Edicion 111 Reporte Energia by Branko Zabala

ISSN 2070-9218

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

www.reporteenergia.com

ELECTRICIDAD

111

TÉCNICAS INTEGRADAS PARA EXPANSIÓN ELÉCTRICA

Nro. Del 15 al 30 de Noviembre de 2013

Se requiere la combinación de herramientas de optimización, simulación y análisis de decisión integradas para la planificación en este sector.

Precio en: Bolivia Bs. 10 Perú S/. 10 Colombia COP 7.000 Ecuador $us 4 Sudamérica $us 10 Centroamérica $us 20 Norteamérica $us 30

Foto: Primer panel FIGAS 2013 / Franco García / Reporte Energía.

P-11

SUSCRíBASE QR

PETRÓLEO & GAS

EN LLIQUIMUNI SE OPTÓ POR LA SÍSMICA 2D DADA SU VIABILIDAD Las probabilidades de éxito geológico en los prospectos LQMN – X1 y LQMC – X1 alcanzan el 12% y 14% respectivamente. P-7

ELECTRICIDAD

EFICIENCIA ENERGÉTICA Y TECNOLOGÍA REDUCIRÁN CONSUMO DE ENERGÍA El Foro Latinoamericano de Smart Grid sostiene que debido a la falta de planeación de la demanda, los consumidores pagan más.

Foto: Edén García / Reporte Energía

P-9

v figas recomienda acelerar nueva ley con incentivos “Vengo en nombre del presidente del Estado, Evo Morales, quién me delegó para participar en el cierre de este importante Foro. Les manifiesto que vamos a considerar las conclusiones para la política energética del país o para incluirlas en la Agenda Patriótica del 2025, indicó el ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, al clausurar el evento energético. P-12-16 Con el auspicio de:

WTI ($us/BBl de petróleo) Nov 11

Nov 12

Nov 13

Nov 14

Nov 15

8.62 $us/MMBTU

Precio / gas boliviano p/ Brasil Nov 18

95.14 93.04 93.88 93.76 93.84 93.03

Precio / gas boliviano p/ Argentina

10.11 $us/MMBTU

Precio / diésel internacional

9.36 Bs/lt

Precio / gasolina internacional

8.96 Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 11/10

3.56 dollars per million BTU

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

PETRÓLEO & GAS

‘LARGO CAMINO PARA DESARROLLAR LA ENERGÍA NUCLEAR’ Mauricio Roitman, quién disertó en el FIGAS 2013, recomendó construir primero la institucionalidad antes de avanzar en una central de energía nuclear. P-18

15 al 30 de Noviembre | 2013

EDITORIAL DIRECTOR: MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

no solo buenas intenciones

Staff

as conclusiones de la quinta versión del Foro Internacional del Gas y Energía, Figas, realizado entre el 13 y 15 de noviembre en Tarija, demuestran que se puede pasar de las buenas intenciones a la acción comprometida con el país. Durante el acto inaugural, nos permitimos hacer una retrospectiva de las conclusiones emanadas de las cuatro versiones anteriores del evento y descubrimos, con beneplácito, que algunas sugerencias fueron tomadas en cuenta por los administradores del Estado y otras, o están en proceso, o aún deben adoptarse para mejorar los resultados. Pero, debe leerse bien, -para no incurrir en error de apreciación o interpretación-, que las mencionadas conclusiones, no son otra cosa que fruto del análisis decantado en la propia industria, el aporte de analistas, expertos en funciones, técnicos, autoridades, ex-funcionarios, políticos, periodistas y otros, que hacen una lectura de la realidad y expresan sus preocupaciones, contrapesando con la información y el análisis oficial. Muchas de estas expresiones no son precisamente inéditas, si no que se relanzan aprovechando la plataforma de diálogo y participación ofrecida por el Foro, como una instancia neutral, independiente y propositiva. En el caso de la exploración de hidrocarburos, que desde la primera versión del Figas en 2009, es tema de discusión

Miguel Zabala Bishop Director General Franco García Lizzett Vargas Edén García Cristina Chilo Doria Añez Johnny Auza David Durán

Jefe de Redacción Periodista Periodista Proyectos Especiales Redes Sociales Corresponsal USA Diagramación

Branko Zabala

Gerente General

Ema Peris Kathia Mendoza Lauren Montenegro

Gerente Administrativa Gerente Comercial Gerente de Marketing

Contactos: redaccion@reporteenergia.com publicidad@reporteenergia.com info@reporteenergia.com suscripciones@reporteenergia.com Encuéntranos en: www.reporteenergia.com facebook.com/reporteenergia twitter@reporteenergia Bolivia Equipetrol Norte, Calle I-E #175 Tel. (591-3) 341-5941 Santa Cruz de la Sierra, BOLIVIA Perú Av. Grau 752 Dpto. 303, Miraflores Phone. +51 966-772 915 Lima 15074, PERÚ

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.

permanente, se insiste en incentivar a las empresas en el marco de una nueva ley, alineada con la Constitución, pero con parámetros realistas que nos permitan competir en atracción de inversiones con otros países que también cuentan con recursos hidrocarburíferos y atractivas condiciones para el capital. Con esto, no se desconoce que la inversión en este periodo hubiera sido mayor al periodo de la capitalización, si no que se insiste en el gran potencial de recursos existentes en el país, que deben ser aprovechados racionalmente, porque el dinero que estos generan por su venta en materia prima o industrializada deben retornar al pueblo boliviano através de los mecanismos que indica la ley. Se destaca que entre 2011 y 2012 se invirtió en exploración y explotación 1788 millones de dólares, de los cuales 353 millones fue para exploración, demostrando un cambio positivo que debe multiplicarse con inversión externa. En el caso de la industrialización se ha avanzado lento, aunque las plantas separadoras, así como la de úrea (con ubicación cuestionada) demuestran que podremos saltar a la producción de valor agregado en breve, pero aún no es todo. Finalmente, entre otras muchas demandas, se mantiene el desafío de reponer las reservas, buscar independencia energética, fomentar las energías renovables y analizar con seriedad y cuidado la idea de la energía nuclear. ▲

¿Quién es quién?

Publicación Destacada

En un acto protocolar, asumió José Coya como nuevo presidente de la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (Ancap) en sustitución de Raúl Sendic. Su gestión se concentrará en el desarrollo de la regasificadora y de la exploración offshore de petróleo que Uruguay pretende iniciar en dos años.

La Comisión Nacional de Energía Atómica de Argentina presentó la Síntesis del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) del mes de septiembre del 2013 que, entre otros datos, se muestra que la demanda neta de energía en este país tuvo un crecimiento del 9,1%, respecto al mismo mes del año pasado y la generación nuclear bruta alcanzó los 630,2 GWh (gigavatios hora).

Jose coya, presidente de Ancap

Síntesis del MEm argentina, Cnea

La reproducción total o parcial de cualquiera de los artículos, secciones o material gráfico de esta revista está permitida mencionando obligatoriamente la fuente.

La frase Juan José Sosa

Ministro de Destaco que Hidrocarburos y hayan invitado Energía a un experto para hablar de energía nuclear. Sugiero que para el 2014 se aborde a profundidad y de manera amplia esta temática en el FIGAS p. 12

Resumen de la edición

Experiencias en exploración en taller de Arpel Expertos de México, Perú, Colombia, Ecuador, Argentina, Uruguay, Trinidad y Tob., Bolivia y EEUU coinciden en compartir información.

Pre - Sal traerá beneficios para la industria local En el pico de producción, Libra proveerá 1,4 MM de B/d, volumen equivalente al 70% del total actual que se genera en Brasil.

Pagan más por falta de planeación del sector eléctrico El aumento simultáneo en tendencia de la demanda es irreversible y su gestión es clave para asegurar suministros a costos razonables.

