plazo. “A medida que el mercado va ganando madurez, el gas natural comienza a ser su propia referencia y tender a una convergencia internacional de precios”, señala Arpel. El mercado internacional de GNL ha mostrado un gran dinamismo en los últimos años. La capacidad de regasificación se ha duplicado entre 2007 y 2014, pasando de unos 350 mtpa en 15 países a 751 mtpa en 30 países, por otra parte la capacidad global de licuefacción es de 298 mtpa y está instalada en 19 países. Según datos de GIIGNL5, en el año 2014 se comercializaron en el mercado internacional 239 millones de toneladas de gas natural licuado, principalmente en el Sudeste Asiático, que representa el 75% de las importaciones de este
energético. En América Latina y el Caribe las importaciones de GNL representan 21 mtpa (74 mm3/d aproximadamente), la capacidad de regasificación es de 41 mtpa y está distribuida en Brasil, Argentina, Chile, República Dominicana, Puerto Rico y México. Por otra parte existen dos países exportadores de GNL que son Trinidad y Tobago y Perú. Actualmente existen proyectos de terminales de regasificación en muchos países de la región, aunque el que tiene un mayor grado de avance se encuentra en Colombia. A nivel regional, se espera que en los próximos años la brecha entre oferta y demanda de gas natural se siga cubriendo vía importaciones, sin posibilidades de satisfacer la demanda con oferta doméstica. La flexibilidad que se espera del mercado internacional de GNL favorecerá a aquellos países importadores de la región. Por otra parte, es de esperar que proliferen nuevos proyectos de regasificación en América Latina y el Caribe en el actual escenario. ▲
Terminales de GNL
Mercado regional
flexibilidad: Se espera que el mercado internacional de GNL favorecerá a aquellos países importadores de la región. Por otra parte, es de esperar que proliferen nuevos proyectos de regasificación en América Latina y el Caribe en el actual escenario. perspectiva: Se espera que en los próximos años la brecha entre oferta y demanda de gas natural se siga cubriendo vía importaciones, sin posibilidades de satisfacer la demanda con oferta doméstica en la región.
Desarrollo de shale gas en EEUU Nombre Sabine Pass, LA Cove Point, MA Freeport, TX Cameron, LA Corpus Christi, TX
Capacidad t/a 20 - 25 4.6 - 5.75 13.2 - 15.4 12 - 14.95 7.7 - 10
Entrada 1T 2016 4T 2017 2018-19 2018-19 2018-19 Fuente: Argus Media
petróleo & gas
Del 16 al 31 de Mayo de 2016
NL gional
Producción, consumo y reservas de gas natural
País Argentina Brasil Uruguay Chile Bolivia Perú Ecuador Colombia Venezuela México T&T
Ratio R/P (años) 9,3 23,1 NA 108 13,9 33,0 10,0 13,7 +200 6,0 8,2
Producción (MM3/d) 97,1 54,9 0 2,5 61,0 35,4 1,7 32,4 78,3 159,2 115,2
Consumo (MM3/d) 129,2 108,6 0,2 13,1 11,0 19,7 1,7 30,0 81,6 235,1 60,2
Gap Prod/ Consumo -32,1 -53,7 -0,2 -10,6 50,0 15,7 0,0 2,5 -3,3 -75,9 55,0
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015, ARPEL
Movimientos de gas natural 2014
11
Nuevas tecnologías favorecen crecimiento ▶ Se debe destacar además que las nuevas tecnologías de licuefacción (FLNG) y regasificación (FSRU) están reduciendo de manera considerable las necesidades de inversión para el desarrollo de proyectos de infraestructura de GNL, ya que permiten distribuir los riesgos y sustituir necesidades de inversión de capital (capex) por gastos operativos (opex), lo cual brinda una mayor flexibilidad para el inversor. Según datos de IGU, en 2013
la capacidad de regasificación de las FSRU representaba el 7% de la capacidad total de regasificación, y presentaba una tasa de crecimiento anual del 34%. En cuanto a las terminales FLNG, si bien su desarrollo es aún incipiente y la primera experiencia a gran escala será el proyecto Prelude LNG en Australia, es de esperar que las mismas se incorporen rápidamente cuando sean económicamente viables, tal como lo hicieron las FSRU.
26% de la matriz energética de ALyC ▶ De acuerdo a los datos de ARPEL, el gas natural representa el 24% de la matriz energética mundial y un 26% de la matriz energética de América Latina y el Caribe. Las ventajas a nivel ambiental que presenta el gas natural como sustituto del carbón y de los combustibles líquidos, tanto para uso industrial, generación eléctrica o transporte, hacen pensar que este combustible aumentará considerablemente su participación en la matriz energética mundial y regional en las próximas décadas, existiendo un sólido consenso en cuanto a esta tendencia esperada. La región de América Latina y el Caribe produce aproximadamente 640 MMmcd de gas natural,
lo que representa el 7% de la producción mundial, mientras que el consumo es de aproximadamente 700 MMmcd. El déficit de gas natural se cubre mediante importaciones mexicanas desde EEUU vía gasoductos y, a través de las compras de gas natural licuado (GNL) de las 12 terminales de regasificación hoy existentes. Las reservas probadas de gas natural de la región están evaluadas en 282,9 TCF, concentradas principalmente en Venezuela, pero existe a su vez un gran potencial de desarrollo tanto en los recursos no convencionales, como en otros recursos convencionales subexplorados como el offshore.
