Reporte Energia edición 172

INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

Nro.

172

Del 16 al 31 de Julio de 2016

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

Anuncian millonarias inversiones pese a la crisis del crudo

el Gobierno Nacional apunta a intensificar la E&E de hidrocarburos con el objetivo de lograr 30 TCFs en reservas de gas con $us 12.681 MM de inversión.

P 10-15

PETRÓLEO & GAS

P-8-9

PETRÓLEO & GAS

P 18

Hossein: 'Reemplazar ingresos perdidos con mayores volúmenes'

Foto: David Durán / Reporte Energía

Foto: David Durán / Reporte Energía

VI Congreso YPFB Gas & Petróleo. En el marco de un contexto internacional favorable para el gas natural por el crecimiento de la demanda y acuerdos post COP 21

Secretario de energía afirma que Tarija busca diversificar su economía

WTI ($us/BBl de petróleo)

Julio 06

47.43

Julio 07

Julio 08

45.14

45.41

Gas boliviano p/ Brasil* (2do trim 2016)

2.8*

Julio 11

Julio 12

44.76 46.80

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 / 18/07

2.722 dollars per million BTU

Fuentes: HidrocarburosBolivia.com, theice.com, ANH, eia.gov

petróleo & gas

Del 16 al 31 de Julio de 2016

TEXTO: Redacción Central

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l vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera, entregó instalaciones internas de gas natural que benefician a aproximadamente 1.000 habitantes del municipio de Coroico, provincia Nor Yugas del departamento de La Paz, a través del proyecto del Sistema Virtual de Gas Natural Licuado (GNL), de acuerdo a una nota de prensa corporativa.

Con el inicio de operaciones de la Estación Satelital de Regasificación (ESR), la estatal petrolera suministra por primera vez gas natural domiciliario a este municipio distante del Sistema de Transporte por Ductos.

“Utilizando la moderna tecno-

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INVERSIÓN. Se destinó Bs 20 mM en construcción de redes

vez al primer municipio turístico de Bolivia, la estatal petrolera invirtió Bs 20 millones en la construcción de redes de gas domiciliario (Estación Distrital de Regulación-EDR, red secundaria, acometidas, instalaciones internas y otros), la construcción de la Estación Satelital de - Regasificación y obras civiles complementarias.

El energético que llega por cañería, otorga mayores beneficios a las familias coroiqueñas, por ser un combustible seguro y que tiene costo menor al GLP.

Coroico se beneficia con gas domiciliario

Cifra

Foto: YPFB

Con el inicio de operaciones de la Estación Satelital de Regasificación (ESR), la estatal petrolera suministra por primera vez gas natural domiciliario a este municipio distante del Sistema de Transporte por Ductos.

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1000 habitantes

beneficiarios. Personas que reciben las instalaciones de gas.

logía las familias coroiqueñas ahora ya pueden mejorar su calidad de vida con el gas domiciliario”, destacó el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Guillermo Achá M. Para lograr que las conexiones domiciliarias lleguen por primera

El almacenamiento de GNL forma parte de la Estación Satelital de Regasificación.

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Estación satelital de regasificación La Estación Satelital de Regasificación construida en Coroico tiene la función de vaporizar el GNL, retornándolo a su estado natural gaseoso. Se compone de almacenamiento de GNL, bombas de alta y baja presión, vaporizadores ambientales y una unidad de regulación, medición y odorización.

La Planta de GNL instalada en Río Grande, Santa Cruz procesará gas natural para producir GNL que se transporta a través de cisternas criogénicos hasta la ESR, donde el GNL retoma nuevamente el estado gaseoso y es entregado a las redes de distribución. ▲

OPINIÓN

Del 16 al 31 de Julio de 2016

EDITORIAL

Miguel Zabala Bishop mzabala@reporteenergia.com

Director General Jefe de Redacción 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

767 que incentiva la exploración, ajustada a inversiones en campos productores y con potencial hidrocarburífero, conforman un paquete atractivo que dejó a más de un ejecutivo internacional asistente al congreso, con una sensación de ansiedad para ser parte de estos planes.

Las citadas inversiones deberán asegurar el incremento de reservas de gas natural, un asunto que algunos analistas bolivianos y hasta los consumidores bra-

Resumen de la edición YPF acuerda con YPFB explorar y explotar el área Charagua

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Energigas del Perú comprará 200 TMD de gas natural licuado de Bolivia

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

De efectuarse el descubrimiento comercial, el monto de inversiones en E&E ascendería a $us 1.177 millones.

MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA

ASOCIACIÓN NACIONAL

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PRENSA

DE LA

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Sannazzaro ve que GNL influenciará exportación de gas

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El ejecutivo de Repsol – España analiza el creciente mercado de GNL en el mundo, sus desafíos y los efectos que tendrá a nivel regional y nacional.

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

La empresa de capitales peruanos invertirá $us 50 MM en desarrollo de infraestructura para atender la demanda de GNL de su país.

Eddie Jara, presidente de Petropar Es auditor con experiencia laboral en diferentes cargos en Petrobras y otras compañías.

Publicación destacada

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

sileros ha puesto en cuestión estos días y que, de convertirse en proyectos tangibles, podrían acallar las voces disonantes.

Y es que la declinación de algunos mega campos, junto a la denuncia de la mala praxis en la explotación, ha asustado a algunos observadores, mientras los expertos de YPFB sostienen que es una caída natural y que las reservas se repondrán con las inversiones y compromisos asumidos por el gobierno y las empresas que operan en el país.

El propio vicepresidente anunció que en los últimos 10 años se duplicaron las reservas y que las mismas podrán llegar "a 20 o 30 TCF's" en el próximo decenio, según sus propias palabras.

Esta configuración del futuro gasífero de Bolivia, sumado a la construcción de la infraestructura necesaria para una gran oferta de energía proveniente de fuentes hídricas y renovables, dejan una luz de esperanza, que de cumplirse, nos aleja de la temida crisis. ▲

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

Las inversiones deberán asegurar el incremento de reservas de gas, un asunto que analistas y hasta los consumidores brasileros ha puesto en cuestión estos días.

Gas & Desarrollo análisis y perspectivas Esta nueva edición de la revista corporativa de YPFB presenta retos y situación actual de la industria petrolera en el país.

La frase destacada

Staff

os planes de inversión de la estatal YPFB entre 2016 y 2020 podrían sorprender por su magnitud en un momento de inflexión de la industria petrolera global, que se debate en la incertidumbre y la cuerda floja de precios (aunque las señales indicarían que el fin del sufrimiento estaría más bien cercano).

El anuncio de inversión de más de 12 mil seiscientos millones de dólares en toda la cadena de los hidrocarburos, en el periodo señalado, realizado por el vicepresidente de Bolivia durante el acto inaugural del reciente congreso de YPFB, muestra el optimismo del gobierno, pero también marca una hoja de ruta de la cual colgarse para no perderse en una crisis inminente fruto de los bajos ingresos.

Esas cifras, sumadas a los anuncios realizados por el ministro de hidrocarburos y energía Luis Alberto Sánchez, quien asegura contar ya con todos los insumos para la estructuración de una nueva ley de hidrocarburos, sobre la base de la ley

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L

Si se cumplen los planes, Bolivia no sufrirá la crisis

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Pal Rasmussen, secretario general del IGU El gas natural será una parte importante de la solución energética limpia a futuro a nivel global.

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petróleo & gas

Del 16 al 31 de Julio de 2016

TEXTO: Redacción Central

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l ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Sánchez, el director gerente de Gazprom Intenacional, Andrey Fick y el gerente general de Total E&P Bolivie, Loïc Laurandel, visitaron hace unos días las instalaciones de una de las plantas de mayor capacidad en Bolivia, Aquio – Incahuasi, en el departamento de Santa Cruz, de acuerdo a información de la cartera gubernamental del sector.

“Hemos podido constatar que hay un 98% de avance de esta planta, que entrará en operación y producción temprana en agosto próximo, para que en septiembre entremos con 6,9 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas, lo que quiere decir que vamos a incorporar producción de casi un

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PRODUCCIÓN. Incorporará cerca del 12% de los volúmenes actuales de gas

Inspección verifica 98% de avance en Planta Aquio – Incahuasi 12% de los actuales 60 MMmcd, que se producen”, informó Sánchez.

Por su parte, Laurandel señaló “que a partir de septiembre, luego de un aumento gradual de la producción, podríamos llegar a 6,5 MMmcd y pico de 6,9 MMmcd. Estamos esforzándonos para arrancar la fase en breve”.

A su tiempo, Fick manifestó que, “es el primer proyecto de Gazprom en Bolivia de producción de gas. Es un honor y un placer para nosotros participar en el mismo y, modestamente, pensamos que también vamos a aportar algo a la economía de Bolivia. Por supuesto,

Foto: MHE

┣ De acuerdo a Total E&P Bolivie se espera que en a partir de septiembre luego de un aumento gradual de la producción, se llegue a 6,5 MMmcd y pico de 6,9 MMmcd en el marco de la Fase 1 del proyecto.

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El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Sánchez, acompañado de ejecutivos de Total y Gazprom realizaron una inspección en la Planta Incahuasi para verificar el avance de la obra.

la intención de Gazprom es de seguir desarrollando este proyecto y estamos evaluando la posibilidad de entrar lo más rápido posible en la fase II del proyecto”.

Sánchez destacó que Aquio – Incahuasi es un campo que se ha podido explorar y desarrollar, “los esfuerzos continúan pues hay un consenso con Gazprom y Total de iniciar rápidamente la fase II, para ello estamos en evaluaciones técnicas”.

Asimismo agregó que “la ingeniería básica, la de detalle y la procura de la construcción dirá si es que la fase II ingresará a finales del 2018 o principios del 2019”. ▲

petróleo & gas

┣ De efectuarse el descubrimiento comercial esperado, el monto total de inversiones a realizarse en actividades de exploración y explotación ascendería a aproximadamente $us 1.177 millones.

TEXTO: Redacción Central

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l presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Guillermo Achá, y el vicepresidente de Gas y Energía de la argentina YPF SA, Marcos Browne, firmaron un acta de conformidad que permitirá la suscripción del contrato de servicios petroleros para la exploración y explotación en el área Charagua.