Petroleros pueden especializarse vía online en el IVP Se ofrecen cursos teóricos en las áreas del upstream y downstream. Abordan problemas técnico-económicos de esta industria.

15 al 30 de Noviembre | 2013

Petróleo & GAs

“

Los objetivos se cumplieron. Las presentaciones vinieron de diferentes áreas y experiencias. Arpel se ha transformado en un foro porque no había otro igual en la región

“

Miguel Moyano, director de Upstream de Arpel

Con el auspicio de YPFB

Encuentro de arpel concluyó con premisa de compartir conocimiento Foto: Edén García / Reporte Energía

El eventó congregó a más de 200 personas, entre ejecutivos, expertos, académicos y técnicos provenientes de México, Perú, Colombia, Ecuador, Argentina, Uruguay, Trinidad y Tobago, Bolivia y Estados Unidos. TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

iguel Moyano, director de Upstream de la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Combustibles en Latinoamérica y el Caribe (Arpel), calificó de “rotundo éxito” el taller Recursos Gasíferos Convencionales y No Convencionales que organizó este organismo en Santa Cruz de la Sierra con el auspicio de YPFB Corporación. “Los objetivos se cumplieron. Las presentaciones vinieron de diferentes áreas y experiencias. El encuentro se ha transformado en un foro porque no había otro igual en la región. Faltaba internacionalizar el conocimiento y este evento sirvió para aquello”, añadió. De acuerdo a Moyano, el evento fue un instrumento para profundizar en el conocimiento de la geología, reservorios, mejora de la eficiencia de la producción, así como el análisis de los hidrocarburos no convencionales, que actualmente son una alternativa para el sector hidrocarburos en Latinoamérica. “Aquí nadie escondió nada, las empresas mostraron la información y los resultados que se tenían y cómo eran analizados. La principal conclusión es intercambio de conocimiento. El mensaje clave es que haya apertura, intercambiemos porque todos vamos a crecer”, sostuvo. Respecto a la posición de Bolivia en el contexto internacional, Moyano fue claro al señalar que el Estado debe garantizar las inversiones en el sector petrolero, de acuerdo a sus intereses. “La industria va donde puede tener un horizonte jurídico de 20 años y donde el riesgo sea menor”, manifestó. atractivos no convencionales Moyano explicó que los hidrocarburos no convencionales son una buena alterna-

Las empresas mostraron los resultados más importanes que obtuvieron en exploración y producción.

tiva para países como Argentina, donde varias empresas explotan en diferentes áreas del reservorio de “Vaca Muerta”. Asimismo, mencionó el ejemplo de Estados Unidos, país del que dijo tiene ciertas ventajas competitivas para el desarrollo de los recursos no convencionales, lo que impulsa la construcción de la infraestructura, incluso de la cadena de suministros. “No deja de ser una alternativa, en la medida en que sea viable. Las empresas no descartan ninguna opción”, finalizó. encuentro en Perú Otro evento de similar característica al realizado en Bolivia organizará Arpel en Lima, Perú, denominado Foro y Exposición Latinoamericana de Inversiones en Exploración y Producción y se llevará a cabo del 26 al 28 de marzo del próximo año. El evento estará enfocado a promocionar las actividades de aquellos países que quieran promover las oportunidades de inversión. ▲

YPFB Y ROSNEFT FIRMAN CONVENIO El presidente de YPFB, Carlos Villegas, y el representante de la compañía rusa Rosneft, Mikhail Vladimirovich Hrafinin, suscribieron un memorándum de entendimiento para estudiar las oportunidades de trabajo conjunto entre ambas petroleras en el área de exploración y producción de hidrocarburos. El acuerdo firmado en la ciudad de Santa Cruz plasma un compromiso de ambas estatales de revisión y evaluación de las oportunidades que puedan existir en el Estado Plurinacional de Bolivia, respecto a exploración y explotación de áreas reservadas a favor de YPFB. “Es una satisfacción como Yacimientos suscribir esta carta de entendimiento con la empresa más representativa de Rusia. Rosneft hará un estudio de todas las áreas de exploración para identificar oportunidades para que se pueda tal vez

Analizarán la posibilidad de suscribir convenios de estudio en exploración.

algún momento suscribir convenios de estudio o hacer trabajos de exploración”, indicó Villegas. Este acuerdo tiene una duración de dos años. En esta primera fase los equipos técnicos de ambas compañías trabajarán en la revisión de toda la información disponible en el Centro Nacional de Información Hidrocarburífera (CNIH), que depende de la estatal petrolera boliviana.

15 al 30 de Noviembre | 2013

“

Se tomaron en cuenta los parámetros de trampa, reservorio, carga y retención para realizar esta evaluación en el bloque Lliquimuni

Naim Issa, líder del Proyecto Internacional Bolivia de YPFB Petroandina

“

PEtróleo & Gas

exploración en el Subandino norte Boliviano

Probabilidad de éxito en prospectos de Lliquimuni llegan hasta el 14% TEXTO: Edén garcía s.

as probabilidades de éxito geológico en los prospectos de Lliquimuni Norte (LQMN – X1) y Lliquimuni Centro (LQMC – X1) alcanzan el 12% y 14% respectivamente, según Naim Issa, líder del Proyecto Internacional Bolivia de YPFB Petroandina. “El resultado se obtuvo con una metodología que consiste en tomar los valores de cada uno de elementos del sistema petrolífero, multiplicarlo, generar el resultado y de esta manera evaluar la probabilidad de éxito del proyecto”, afirmó Issa en el taller Recursos Gasíferos Convencionales y No Convencionales que organizó en Santa Cruz, Bolivia, la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (Arpel), con el auspicio de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). Se tomaron en cuenta los parámetros de trampa, reservorio, carga y retención para realizar esta evaluación en el bloque Lliquimuni, ubicado en la zona centro oeste del Subandino Norte boliviano (norte de La Paz). De acuerdo a la estimación de volúmenes, Issa indicó que se espera descubrir recursos en ambos prospectos de 54,2 mi-

llones de barriles de petróleo y 0,7 TCF (trillones de pies cúbicos, por su sigla en inglés) de gas. En los indicadores económicos, Lliquimuni Norte y Sur cuentan con un valor presente neto (VPN) de $us 363,9 millones y una tasa interna de retorno de 16,5%. El proyecto incluye 16 pozos de producción, dos de exploratoción y tres delineadores, además de infraestructura para el transporte de gas. Sísmica 3D resultaba antieconómica La prospección sísmica 2D del Bloque Lliquimuni, es considerada la más grande, entre los estudios realizados hasta el momento, con un trabajo de campo en 1.093 kilómetros lineales. Ante la consulta, del porque no se realizó una sísmica 3D, Issa indicó que no era viable económicamente para el proyecto y que los datos obtenidos con la adquisición 2D fueron importantes para el desarrollo del mismo. “Tomar una sísmica 3D con las mismas especificaciones el mismo peso de la 2D era antieconómico”, puntualizó. La adquisición sísmica fue iniciada en 2008 en las estructuras potenciales LQMN – X1 y LQMC – X1 finalizó en marzo de 2010. Su procesamiento y reprocesamiento estuvo a cargo de empresas como la venezolana Petróleos de Venezuela (Pdvsa). ▲

Foto: Archivo YPFB

Se prevé descubrir reservas de 54,2 millones de barriles de petróleo y 0,7 trillones de pies cúbicos de gas natural. El proyecto incluye 16 pozos de producción, dos de exploración y tres delineadores.

La sísmica 2D en Lliquimuni es considerada la más grande realizada en el país.