Matriz energética de América Latina
Gas Natural 26%
Hidroeléctrica 18% Renovables 3%
Fuente: IGU y GIIGNL
Cifra
41
Nuclear 1%
Carbón 5%
mtpa
volumen. Capacidad de regasificación de gas natural de la Región.
Petróleo 47% Fuente: BP Statiscal Review of the World Energy 2015.
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015
petróleo & gas
12
┏◣
Del 16 al 31 de Mayo de 2016
PREVISIÓN. Mercado está condicionado a la oferta excesiva de petróleo
BM eleva pronóstico de precio del crudo para 2016
┣ Tras alcanzar el precio de $us 25 por barril a mediados de enero, el mercado del crudo se recuperó y llegó a $us 40 por barril en abril, por la producción en Iraq y Nigeria y baja en la oferta de petróleo de esquisto de EEUU.
TEXTO: Redacción Central
E
n la última edición del informe Commodity Markets Outlook (Perspectivas del mercado de productos básicos), y en medio de la mejora en las percepciones del mercado y el debilitamiento del dólar, el Banco Mundial elevó su pronóstico de 2016 para los precios del petróleo crudo de $us 37 a $us 41 por barril, ya que se prevé que la oferta excesiva en los mercados retrocederá, según una nota de prensa de esta entidad internacional. Tras caer hasta alcanzar el precio de $us 25 por barril a mediados de enero, el mercado del petróleo crudo se recuperó y llegó a los $us 40 por barril en abril, luego de las alteraciones experimentadas por la producción en Iraq y Nigeria y de una disminución en la producción de los países no pertenecientes a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), principalmente, el petróleo de esquisto de los EEUU, señala el informe. En una reunión realizada a mediados de abril, se propuso que los grandes productores congelarán su producción, pero esto no se concretó. “Esperamos precios ligeramente superiores para los productos básicos energéticos en el transcurso del año, cuando los mercados se restablezcan luego de un periodo de oferta excesiva”, indicó John Baffes, economista superior y autor principal de Commodity Markets Outlook. A su vez añadió que “Aún así, los precios de la energía podrían disminuir aún más si la OPEP aumenta la producción significativamente y la producción de los países que no pertenecen a la OPEP no se reduce tan rápido como se
prevé”. Se prevé que todos los principales índices de productos básicos controlados por el Banco Mundial se reducirán en 2016 con respecto al año anterior debido a que los suministros aumentan constantemente y, en el caso de los productos básicos industriales, entre los que se incluyen energía, metales y materias primas agrícolas, debido a las débiles perspectivas de crecimiento de los mercados emergentes y las economías en desarrollo. Los precios de la energía, incluidos el petróleo, el gas natural y el carbón, se reducirán un 19,3% en 2016 en relación con el año anterior, una caída más gradual que la del 24,7% pronosticada en enero. Los productos básicos no energéticos, como los metales y minerales, los productos agrícolas y los fertilizantes, disminuirán un 5,1% este año, lo que representa una revisión a la baja con respecto a la caída del 3,7% pronosticada en enero. Según las proyecciones, los precios de los metales caerán un 8,2% durante el año que se inicia, menos que la caída del 10,2% pronosticada en enero, lo que refleja expectativas de un crecimiento más sólido de la demanda por parte de China. Los bajos precios de los productos básicos están debilitando las perspectivas de crecimiento para muchos países con abundantes recursos que experimentaron un aumento en la exploración, inversión y producción durante el auge de los productos básicos de la década de 2000. Los países que han solicitado préstamos y hecho fuertes inversiones esperando un crecimiento más rápido pueden tener dificultades para atender el servicio de sus deudas y sostener la inversión cuando el crecimiento es desalentador, indica el informe Commodity Markets Outlook. Debido a que los precios del petróleo y los metales actualmente son entre un 50% y un 70% más bajos que los picos de principios de 2011, los proyectos de aprovechamiento de recursos naturales se suspendieron o postergaron en varios países emergentes y en
Precios del petróleo
Crecimiento de la demanda de petróleo
US$/bbl 70
mb/d, growth year over year 4
60
2
OECD China Other Non-OECD
Brent
50
0 40
WTI
-2
30 20 Jan-15
Apr-15
Jul-15
Oct-15
Jan-16
Apr-16
Producción de crudo EEUU
2009Q1
US$/bbl 150
1.0 0.5 0.0 -0.5
Jan-09
Jan-11
Jan-13
Jan-15
Rig count 1,800 1,500
100
1,200
75
900
50
600
12
Jan-09
Jan-11
Jan-13
0
Jan-15
Reservas de petróleo de la OCDE
1,100
11
300
US oil rig count (RHS)
Million barrels 1,200
Other Gulf
13
2015Q1
125
0 Jan-07
Jan-17
Producción de petróleo OPEP mb/d 14
2013Q1
Oil price, WTI (LHS)
25
-1.0 -1.5 Jan-07
2011Q1
Número de Rigs EEUU y precios del crudo
mb/d,growth year over year Alaska 2.0 Gulf of Mexico Lower 48 1.5
-4 2007Q1
Crude oil stocks
Saudi Arabia
10 1,000
9 8
Non Gulf
7 Jan-07
Jan-09
Jan-11
Jan-13
Consumo de carbón
5-year average
Jan-15
Milliontons of oil equivalent 2,000
900 Jan-07
Jan-09
Jan-11
Jan-13
Precios del carbón y el gas natural US$/mmbtu 20
China
1,500
Jan-15
Natural Gas (Japan)
15 OECD
1,000
10
Natural Gas (U.S.)