De acuerdo a la nota de prensa de YPFB Corporación, Charagua se ubica en el departamento de Santa Cruz, en zona tradicional con una superficie de 99.250 hectáreas, donde se estiman recursos de aproximadamente 2,7 trillones de pies cúbicos (TCF). De efectuarse el descubrimiento comercial esperado, el monto total de inversiones a realizarse en actividades de exploración y explotación ascendería a aproximadamente $us 1.177 millones.

De verificarse este descubrimiento comercial, se conformaría una Sociedad de Economía Mixta (SAM) entre YPFB e YPF Exploración & Producción de Hidrocarburos de Bolivia SA, sociedad subsidiaria en Bolivia de YPF S.A. de la Argentina.

Asimismo, el presidente de la estatal petrolera, Guillermo Achá, y el gerente general de YPFB Chaco, Oscar Claros, firmaron el acuerdo que permitirá la suscripción de los contratos de servicios petroleros para la exploración y explotación en las áreas Itacaray y Aguaragüe Centro, ubicadas en zona tradicional.

Del 16 al 31 de Julio de 2016

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UBICACIÓN. En zona tradicional en Santa Cruz

YPF explorará el área Charagua

Itacaray está ubicada en el departamento de Chuquisaca y cuenta con una superficie de 56.250 hectáreas, donde se estiman recursos de 0,88 TCF. De efectuarse el descubrimiento comercial esperado, se tiene proyectado realizar inversiones en actividades de exploración y explotación por un monto de $us 309 millones.

Aguaragüe Centro se ubica en el departamento de Tarija y posee una superficie de 49.125 hectáreas, donde se estiman recursos de aproximadamente 0,59 TCF. De efectuarse el descubrimiento comercial esperado, se tiene proyectado realizar inversiones en actividades de exploración y explotación por un monto de $us 175 millones.

Una vez acordados los términos y condiciones de los respectivos contratos, así como convenida la suscripción de los mismos, estos serán remitidos a las instancias ejecutivas y legislativas del Estado Plurinacional de Bolivia para su correspondiente autorización y aprobación.

Los contratos de servicios petroleros para la exploración y explotación de hidrocarburos se encuentran dentro del paquete estratégico de contratos que YPFB ha negociado en la presente gestión y forman parte de las acciones que la estatal petrolera ejecuta para impulsar la exploración de los hidrocarburos en todo el territorio nacional, bajo un contexto de precios bajos del petróleo. ▲

de la estatal petrolera.

"Nos sentimos muy complacidos de poder ser socios estratégicos de YPFB en este proceso de industrialización de sus materias primas", insistió Carraza durante su exposición sobre el rol de la tecnología como agente de cambio en la industria petroquímica en el VI

itacaray. Está ubicada en Chuquisaca y cuenta con una superficie de 56.250 has, donde se estiman recursos de 0,88 TCF. aguaragüe Centro. Se ubica en Tarija y posee una superficie de 49.125 has, donde se estiman recursos de 0,59 TCF.

Los representantes del sector hidrocarburos a nivel nacional concretaron el acuerdo con Marcos Browne de YPF SA para exploración y explotación.

De izq a der. Guillermo Achá, presidente de YPFB, Luis Alberto Sánchez ministro de HIdrocarburos y Energía y Oscar Claros, gerente Gral de YPFB Chaco.

UOP ve a YPFB como socio estratégico en industrialización de materias primas ▶ La empresa Honeywell UOP USA ve a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) como socio en la industrialización de materias primas, afirmó José Carrazza, director Global de Negocios Petroquímicos Catalizadores Absorventes y Especialidades de dicha compañía, según una nota de prensa

Acuerdo - YPFB Chaco

Fotos: David Durán / Reporte Energía

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Congreso Internacional de YPFB Gas & Petróleo.

A juicio del ejecutivo UOP e YPFB empiezan una nueva relación energética. "Estamos casados y esto es para largo plazo", puntualizó. José Carrazza.

YPFB encara actualmente la construcción de la Planta de Urea

y Amoniaco y la Planta de Propileno y Polipropileno, proyectos que tienen que ver con la industrialización del gas natural. La construcción y el inicio de operaciones de las plantas de separación de líquidos de Río Grande de Santa Cruz y Gran Chaco de Tarija, sentaron las bases para la ansiada

industrialización del gas.

LA EMPRESA UOP, fundada en 1914, es una empresa dedicada a la trasferencia de tecnología y procesos que revolucionaron el área de refinación en petroquímica.

Con más de 500 clientes en 120 países UOP estableció una reputación en refinería, petroquímica, procesamiento de gas y las energías renovables líder de la industria en las áreas de desarrollo de la tecnología, la ingeniería y servicio técnico.

petróleo & gas

Del 16 al 31 de Julio de 2016

TEXTO: Redacción Central

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FIN. Atender la demanda energética de industriales y mineros

Energigas comprará 200 TMD de GNL del país Foto: David Durán / Reporte Energía

┣ La empresa de capitales peruanos invertirá 50 millones de dólares para desarrollar la infraestructura necesaria a fin de atender la demanda de Gas Natural Licuado en el vecino país.

Concretó alianza con YPFB.

E

nergigas tiene planificado comprar a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos al menos 200 toneladas métricas al día (TMD) de GNL para abastecer en el transcurso de los próximos dos años a empresarios industriales y mineros en el sur peruano. El combustible beneficiaría al menos a cinco millones de habitantes.

El gerente Comercial de Energigas, Pedro Gamarra, dijo que la empresa de capitales peruanos, invertirá $us 50 millones para desarrollar la infraestructura necesaria a fin de atender la demanda de GNL en el vecino país.

“En la parte técnica necesitamos apalancar todo lo que es tecnología para disponer de los tanques, los regasificadores y las bombas en las principales industrias del sur del Perú ubicadas en Puno, Arequipa, Madre de Dios, Tacna y Moquegua”, dijo el ejecutivo de Energigas.

Agregó que las inversiones se destinarán a transporte, ingeniería básica de detalle, ingeniería de construcción, equipos, tanques regasificadores a fin de atender a por lo menos unas 20 industrias en el sur del Perú.

De acuerdo a Gamarra, Energi-

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Diego Gonzáles - Posada de Cossío, presidente ejecutivo de Energigas.

gas tiene previsto abarcar todo el territorio peruano con el abastecimiento de gas natural licuado. “La idea no solo es comercializar en el sur del Perú por la accesibilidad desde Bolivia primero y luego atacar todo el Perú tranquilamente”.

La declaración de Gamarra se registró un día después de que Energigas suscribió un acuerdo comercial con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos de compra venta de 38 TMD de gas natural licuado (GNL) en el marco del VI

Congreso Internacional de YPFB Gas & Petróleo.

Con la puesta en marcha de la Planta de Gas Natural Licuado ubicada en Río Grande, Santa Cruz (Bolivia), se tendrá una producción de 210 toneladas métrica día de GNL. ENERGIGAS Es una empresa de capitales netamente peruanos. Tiene presencia en todo el territorio del vecino país por más de diez años. Sus niveles de inversión oscilan entre

Opinión Diego Gonzáles

presidente ejecutivo de Energigas

'En 3 meses comenzamos a recibir gas de Bolivia' El precio del GNL es muy competitivo en el Perú, puesto que hay un margen no muy grande pero que puede crecer más si aumenta el precio del petróleo. Ahora bien, todo lo que es el mercado peruano está a cargo de Energigas, mientras que YPFB es responsable de la planta de licuefacción y transporte hasta 60 camiones.

Con los volúmenes contratados vamos a atender unas 25 industrias y unos 16 surtidores. Después que se coloque el producto podremos rápidamente hablar de una segunda planta y sobre todo exportar el gas y darle un valor agregado. Se tendría que construir plantas de regasificación por industrias.

Vamos a estudiar los clientes y desarrollar tecnología nueva.

Estamos 12 años en el mercado, tenemos expertise. Energigas iba a hacer una planta de GNL por eso la alianza con YPFB. En tres meses comenzamos a recibir gas natural de Bolivia. En el sur no hay ductos, mientras no haya ductos no hay problema.

El contrato es por más de cinco años pero es renovable. El Gasoducto Sur Peruano puede que influya pero no se sabe cuánto va a demorar, tal vez sean muchos años más.

30 y 40 millones de dólares anuales. Comercializa diversos tipos de combustibles líquidos, GNC, GNL. Tiene más de 18 estaciones de ser-

vicio con múltiples combustibles.

Estaciones de conversión de gas natural. Cuenta con 400 clientes industriales. ▲

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especial vi congreso ypfb gas & petróleo

Del 16 al 31 de Julio de 2016

Seyed Mohammad Hossein Adeli

entrevista

Secretario general del Foro de Países Exportadores de Gas – Catar

‘Gas barato abrió nuevas oportunidades de mercados’ En su visita a Bolivia, el máximo representante del Foro de Países Exportadores de Gas – Catar, Seyed Mohammad Hossein Adeli, habló con Reporte Energía sobre el rumbo que ha tomado la industria gasífera.

Si bien la caída de los precios internacionales del petróleo afectó a la industria gasífera y a los Estados que dependen de los ingresos de esta actividad, se registró un mayor consumo de gas en países importadores llegando a competir con otros energéticos como el carbón y las energías renovables.

En este sentido, Hossein Adeli indicó que esta situación representa una gran oportunidad para que los productores reemplacen los ingresos perdidos por la baja de precios, con la venta de mayores volúmenes a nuevos mercados y segmentos de la matriz energética mundial.

Calificó a Bolivia como un país con potencial para exportar GNL (gas natural licuado) fuera de Latinoamérica, pero esto dependerá de las políticas y estrategias que se establezcan para ser un proveedor competitivo. ¿Cuál es la visión del Foro de Países Exportadores de Gas, respecto a la situación actual de la industria a nivel global por el tema de los bajos precios del petróleo y cómo afecta al sector gasífero?

Debido a que los precios del gas están indexados a los del petróleo, el precio del gas también disminuyó y ha afectado a la economía de los países productores en diferentes niveles, según la dependencia que tienen en los ingresos por hidrocarburos. Asimismo creó desafíos para ellos en términos de inversiones.