15 al 30 de Noviembre | 2013

“

petróleo & gas

Sin embargo, el exceso de poder de la PPSA dentro del consorcio ha sido interpretado como una razón para dudar acerca de la participación de los grandes jugadores

“

Alfredo Renault, profesor de economía de la Universidad PUC - Río de Janeiro

exclusivo. según alfredo renault, ex superintendente de onip de brasil

desarrollo de la industria, tecnología y rRHH, ventajas adicionales del pre-sal Foto: Archivo / ANP

Foto: Archivo / Reporte Energía

En el pico de producción, Libra proveerá 1,4 MM de B/d, volumen equivalente al 70% del total actual que se genera en Brasil, el cual sumado a otros campos en desarrollo en el Pre - sal configurarán su perfil exportador.

Alfredo Renault

TEXTO: Alfredo REnault*

a primera subasta en el Pre-sal, bajo el modelo de producción compartida, difiere radicalmente de las otras realizadas desde los inicios de las licitaciones en 1997. Los esfuerzos exploratorios, incluyendo perforaciones anteriores, indicaron la presencia de hidrocarburos y permitieron contar con estimaciones de reservas recuperables de entre 8 y 12 mil millones de barriles de petróleo. Por lo tanto, el bono sugerido de $us 7 mil millones, que en principio podría parecer excesivo, representa el valor estimado de las reservas. Si tomamos el importe mínimo de las estimaciones de reservas, se llega a una bonificación de menos de 1 dólar por barril estimado. Otra de las novedades, es que el Pre-sal, fue donde se efectuó la primera subasta bajo el nuevo modelo de regulación de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas y Biocombutibles (ANP), el de producción compartida. Para aplicar este modelo, hemos creado un nueva entidad estatal - PPSA para representar al Gobierno Nacional en el consejo del consorcio ganador. Sin embargo, el exceso de poder de la PPSA dentro del consorcio ha sido interpretado como una razón válida para dudar acerca de la participación de los grandes jugadores. Los análisis se encaminaron hacia un resultado que resumiría la subasta del área de Libra concentrada en Petrobras y las empresas estatales chinas. Por lo tanto, el resultado final no puede ser considerado como fracaso o éxito. La participación de Shell y Total en el

El área Libra en el Pre-Sal, recientemente adjudicada, presentan gran potencial de hidrocarburos.

“

La participación de Shell y Total en el consorcio fue muy bien recibida y significó la entrada de aire fresco para el resultado de la subasta, que incluyó participación de empresas con amplia experiencia y tecnología

“

consorcio fue muy bien recibida y significó la entrada de “aire fresco” para el resultado de la subasta, que incluyó esta participación inesperada de empresas con una amplia experiencia y tecnología, que seguramente contribuirá a las operaciones de Petrobras. Sin embargo, la falta de competencia para la formación de un solo consorcio, acabó por dirigir la licitación en favor de la oferta de lucro petrolero con porcentaje mínimo para el gobierno, en este caso 41%. Así, la ausencia de varias empresas petroleras internacionales importantes, disminuyó las posibilidades de participación del Gobierno, que hubiera sido diferente en el caso de una competencia efectiva.

Además del propio proceso de licitación, otro punto importante para el país tiene que ver con las perspectivas de producción y las inversiones obligatorias, que deberán realizarse en la industria brasileña, lo que puede considerarse como un hecho positivo. Las estimaciones indican que en el pico de producción, Libra proveerá alrededor de 1,4 millones de barriles / día, volumen equivalente al 70% de la producción actual de Brasil. Los otros campos en el desarrollo del Pre - sal asegurarán la posición futura de país exportador, por lo que la producción de Libra fortalecerá aún más este nuevo perfil de Brasil. Para lograr esto se requerirá la producción de 12 a 16 unidades productoras, que trasladarán los astilleros brasileños en el proceso de construcción. El contrato firmado para la explotación de Libra también contiene requisitos de contenido locales mínimos en equipos y servicios. Por lo tanto, se espera que no sólo el área Libra, sino todo el pre-sal aporte con una contribución adicional, además del pe-

“

Además del propio proceso de licitación, otro punto importante para el país tiene que ver con las perspectivas DE PRODUCCIÓN Y LAS INVERSIONES OBLIGATORIAS QUE DEBERÁN REALIZARSE EN LA INDUSTRIA BRASILEÑA

“

tróleo que se produce. El desarrollo de la industria brasileña, el desarrollo tecnológico en la industria proveedora y cualificación de los recursos humanos son beneficios adicionales que pueden dejar las inversiones del sector petrolero del país, y que persisten más allá de los recursos minerales no renovables. ▲ * El autor es ingeniero químico de profesión con una vasta experiencia en el sector petrolero de la Región. Es catedrático de la universidad Federal de Río de Janeiro y actual superintendente de la Organización Nacional de la Industria del Petróleo, ONIP, institución privada que impulsa la competitividad en el sector petrolero de Brasil.

15 al 30 de Noviembre | 2013

“

El aumento simultáneo en tendencia de la demanda es irreversible y su gestión es el desafío clave para asegurar suministros a costos razonables

“

Foto: inhabitat.com

Foto: medias.lepost.fr

Cyro Bocuzzi, director de Ecoee

especial electricidad

Smart Grid. En EE UU se aplica en sistemas solares, capaces de medir y distribuir la energía donde más la requieren En Brasil, el Gobierno Nacional lanzó un programa de financiamiento denominado integración energética.

sin planeación de la demanda eléctrica, usuarios pagan más El experto apuntó a la tecnología y a la eficiencia energética como claves para bajar el consumo de energía. TEXTO: lizzett vargas o.

yro Bocuzzi, presidente del Foro Latinoamericano de Smart Grid y director de Ecoee, empresa brasileña de tecnología e ingeniería eléctrica, explicó que debido a la falta de planeación de la demanda, los consumidores comerciales e industriales pagan más de lo que necesitan. Esta afirmación fue realizada en el marco del III Seminario Latinoamericano y del Caribe de Electricidad, organizado por Organización Latinoamericana de Energía (Olade) y el Ministerio de Energía de Chile, llevada a cabo en Octubre pasado. Según Bocuzzi, la innovación tecnológica y la eficiencia energética deben ser una prioridad mundial, de esa manera se concretarán avances tecnológicos con equipos que usan menos energía. “Es necesario hacer un equipo digital en cadena para que el uso de la energía sea menor”, advirtió. En este sentido, se refirió a la nueva tecnología en Smart Grid “eCurv”, con patente americana que en unos meses más se usará en Brasil. Este equipo proporciona inteligencia para mejorar el rendimiento

eléctrico, sin mencionar que los sistemas tienen flujos de información, evaluación del ciclo de vida, las mediciones continuas y presentación de informes en tiempo real. “Hablamos de un sistema completamente diferente con la integración de software, que puede trabajar solo o no, dependiendo de la demanda. Los principales resultados se ven en el cambio imperceptible en costos de electricidad con centrales eléctricas” remarcó Bocuzzi. Asimismo anunció que el gobierno brasileño lanzó recientemente un programa de financiamiento integrado llamado “Innovación Energética”, que acelerará el progreso de red inteligente en Brasil y, en consecuencia, en la región. Este programa fue creado para proporcionar financiamiento de hasta $us 1,5 millones, pero se presentaron requerimientos para $us 3,9 millones. De acuerdo al análisis del experto, actualmente este sector llegó a una encrucijada tecnológica, puesto que las redes inteligentes están ya disponibles a precios asequibles. “El aumento simultáneo en tendencia de la demanda es irreversible y su gestión es el desafío clave para asegurar suministros a costos razonables“, dijo Bocuzzi. ▲

cyro Bocuzzi, director de Ecoee

15 al 30 de Noviembre | 2013

especial electricidad

“

En muchos países los sistemas híbridos representan hoy una solución viable y económica. Este efecto incluso aumentará en los próximos años

“

Kai Klingenhagen, representante de Jiwi Foto: Archivo / RE

Aplicaciones prácticas de planificación

sugieren técnicas integradas para optimizar la expansión eléctrica El experto explicó la importancia de la incertidumbre en resultados de una proyección y señaló las aplicaciones de las técnicas estocásticas y determinísticas en esta área. TEXTO: lizzett vargas o.

ara resolver el problema de la planificación en la expansión de la capacidad eléctrica bajo incertidumbre, se requiere la combinación de técnicas de optimización, simulación y análisis de decisión integradas en un solo modelo, afirmó Víctor Hinojosa, investigador del Departamento de Energía Eléctrica de la Universidad Técnica Federico Santa María (UTFSM) de Chile. En este sentido, el experto señaló que en el sector eléctrico se utilizan enfoques híbridos basados en la combinación de los métodos clásicos de optimización, de la técnica simulativa de Monte Carlo y diferentes criterios para toma de decisiones bajo incertidumbre. La incertidumbre hace que los resultados positivos sean cuestionables, una vez que la realidad futura sea diferente de la pronosticada, apuntó Hinojosa.