Natural Gas (Europe)
Other
500
5 FSU
0 1970
1980
1990
2000
2010
0 Jan-00
Coal (Australia) Jan-03
Jan-06
Jan-09
Jan-12
Jan-15
Fuente: Informe Abril - Banco Mundial Perspectivas del mercado de productos básicos
desarrollo. “Las demoras en estos proyectos pueden perjudicar a los países a los que les resulta muy difícil afrontar dichos contratiempos”, sostuvo Ayhan Kose, director del Grupo de
Análisis de las Perspectivas de Desarrollo del Banco Mundial. El informe Commodity Markets Outlook del Banco Mundial se publica trimestralmente: en enero, en abril, en julio y en octubre
y brinda un análisis detallado del mercado para los grupos de productos básicos más importantes, como la energía, los metales, los productos agrícolas, los metales preciosos y los fertilizantes. ▲
electricidad
Del 16 al 31 de Mayo de 2016
C
on el objetivo de obtener un portafolio de al menos 100 proyectos hidroeléctricos nuevos y susceptibles de ser explotados, así como contar con una estimación del potencial técnico aprovechable de Bolivia, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía con el apoyo de CAF -banco de desarrollo de América Latina - lanzaron una convocatoria para la segunda fase de este estudio. El alcance de los trabajos a realizar incluye el desarrollo de estudios de gabinete para la obtención del potencial hidroeléctrico técnicamente aprovechable de Bolivia y, la determinación de proyectos que representen dicho potencial y solución óptima. A su vez se debe identificar al menos 100 posibles proyectos no identificados previamente de los cuales al menos un 10% deben superar los 100 MW de potencia y el desarrollo a nivel de fichas técnicas de (10) proyectos mayores de 100 MW, catalogados como prioritarios. Se excluyen explícitamente del desarrollo, los proyectos actualmente incluidos en la cartera de proyectos de ENDE Corpora-
ESTUDIO. Ministerio de hidrocarburos y energía lanzó convocatoria para 2da fase
Impulsan portafolio de 100 proyectos hidroeléctricos
ción, por lo tanto, únicamente se estudiarán aquellos que sean nuevos. En julio de 2015, y en el marco del acuerdo de Cooperación Técnica entre la Corporación Andina de Fomento (CAF) y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), el US Geological Survey elaboró el informe “Hydropower Assessment of Bolivia A Multi-Source Satellite Data and Hydrologic Modeling Approach”.
Este documento fue el resultado de un estudio cuyo objetivo consistió en elaborar una base de datos espacial georeferenciada para actualizar el potencial aprovechable proveniente de centrales pequeñas, medianas y grandes, aplicando las últimas tecnologías disponibles y la información del modelo digital del terreno SRTM de 30 m de resolución, de dominio público desde septiembre de 2014.
Foto: comunicacionpresidencia.gob.bo
TEXTO: franco garcía S.
┏◣
Foto: Gobernación de Santa Cruz
Se identificará al menos 100 posibles proyectos no reconocidos previamente de los cuales un 10% deben superar los 100 MW de potencia y el desarrollo a nivel de fichas técnicas de 10 emprendimientos que sean mayores de 100 MW.
┣
13
El estudio anteriormente mencionado, además de otros previos existentes, son el punto de partida del análisis. Se considera imprescindible obtener proyectos que conformen el potencial técnico, y representen la solución óptima del uso hidroenergético en cada cuenca de Bolivia, lo cual serviría de referencia y facilitaría la toma de decisiones para la realización de estudios detallados y/o, desarrollo e imple-
mentación de los proyectos. Otro objetivo a conseguir es el desarrollo de una metodología y/o procedimiento genérico para la optimización del aprovechamiento hidroenergético de cuencas en Bolivia. De igual forma en este estudio se deberán desarrollar fichas técnicas, que incluyan una evaluación preliminar y el predimensionamiento de elementos de proyectos en sus componentes principales. ▲
electricidad
┣ Las segundas fases de los complejos de Entre Ríos, Warnes y Del Sur impulsarán en los próximos cinco años un crecimiento adicional de 640 megavatios que se sumarán a los 360 MW existentes en el país.
TEXTO: Redacción Central
L
as tres plantas termoeléctricas iniciadas en la gestión del presidente Evo Morales, Entre Ríos (Cochabamba), Warnes (Santa Cruz) y Del Sur (Tarija) generarán al 2020 un total de 1.000 megavatios (MW), afirmó el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Sánchez, en una nota de prensa de esta cartera gubernamental. “Con las segundas fases de las tres generadoras vamos a crecer de 360 MW a 1.000 MW en los próximos cinco años”, dijo la autoridad ministerial. En esta línea explicó que se prevé que la Termoeléctrica Del Sur, que iniciará su fase de Ciclos Combinados, tenga una tercera etapa de ampliación con lo que se obtendría hasta 1.000 MW. “Solo con la generadora de Yacuiba podremos abastecer el mercado argentino”, acotó. La autoridad enumeró los proyectos de generación eléctrica que se tienen en el país con los cuales el 2020 se calculan excedentes de 2.500 MW y el 2025 entre 9.000 MW y 10.000 MW. “Además de nuestras tres termoeléctricas, tenemos también hidroeléctricas: Misicuni, Miguillas, San José. Este año se licitará Banda Azul, Ivirizu y adjudicaremos Rositas. Están a estudio a Diseño Final Molineros, Carrizal, Cambarí. Entre ENDE y Eletrobras realizaremos un trabajo conjunto en Río Madera y Cachuela Esperanza”, acotó. De igual forma dio a conocer que adjudicaron proyectos de energías renovables como Yunchará, Solar Uyuni, Solar Oruro, Eólico de San Julián, El Dorado y La Ventolera, además de empezar la construcción de la Planta Geotérmica Laguna Colorada. El ministro manifestó que con todos estos proyectos se contribuirá a la consolidación de Bolivia como Corazón Energético de Sudamérica. Asimismo, señaló que las ampliaciones de Entre Ríos, Warnes y Del Sur se logran gracias a créditos del Banco Central de Bolivia (BCB) de $us 1.200 millones. “El BCB nos ha financiado muchos proyectos como líneas eléc-
Del 16 al 31 de Mayo de 2016
┏◣
financiamiento. a cargo del banco central de bolivia
Ciclo Combinado en tres plantas inyectará 1000 MW hasta 2020
Cifras
10.000 MW
potencia. Es la cantidad de electricidad que Bolivia prevé generar hasta el 2025 sumando todos los proyectos previstos.