Pero esto no ha sido un desafío solamente para los países, sino

Perfil

Fotos: David Durán, Reporte Energía

texto: Edén García S.

• Hossein Adeli, es economista, diplomático y académico con amplia experiencia en el gobierno y sector privado en energía, economía y relaciones internacionales. Tiene dos doctorados en Administración de Empresas y Economía.

• En el gobierno de Irán ocupó posiciones como asesor del ministro de Petróleo en Asuntos Internacionales, viceministro de Relaciones Exteriores y Asuntos Económicos, gobernador del Banco Central de Energía, asesor del presidente de Irán, así como Embajador Iraní en el Japón, Canadá y Reino Unido.

• El experto ha sido fundamental en las reformas económicas después de la guerra en Irán, sirviendo como principal negociador de los ductos principales y proyectos off-shore. También fue presidente de la Junta Directiva de la Empresa Nacional Iraní de Exportación de Gas. • Asumió el cargo como Secretario General del Foro de Países Exportadores de Gas el 1 de enero de 2014 y recibió la Orden "El Sol Naciente, Oro y Estrella de Plata" del Emperador de Japón.

para las empresas del rubro que sufrieron pérdidas sustanciales y se han visto obligados a reducir sus presupuestos de inversión.

Entonces se ha tenido un impacto negativo.

Sin embargo, al mismo tiempo se ha generado una oportunidad importante, porque cuando el gas se abarató promovió una mayor demanda y ahora tenemos más mercados que antes. Hoy en día el

"Esto no ha sido un desafío solamente para los países, sino para las empresas del rubro que sufrieron pérdidas sustanciales"

gas está compitiendo incluso con el carbón y también está en una posición competitiva con la energía renovable.

Pensamos que aparte de esta coyuntura, el tema del cambio climático del calentamiento global también nos ha ayudado. Entonces deberíamos tomar estas oportunidades para aumentar nuestra participación en el mercado, vender más y compensar de esta ma-

nera la caída de los ingresos. ¿Cómo ha visto las respuestas que han dado los países y las empresas a nivel global ante esta situación difícil por la caída de los precios?

Como resultado la mayoría de las empresas grandes que están en el negocio del gas y petróleo han puesto su vista y enfocado su visión con mayor empeño a lo que es el tema de la producción de gas.

Shell ha comprado BG y se ha convertido en la mayor empresa de gas a nivel mundial, Total ha anunciado que se va a enfocar más en este recurso y el resto, como Exxon Mobil y otras empresas, han declarado que se están orientando más a esta industria. Algunas de estas compañías inclusive han hecho declaraciones conjuntas.

Las respuestas de las empresas ante la coyuntura que existe han sido favorables para el gas.

Los países exportadores están encarando el tema de cómo van a generar mayores ingresos y los países importadores están teniendo la oportunidad de aumentar su capacidad de consumo de gas. ¿Hay posibilidades que en el futuro los precios del gas natural puedan separarse de los precios del petróleo tomando en cuenta la situación actual de la industria?

Mi percepción es que hoy en día la estructura de precios está bajo una situación de muchas modificaciones y cambios que hay que mirarlo a detalle, porque muchos contratos existentes se basan en los precios del petróleo. La fórmula de indexación con el índice del petróleo es la dominante en este momento.

Del 16 al 31 de Julio de 2016

especial vi congreso ypfb gas & petróleo

"No creo que más bajo de 2 dólares por millón de BTU permitiría que las empresas puedan producir. Los precios son muy bajos y aparentemente hemos tocado fondo" Pero también ha habido la aparición de nuevos mecanismos de establecimientos de precios, el Spot, los precios del HUBs como Henry HUB, el NBP y TTF. Hay HUBs que se han convertido en referentes para determinación de precios y hay algunas otras que tienen elementos que se mezclan de diferentes fórmulas, llamadas Mecanismos Híbridos.

Entonces nuevos mecanismos han emergido, pero siempre que la competencia entre los diferentes combustibles vaya a continuar, la vinculación al petróleo tiene sentido, tal vez no solo en el petróleo, de repente también con otros pro-

ductos. Tenemos que esperar y ver. ¿Usted coincide con lo que dijo el vicepresidente de Bolivia que la parte más difícil para la industria del gas, por los bajos precios, ha pasado?

Los precios del gas son muy bajos y aparentemente hemos tocado fondo, no pienso que pueda bajar más de eso. No creo que más bajo de 2 dólares por millón de BTU permitiría que las empresas puedan producir.

Creo que hay una sensación general de que ya tocamos fondo, lo que quiere decir que de ahora en adelante vamos a subir. Mu-

chos analistas en el mundo están hablando de repunte de precios en petróleo y la tendencia rebote es que los precios del gas también van a subir.

Usted mencionaba que hay oportunidades de nuevos mercados para el gas ¿Considera que Bolivia tiene una oportunidad para su gas más allá de Argentina y Brasil?

Eso depende de las políticas de Bolivia, pero evidentemente existe una mayor demanda de gas, aunque también habrá una abundancia de suministro en los próximos 5 años. Esto implica una competencia para obtener mayor participación en el mercado y de eso dependerán mucho las estrategias que los países vayan a adoptar.

Si tu estrategia es ir más allá de Latinoamérica con el GNL, no creo que eso sea imposible. ¿Cómo ha visto el desarrollo de shale gas en este contexto de bajos precios?

Es difícil ver un crecimiento del shale gas, aunque en Estados Unidos ha crecido de tal manera que impactó a la industria. En los próximos cuatro a cinco años

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"Estoy bastante seguro que con la capacidad que he visto en Bolivia, se tiene todas las condiciones para que el evento se lleve a cabo de una manera exitosa" habrá 846 mil toneladas de gas natural líquido en el mercado proveniente de Estados Unidos. Pero por los precios bajos tal vez haya una demora.

Va haber probablemente la misma cantidad disponible de Australia, pese a que los precios bajos han retrasado el cronograma que estaba manejando como país exportador.

Mi percepción es que estos precios bajos no son buenos para el shale gas y este desarrollo será bastante limitado.

Hoy en día está limitado en Estados Unidos y para una pequeña escala en China. Es difícil que en

otras regiones se desarrolle a gran escala.

El próximo año se va a desarrollar en Bolivia la reunión del Foro de Países Exportadores del Gas ¿Cuál es la expectativa de hacer la reunión aquí?

La cumbre es el evento más importante del gas a nivel mundial, porque estos países que forman parte del Foro poseen el 67% de las reservas de gas en el mundo.

Estoy bastante seguro que con la capacidad que he visto en Bolivia, se tiene todas las condiciones para que el evento se lleve a cabo de una manera exitosa. ▲

especial VI congreso ypfb gas & Petróleo

Las actividades de E&E se centrarán en San Telmo, Huacareta, Boyuy, Charagua, Río Hondo, Morteros, Incahuasi Norte, Najegua, La Peña Profundo, Río Grande Profundo, Astilleros y Aquío 1002.

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TEXTO: Redacción Central

A

unque la coyuntura actual de precios del petróleo no es favorable y la declinación de la producción de megacampos está en marcha, el Gobierno Nacional apunta a subir las reservas de gas natural de cerca de 11 Trillones de Pies Cúbicos (TCFs por sus siglas en inglés) actualmente a 30 TCF's en los próximos años.

De acuerdo a los datos brindados por el vicepresidente del Estado Plurinacional, Álvaro García Linera, en el VI Congreso YPFB Gas y Petróleo, el país llevará adelante actividades de exploración y explotación en los siguientes campos: San Telmo, Huacareta, Boyuy, Charagua, Río Hondo, Morteros, Incahuasi Norte, Najegua, La Peña Profundo, Río Grande Profundo, Astilleros y Aquío 1002, cuyas áreas se estiman que tienen un potencial de 23 TCFs. De esta manera según García Linera “las reservas que tenemos hoy a ser certificadas de cerca de 11 TCFs, va incrementarse en los siguientes años cerca de 20 a 30 nuevos TCF”.

Por otro lado señaló que Bolivia incrementó sus reservas de gas en 4.5 trillones de pies cúbicos (TCF) en diez años de la nacionalización de los hidrocarburos, “En lo que va de nuestra gestión, en estos diez últimos años, hemos logrado incrementar las reservas por un total de 4.5 TCFs que es de hecho la mitad de las reservas que tenemos hoy", señaló el segundo mandatario.

Para 2010 el país tenía certificadas sus reservas en 10 TCFs y durante la presente gestión el Gobierno Nacional calcula que llegará a 11 TCFs. "Eso significa que hemos aumentado exportación y consumo interno, pero las reservas fueron repuestas y mejoradas. No estamos contentos, nos gustaría mostrar más, pero esto muestra un uso sano, racional y planificado de las mismas, remarcó.

En 1996 el país tenía 3.7 TCFs de reservas de gas. Entre 1999 y 2004 se registró un incremento artificial de las reservas que tuvo que ver con tres aspectos: ausencia de control estatal, el uso de las

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Del 16 al 31 de Julio de 2016

COYUNTURA. Pese a la crisis global de precios del petróleo

Anuncian millonarias inversiones para captar 30 TCF’s de reservas

Cifra

Foto: David Durán / Reporte Energía

10

11 TCF

reservas. Volumen de reservas actuales de gas natural calculadas por el Gobierno Nacional

reservas para mejorar el precio de las acciones en los mercados y por la intención de exportar gas a Estados Unidos, indicó García Linera.

En este marco se destacan las reservas descubiertas en nuevos campos de áreas de exploración comprendidas entre 2008-2015 como el Dorado, Aquío, Incahuasi, Dorado Oeste y Colorado de 1.2 TCFs certificadas.

En áreas con contratos de exploración: Curichi, Tajibo, Palo Marcado, Carrasco Este, Santa Rosa Este, Junín Este, Dorado Este que suman 0.3 TCFs, las reservas descubiertas en campos existentes que comprenden Iquiri Campo Río Grande, Iquiri Los Sauces, Margarita H3, Icla, Santa Rosa que incrementaron en 1.1 TCFs y por reclasificación de reservas en los principales campos como Sábalo y Margarita, producto del desarrollo de estos campos, aumentaron las reservas en 1.83 TCFs. A su vez Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) anunció para el quinquenio 20162020 la ejecución de una inversión de más de $us 12.681 millones en el sector hidrocarburos con lo que se buscará incrementar reservas, producción de gas y líquidos, además de continuar con la industrialización del gas natural.