Por lo tanto, “es importante identificarlas y entenderlas, porque tienen consecuencias potencialmente negativas y hacen que la tarea de planificación sea difícil y los planes no sean óptimos ante la ocurrencia de distintos escenarios futuros”, advirtió. De acuerdo a la International Energy Agency (IEA) existen dos tipos de incertidumbre que surgen alrededor del valor de un parámetro, es decir debido a la variabilidad estocástica (complejidad del modelo) o a la falta de conocimiento o información, e inclusive a ambas. Para el investigador esta clasificación brinda una visión de la modelación, es decir “como modelar”, mientras que las áreas de incertidumbre proveen una visión de las variables a ser incluidas, es decir “qué modelar”. El experto señaló que la predicción de ciertos parámetros de entrada, como costos de inversión, demanda, proyectos de generación, introducen incertidumbres en el proceso de toma de decisiones en la planificación

Es importante bajar la incertidumbre para un plan eléctrico óptimo.

de la capacidad de generación y transmisión de los sistemas de potencia. Ante esta problemática, Hinojosa propone dos tipos de técnicas que involucran incertidumbres en este tipo de parámetros: la programación estocástica que puede considerar distribuciones de probabilidad discretas (conjuntos finitos/reducidos) de escenarios que aproximan la distribución de cada

parámetro aleatorio y la programación determinística que permite modelar en un nivel de detalle elevado a la red de transmisión. Hinojosa señaló que se probaron exitosamente aplicaciones prácticas de planificación de capacidad de generación y transmisión en sistemas reales. “Se espera explorar la resolución del problema con mayor número de escenarios hidrológicos”, acotó. ▲

15 al 30 de Noviembre | 2013

“

la Dirección de Energía Eléctrica está elaborando un sistema de planificación hidrotérmica de manera que investigadores puedan validar sus metodologías

Víctor Hinojosa, investigador del Departamento de Energía Eléctrica - UTFSM, Chile

“

especial electricidad

Sistema híbrido de generación de electricidad

Tecnología SFS de Jiwi reduce consumo de diésel en generadores TEXTO: Edén García S.

a empresa especializada en energías renovables, Juwi, ha diseñado una nueva tecnología fotovoltaica denominada SFS (Solar Fuel Saver), que permite reducir el consumo de combustible en las generadoras de electricidad a diésel, según Kai Klingenhagen, representante de la compañía alemana. Se trata de un sistema que combina la energía solar con el generador a diésel, sin necesidad de baterías. Está compuesto de una planta solar, la unidad de control y un sofisticado panel de monitoreo. Su funcionamiento está basado en la producción de energía que reduce la carga

del generador y por lo tanto disminuye el consumo de combustible. El controlador se encarga de regular la potencia fotovoltaica para que el complejo funcione de manera eficiente. Esta reducción de consumo de diésel significa un ahorro económico en los lugares donde se implementan. “En muchos países los sistemas híbridos representan actualmente una solución viable y económica, por lo que este efecto incluso aumentará en los próximos años. En Filipinas la energía fotovoltaica es entre 30% y 150% más barata que la producida por diésel”, sostuvo klingenhagen. También añadió que el SFS puede integrarse en generadores a diésel existentes o nuevos y que funciona con todo tipo de generadores estándar. ▲

Foto: Jiwi

Se trata de un sistema que combina la energía solar con el generador a diésel, sin necesidad de baterías. Está compuesto de una planta solar, la unidad de control y un sofisticado panel de monitoreo.

El SFS permite un ahorro económico y menos contaminación ambiental.

15 al 30 de Noviembre | 2013

especial V figas /parte I

“

Vengo en nombre del presidente del Estado, Evo Morales, quién me delegó para participar en el cierre de este importante Foro. vamos a considerar sus conclusiones

“

Juan José Sosa, ministro de Hidrocarburos y Energía

se propone cambiar matriz energética para no depender de la importación de líquidos

figas 2013: ‘cifras muestran periodo de reactivación Fotos: Franco García S. / Reporte Energía

Según las conclusiones del Foro, el Gobierno boliviano ha dado claras señales, en los últimos dos años, que apuntan a resolver la falta de inversiones en exploración petrolera. La reposición e incremento de reservas sigue pendiente. TEXTO: franco garcía S.

ese a que la reposición e incremento de reservas de hidrocarburos es una tarea pendiente en Bolivia, los números indican que en los dos últimos años aumentaron los montos destinados a exploración y a toda la cadena de este sector, con lo que la industria del gas y petróleo en Bolivia “atraviesa por un franco periodo de reactivación, tras la consolidación de la Nacionalización”. Esa es una de las conclusiones del V Foro Internacional del Gas y Energía (FIGAS) 2013 realizado en Tarija del 13 al 15 de noviembre pasado. Según el documento, entre 2011 y 2012, el monto total invertido en actividades de exploración y explotación en Bolivia fue de $us 1.788 millones, superando en 7% lo destinado en total durante los seis años previos. De esos $us 1.788 millones, $us 353 millones, es decir el 20% del total, fueron a la exploración hidrocarburífera, lo que representa un promedio de $us 176 millones por año (entre 2011 y 2012), “monto que sin duda muestra de manera contundente un cambio positivo que debe ser sostenible en el tiempo”. Sin embargo, las conclusiones también señalan que permanecen vigentes los desafíos de reposición e incremento de las reservas probadas de gas natural, a través de campañas agresivas de exploración. A ello se suma el reto de procurar la independencia energética plena, mediante el cambio de la matriz, a fin de no depender de importación de líquidos y de esta manera abastecer y satisfacer la demanda del mercado interno. A su vez, se sugiere fomentar nuevos proyectos tendientes a desarrollar energías alternativas, como la solar y eólica, con la finalidad de incluir dichas energías en la matriz energética boliviana, además de analizar con criterio técnico los alcances y viabilidad de un proyecto nuclear en el país, por las altas inversiones que requiere y los riesgos que implica estudiar la factibilidad de establecer una real

Casi 300 participantes asistieron a la quinta versión del FIGAS. Destacó la participación de representantes del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y las temáticas planteadas.