1.200 MM/$us
crédito. Corresponde al financiamiento para los proyectos de ampliación de ciclo combinado en tres termoeléctricas.
Los tres proyectos
Del Sur • Se firmó el contrato de ENDE con Siemens para la ejecución del proyecto de Ciclos Combinados de la Planta Termoeléctrica Del Sur, por un monto de $us397.5 MM, con lo que se adicionará aproximadamente 320 MW, para generar un total de 480 MW hasta el 2019. • Este proyecto permitirá la instalación de cuatro nuevas turbinas a gas y cuatro turbinas a vapor bajo el esquema de ciclo combinado 2x1 (dos turbinas a gas más una turbina a vapor). Entre Ríos • ENDE Andina y Siemens firmaron el “Proyecto Ciclos Combinados Planta Termoeléctrica de Entre Ríos”, ubicado en el departamento de Cochabamba, por un monto de $us 378 MM para la generación de 380 MW adicionales y generar un total de 480 MW hasta 2019. • La ejecución del proyecto de Ciclos Combinados de la Planta Termoeléctrica Entre Ríos, consiste en la instalación de seis turbinas nuevas a gas y tres turbinas a vapor bajo el esquema de ciclos combinados 2x1 (dos turbinas a gas más una turbina a vapor). Warnes • Se firmó el “Contrato de Ejecución del Proyecto Ciclos CombinadosPlanta Termoeléctrica Warnes" con la empresa alemana Siemens por un monto de $us 392,5 MM, en el municipio de Warnes. La termoeléctrica de Warnes genera 200 MW y con esta ampliación contará con 480 MW. • Este proyecto permitirá el cierre de ciclo combinado de cuatro de las turbinas existentes y en actual operación posibilitará la instalación de dos módulos nuevos. Se tiene previsto el ingreso en operación comercial del proyecto de Ciclos Combinados en 2019.
Fotos: ABI
14
Los principales ejecutivos de la empresa Siemens, que está a cargo de los ciclos combinados, estuvieron presentes en la firma de contratos con ENDE.
El Gobierno considera que será viable pagar los créditos correspondientes porque los proyectos son altamente rentables.
tricas, plantas solares, hidroeléctricas y nuestras tres termoeléctricas con un interés muy bajo del 1.3%”, añadió. En esta línea, afirmó que ENDE
tendrá capacidad para pagar los créditos porque se trata de proyectos que poseen una alta rentabilidad. “Cuando se tiene capacidad
energética y mercado, el pago del crédito es lo de menos. Hoy tenemos el orgullo de financiar nuestros proyectos con nuestros propios recursos”, resaltó. ▲
energía nuclear
Del 16 al 31 de Mayo de 2016
TEXTO: redacción central
E
l director general ejecutivo de la Agencia Boliviana de Energía Nuclear (ABEN), Silverio Chávez Ríos, aclaró que el Centro de Investigación y Desarrollo en Tecnología Nuclear albergará un reactor de investigación y no así de potencia. “El Centro Nuclear en una de sus tres instalaciones contará con un reactor de investigación, el cual aprovecha las radiaciones producidas como herramienta para investigar múltiples aplicaciones. Los reactores de potencia son las plantas nucleares que tienen el fin de la producir energía eléctrica; el centro no contará con esta última instalación”, puntualizó. De igual forma Chávez señaló que el reactor de investigación
┏◣
gama. Irradiación alargará tiempo de maduración de frutas y verduras
Usarán reactor nuclear solo para investigación será una “escuela que nos permitirá formar profesionales para el desarrollo de la tecnología nuclear”. Asimismo, indicó que el Centro contará también con otras dos instalaciones: El Ciclotrón – Rafiofarmacia, que es un aparato detector de tumores cancerosos, a través de un contraste mediante el cual se ubica el tumor, para el posterior tratamiento médico. La otra instalación es la Planta Multipropósito de Irradiación Gama que permitirá alargar el tiempo de maduración de frutas y verduras, para ser exportadas. El director de ABEN recordó que el 2013 el presidente Evo Morales reunió a todos los científicos nacionales y les indicó que “es el momento en que Bolivia debe usar la energía nuclear con fines
pacíficos para dar el salto científico tecnológico pendiente. Posteriormente se llega a concebir el Programa Nuclear Boliviano que responde a las necesidades ligadas a la salud y que es desarrollado por la ABEN. En días pasados el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Sánchez, posesionó a Silverio Chávez Ríos como director general ejecutivo de la Agencia Boliviana de Energía Nuclear (ABEN), y a Lucio Ronald Berdeja Amatller como nuevo director general ejecutivo del Instituto Boliviano de Ciencia y Tecnología Nuclear (IBTEN), quienes a criterio de Sánchez tienen la capacidad, formación y experiencia para desarrollar de manera adecuada el Programa Nuclear Boliviano. ▲
Foto: MHE
El Centro contará con el Ciclotrón – Rafiofarmacia, que permite detectar tumores cancerosos, a través de un contraste mediante el cual se ubica el tumor, para el posterior tratamiento médico.