El 2005 las inversiones llegaron en el sector hidrocarburífero a $us 246 MM, mientras que el 2014 estas alcanzaron $us 2.000 MM y este año serán de $us 2.400 MM. “Esto es lo que resaltan en los foros más importantes del mundo, de que Bolivia no para las inversiones, a partir de eso hay una gran demanda de nuevos mercados tanto privados como de estados

El vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera, afirmó que se incentivará la participación del sector privado en la industria.

Confían que incentivos atraerán recursos ▶ El vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera, expresó su confianza en que la política de incentivos para la inversión en la industria petrolera en exploración y explotación de hidrocarburos atraerá recursos externos para avanzar en la política de convertir al país en el centro energético del continente.

“Hemos establecido un régimen de incentivos para atraer la inversión. Ninguna empresa se ha ido del país; al contrario, en plena crisis internacional por el precio del petróleo se han acercado 2 nuevas empresas porque Bolivia tiene reglas claras, porque Bolivia es un país con enormes mercados y porque es un país con una economía estable, ningún país crece al 5% anual”, dijo.

La atracción de inversión extranjera forma parte de los cinco pilares de la política energética en Bolivia junto a la garantía del abastecimiento del mercado interno, industrialización del gas como materia

que nos ofrecen comprar más gas, además que Bolivia se está industrializando con nuevas plantas como la de Amoniaco - Urea, Litio, Mutún y el nuevo gran pilar econó-

prima, consolidación y ampliación de los mercados y convertir a Bolivia en país exportador de energía eléctrica, donde el gas natural juega un papel importante dentro de la generación mediante fuentes termoeléctricas.

En esta línea señaló que los cinco pilares son un modelo económico que permite enfrentar la crisis económica por la caída del petróleo, “es un modelo que funciona, realista, cauto pero a la vez expansivo y es a este programa de inversiones que el gobierno ha definido para este quinquenio y decenio, que invitamos a todos, especialistas, inversionistas, empresas extranjeras y bolivianas”.

En el marco para la reglamentación de la Ley N° 767 de “Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera”, se promulgó el Decreto Supremo N° 2830/2016 el cual tiene como objetivo promover las inversiones y actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en el país.

mico que será el sector eléctrico”, expresó el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez.

La autoridad dijo que “mientras en toda la región se habla de

la crisis del precio del petróleo, Bolivia ve esta coyuntura como una oportunidad para consolidarse como el Corazón Energético de Sudamérica”. ▲

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especial VI congreso ypfb

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El VI Congreso YPFB Petróleo & Gas fue el escenario durante sus breaks no sólo para el descanso, sino también para profundizar la relación entre ejecutivos de las compañías presentes.

Los participantes de la cita internacional aprovecharon la ocasión para intercambiar puntos de

Damián Gustavo Bernardín (izq) y Christian Hernán Díaz (der) representantes de la empresa ABB estuvieron presentes en el evento.

Carlos Alberto Antelo de YPFB Chaco SA (izq) y Rafael Aguilar de Schlumberger (der) un ejemplo de la cercanía entre compañías público privadas.

Fotos: David Durán / Reporte Energía

Café y networking, de la industria vista acerca de la situación actual de la industria de los hidrocarburos y energía a nivel global, regional y nacional.

En este marco resaltó la presencia de representantes de empresas extranjeras quiénes se fueron satisfechos con los anuncios efectuados.

De izq. a der. Oscar Barbán (Tecna), Federico Jesús Pardo (Tecna), Milton Morejón (Gazprom International) y Juan Carlos Ortiz (Tecna Bolivia SA).

Altos ejecutivos de Halliburton. De izq. a der. Hernán Martínez, Cecilia Medrano, Ignacio Sainz y Adrián Bereilh.

De izq a der. Carlos Cañete ministro de Paraguay, Eddie Jara Pdte. de Petropar y Raúl Silva asesor de Hidrocarburos de Paraguay.

La delegación rusa de Gazprom con Milton Morejón (izq), Jorge A. Roca (centro), Roman Kuznetsov (der).

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De izq a der: Jorge Flores y Carlos Carrillo de Bolpegas acompañados de Franz Lino de Refinería Oro Negro SA.

Klaus Benjamín Intergas (izq) y William Montero IPE Bolivia (der).

Funcionarios de YPFB Refinación fueron los encargados de mostrar en el stand principal del Congreso a los visitantes tres proyectos importantes que benefician al país.

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Yussef Akly, CBHE (izq) y Mario Calvetty de YPFB Transporte (der).

Juan José Dauria de PAE (izq) y Salomón Akly de Pluspetrol (der).

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especial VI Congreso YPFB

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Seyed Hossein, Strio Gral del

Pal Rasmussen, Strio Gral de la Unión Internacional del Gas (IGU)

Vladimir Ilyanin, encargado de Negocios Upstream de GAZPROM

Mike Fulwood, Director de Gas Global & GNL de Nexant

Chen Rui, Dir. de Investigación

Oportunidad: Posicionar al gas como combustible limpio para reducir el calentamiento global y enfrentar el desafío de la dinámica del mercado, compuesto por: i) la diversificación de clientes a través del GNL que permite generar mayor flexibilidad para transportar gas, ii) el desarrollo de nuevas tecnologías para reducir costos de producción y iii) la desvinculación del precio del gas de los precios del petróleo.

masificación: A través de un mayor uso del gas en la generación de energía, se reduce la contaminación en ciudades urbanas, proporcionando así una mejor calidad de vida. El gas natural será una parte importante de la solución energética limpia a futuro. El IGU apoya las políticas que reducen las emisiones de GEI tales como: i) la eficiencia energética, y ii) el uso de energías renovables.

modelos de precios: La coexistencia de diferentes mecanismos de formación de precios crea variedad de sistemas de fijación de precios en la industria global de gas natural, destacándose entre ellos: i) el modelo de indexación al petróleo, ii) el modelo Hub puro y iii) el modelo Híbrido referido a una combinación fija (Hub puro) y variable (indexado). Este último representa la mejor opción para la industria del gas.

medición: Los resultados de la Encuesta 2015 realizada por IGU y en concordancia con la presentación de Gaxprom, mostró que debido a una reducción en la demanda de gas se creó una brecha entre los precios spot y el precio indexado al petróleo, por lo que concluyó que introducir componentes fijos en la determinación de precios del gas reduce la volatilidad de los mismos.

Perspectivas: Es importante tomar en cuenta el comportamiento de la demanda energética en China tanto para el petróleo como gas natural, sustentadas en reformas económicas recientes, la estructura industrial y el crecimiento del consumo interno desde una óptica optimista, moderada y pesimista. En China el uso de combustibles contaminantes disminuirá a favor de energía más limpia.

Foro de Países Exportadores de Gas

┣ Los acuerdos alcanzados en la COP 21 y el aumento de la demanda del fluido permiten avizorar un escenario favorable para el sector gasífero.

Afirman que Bolivia continuará abasteciendo sus mercados a nivel regional.

TEXTO: franco garcía S.

P

ese a la coyuntura de bajos precios del petróleo a nivel global, los expertos participantes del VI Congreso YPFB Gas y Petróleo proyectaron un crecimiento importante en la industria del gas natural del Gas Natural Licuado (GNL) para los próximos años tras los acuerdos alcanzados en la cumbre climática COP21.

En esta línea Hossein Adeli, Secretario General del Foro de Países Exportadores de Gas indicó que la industria del gas natural se encuentra en un proceso de transición caracterizado por tres aspectos: i) la innovación tecnológica, ii) las dinámicas del mercado y iii) los compromisos de reducción de emisiones de gas establecidos en la última Conferencia Internacional sobre Cambio Climático.

Asimismo en el panel denominado desafío del desarrollo tecnológico y la innovación en la gestión

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del mercado del petróleo de CNPC

coyuntura. pese a la crisis en la industria a nivel global por bajos precios del petróleo

Expertos proyectan opor de crecimiento para el ga del upstream de la industria petrolera y gasífera dentro del nuevo contexto energético se destacó el concepto de resiliencia, entendido como un proceso integral y sumamente dinámico que permite a los países y empresas sobreponerse a circunstancias adversas, no sólo para sobrevivir sino para desarrollarse y cumplir sus objetivos a plenitud.

De igual forma abordaron el concepto de resiliencia aplicándolo también al mercado del GNL, toda vez que ante un contexto de sobreoferta, la baja de precios de petróleo a los cuales están indexados se generan oportunidades haciendo uso de su principal fortaleza que es la flexibilización del suministro de GNL. Por otro lado se manifestó que “Bolivia continuará abasteciendo sus mercados a nivel regional siendo un proveedor confiable y competitivo” aunque se genere un mayor desarrollo del Gas Natural Licuado dado que el mercado ob-

jetivo del gas del país difiere de los mercados objetivo del GNL. El VI Congreso Internacional de YPFB Gas y Petróleo 2016, denominado Resiliencia: el accionar de la industria del gas y petróleo conllevó la presencia de más de mil personas y numerosa cantidad de empresas del sector privay estatal do de Bolivia y de otras partes del exterior.

La cita internacional se llevó a cabo en Santa Cruz de la Sierra, sede del evento oportunidad en la que se pudo escuchar de parte del Gobierno Nacional, mediante el vicepresidente del Estado Plurinacional, Álvaro García Linera, y de su principal empresa Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos los planes en el sector hidrocarburos y energía que se tienen previstos para los próximos años.