El comisario general del FIGAS, Miguel Zabala, agradeció el apoyo brindado por el MHE para la realización del Foro.

integración energética regional y bilateral, especialmente con Perú. A tiempo de clausurar el V FIGAS, el ministro de Hidrocarburos y Energía de Bolivia, Juan José Sosa, se comprometió a tomar en cuenta las conclusiones de esta cita en las políticas públicas del sector y en la Agenda Patriótica del Bicentenario. “Vengo en nombre del presidente del Estado, Evo Morales, quién me delegó para participar en el cierre de este importante Foro. Vamos a considerar todas las recomendaciones ya sea en la política energética o en la Agenda Patriótica del Bicentenario, porque consideramos que se trata de un aporte para el país”, sostuvo la autoridad. Asimismo, Sosa ponderó la inclusión del especialista argentino en energía nuclear, Mauricio Roitman, quién fue disertante en el

15 al 30 de Noviembre | 2013

“

Agradecemos el gran apoyo brindado por la cartera del sector y la importante presencia estatal en el evento energético alternativo de Bolivia en Tarija

“

Miguel Zabala Bishop, Comisario General del FIGAS

especial V figas/ parte I

reactivación en industria de hidrocarburos’ ecos del evento INÉDITA concurrencia. Cerca de 300 personas estuvieron presentes en el Foro, que se realizó en el Hotel Los Parrales de Tarija. El 2012 asistieron 220. expectativa por tema nuclear. Concitó gran interés, entre los asistentes el tema nuclear. Un experto argentino expuso la situación de su país. ALEGRÍA CHAPACA. Una vez más quedó demostrado que la Noche Chapaca es el aditivo especial del encuentro. AUSENCIA. Se extrañó y reclamó la presencia de YPFB, como lo había hecho en casi todos los eventos anteriores. LOS MEDIOS. Tal como sucede en cada versión del FIGAS, la prensa local brindó importantes espacios de cobertura mediática al evento. DOCTOR HONORIS CAUSA. La Universidad Privada del Guairá (Paraguay) nombró Doctor Honoris Causa al presidente del IGEF, Miguel Zabala, por su aporte a las políticas energéticas de la Región. Así mismo la Universidad Nal. de Oriente entregó un reconocimiento.

Foro, tomando en cuenta que el Jefe de Estado promueve la discusión de esta temática en la matriz energética, por lo que incluso sugirió y desafió al FIGAS a brindar un espacio importante en la cita del próximo año a la misma. Por su parte el comisario general del FIGAS, Miguel Zabala, agradeció el gran apoyo brindado por la cartera del sector y la importante presencia estatal en el evento energético alternativo de Bolivia en Tarija, lo que sumado a la gran participación del sector privado, consolida un espacio técnico y académico que facilita el diálogo y el aporte a la política energética del país. “Ministro, con su intervención ha respondido algunas de las inquietudes incluidas en las conclusiones de este Foro. Sin embargo, le haremos llegar oficialmente a su despacho

las conclusiones 1. Habiéndose consolidado la Nacionalización de los Hidrocarburos y a más de 7 años de su implementación, la industria del Gas y Petróleo en Bolivia atraviesa por un franco periodo de reactivación. Gracias a la recolección, sistematización y análisis de información, se ha identificado la falta de inversiones en exploración petrolera como el principal factor responsable del letargo que afectó al sector hidrocarburífero boliviano durante los últimos años. El Gobierno boliviano ha dado claras señales que apuntan a resolver la falta de inversiones en actividades de exploración petrolera. Resulta obvio e incontrastable el hecho de que sin ese tipo de inversiones no será posible descubrir nuevos yacimientos para reponer e incrementar las reservas hidrocarburíferas que posee el país. Entre 2011 y 2012, el monto total invertido en actividades de exploración y explotación en Bolivia fue de $us 1.788 millones, superando en 7% lo invertido en total durante los 6 años previos. De esos $us 1.788 millones, $us 353 millones, es decir el 20% del total se destinaron a la exploración hidrocarburífera, esto representa un promedio de $us 176 millones

por año (entre 2011 y 2012), monto que sin duda muestra de manera contundente un cambio positivo que debe ser sostenible en el tiempo. 2. Coincidente con lo anterior, se ha incrementado la participación de empresas de servicios bolivianas que, en calidad de contratistas, vienen prestando servicios en las diferentes obras y proyectos que vienen desarrollándose. No obstante lo anterior, aún existe una significativa capacidad disponible para que otras empresas bolivianas participen en la dinámica hidrocarburífera nacional. 3. Casos como la construcción de la planta separadora de líquidos de Gran Chaco y la planta de amoniaco y urea son casos tangibles y plausibles respecto del paso de una fase primigenia (exportadora de materia prima) a su industrialización. 4. El dinamismo del sector obliga a prever escenarios donde nuevas tecnologías (como el shale gas, entre otras) pueden constituirse en amenazas a nuestras expectativas de monetizar nuestras reservas por la vía de la venta y su posterior exportación.

5. Permanecen vigentes los desafíos de (i) reposición de reservas mediante el incremento de las reservas probadas de gas natural a través de campañas agresivas de exploración, (ii) procurar la independencia energética plena, mediante el cambio de la matriz energética a fin de no depender de importación de líquidos y de esta manera abastecer y satisfacer la demanda del mercado interno, (iii) fomentar nuevos proyectos tendientes a desarrollar energías alternativas, como la solar y eólica, con la finalidad de incluir dichas energías en la matriz energética boliviana, iv) analizar con criterio técnico los alcances y viabilidad de un proyecto nuclear en el país, por las altas inversiones que requiere y los riesgos que implica, v)estudiar la factibilidad de establecer una real integración energética regional y bilateral, especialmente con Perú y (vi) a nivel normativo, promulgar la nueva ley de hidrocarburos y ley de inversiones, con la finalidad de atraer capitales que sean destinados no solamente a actividades extractivas, sino principalmente a añadir valor –vía industrialización- al gas natural con la finalidad de exportar productos intermedios y terminados.

las sugerencias que emergen de estos tres días de análisis de los panelistas nacionales e internacionales que brindaron lo mejor de sí para efectuar propuestas al país”, remarcó. De esta manera concluyó la Quinta Versión del Foro, que este año tuvo como lema “Avances y desafíos de la nacionalización de los hidrocarburos y electricidad y la visión 2025″,llevada a cabo del 13 al 15 de noviembre de este año en Tarija. Finalmente y de manera primicial, Zabala anunció que el 6to FIGAS se realizará los días descubra + 19, 20 y 21 de noviembre dereporteenergia.com 2014, bajo el lema “Fortaleciendo y diversificando la matriz energética para el desarrollo”. ▲ comparta

descargue

reporteenergia.com/descargas

las presentaciones del FIGAS 2013: http://bit.ly/figas_presentaciones

vea

reporteenergia.com

escucha

reporteenergia.com

La exposición de apertura estuvo a cargo del delegado Presidencial para la Agenda Patriótica 2025, César Navarro.

15 al 30 de Noviembre | 2013

Gráficas FIGAS 2013

El coffee break sirvió como otro espacio de encuentro ameno y networking.

Pablo Andino, gerente MI-ES, Schlumberger, al igual que otros panelistas, fue declarado Visitante Distinguido por el Concejo Municipal de Tarija.

Medios de comunicación brindaron una amplia cobertura en los tres días de la cita.

De izq. a der. Eduardo Alarcón, viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Boris Gómez, rector de la Universidad Nacional del Oriente, Gabriel Gaite, asesor en Hidrocarburos de la Caincotar, Arístides Fernández, rector de la Universidad Privada del Guairá y Katsumi Bani, alcalde de San Juan. Prosertec se lució en su stand exponiendo sus productos para el rubro petrolero.

La esperada “Noche Chapaca” fue un tiempo inolvidable de regocijo que propició la confraternización, que transcendió la formalidad del Foro.

La Universidad Privada del Guairá de Paraguay nombró ‘Doctor Honoris Causa’ a Miguel Zabala, comisario del FIGAS, por su aporte académico y profesional en Latinoamérica.

El apetecible “chancho a la cruz” fue el plato principal de la “Noche Chapaca”.

Disertantes internacionales entrelazaron vínculos de amistad y compartieron agradables momentos de tertulia.

Los abogados Carlos Peláez (izq) de la Universidad de Berlín e Iver Von Borries (der) del estudio Wayar & Von Borries participaron en los paneles de análisis.