┣
15
Silverio Chávez, director general de la ABEN y Lucio Berdeja, director general del IBTEN.
ESTADÍSTICAS
16
HIDROCARBUROS Fecha
Europe Brent
Cushing, OK
Europe Brent
Spot Price FOB
WTI Spot Price
Spot Price FOB
FOB (Dollars
(Dollars per
FOB (Dollars
(Dollars per
per Barrel)
Barrel)
per Barrel)
Barrel)
GNV
1,66 Bs./M³
34,52 37,74 37,3 39,74 40,46 42,12 41,7 41,45 40,4 39,74 40,88 42,72 43,18 42,76 41,67
35,88 37,77 37,15 40,71 41,58 43,02 42,81 43,02 41,32 41,64 43,02 43,09 43,48 43,97 42,97
42,52 45,29 46,03 45,98 44,75 43,65 43,77 44,33 44,58 43,45 44,68 46,21 46,64 46,22 47,72
43,94 44,17 45,6 45,64 45,82 43,09 43,08 44,39 44,6 42,43 44,01 46,08 46,43 47,05 48,49
GLP
2,25 Bs./Kg
GAS. ESPECIAL
3,74 Bs./Lt
GAS. PREMIUM
4,79 Bs./Lt
abr 05, 2016 abr 06, 2016 abr 07, 2016 abr 08, 2016 abr 11, 2016 abr 12, 2016 abr 13, 2016 abr 14, 2016 abr 15, 2016 abr 18, 2016 abr 19, 2016 abr 20, 2016 abr 21, 2016 abr 22, 2016 abr 25, 2016
Fecha
abr 26, 2016 abr 27, 2016 abr 28, 2016 abr 29, 2016 may 02, 2016 may 03, 2016 may 04, 2016 may 05, 2016 may 06, 2016 may 09, 2016 may 10, 2016 may 11, 2016 may 12, 2016 may 13, 2016 may 16, 2016
Fuente: eia.gov
MINERÍA
COTIZACIONES OFICIALES Y ALÍCUOTAS DE REGALÍAS MINERAS Primera Quincena de Mayo de 2016
Mineral
Unidad
Cotización
Alícuota Regalías
Alícuota Regalías
en $us
Mineras Export.
Mineras
Ventas Internas
ZINC
LF
0.86
4.312
2.587
ESTAÑO
LF
7.83
5.000
3.000
ORO
OT
1247.14
ORO Minerales Sulfurosos
7.000
4.200
5.000
3.000
ORO Yacimientos Marginales
2.500
1.500
PLATA
OT
17.07
6.000
3.600
ANTIMONIO
TMF
6100.00
5.000
3.000
LF
0.80
5.000
3.000
TMF
11178.75
1.795
1.077
COBRE
LF
2.24
5.000
3.000
BISMUTO
LF
4.34
1.517
0.910
PLOMO WOLFRAM
Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia
PRECIOS FINALES AL CONSUMIDOR MAYO 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
2,38 Bs/m³
JET FUEL
6,65 Bs./Lt
Fuente: eia.gov
Fuente: ANH
ELECTRICIDAD
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.
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
GENERACIÓN MÁXIMA DIARIA en mw - (Junio 2015 - Mayo 2016) 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 1,330.5 1,333.9 1,339.3 1,323.0 1,264.5 1,200.8 1,121.6 1,147.3 1,181.2 1,323.1 1,360.8 1,374.0 1,298.1 1,207.9 1,363.6 1,381.6 1,403.3 1,415.6 1,376.3 1,267.0 1,227.2 1,349.9 1,371.4 1,360.4 1,385.0 1,331.3 1,245.6 1,190.6 1,358.0 1,415.6
Mar 1,372.0 1,382.6 1,392.9 1,302.4 1,224.0 1,175.5 1,350.5 1,375.7 1,323.1 1,350.3 1,337.6 1,285.5 1,216.9 1,360.2 1,410.3 1,435.4 1,446.6 1,417.4 1,299.2 1,275.3 1,304.7 1,313.5 1,347.3 1,257.4 1,129.6 1,203.2 1,186.4 1,334.9 1,389.9 1,405.8 1,422.3 1,446.6
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 - (Junio 2015 - Mayo 2016)
TANTALITA
3.500
BARITINA
3.500
2.100
Jun CRE - Santa Cruz 447.5 EMDEECRUZ 0.0 DELAPAZ - La Paz 315.4 DELAPAZ - San Buenaventura 0.0 DELAPAZ - Cumbre 0.0 ELFEC - Cochabamba 199.4 ELFEC - Chimoré 12.6 ELFEO - Oruro 62.2 ELFEO - Catavi 23.2 CESSA - Sucre 49.7 CESSA - Mariaca 0.0 SEPSA - Potosí 50.4 SEPSA - Punutuma 5.4 SEPSA - Atocha 12.7 SEPSA - Don Diego 6.6 ENDE - DELBENI 0.0 ENDE - Varios (2) 29.2 SETAR - Tarija 8.8 SETAR - Villamontes 5.0 SETAR - Yacuiba 11.6 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 48.4 Otros - C. No Regulados 20.6 Varios (1) 3.3 TOTAL COINCIDENTAL 1,265.3
PIEDRAS PRECIOSAS Y METALES PRECIOSOS
5.000
3.000
( 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).