Del mismo modo durante el encuentro se presentó un Stand para dar a conocer tres destacados proyectos de refinación en los últimos 10 años. ▲

El VI Congreso Gas y Petróleo de YPFB sirvió de escenario para mostrar los planes de inversión y desarrollo del sec

especial VI congreso YPFB

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Bob Fryklund, Jefe de Estra-

Olga del Signore, Gte Gral de Servicios de Licencia y Tecnología

José Carraza, Director de negocios globales de Lyondellbasell

Rodrigo Costa Lima, Gte

ejecutivo de gas natural de Petrobras

Carlo Colo, Gerente Ejecutivo de Exploración y Desarrollo de YPF SA

precio: El mercado del Cono Sur está en proceso de equilibrio con una nueva oferta de gas, que será absorbida por la creciente demanda, lo cual puede propiciar un precio más uniforme en la región. Bolivia debe incrementar su inversión y diversificar su portafolio energético. El crecimiento económico y las políticas dirigidas al cuidado del medio ambiente pueden influir en el mayor uso de las energías renovables.

productos petroquímicos: Para capturar el valor de las poliolefinas existen dos estrategias: i) economía y eficiencia y ii) el valor agregado a los productos, las cuales pueden ser alcanzadas mediante la maximización de los rendimientos de las materias primas, los costos bajos de operación y capital, así como la adaptación a cambios rápidos de las necesidades del mercado.

tecnología: A medida que se introducen nuevas generaciones de tecnología en la industria petroquímica se ha evidenciado una disminución en el costo por unidad de producción, esto significa que “es necesario realizar innovaciones continuas a largo plazo y propiciar un cambio de paradigma en la industria a fin de pasar de un apoyo técnico proactivo a un apoyo técnico preventivo.

cambio: El reposicionamiento de Petrobras en la industria del gas parte por cambios legales y regulatorios que vienen siendo demandados por los agentes de la industria y estudiadas por las autoridades brasileñas a fin de propiciar una nueva dinámica al mercado brasileño por lo que Bolivia como proveedor de este mercado debe estar atento a los cambios para aprovechar las oportunidades que surgirán.

retos: Se requiere analizar los desafíos en la elaboración de estrategias dirigidas al logro de ventajas competitivas, destacando la necesidad de un relanzamiento de la exploración de gas y petróleo en la zona de Vaca Muerta, nuevas cuencas y offshore.

Bolivia es un socio para la exploración y explotación en zona no tradicional, en razón a las sinergias que compartimos en la región.

tegias de Upstream de IHS Inc.

ctor hidrocarburos en los próximos años liderizados por la estatal petrolera de Bolivia.

Fotos: David Durán / Reporte Energía

rtunidades as natural panel1. Se refirió al desafío del desarrollo tecnológico y la innovación en la gestión del upstream de la industria petrolera y gasífera dentro del nuevo contexto energético. Se debatió en base a tres objetivos: i) un análisis en cuanto al contexto actual de la industria, ii) innovación tecnológica y iii) desarrollo de la industria. De izq. a der. Jorge Ciacciarelli, Alex Moody Stuart, Steven Knabe y Gerardo Kuracz.

panel 2. Se enfocó en el comercio mundial de GNL y su impacto en la región. Abordó la futura determinación de los precios de gas natural, las adiciones a la oferta global de GNL, debilitamiento en el crecimiento de la demanda y el papel que jugará la ampliación del Canal de Panamá en la comercialización sobretodo en la región. De izq. a der. Vanessa Viola, Andrés Sannazzaro y Patricia Maureen Robert.

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Andrés Sannazzaro

entrevista

gerente de Desarrollo de Negocios División Gas & Energía de Repsol – España

'El GNL influenciará a las exportaciones bolivianas de gas' El ejecutivo de Repsol – España analiza el creciente mercado del gas natural licuado (GNL) en el mundo, sus desafíos y los efectos que tendrá a nivel regional y nacional.

El comercio de GNL a nivel mundial se ha incrementado, planteando desafíos y oportunidades ¿Cuál es su visión de la situación actual de esta industria?

El GNL está atravesando por un momento particular de sobreoferta de volúmenes y de bajos precios, tanto en los contratos de largo plazo vinculados generalmente al Brent en petróleo, como en spot, que son contratos relacionados a Hubs, como el Henry Hub, el NBP y otras.

Es un mercado muy fluctuante y suponemos que este entorno, en el que estamos ahora, es una eventualidad y que podría llegar a cambiar en el mediano plazo. ¿A qué se puede atribuir este incremento en la oferta de GNL que se tiene a nivel global?

Los principales motivos están relacionados con el gran número de proyectos que han aparecido en países donde se tiene una facilidad de acceso en la financiación, una mano de obra competitiva e infraestructura, los cuales han permitido que en países como EEUU, Australia, Canadá se pueda desarrollar esta industria en un periodo corto de tiempo.

Por ejemplo, en Estados Unidos hay construcción de plantas por más de 50 millones toneladas por año y los proyectos que hay en construcción ahora a nivel mundial suman 141 millones de toneladas por año.

Entonces actualmente experimentamos un entorno de so-

Perfil

Foto: David Durán / Reporte Energía

texto: Edén García S.

• Es ingeniero industrial de la Universidad Nacional de Rosario, Argentina, Master en Refinación, Gas y Mercado del Instituto Superior de la Energía, Madrid, España.

• Ha desarrollado diversas actividades dentro del sector del gas natural y el GNL trabajando, además de Repsol, en Gas Natural Fenosa y Stream.

• En los comienzos de su carrera profesional trabajó en la industria de la construcción industrial, viviendo en la selva amazónica peruana y en Pisco, involucrado en el proyecto Camisea.

breoferta de GNL. En la región hay algunos países que han tomado la iniciativa para construcción de plantas de regasificación, incluso para poder distribuir este gas que llega por barco a otros países, como es el caso de Chile que ahora provee a Argentina ¿Cuál es el futuro para Latinoamérica con este tipo de iniciativas?

El GNL, en este sentido, tiene un rol integrador y creo que puede cumplir esa función de conexión entre países productores de gas que desarrollan sus proyectos de exportación mediante plantas de licuefacción con países demandantes que tienen una planta de regasificación.

El mismo rol que cumplen hoy en día los gasoductos, el GNL también puede hacerlo con la ventaja de otorgar una mayor flexibilidad.

Hablando un poco de la competitividad de la industria

del GNL frente al tema de los gasoductos, si bien hay una diferencia importante ¿Es posible que hoy en día se puede reducir esa brecha y que el GNL pueda ser más accesible en los mercados?

Dentro de la cadena de valor hay una serie de componentes de costos que son inevitables en el caso del GNL, relacionados en la licuefacción del gas, transporte marítimo y la regasificación, eso es un poco lo que entra en competencia con un suministro convencional, a través de gasoductos.

Ahora bien, hay proyectos que ya tienen comprometidos ese pago de tarifa de licuefacción que para momentos puntuales, es decir, cargamentos puntuales, pueden llegar a tomar como costos hundidos y disminuir en el precio de venta quitando este elemento de costo. Pero esto solo podrá pasar para cargamentos en particular, no para contratos de largo plazo.

De cualquier manera el gas por tubo y el GNL deberían verse como complementos más que como competidores.

¿El contexto actual mundial de bajos precios de petróleo implica una oportunidad para la expansión del GNL a nuevos mercados?

Es un desafío para la industria, porque con estos precios bajos y la sobre oferta, los productores tienen que ver de qué manera optimizar al máximo su cartera, sus trayectos y logística como para poder llegar a los mercados de una manera muy competitiva.

Claramente el GNL viene a reemplazar a los derivados del petróleo utilizados en mercados como la generación eléctrica.

Cómo los precios están en niveles bajos, el gas natural necesita ser lo más competitivo posible para desplazar a esos otros combustibles. ¿Cuál es el posicionamiento que ve de Bolivia como un país exportador de gas natural y las posibilidades que puede tener hacia delante de incursionar en GNL a gran escala?

Yo creo que a medida que la región se vaya integrando cada vez más, a pesar de que Bolivia pudiera o no tener una actividad directa en lo que es GNL, este mercado de alguna manera influenciará en lo que es la exportación de volúmenes de Bolivia.

Con esto no quiero decir que el GNL podrá desplazar los volúmenes que hoy en día se exporta, pero sí de alguna manera puede llegar a influenciarlo, entonces creo que Bolivia tendrá que mirar de alguna manera lo que pasa en el mercado del GNL para estar al tanto, para saber qué es lo que ofrece y el elemento diferenciador que puede ofrecer Bolivia como suministrador de gas natural por tubos. ▲

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Petróleo & GAs

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Desarrollo. PAra mediano plazo

Tarija apunta a diversificar su economía altamente gasífera Datos

Foto: Archivo RE

┣ La caída de los precios del barril de crudo a nivel internacional afectó de gran manera al principal departamento productor de hidrocarburos del país, por ello se busca alternativas para generar desarrollo en otros rubros productivos.

Hidrocarburos. Tarija produce actualmente el 70% de los hidrocarburos en Bolivia.

Crisis. Debido a la reducción de ingresos, la Gobernación de Tarija señala que no cuenta con los fondos suficientes para cumplir con todos sus compromisos de inversión.

TEXTO: Edén García S.

E

l departamento de Tarija busca a mediano plazo estimular las condiciones para un nuevo desarrollo más allá del gas natural, con la ejecución de un portafolio de proyectos en diferentes áreas productivas.

La caída de los precios internacionales del petróleo originado a mediados del 2014, que pasó de superar los $us 100 por barril a $us 26 en enero del 2016, fue dramático para Tarija, productor del 70% de los hidrocarburos en el país.

En este sentido, el nuevo secretario de Energía e Hidrocarburos de la Gobernación de Tarija, Boris Gómez, indicó a Reporte Energía que mediante la nueva Agencia de Desarrollo, creada en la gestión del actual gobernador Adrián Oliva, se prevé generar industrias, proyectos y emprendimientos económicos.

Acompañado a este plan de mediano plazo, Gómez señaló que en Bolivia debe implementarse una nueva política energética que elimine la visión ‘rentista’ de sólo gastar los recursos que se reciben por la explotación de hidrocarburos, sin un horizonte de desarrollo y diversificación de la economía.

Observó que en el país no se generó fondos de inversión como en Noruega o Emiratos Árabes Unidos, que utilizaron sus ingresos por venta de petróleo y gas para diversificar sus economías en otros rubros.