15 al 30 de Noviembre | 2013

GRÁFICAS FIGAS 2013

Panelistas internacionales y personalidades locales junto al ministro Sosa y el director de la ANH en el almuerzo de clausura

El stand de Repsol Bolivia fue galardonado como el mejor en la categoría Arquitectura y Diseño.

El stand de la ANH fue premiado como el mejor en la categoría Innovación y Tecnología.

La empresa Carlos Caballero recibió una mención especial por su stand.

15 al 30 de Noviembre | 2013

petróleo & gas TEXTO: franco garcía S.

as TransBoliviano SA (GTB) obtuvo una utilidad histórica, superior a los $us 50 millones, el año pasado y concluyó el pago de la deuda que tenía por la construcción del Gasoducto Bolivia – Brasil (gasbol), señala la Memoria Anual 2012 entregada recientemente a Reporte Energía por la compañía afiliada a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). “Esto se logró en base a un adecuado proceso de planificación financiera y un estricto seguimiento a la ejecución de los gastos, tanto operativos como financieros, haciendo que los recursos sean utilizados de manera eficaz y eficiente”, explica la empresa. Según el documento, en los últimos cinco años, GTB ejecutó inversiones por $us 78,8 millones, de los que $us 12,1 millones correspondieron a la pasada gestión. Se indicó también que no se repartió dividendos entre sus accionistas y que se mantienen los resultados. A su vez a fines del 2012 se obtuvo una rentabilidad sobre su patrimonio (ROE) que llegó al 15,4%. En este marco se realizó el pago final de la deuda denominada APC con Petróleo Brasileiro SA (Petrobras), que surgió a raíz del financiamiento para construir el Gasoducto Bolivia – Brasil. El monto original de la deuda fue de $us 280 millones desembolsados a partir del año 1997. El repago se realizaba mediante deducciones sobre la tarifa pagada por Petrobras a GTB. Las deducciones alcanzaban aproximadamente los $us 60 millones anuales. De acuerdo al documento, el 29 de febrero de 2012 se hizo un pago adicional en efectivo por el monto de $us 23,6 millones, concluyendo así con todos los pagos por esta deuda y liberando el total de los recursos facturados por el contrato TCQ. La deuda subordinada se generó en 1997 cuando los accionistas de Gas TransBoliviano otorgaron un financiamiento utilizado para la construcción del gasoducto Bolivia - Brasil, con vencimiento al 31 de diciembre del año pasado. Durante la gestión se ejecutó el pago anticipado de esta deuda por la suma total de $us 48,82 millones, de los cuales $us 36,26 millones correspondieron a capital y $us 12,56 millones cubrieron los intereses acumulados. Este prepago ha significado llegar a un hito importante, según la compañía afiliada a YPFB Corporación, puesto que se terminó con la obligación financiera más cara de la empresa y se generó un ahorro total por la reducción de costos financieros e impositivos de $us 2,06 millones. ▲

GTB obtuvo utilidad histórica e incrementó su rentabilidad En los últimos cinco años, la compañía afiliada a YPFB Corporación ejecutó inversiones por $us 78,8 millones. Se terminó de pagar el Gasbol.

15 al 30 de Noviembre | 2013

especial V figas /parte I

“

es simplemente una opción de desarrollo energético, como lo son las energías renovables, solo se tiene que tomar todos los recaudos necesarios

“

Mauricio Roitman, consultor de Montamat & Asociados

Mauricio Roitman, Consultor de Montamat & Asociados, argentina

‘Tener una central nuclear no es tan complejo como su desarrollo’ Foto: Franco García / Reporte Energía

El experto habló sobre la experiencia nuclear en Argentina y de los errores en el proceso de su aplicación. Enumeró los aspectos importantes para garantizar la implementación de un proyecto con este tipo de energía y bajar sus costos. TEXTO: franco g./lizzett v.

¿Cuál es la experiencia en energía nuclear en Argentina? En la industria nuclear existen muchas variantes. La primera opción es comprar una central nuclear llave en mano para generar energía eléctrica. La otra que me parece más interesante y a largo plazo es la decisión de establecer una política, esta tiene que ver con un desarrollo institucional y humano. Es una industria donde el conocimiento es muy valioso, puesto que uno puede tener una planta nuclear pero no conocer sobre los aspectos que tienen que ver con esta energía. Entonces desde ese punto de vista el desarrollo de las capacidades es a largo plazo y va más allá que generar energía nuclear para fines eléctricos. Por supuesto, empezar a caminar este sendero tiene sus dificultades, pero lo bueno es que los países de la región pueden aprovechar estas experiencias y los recursos humanos que tiene Argentina y Brasil, de esta manera se pueden concretar convenios de cooperación y aprehender de los errores que han tenido estos países en el desarrollo de esta industria. Un aspecto clave es saber para que uno quiere un desarrollo nuclear. Si la idea está vinculada a aspectos geopolíticos o para fines no pacíficos, es otro tema, pero yo no creo que este sea el camino. En Argentina por ejemplo, la energía nuclear se está investigando para fines médicos. ¿Qué aspectos se podrían aprender de la adopción de este tipo de energía en su país? Bueno. Un elemento importante es que el costo de las centrales nucleares es elevado. La experiencia internacional señala que dos tercios del monto total de una central nuclear son los costos fijos y desde el punto de vista de inversión esto que hace que el proyecto sea más complejo porque todo esos recursos están relacionados al equipamiento y construcción de la central. En Argentina, el ejemplo más claro es la central de Atucha, que hoy en día está a prueba y posiblemente entre en operación el 2014, después de 34 años que se firmó el convenio para su construcción. En mi país nadie tiene claro cuánto es el costo de esta central, por tanto años de retrasos en renegociaciones y el cambio de

nuclear y en estadística se denomina eventos extremos, estos son de muy baja probabilidad pero de muy alto impacto, estos raramente ocurren pero cuando ocurren tiene un impacto grande. Lo que se debe hacer es evaluar los riesgos. Nadie dice que la industria nuclear sea la panacea, simplemente una opción de desarrollo energético, como lo son las energías renovablesEn la industria nuclear tenemos que hacer sistemas antifrágiles. No hay que decir que los riesgos no existen, pero son bajos. ¿De acuerdo a los precios que se manejan en Argentina la energía nuclear es más barata para los usuarios? En término de costos, en el caso de mi país, los precios de generación no son los reales, puesto que regulados por el gobierno y se tienen compensaciones presupuestarias para las empresas generadoras.

HOJA DE VIDA mauricio roitman. Es licenciado en Economía es consultor del estudio Montamat & Asociados, asesor de la Comisión de Energía y Combustibles de la Honorable Cámara de Senadores de la Nación e Investigador del Instituto de Economía UADE (externo). Master en Economía de la University of Surrey (UK) con distinción (2011). Diplomatura en Economía de la Energía (COPIME-IAE Gral. Mosconi). Curso de postgrado en Economía de la Regulación de Servicios Públicos, Centro de Estudios Económicos de la Regulación (CEER-UADE, año 1999). Profesor Adjunto de grado y postgrado de la Universidad Argentina de la Empresa y de la Universidad de Belgrano. Anteriormente fue Profesor-Investigador del CEER y del Instituto de Economía (UADE).

proveedores. ¿Cuál es el costo estándar de un proyecto nuclear? Son variables y depende de la tecnología, dimensiones, pero fundamentalmente los costos de inversión. Pienso que lo más importante es buscar los instrumentos adecuados desde el punto de vista financiero para afrontar los costos y no quedar a medio camino en la construcción de una central. Creo que tener una central nuclear no es tan complejo, lo complejo y lo que me parece más acertado es tener un desarrollo nuclear en un país, que implique otras aristas de la economía de este sector. ¿Cuánto tiempo les tomó implementar la investigación nuclear?