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
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
CONCENTRADOS Y LUMPS
T.M.
64.39
4.000
2.400
PELLET
T.M.
87.10
3.000
1.800
HIERRO ESPONJA Y ARRABIO
T.M.
207.00
2.000
1.200
2.100
MINERALES DE HIERRO
OTROS SIN COTIZACIÓN INTERNACIONAL
RECURSOS EVAPORÍTICOS
MINERALES DE BORO
Abr May (al 18) 1,416.5 1,083.3 1,330.0 1,162.0 1,281.2 1,298.2 1,404.6 1,334.9 1,423.3 1,367.5 1,437.3 1,373.7 1,442.8 1,247.2 1,419.4 1,211.9 1,350.2 1,348.0 1,303.1 1,321.1 1,340.9 1,319.6 1,363.2 1,330.3 1,404.4 1,310.8 1,429.7 1,268.7 1,370.5 1,213.5 1,321.0 1,270.0 1,255.9 1,287.1 1,419.2 1,261.7 1,448.4 1,366.9 1,398.1 1,359.8 1,310.7 1,253.2 1,376.2 1,283.2 1,290.0 13,300.2 1,283.7 1,173.3 13,300.2 1,373.7
Jul 443.5 0.0 312.1 0.0 0.0 199.0 13.5 59.0 26.3 49.5 0.0 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 0.0 0.0 201.6 13.7 56.2 24.8 50.2 0.0 52.1 5.4 12.9 6.5 0.0 31.2 13.6 5.6 12.6 49.4 20.9 3.1 1,300.3
Sep 533.1 0.0 314.2 0.0 0.0 204.6 14.7 56.1 24.3 49.8 0.0 45.7 5.4 12.6 6.4 0.0 32.5 16.2 6.0 13.5 50.8 21.7 3.1 1,343.1
Oct 551.9 0.0 308.1 0.0 0.0 210.4 15.3 55.3 24.4 49.6 0.0 48.8 5.6 11.6 6.2 0.5 33.5 15.5 6.3 13.8 51.2 21.4 3.1 1,370.0
Nov 561.9 0.0 308.0 0.0 0.0 208.1 15.2 55.2 23.3 43.9 0.0 46.9 5.1 11.3 6.4 0.5 33.7 16.2 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 574.4 0.0 259.0 1.0 39.2 203.8 14.5 55.0 21.7 47.1 0.1 41.4 4.8 10.9 5.9 27.6 5.0 29.5 6.4 14.7 45.5 22.2 2.6 1,347.8
Feb 525.3 0.1 308.2 0.9 46.5 205.6 14.8 54.9 27.7 49.5 0.1 43.5 5.0 10.9 6.3 26.7 4.5 34.5 7.0 15.1 45.5 21.3 2.9 1,342.5
Mar 567.7 0.1 264.1 1.0 58.1 208.5 15.7 51.3 21.0 49.4 0.1 43.2 3.1 11.5 6.3 28.0 4.5 33.1 6.0 13.7 45.8 21.9 3.1 1,383.5
Abr May (al 18) 547.9 471.6 0.2 0.2 262.5 254.0 1.1 1.0 63.8 64.1 209.4 206.2 15.7 14.8 59.9 59.4 22.3 25.1 49.7 51.2 0.0 0.0 42.4 44.1 5.1 4.9 12.2 14.4 6.3 6.3 28.3 25.2 8.1 8.3 33.7 32.4 6.5 4.7 14.1 10.9 47.9 48.5 21.9 21.7 3.6 3.5 1,386.3 1,315.6
DEMANDA DE ENERGIA DE CONSUMIDORES (GWh) EN NODOS DEL STI- (Junio 2015 - Mayo 2016)
CRE - Santa Cruz EMDEECRUZ DELAPAZ - La Paz DELAPAZ - San Buenaventura DELAPAZ - Cumbre ELFEC - Cochabamba ELFEC - Chimoré ELFEO - Oruro ELFEO - Catavi CESSA - Sucre CESSA - Mariaca SEPSA - Potosí SEPSA - Punutuma SEPSA - Atocha SEPSA - Don Diego ENDE - DELBENI ENDE - Varios (2) SETAR - Tarija SETAR - Villamontes SETAR - Yacuiba SAN CRISTOBAL - C. No Reg. Otros - C. No Regulados Varios (1) TOTAL
Jun 213.0 0.0 148.1 0.0 0.0 93.7 5.5 28.1 11.6 24.2 0 27.3 2.6 6.4 2.7 0 12.6 3.6 2.1 5 29.5 10.6 1.1 627.7
Jul 213.9 0.0 152.4 0.0 0.0 98.3 5.6 27.6 12.9 23.9 0 19 2.4 6.8 2 0 12.7 3.6 2.2 5.2 32.7 10.7 1.1 633
Ago 238.9 0.0 152.9 0.0 0.0 99.3 6.2 27.1 12.8 24.8 0 27.6 2.3 6.5 2.2 0 15 3.6 2.4 5.5 32.2 12 1.1 672.4
Sep 256.8 0.0 148.6 0.0 0.0 98.7 6.4 26.3 12.7 24.8 0 25.3 2.4 6.4 2.2 0 15.3 4.5 2.5 5.6 31.4 12 1 683
Oct 259.3 0.0 147.2 0.0 0.0 101.7 6.5 26.5 12.2 23.9 0 26.8 2.3 5.6 2.1 0.1 15.2 5 2.7 5.9 31.5 11.7 1 708
Nov 264.9 0.0 145.9 0.0 0.0 100.3 6.6 26.5 11.5 21.3 0 25.6 2.1 5.6 2 0.2 15.2 5.3 2.9 6.1 25.4 9.2 1 677.4
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 9.5 3.1 6.5 30 13.5 0.9 711
Ene 286.3 0.0 132.0 0.5 11.3 99.2 6.8 26.9 10.5 24.3 0 20.9 1.6 5.5 1.9 14.1 1.9 12.6 3.3 7 30.3 13.2 0.9 710.9