De momento Tarija pasa por un momento de crisis en materia de ingresos, no solo por la caída de precios, sino también por una disminución en la producción que se experimenta en los reservorios del megacampo San Alberto (ubicado

en Tarija).

“A menos precio y volúmenes de exportación obviamente hay menos ingresos para Bolivia y para las regiones productoras. La más afectada es Tarija”, manifestó Gómez.

Esta reducción en los ingresos ha ocasionado que la Gobernación de Tarija no pueda financiar proyectos y pagar compromisos contraídos, en muchos casos, por la anterior gestión.

Por ello, el gobernador de Tarija ha solicitado con urgencia al Gobierno Nacional la aprobación de un Plan de Rescate Financiero que permita hacer frente a los diferentes programas de desarrollo en este departamento.

“Tarija necesita de Bolivia, Tarija le ha dado mucho al país y necesita que el país le de algo”, explicó el gobernador de este departamento en referencia a éste tema.

Datos proporcionados por la Secretaría de Energía e Hidrocarburos de Tarija muestran que las regalías cayeron en un 31% en el 2015 con relación al año anterior, alcanzando los Bs 2.517 millones.

Para el 2016 se espera que descienda aún más, ya que en el primer semestre se registró una recaudación total de Bs 878 millones.

Otro aspecto importante mencionado por el recientemente posesionado secretario de Energía e Hidrocarburos, es que se requiere mayor transparencia e información precisa sobre ingresos por regalías, IDH (Impuesto Directo a los Hidrocarburos) y conciliaciones de cuentas con el Gobierno Nacional para tratar de reducir el impacto negativo de la caída de precios del crudo.

Para ello, se espera el nombramiento de un nuevo representante de Tarija en el Directorio de YPFB,

San Alberto es el megacampo hidrocarburífero tarijeño que ha reducido considerablemente su producción en los últimos años.

Fuente: Secretaría de Energía e Hidrocarburos de la Gobernación de Tarija.

para tener acceso a información clara y precisa en el proceso de revisión de cuentas entre este departamento, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía y YPFB. “Ratifico que es importante, de aquí en adelante, que Tarija intervenga con solidez y proactividad en la propuesta de formulación de la política energética de Bolivia para el próximo decenio y evitar otro apuro financiero en la mayor productora de hidrocarburos de Bolivia”, apuntó Gómez. ▲

Fuente: Secretaría de Energía e Hidrocarburos de la Gobernación de Tarija.

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┣ Los recursos no convencionales representan una fracción importante del gas y petróleo existente en varios países de América Latina y el Caribe.

Por ello, un informe de Arpel presenta propuestas para su desarrollo.

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Informe. Arpel ve un gran potencial para su desarrollo en la región

Hidrocarburos no convenc garantizan diversificación

TEXTO: Edén García s.

E

l desarrollo sostenible de recursos hidrocarburíferos en reservorios de baja permeabilidad, comúnmente llamados hidrocarburos no convencionales, puede garantizar la diversificación del portafolio de la matriz energética en países de América Latina y el Caribe (ALC), según un informe de la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (ARPEL).

La seguridad y diversificación energética es un asunto que centra la atención y esfuerzos de los de los países de la región, los cuales buscan en diferentes fuentes la satisfacción de la demanda por recursos energéticos.

En este sentido, el informe de Arpel denominado ‘Oportunidades para el desarrollo de petróleo y gas no convencional en América Latina y el Caribe’, presenta propuestas para que el desarrollo de hidrocarburos no convencionales se realice en la región de una manera sostenible y permita a los Estados alcanzar mayores niveles de prosperidad.

“Los hidrocarburos no convencionales presentan una oportunidad histórica para abastecer a la región de la energía”, destaca el documento.

Viabilidad económica El informe señala que los aspectos asociados a las inversiones y costos de la exploración y el desarrollo de hidrocarburos no convencionales tienen diferencias significativas respecto de los reservorios convencionales a lo largo de su ciclo de vida.

Las tasas de declinación son mucho más elevadas en la industria no convencional. Esta característica propia hace que el mantenimiento de la curva de producción se deba sostener con la perforación de nuevos pozos con sus respectivas tareas de estimulación.

Todo esto requiere de inversiones relevantes adicionales para sostener un perfil de producción que permita alcanzar los márgenes económicamente viables en

Potencial gasífero en Latinoamérica

País

Argentina México Brasil Venezuela Paraguay Colombia Chile Bolivia Uruguay

Reservas probadas de gas natural convencional (tcf)

11,6 12,3 16,4 197,1 0,0 5,7 3,5 10,5 0,0

Recursos técnicamente recuperables de gas de shale (tcf) 802,0 545,0 245,0 167,0 75,0 55,0 48,0 36,0 2,0

Producción de gas en 2014 (tcf)

1,24 2,04 0,69 1,02 0 0,40 0,04 0,77 0

Fuente: EIA, 2013 – EIA, 2015 – BP, 2015

Potencial petrolero en Latinoamérica

País

Argentina Venezuela México Colombia Brasil Paraguay Chile Bolivia Uruguay

Reservas probadas de petróleo convencional (millones de barriles)

2.327 298.350 11.079 2.445 16.154 0 150 210 0

Recursos técnicamente recuperables de petróleo de shale (millones de barriles) 27.000 13.400 13.100 6.800 5.300 3.700 2.300 600 600

Producción de petróleo en 2014 (millones de barriles)

Argentina es el país que mayor avance ha tenido en el desarrollo de esta industria, especialmente, con el tight ga

229,6 992,4 1.016,2 361,4 856,3 0 5,5 24,5 0

Fuente: EIA, 2013 – EIA, 2015 – BP, 2015

el proyecto de desarrollo.

Por otra parte, Arpel detalla que la heterogeneidad de los reservorios no convencionales implica que prácticamente no existen dos reservorios similares. Por lo tanto, la inversión requerida en su caracterización es muy superior a la del desarrollo convencional, en especial en su etapa inicial.

Asimismo, la logística, infraestructura y las operaciones necesarias para la producción de hidrocarburos no convencionales son particularmente desafiantes por la escala de las mismas.

“Se requiere no sólo el movimiento de material para la construcción de pozos, sino también la movilización de insumos y equipos para la realización de la estimulación hidráulica”, apunta el informe.

Aspectos sociales y ambientales Las técnicas utilizadas para

el desarrollo del petróleo y gas no convencional no son nuevas para la industria. La estimulación hidráulica ha sido utilizada por la industria de manera segura por más de 50 años.

Sin embargo, dado el desconocimiento en la población, existe preocupación en la comunidad sobre los posibles impactos del uso regular de esta técnica para el desarrollo de recursos no convencionales.

Para Arpel, al igual que toda actividad humana el desarrollo de los recursos no convencionales debe realizarse de manera responsable, asegurando la protección ambiental y la responsabilidad social, y bajo criterios de desarrollo sostenible que los propios Estados se fijen en materia de recursos energéticos.

Diversos estudios científicos citados por este informe demuestran que los hidrocarburos no convencionales se pueden

desarrollar de forma sostenible.

Tomando en cuenta que la perforación y completación de pozos a reservorios no convencionales, demanda una mayor cantidad de agua que los reservorios convencionales, Arpel señala que la regulación y el monitoreo del uso del recurso hídrico en estos proyectos debe estar acompañado de los nuevos avances tecnológicos, para reducir la huella hídrica de las operaciones.

“El desarrollo social y ambientalmente responsable de los recursos no convencionales debe complementarse con una comunicación eficiente y transparente”, indica Arpel.

Aspectos regulatorios Un punto fundamental, destacado por el informe, para el desarrollo sostenible de los recursos no convencionales es que el marco regulatorio en el que se enmarcan la exploración y la producción tenga presente las diferencias con las operaciones de la industria convencional.

Arpel realizó una encuesta a sus socios (empresas e instituciones petroleras), en relación con aspectos regulatorios asociados a las operaciones de no convencionales.

La mayor parte de las empre-

sas que respondieron la encuesta coincidieron en la necesidad de tener una normativa diferente o complementaria para la exploración y explotación de hidrocarburos no convencionales.

Esto se debe a que la industria no convencional requiere de técnicas diferentes de extracción y evaluación, una etapa de exploración más larga y compleja, costos operativos más elevados e instalaciones asociadas a la cadena de valor más especializada.

Asimismo, las empresas concuerdan en la necesidad de regulaciones que provean incentivos que atiendan el mayor esfuerzo financiero asociado al desarrollo de los reservorios, la avanzada tecnología de estimulación y el mayor tiempo requerido para recuperar las inversiones.

También se considera relevante el establecimiento y diseño de regímenes fiscales progresivos, los cuales consideren la volatilidad en precios, los costos y el perfil de producción.

“Las empresas socias de Arpel están dispuestas a trabajar junto a los gobiernos y otros grupos relevantes de interés para una solución a largo plazo que sea adecuada para América Latina y el Caribe”, puntualiza el documento. ▲

Petróleo & GAs

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cionales n energética

as.

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Puntos principales del informe de Arpel nómicos adicionales a las economías locales, regionales y nacionales, así como la ampliación de la diversidad de los suministros de hidrocarburos.

• El desarrollo del shale gas es un paso importante para la transición hacia una economía mundial baja en carbono.

• Las empresas socias de Arpel

concuerdan en que la explotación de hidrocarburos no convencionales tipo shale demanda grandes retos desde el punto de vista normativo.

• La industria regional está continuamente invirtiendo en investigación y desarrollo para reducir al mínimo el impacto de la producción de hidrocarburos no convencionales.

Foto: independencia-energetica.org

Foto: misionesonline.net

• El desarrollo sostenible de hidrocarburos no convencionales permitirá garantizar una fuente adicional de energía, diversificar el portafolio de la matriz energética y acompañar los esfuerzos de los Estados para alcanzar niveles cada vez mayores de prosperidad..

• Puede proporcionar beneficios eco-

La explotación de recursos no convencionales requiere de mayores inversiones en comparación con la industria convencional.

Empresa

La nueva generación del Audi A4 llegó a Bolivia para convertirse en referencia del segmento de vehículos de lujo, con un nuevo desarrollo que le da mayor rendimiento, potencia y un carácter más deportivo y elegante.