En el caso argentino, un paradigma del desarrollo de conocimiento y la formación de los recursos humanos en el sector nuclear es el instituto Balseiro en Bariloche, donde existe investigación de primera línea a nivel internacional en física nuclear. Asimismo, se desarrolla medicina nuclear en el centro del hospital Rojo. Dentro de esta temática está un convenio entre la Comisión Nacional de Energía Atómica y la Universidad de Buenos Aires. Creo que este tipo de industria puede ayudar al desarrollo industrial de cualquier país. ¿Cuáles son las políticas que se debe adoptar para evitar accidentes nucleares? Como economista no puedo discutir detalles técnicos, lo que existe en el sector

¿De manera global, se puede decir que la energía nuclear es competitiva? En términos de costos la energía nuclear es competitiva y si se hace bien el proceso de construcción desde la inversión inicial y dentro de los tiempos correspondientes es muy competitivo el proyecto, pero después hay que ver en qué contexto regulatorio se inserta. En el contexto regulatorio de los países sudamericanos, viendo países como Argentina, Bolivia donde sus Gobiernos tienen una intervención en el sector energético, creo que sería muy difícil que hubiera participantes privados en esta industria, no lo veo factible. Más allá de que lo haga el Estado, también tienen que evaluarse económicamente el costo de oportunidad, es decir, que es más conveniente hacer una central nuclear que pequeños aprovechamientos hidroeléctricos ¿Qué es más rentable entre costo y beneficio social? ¿Como ve el panorama para Bolivia? Tal vez sea mejor explotar los hidrocarburos convencionales, se puede analizar la explotación también de los recursos no convencionales, entonces se estudiará las múltiples alternativas y en términos de costo y beneficio. No hay que tomar la decisión por capricho solo porque otros la tienen. Hay que pensar en frio lo que a cada país le conviene. Las autoridades políticas se tienen que reunir con distintos técnicos de todas las áreas. ▲

15 al 30 de Noviembre | 2013

petróleo & gas

“

el IVP imparte el manejo de simuladores para reservorios y pozos petroleros. son programas computacionales complejos que se ofertan SOLO a nivel internacional

“

Roberto Tapia, consultor e instructor de IVP Foto: Archivo / Reporte Energía

con sede en Bolivia

instituto amplía especialización virtual en el rubro petrolero Ofrecen cursos teóricos especializados en las áreas del upstream y downstream. Abordan diferentes problemas técnico-económicos de esta industria. TEXTO: lIZZETT vARGAS o.

ursos técnicos y especializados de la industria petrolera, administrados por sesiones virtuales, además de las últimas tendencias internacionales en simuladores para comportamiento de reservorio y pozos, es lo que ofrece el Instituto Virtual de Petróleo (IVP) para profesionales en esta área con tiempo limitado. El IVP funciona desde el año 2009 en Bolivia y por su carácter virtual está ubicado en ivp.mdl2.com y oilwindow.8m.com. Estos portales ofrecen diferentes cursos y diplomados orientados a la formación complementaria de un ingeniero petrolero e incluso de un geólogo. Una de sus ventajas es que no existen horarios predefinidos, ni cupos mínimos ni máximos para poder cursar una asignatura, la cual tiene una duración aproximada de

90 días. Los certificados cuentan con el respaldo del Colegio de Ingenieros Petroleros Filial Santa Cruz y la Universidad San Francisco Xavier de Chuquisaca, destacó Roberto Tapia, consultor e instructor de este instituto. De acuerdo con Tapia los cursos con mayor demanda se ubican en el área del upstream. “Somos los únicos que los ofertamos vía online a nivel nacional”, afirma. Entre ellos se dictan cursos desde la introducción a la industria petrolera, gas natural, fundamentos de simulación, prueba de pozos (well testing) hasta economía de proyectos petroleros. Entre las últimas tendencias tecnológicas que se dictan en el VIP está el manejo de simuladores, programas computacionales complejos, que solo se ofertan a nivel internacional. Su aplicación permite simular el comportamiento del reservorio y del pozo petrolero a futuro de manera

Los cursos de capacitación más requeridos por los ingenieros petroleros se enmarcan en el área del upstream.

Características de los cursos del IVP ivp. Inició sus actividades el 2009 con el respaldo de la Sociedad de Ingenieros de Bolivia ( SIB) y el Colegio de Ingenieros Petroleros de Santa Cruz. Modalidad. “On line”, con fecha de inicio y horario a conveniencia del alumno. Cursos. Introducción a la industria petrolera, gas natural, fundamentos de si-

expedita. De esta manera puede planificarse el desarrollo del campo, cantidad de pozos, dimensionamiento del equipo, reservas desarrolladas, entre otros aspectos importantes. “Los cursos que ofrece el IVP son de familiarización con algunos de estos simula-

mulación, prueba de pozos (well testing), economía de proyectos petroleros, líneas de transporte de petróleo y gas, redes de distribución y plantas de almacenaje. Duración. De 60 a 90 días. Público. Ingenieros, egresados y técnicos petroleros. Costos. Entre $us 40 y $us 100.

dores, aunque estamos en etapa de experimentación”, agregó Tapia. El Instituto también ofrece estudios a nivel de diseño conceptual referentes a proyectos del downstream, tales como líneas de transporte de petróleo y gas, redes de distribución y plantas de almacenaje. ▲

15 al 30 de Noviembre | 2013

ESTADíSTICAS HIDROCARBUROS Fecha

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)

103,08 102,17 102,46 101,15 102,34 100,72 100,87 99,28 97,63 96,9 96,65 97,4 98,74 98,29

111,63 110,65 110,13 110,67 110,79 109,55 109,4 109,47 109,57 107,74 106,63 105,7 108,29 108,04

Oct 10, 2013 Oct 11, 2013 Oct 14, 2013 Oct 15, 2013 Oct 16, 2013 Oct 17, 2013 Oct 18, 2013 Oct 21, 2013 Oct 22, 2013 Oct 23, 2013 Oct 24, 2013 Oct 25, 2013 Oct 28, 2013 Oct 29, 2013

Oct 30, 2013 Oct 31, 2013 Nov 01, 2013 Nov 04, 2013 Nov 05, 2013 Nov 06, 2013 Nov 07, 2013 Nov 08, 2013 Nov 11, 2013 Nov 12, 2013 Nov 13, 2013 Nov 14, 2013 Nov 15, 2013 Nov 18, 2013

Barrel)

96,81 96,29 94,56 94,58 93,4 94,74 94,25 94,56 95,13 93,12 93,91 93,76 93,8 93,03

MINERíA

10,5120 10,2988 10,3601 10,4190 10,7161 10,7547 10,6572 10,6095 10,5778 10,6027 10,4666 10,3986 10,3873 10,3215 10,3873 10,6095 10,3873 10,3601 10,3510 10,5256 10,5324 10,5211 10,4281

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

8.96 Bs./Lt

DIESEL OIL

9,36 Bs./Lt

JET FUEL

7,70 Bs./Lt

Fuente: eia.gov

Fuente: ANH

ZINC $us/L.F.

COBRE $us/L.F.

0,9308 0,9222 0,9281 0,9192 0,9194 0,9321 0,9346 0,9312 0,9398 0,9532 0,9575 0,9539 0,9650 0,9789 0,9784 0,9900 0,9791 0,9709 0,9745 0,9900 0,9954 0,9916 0,9834

0,8401 0,8289 0,8346 0,8301 0,8294 0,8389 0,8423 0,8401 0,8494 0,8541 0,8555 0,8430 0,8552 0,8650 0,8648 0,8752 0,8682 0,8596 0,8589 0,8718 0,8793 0,8786 0,8786

3,2743 3,2457 3,2727 3,2418 3,2525 3,2799 3,2386 3,2259 3,2309 3,2681 3,2593 3,2468 3,2529 3,2845 3,2772 3,2922 3,2659 3,2475 3,2321 3,2477 3,2727 3,2999 3,2808

BISMUTO $us/L.F. 8,30 8,30 8,50 8,50 8,70 8,80 8,90 8,90 8,90

ANTIMONIO $us/T.M.F. 10400,00 10400,00 10400,00 10400,00 10400,00 10400,00 10300,00 10300,00 10200,00

WOLFRAM $us/U.L.F.