Feb 255.6 0.0 130.0 0.4 9.0 92.8 6.3 23.1 8.9 22.8 0 21.4 1.6 4.9 1.8 12.6 1.8 15.9 3.2 6.6 28.1 11.3 0.9 659
Mar 270.4 0.0 134.9 0.4 16.9 104.5 7.0 25.0 10.1 25.6 0 23.3 1.3 5.8 1.9 13.5 1.9 16.3 2.6 5.8 31.3 12.3 1 711.9
Abr May (al 18) 271.8 133.5 0.0 0.0 125.7 70.8 0.5 0.3 23.8 17.2 100.8 58.9 6.8 3.8 28.0 16.6 11.0 6.6 25.2 14.3 0 0 21.8 13.7 1.8 1 5.7 3.5 2 1.1 13.6 6.5 2.5 2.4 16.4 9.4 2.6 1.3 5.7 3.1 30.6 18.8 12.1 7.2 1.1 0.6 709.5 390.5
(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
AGENDA ENERGéTICA
2 de junio/ san antonio, texas - eeuu
11 de agosto / lima - perú
DEL 21 al 23 DE septiembre | buenos aires - argentina
Oportunidad de intercambio y discusión de proyectos de energía verde: energía renovable, eficiencia energética, reciclaje y nuevas tecnologías. Será el espacio perfecto para promover, discutir y conectar estos proyectos bilaterales e iniciativas futuras entre México y los EEUU.
El Segundo Congreso de Energía Renovables para Minería, es la cumbre de los ejecutivos mineros con los expertos de las energías renovables y las empresas que lideran el mercado ofreciendo soluciones con tecnologías de punta.
La industria del petróleo en toda su cadena de valor, así como también la generación de energía eléctrica de América Latina y el Caribe, enfrentan el desafío de operar sus unidades de producción de forma eficiente para asegurar la competitividad de la industria y de los países a los que pertenecen.
Contacto: energycommittee@aem-usa.org
Contacto: silviag@perueventos.org
Contacto: gpritsch@arpel.org.uy
DEL 8 AL 11 DE Junio | monterrey - méxico
Del 17 al 18 de agosto / santa cruz - bolivia
IX Congreso Inter Bolivia Gas & Energía 2016
International Pipeline Conference
El congreso es una exposición industrial de nivel internacional en donde empresas provenientes de diversas partes del mundo dan a conocer sus más recientes innovaciones, tecnología y productos pertenecientes al sector Oil & Gas, además de servir de un espacio para el networking.
Esta nueva versión del Congreso organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, además del apoyo de la CAF y la WEC tiene como lema: Nuevas Fronteras Energéticas, los desafíos de Bolivia en este contexto.
Organizado por voluntarios que representan a las empresas internacionales de energía, asociaciones de energía y en tramitación y las agencias reguladoras, el IPC se ha convertido en un evento internacionalmente reconocido como la conferencia de ductos más importante del mundo.
Contacto: cmp@ecodsa.com.mx
Contacto: info@boliviagasenergia.com
Contacto: info@ipcyyc.com
Foro Binacional de Energía Verde
Congreso Mexicano del Petróleo
2º Congreso de Energías Renovables para Minería
Mejores Prácticas en la gestión de la Energía
DEL 26 AL 30 DE septiembre | calgary - canadÁ
Fuente: CNDC
Del 16 al 31 de Mayo de 2016
lo último
Del 16 al 31 de Mayo de 2016
AVANCE. Construcción registra un avance del 70%
Foto: Itacamba
┏◣
Planta Yacuses estará lista a fines de este año ┣ Las encargadas del montaje mecánico son Tecnomont –Bolinter y de las obras civiles CMP Gerimex, mientras que la fiscalización está a cargo de Bolpegas. Desde noviembre producirá clinker.