Fue presentado de manera oficial en un acto especial organizado por Hansa, importador oficial de la marca alemana en el país.

Se trata del modelo emblema más vendido de Audi. En todo el mundo aproximadamente uno de cada cinco vehículos comercializados de la marca de los cuatro aros es Audi A4.

Si se sumara todos los Audi A4 vendidos, comenzando con el primer Audi 80 en 1972, se llegaría a un total de 12 millones de unidades. Durante décadas, este modelo ha combinado las tecnologías e innovaciones más importantes de esta marca.

Pablo Hurtado, gerente comercial en Bolivia, destacó el diseño del nuevo Audi A4 que adopta un carácter más deportivo, pero sin renunciar a su singular elegancia.

“Un nuevo diseño cuya innovación marca un paso hacia adelante y nos conduce a nuevas emociones”, agregó.

Comparado con el modelo anterior, las dimensiones exteriores e interiores del auto han crecido, pero su peso se ha reducido significativamente, hasta 110 kilogramos, dependiendo del motor.

La carrocería del nuevo modelo es una de las más ligeras del segmento, gracias a una inteligente combinación de materiales y a la construcción ligera de Audi.

El comportamiento dinámico del nuevo Audi A4 da un gran salto, por un lado, deportivo y orientado a la prestación, pero a la vez con atención al confort. La suspensión y la dirección filtran molestias como un pavimento irregular y comunican al conductor información importante como aumentos de las

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Llegó el nuevo Audi A4 a Bolivia y apunta a ser un referente fuerzas laterales o efectos de los huecos.

Por otra parte, el gerente nacional de Marketing de Hansa, Ricardo Aguirre, sostuvo que la “seguridad y eficacia van de la mano, gracias a numerosos sistemas de asistencia que se adelantan al futuro y sus innovadores controles y funciones que llevan el confort y el placer de conducir a una dimensión completamente nueva”.

El nuevo modelo, además, ofrece una amplia variedad de tecnologías inteligentes, cuyo uso es todavía más intuitivo.

Con su innovador concepto de display y de control Audi MMI, el conductor puede aplicar una multitud de funciones de una manera no sólo fácil de entender, sino también entretenida. Otras tecnologías destacables del nuevo A4 incluyen opciones como faros Audi Matrix LED, el sistema audio Bang & Olufsen con sonido 3D y la Audi Tablet.

Cabe mencionar también las innovaciones en materia de seguridad como son el Parking Assist, el asistente anticolisión y los sistemas Audi pre-sense.

En cuanto a la potencia, la misma aumentó significativamente y va desde los 150 CV hasta los 252 CV. Aunque el consumo de combustible se redujo hasta en un 21%.

Asimismo presenta una innovación destacada en sus motores de gasolina, ya que el 2.0 TFSI de 190 CV utiliza un método nuevo de combustión que lo hace especialmente eficiente, permitiendo un consumo de combustible de 6.2 litros por cada 100 km y emisiones de CO2 de 141 g/km. ▲

Con música y canto, Hansa recibió la llegada de este nuevo modelo de lujo.

Fotos: Peter de Souza / Reporte Energía

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Los ejecutivos de Hansa, Pablo Hurtado y Brigitte Pettit, recibieron a los invitados a esta noche de glamour.

Uno de cada cinco vehículos vendidos de la marca de los cuatro aros a nivel mundial pertenece al modelo Audi A4.

Los seguidores Audi pudieron apreciar las características y funcionalidades del vehículo.

electricidad

Del 16 al 31 de Julio de 2016

┏◣

IMPORTANCIA. Se considera como la segunda hidroeléctrica más grande de La Paz

Fotos: MHE

Miguillas aportará 203 MW al SIN Foto: xxx

┣ ENDE Corporación invierte en el proyecto eléctrico aproximadamente $us 450 millones. Contará con dos centrales ubicadas en Umapalca con una potencia instalada de 85 MW y en Palillada con una potencia instalada de 118 MW, se informó.

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La realización de la obra conllevará la contratación de 400 empleos directos y 1400 indirectos.

TEXTO: Redacción Central

C

on una inversión cercana a los $us 450 millones el proyecto Miguillas pretende proveer un total de 203 megavatios de potencia al Sistema Interconectado Nacional (SIN), mediante dos centrales con una potencia instalada en Umapalca de 85 MW y en Palillada con 118, de acuerdo

a información del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE).

Los datos fueron dados a conocer durante la inspección al proyecto hidroeléctrico Miguillas en el municipio de Quime del departamento de La Paz que realizó el vicepresidente del Estado Plurinacional, Álvaro García, el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Sánchez y el presidente ejecutivo de ENDE Corporación, Eduardo Paz.

El vicepresidente del Estado Plurinacional, Álvaro García Linera, encabezó la inspección a la construcción del proyecto hidroeléctrico.

El segundo mandatario del país manifestó que el proyecto Miguillas, después de El Bala, es la segunda obra hidroeléctrica más grande que tendrá La Paz. “Con Miguillas y El Bala, La Paz va a tener un nuevo pilar de su desarrollo y de su poderío regional. Lo que queremos es Miguillas para consumo interno El Bala para exportación”, afirmó.

El beneficio del proyecto no solo es la generación de energía

eléctrica, sino que permitirá contar con caminos que conectarán a las poblaciones que están en el área de intervención directa del proyecto, también se generará 400 empleos directos y 1.400 empleos indirectos, permitiendo acelerar el desarrollo de las poblaciones asentadas a lo largo del camino.

“El proyecto hidroeléctrico Miguillas es el inicio del liderazgo energético de La Paz, si sumamos

El Bala(proyecto hidroeléctrico), el departamento de La Paz va a ser una importante fuente de energía eléctrica”, manifestó el Vicepresidente después de la inspección.

El Ministerio de Hidrocarburos y Energía, junto a su brazo operativo ENDE Corporación buscan convertir al departamento de La Paz en un importante generador de energía hidroeléctrica, aprovechando su potencial de ríos y cuencas. ▲

ESTADÍSTICAS

24

HIDROCARBUROS Fecha

Cushing, OK

Europe Brent

Cushing, OK

Europe Brent

WTI Spot Price

Spot Price FOB

WTI Spot Price

Spot Price FOB

FOB (Dollars

(Dollars per

FOB (Dollars

(Dollars per

per Barrel)

Barrel)

per Barrel)

49,1 49,07 49,14 48,69 49,71 50,37 51,23 50,52 49,09 48,89 48,49 47,92 46,14 48 49,4

49,26 48,81 49,05 48,5 48,94 49,76 50,73 50,59 49,7 49,36 47,88 47,47 45,66 46,57 48,68

may 31, 2016 jun 01, 2016 jun 02, 2016 jun 03, 2016 jun 06, 2016 jun 07, 2016 jun 08, 2016 jun 09, 2016 jun 10, 2016 jun 13, 2016 jun 14, 2016 jun 15, 2016 jun 16, 2016 jun 17, 2016 jun 20, 2016

Fecha

jun 21, 2016 48,95 jun 22, 2016 49,16 jun 23, 2016 49,34 jun 24, 2016 46,7 jun 27, 2016 45,8 jun 28, 2016 47,93 jun 29, 2016 49,85 jun 30, 2016 48,27 jul 01, 2016 49,02 jul 04, 2016 jul 05, 2016 46,73 jul 06, 2016 47,37 jul 07, 2016 45,22 jul 08, 2016 45,37 jul 11, 2016 44,73

Fuente: eia.gov

MINERÍA

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

Mineral

Unidad

Cotización

Alícuota Regalías

Alícuota Regalías

en $us

Mineras Export.

Mineras

Ventas Internas

ZINC

LF

0.97

5.000

3.000

ESTAÑO

LF

8.09

5.000

3.000

ORO

OT

1347.82

7.000

4.200

5.000

3.000

ORO Minerales Sulfurosos ORO Yacimientos Marginales

2.500

1.500

PLATA

OT

20.08

6.000

3.600

ANTIMONIO

TMF

6636.00

5.000

3.000

LF

0.83

5.000

3.000

TMF

9486.90

1.372

0.823

LF

2.19

5.000

3.000

PLOMO WOLFRAM COBRE BISMUTO

LF

4.13

1.388

0.833

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.

56.70

4.000

2.400

PELLET

T.M.

81.65

3.000

1.800

HIERRO ESPONJA Y ARRABIO

T.M.

207.00

2.000

1.200

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

PRECIOS FINALES AL CONSUMIDOR JULIO 2016

Barrel)

GNV

1,66 Bs./M³

48,18 48,43 48,63 46,69 45,07 46,29 48,4 48,05 47,65 48,02 45,64 45,7 45,93 44,53 44,04

GLP

2,25 Bs./Kg

GAS. ESPECIAL

3,74 Bs./Lt

GAS. PREMIUM

4,79 Bs./Lt

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

2,18 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.

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

GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (Agosto 2015 - Julio 2016) 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

Abr 1,416.5 1,330.0 1,281.2 1,404.6 1,423.3 1,437.3 1,442.8 1,419.4 1,350.2 1,303.1 1,340.9 1,363.2 1,404.4 1,429.7 1,370.5 1,321.0 1,255.9 1,419.2 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

May 1,083.3 1,162.0 1,298.2 1,334.9 1,367.5 1,373.7 1,247.2 1,211.9 1,348.0 1,321.1 1,319.6 1,330.3 1,310.8 1,268.7 1,213.5 1,270.0 1,287.1 1,261.7 1,292.9 1,278.0 1,198.4 1,152.8 1,279.6 1,305.5 1,306.3 1,197.4 1,208.4 1,177.6 1,154.2 1,264.2 1,289.0 1,373.7

1,396.3

DEMANDA MAXIMA DE POTENCIA DE CONSUMIDORES (MW) EN NODOS DEL STI - (Agosto 2015 - Julio 2016)

Ago CRE - Santa Cruz 484.3 EMDEECRUZ 0.0 DELAPAZ - La Paz 325.6 DELAPAZ - San Buenaventura 0.0 DELAPAZ - Cumbre 0.0 ELFEC - Cochabamba 201.6 ELFEC - Chimoré 13.7 ELFEO - Oruro 56.2 ELFEO - Catavi 24.8 CESSA - Sucre 50.2 CESSA - Mariaca 0.0 SEPSA - Potosí 52.1 SEPSA - Punutuma 5.4 SEPSA - Atocha 12.9 SEPSA - Don Diego 6.5 ENDE - DELBENI 0.0 ENDE - Varios (2) 31.2 SETAR - Tarija 8.7 SETAR - Villamontes 5.6 SETAR - Yacuiba 12.6 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 49.4 Otros - C. No Regulados 20.9 Varios (1) 3.1 TOTAL COINCIDENTAL 1,294.7

OTROS SIN COTIZACIÓN INTERNACIONAL

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 547.9 0.2 262.5 1.1 63.8 209.4 15.7 59.9 22.3 49.7 0.0 42.4 5.1 12.2 6.3 28.3 8.1 33.7 6.5 14.1 47.9 21.9 3.6 1,386.3

May 471.6 0.2 260.4 1.0 64.1 206.9 14.8 60.7 22.8 49.8 0.0 44.2 5.1 12.2 6.4 25.2 8.5 32.9 4.7 10.9 48.4 21.6 3.7 1,315.1

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

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

ULEXITA CALCINADA

3.000

1.800

( 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).

MINERALES DE BORO

Jul (al 17) 1,322.5 1,238.8 1,174.5 1,317.3 1,298.1 1,302.2 1,312.9 1,317.0 1,262.2 1,198.5 1,348.9 1,384.0 1,391.7 1,396.3 1,333.5 1,178.3 1,135.0

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

MINERALES DE HIERRO

RECURSOS EVAPORÍTICOS

Jun 1,250.7 1,274.8 1,269.8 1,228.1 1,149.7 1,302.4 1,312.8 1,318.2 1,307.9 1,296.6 1,227.0 1,159.0 1,291.2 1,330.4 1,353.7 1,324.1 1,320.0 1,224.6 1,173.6 1,282.0 1,234.8 1,337.6 1,333.3 1,327.3 1,260.5 1,183.0 1,304.8 1,320.6 1,297.0 1,343.8

1,353.7

Jun Jul (al 17) 416.2 471.1 0.2 0.2 263.5 296.8 1.0 1.3 67.2 67.0 208.2 206.9 14.8 17.1 63.6 60.2 21.4 20.5 51.1 50.9 0.0 0.0 45.2 44.5 5.4 6.3 12.7 12.3 6.5 6.4 23.0 30.3 9.4 9.2 35.2 33.9 4.6 5.0 11.4 11.4 50.8 50.7 20.0 20.1 3.8 3.4 1,290.8 1,343.3

( 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- (Agosto 2015 - Julio 2016) 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 271.8 0.0 125.7 0.5 23.8 100.8 6.8 28.0 11.0 25.2 0 21.8 1.8 5.7 2 13.6 2.5 16.4 2.6 5.7 30.6 12.1 1.1 709.5

May 222.9 0.1 123.0 0.4 29.2 101.5 6.3 28.7 11.5 23.1 0 24.2 2 6 2.3 10.5 4.1 16.2 2.2 5.3 32.4 11.4 1.2 664.4

Jun Jul (al 17) 210.7 127.2 0.1 0.0 123.9 71.4 0.4 0.3 29.1 14.1 99.4 55.9 6.0 3.8 29.2 16.0 10.9 5.7 23.9 14.7 0 0 23.4 13.5 2.1 1.1 6.1 3.4 2.7 1.5 9.5 6.4 4.6 2.6 16.6 9.1 2.1 1.2 5.2 2.9 31.3 19 10.5 6.7 1.3 0.6 649.1 377.2

AGENDA ENERGéTICA

11 de agosto / lima - perú

del 6 al 9 de septiembre / calgary - alberta - canadá

DEL 21 AL 24 DE septiembre | neuquén - argentina

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.

El evento ha crecido hasta convertirse en la mayor reunión del mundo de profesionales de petróleo pesado. El amplio programa de conferencias cuenta con sesiones técnicas y de negocios de expertos del sector y examina los desafíos y oportunidades que enfrenta el sector de petróleo pesado.

La Expo Oil & Gas Patagonia es considerada la reunión cumbre de los hidrocarburos y se realiza cada dos años en la Patagonia argentina. Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, es una cita ineludible para los protagonistas de esta industria. Es una cita esperada en la región.

Contacto: silviag@perueventos.org

Contacto: jessyzhao@dmgevents.com

Contacto: mlanzani@uniline.com.ar

Del 17 al 18 de agosto / santa cruz - bolivia

DEL 21 al 22 DE septiembre | buenos aires - argentina

Mejores Prácticas en la gestión de la Energía

International Pipeline Conference

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.

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.

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: info@boliviagasenergia.com

Contacto: gpritsch@arpel.org.uy

Contacto: info@ipcyyc.com

2º Congreso de Energías Renovables para Minería

IX Congreso Inter Bolivia Gas & Energía 2016

World Heavy Oil Congress 2016

Oil & Gas Patagonia 2016

DEL 26 AL 30 DE septiembre | calgary - canadÁ

Fuente: CNDC

Del 16 al 31 de Julio de 2016

Del 16 al 31 de Julio de 2016

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resumen quincenal

Del 16 al 31 de Julio de 2016

▶ El Perú tiene el potencial agrario para convertirse en el principal país exportador de etanol de segunda generación en América Latina, debido a sus numerosos campos de producción de caña de azúcar, sostuvo el director ejecutivo de Arreglo Productivo Local de Alcohol (APLA), Flavio Castellar.

"Tiene alrededor de 12 empresas azucareras que podrían ampliar sus operaciones pasando a la fase de producción de etanol y energía eléctrica, además de mantener la producción de azúcar", manifestó Castellar al Diario Oficial El Peruano.

Explicó que como resultado del uso de prácticas medioambientales la demanda internacional por esta fuente de energía está en aumento, lo cual se constituye en un factor de importancia para

Foto: portal.andina.com.pe

Perú podría liderar exportación de etanol

Existen cerca de 12 empresas azucareras que podrían ampliar sus operaciones para producir etanol.

los potenciales inversionistas que están en la búsqueda de nuevas oportunidades.

Destacó que algunos de los principales países compradores de etanol en el mundo son Estados Unidos, Japón, China y los países europeos.

Sin embargo, Castellar resaltó que cada vez hay más empresas que buscan incorporar esta fuente de energía en su matriz energética.

Comentó que como resultado de sus diversas visitas al Perú tiene conversaciones avanzadas con el Grupo Gloria para el aprovisionamiento de maquinaria y tecnología desarrollada para la producción de etanol en forma competitiva.

Agregó que otras azucareras con ventajas para explorar esta producción son Paramonga, el Grupo Oviedo, Andahuasi, Pucalá y Tumán. (Andina).

Pemex prevé aumentar su producción vía ‘joint ventures’ ▶ La petrolera estatal mexicana Pemex tiene previsto aumentar su producción de petróleo en los próximos años mediante 'joint ventures' que se centrarán en los yacimientos 'onshore' y 'offshore', según informó un miembro de la compañía a la agencia Reuters.

En concreto, Pemex estima añadir 400.000 barriles diarios a su producción mediante 'joint ventures' futuras, lo que llevaría a la compañía a producir una media de 2,5 millones de barriles diarios hacia el año 2022.

Este pronóstico apostaría por una producción adicional de crudo procedente de los yacimientos maduros de Rodador, Ogarrio, Cardenas Mora, los campos maduros 'offshore' de Bolontiku, sinan y Ek, los yacimientos 'offshore' de petróleo pesado de Ayatsil, Tekel y Utsil, además del los yacimientos de

gas natural en aguas profundas de Kunah y Piklis.

Pemex informó con anterioridad de que el establecimiento de 'joint ventures' requeriría una inversión adicional de unos 32.000 millones de dólares, en un marco de bajos precios del petróleo que ha obligado a las compañías del sector a recortar de forma drástica sus gastos.

En el año 2013, el consejero delegado de la petrolera estatal, recién nombrado por el presidente mexicano, Enrique Peña Nieto, se comprometió a impulsar la producción a 3 millones de barriles diarios hacia 2018 ante la aprobación de una profunda reforma energética en el país que tiene como objetivo poner fin al monopolio de la compañía durante décadas y abrir el camino a nuevos productores privados. (Energía 16).

Foto: vanguardia.com.mx

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Producción de cobre alcanza 61% de crecimiento en mayo ▶ Según el reporte estadístico del Ministerio de Energía y Minas (MEM) de Perú, la producción nacional de cobre creció 61% en mayo de 2016, en comparación al mismo periodo del año anterior.

Durante dicho mes se registró un total de 212 mil 454 toneladas

métricas finas (TMF) de concentrados de cobre, lo cual favoreció al resultado en el acumulado anual que a la fecha alcanza las 914 mil 931 TMF y un incremento interanual de 53.73%.

También se incrementó la producción de metales preciosos

en el Perú. En mayo, el mayor impulso de producción se vio en la plata que creció 32.31%, y el oro en 12.97%.

En tanto, en el acumulado de enero a mayo, el crecimiento fue de 18.15% y 8.12%, respectivamente.

La estatal petrolera mexicana estima añadir 400.000 barriles diarios a su producción de crudo.

DESDE 1982 LLEGANDO DONDE NADIE LLEGA

CENTRO DE MANTENIMIENTO Y REPARACION DE HELICOPTEROS RUSOS CMR S.A.S.

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VERTICAL ES UNA EMPRESA DE AVIACIÓN GENERAL, DEDICADA DESDE 1982 AL SERVICIO ESPECIALIZADO DE TRANSPORTE DE PASAJEROS Y CARGA EN EL SECTOR PETROLERO E INSTITUCIONAL DEL ESTADO, ASÍ COMO EN EL TRANSPORTE DE VALORES, TRABAJO DE SÍSMICA, PERFORACIÓN Y MONTAJE DE POZOS Y DUCTOS PETROLEROS, CONSTRUCCIÓN DE REDES ELÉCTRICAS PARA TRANSPORTE DE ENERGÍA EÓLICA Y TENDIDOS ELÉCTRICOS.

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