TEXTO: Redacción Central
L
os trabajos de construcción y montaje de la Planta Yacuses de Itacamba Cemento
registran un avance de 70% y se espera que comience a operar desde el segundo semestre de este año. En noviembre comenzará la producción de clínker, mientras que en diciembre se producirá cemento, señala una nota de prensa de la compañía. Esta es la primera planta integral de cemento en Santa Cruz, que contará con todo el proceso de producción de este insumo de construcción, desde la extracción de la materia prima, producción, envasado y distribución de cemento. Con una inversión de $us 220
millones en la construcción de la Planta, además de $us 40 millones en el proyecto logístico y de generación de energía eléctrica, Yacuses producirá 870 mil toneladas de cemento al año, es decir, 50 mil bolsas al día. En esta fase dedicada a la construcción civil, el montaje mecánico y el montaje eléctrico se generan 1.250 empleos directos, según la empresa. Itacamba Cemento contrató para la provisión de equipos para su planta a Tiajin Cement Industry Design & Research Institute TCDRI, especialista en el diseño industrial
17
Yacuses producirá 870 mil toneladas de cemento al año, es decir, 50 mil bolsas al día.
a gran escala, reconocida por la importancia que brinda a la producción de equipos con innovación tecnológica. Las empresas encargadas del
montaje mecánico de la Planta son Tecnomont –Bolinter y de obras civiles CMP Gerimex; mientras que en la fiscalización estará Bolpegas. ▲
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Del 16 al 31 de Mayo de 2016
Alemania financiará geotermia en ALyC Fotos: CAF
▶ Por medio del acuerdo que se suscribió en Caracas con el Ministerio para Cooperación Económica y Desarrollo (BMZ) de Alemania a través de su Embajada en Venezuela, por un total de € 350 millones, el gobierno alemán dio el visto bueno para que KfW (banco de desarrollo alemán) negocie con CAF -banco de desarrollo de América Latina- durante el 2017, dos nuevas líneas de crédito concesionales. La alianza estratégica para la promoción del desarrollo sostenible en América Latina entre CAF y KfW se profundizó más con la firma de un acuerdo con el que se ofrecerán mejores condiciones para financiar proyectos de geotermia (€ 250 millones) y para transporte urbano (€ 100 millones). La firma del convenio fue liderada por el presidente de la institución, Enrique Garcia, y el embajador de Alemania en Venezuela, Stefan Herzberg. “Uno de los objetivos que estamos cumpliendo con alianzas, como la que tenemos desde 1977 con KfW y las autoridades alemanas en general, es mejorar las condiciones de financiamiento para los países miembros y ayudarlos a ser más eficientes en la distribución de los recursos, que son limitados”, explicó García. El embajador de Alemania en Venezuela, Stefan Herzberg, destacó por su parte: “El Go-
Renuevan directorio de la SPE Bolivia
Stefan Herzberg, embajador de Alemania en Venezuela (izq), Stefan Herzberg y Enrique García, titular de la CAF - Banco de Desarrollo - realizaron el anuncio oficial de financiamiento a ALyC.
bierno Alemán celebra que CAF haya establecido durante los últimos años un amplio sistema de gestión ambiental y social, con aportes financieros, para la identificación, manejo y monitoreo de riesgos sociales y ambientales" En 2015, se aprobó un total de € 350 millones a una tasa muy favorable para los proyectos “facilidad para el desarrollo de la energía geotérmica” y “sistema climas relevantes en el sector de transporte urbano en América Latina”. La primera línea de crédito por € 250 millones se destinará a abaratar los financiamientos que otorgue CAF a proyectos de geotermia en la región, bien sea para apoyar las excavaciones de medición de potencial de generación
de energía o para la construcción misma de la planta de geotermia. Este apoyo financiero hace parte de un programa liderado por KfW y CAF, en el que también participan otras agencias, que surgió en 2013 para identificar el potencial de energía geotérmica en América Latina. La segunda línea de crédito por € 100 millones abaratará la tasa de interés que CAF ofrezca para financiar proyectos de transporte urbano en la región como metros, buses, trenes, entre otros. En los últimos 5 años, CAF y el Gobierno Alemán (BMZ) han suscrito acuerdos como este por un monto total de € 785 millones para apoyar proyectos en la región.▲
▶ En el marco de la última reunión de la SPE Sección Bolivia se presentó al nuevo directorio de esta organización a la cabeza de su presidenta, Fátima Gómez, quien aprovechó la ocasión para resaltar los logros más relevantes de la pasada gestión, según una nota de prensa institucional. Entre los aspectos más importantes nombró el incremento en la asistencia de participantes en un 300% a las conferencias, mayor cantidad de afiliados profesionales y estudiantes, apoyo a la constitución de los capítulos estudiantiles (UAGRM-EMI-UPSA-Udabol y Domingo Savio en proceso). En el marco de los logros obtenidos por la SPE Sección Bolivia, se señaló de manera especial el convenio interinstitucional suscrito con el Centro Boliviano Americano (CBA) que además
de fortalecer los vínculos entre ambas instituciones, viabilizará el aprendizaje del idioma inglés a los miembros profesionales y miembros estudiantiles de la SPE Sección Bolivia a través de los programas y cursos que ofrece el CBA, con un descuento del 35% en todos sus cursos. La Sociedad de Ingenieros de Petróleo (SPE, por sus siglas en inglés), es una organización internacional sin fines de lucro. Cuenta con 104,000 miembros, en más de 123 países alrededor del mundo. La SPE Sección Bolivia cuenta con más de 44 años de vida, siendo parte integrante y activa de la SPE Internacional. Actualmente está compuesta por alrededor de 560 miembros, constituyendo un vínculo con la casa matriz y las diferentes secciones alrededor del mundo que la conforman.
Foto: Peter de Souza / RE
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Nuevo directorio de la SPE Bolivia. Su presidenta destacó los logros de la pasada gestión.
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