PLATA $us/O.T.

ORO $us/O.T.

199,22 199,22 190,92 199,22 199,34 198,61 213,41 212,11 208,41

21,7000 21,1400 21,5700 21,6500 21,7700 22,3000 22,1000 21,9300 21,5200 21,5200 20,4900 21,3200 21,7200 21,8700 22,0900 22,0600 22,5300 22,6700 22,3500 22,5400 22,3100 22,7400 22,2000

1332,25 1293,75 1309,00 1316,00 1311,00 1321,00 1309,50 1298,00 1285,75 1276,00 1255,50 1278,25 1308,50 1317,00 1316,00 1311,75 1333,00 1336,25 1341,75 1351,00 1346,75 1349,50 1333,75

Elaboración: Unidad de Politica Sectorial. Fuente: Metal Bulletin - LME. Fuente: Metal Bulletin - LME

Día Dic 1 1,072.3 2 1,012.0 3 1,140.2 4 1,154.6 5 1,163.8 6 1,135.0 7 1,128.7 8 979.9 9 964.1 10 1,118.0 11 1,127.1 12 1,121.0 13 1,101.5 14 1,108.2 15 1,033.4 16 963.1 17 1,101.9 18 1,130.9 19 1,139.8 20 1,110.2 21 1,087.7 22 1,060.0 23 999.0 24 1,078.9 25 917.7 26 1,061.4 27 1,061.4 28 1,061.4 29 1,003.3 30 944.3 31 1,055.6 Max. 1,163.8

GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (Diciembre 2012 - Noviembre 2013)

Ene 827.4 997.9 1,061.0 1,107.1 1,043.1 948.6 1,079.2 1,115.4 1,082.3 1,122.1 1,139.5 1,068.6 1,016.8 1,137.6 1,148.9 1,129.3 1,134.1 1,133.5 1,058.4 954.2 1,112.4 1,057.2 1,173.3 1,157.5 1,117.1 1,015.5 1,001.3 1,138.6 1,178.2 1,151.5 1,141.0 1,178.2

Feb 1,140.5 1,082.5 1,002.6 1,148.1 1,160.6 1,145.8 1,137.4 1,111.0 973.6 931.7 879.9 878.4 1,028.2 1,095.1 1,104.1 1,054.3 1,018.6 1,128.0 1,112.9 1,151.5 1,141.7 1,151.7 1,070.2 1,014.3 1,094.3 1,070.7 1,108.5 1,174.5 1,174.5

Mar 1,156.0 1,089.1 1,043.8 1,118.6 1,134.4 1,127.5 1,160.9 1,150.0 1,093.2 1,048.0 1,101.4 1,162.5 1,084.7 1,098.6 1,094.0 1,033.5 1,003.5 1,097.6 1,060.1 1,070.4 1,116.8 1,129.8 1,094.5 982.4 1,128.0 1,113.9 1,131.3 1,072.7 941.0 1,024.0 1,009.3 1,162.5

Abr 1,141.4 1,176.4 1,095.5 1,114.6 1,094.8 1,060.2 994.6 1,089.1 1,134.5 1,147.7 1,142.8 1,096.7 1,024.3 976.2 1,100.7 1,117.1 1,136.0 1,129.6 1,127.7 1,062.2 999.2 1,119.7 1,148.9 1,151.9 1,169.7 1,139.9 1,046.0 1,021.1 1,153.7 1,147.2 1,176.4

May 1,005.6 1,168.0 1,174.5 1,069.8 981.1 1,103.4 1,110.9 1,119.2 1,135.4 1,133.1 1,075.8 1,005.3 1,154.9 1,157.4 1,176.0 1,074.5 1,036.1 972.4 933.7 1,082.3 1,113.3 1,098.7 1,107.8 1,102.9 1,012.9 969.5 1,087.2 1,152.7 1,149.5 1,010.3 1,095.0 1,176.0

Jun 1,051.4 988.2 1,101.1 1,106.0 1,126.2 1,164.5 1,156.2 1,087.8 1,015.4 1,171.2 1,178.4 1,163.3 1,186.7 1,169.0 1,068.3 1,033.6 1,116.0 1,149.4 1,118.0 1,077.5 996.8 1,016.9 965.2 1,072.9 1,115.8 1,117.6 1,124.4 1,120.6 1,041.5 944.4 1,186.7

Jul 1,057.7 1,070.5 1,098.0 1,117.9 1,118.5 1,034.8 930.4 1,065.3 1,080.2 1,106.2 1,127.3 1,134.4 1,044.5 980.2 1,089.3 1,073.8 1,127.8 1,161.9 1,123.2 1,070.3 977.2 1,089.9 1,114.9 1,120.5 1,120.3 1,109.6 1,047.2 992.2 1,137.0 1,154.7 1,157.1 1,161.9

Ago 1,142.6 1,147.1 1,070.6 1,004.7 1,084.9 1,021.9 1,145.6 1,173.3 1,104.7 1,054.9 1,014.7 1,130.9 1,135.5 1,116.2 1,112.8 1,104.4 1,055.3 1,002.7 1,140.2 1,174.9 1,180.8 1,196.0 1,094.5 1,026.1 991.8 1,105.9 1,125.6 1,117.6 1,123.3 1,122.8 1,062.7 1,196.0

Sep 1,061.0 1,167.9 1,208.1 1,173.9 1,178.4 1,187.3 1,114.0 1,044.9 1,155.5 1,184.7 1,202.0 1,185.3 1,119.8 1,042.8 1,022.6 1,100.1 1,113.8 1,128.4 1,133.0 1,164.7 1,113.7 1,011.6 1,091.7 1,077.0 1,129.9 1,159.8 1,184.8 1,135.3 1,064.8 1,116.8 1,208.1

Oct Nov(al 19) 1,125.6 1,067.2 1,153.3 913.4 1,122.9 971.9 1,114.9 1,141.6 1,070.9 1,183.7 996.6 1,203.8 1,156.6 1,215.6 1,190.9 1,209.3 1,219.6 1,108.1 1,201.4 1,041.8 1,204.3 1,101.6 1,127.4 1,153.9 1,057.8 1,213.2 1,156.6 1,233.0 1,172.0 1,227.0 1,194.1 1,092.4 1,167.4 1,051.6 1,165.2 1,201.0 1,092.9 1,194.4 1,067.0 1,174.6 1,187.2 1,205.9 1,184.8 1,096.4 1,070.6 998.1 1,139.2 1,166.5 1,198.8 1,184.8 1,219.6 1,233.0

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

DEMANDA MAXIMA DE POTENCIA DE CONSUMIDORES (MW) EN NODOS DEL STI - (Diciembre 2012 - Noviembre 2013) Dic CRE - Santa Cruz 437.7 DELAPAZ - La Paz 269.7 ELFEC - Cochabamba 176.0 ELFEC - Chimoré 9.8 ELFEO - Oruro 52.5 ELFEO - Catavi 16.4 CESSA - Sucre 38.6 SEPSA - Potosí 40.6 SEPSA - Punutuma 6.3 SEPSA - Atocha 10.7 SEPSA - Don Diego 5.8 ENDE - Varios (2) 18.5 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 49.8 Otros - C. No Regulados 14.4 Varios (1) 2.2 TOTAL COINCIDENTAL 1,109.0

PRECIOS DIARIOS - METAL BULLETIN (JULIO 2013)

Ene 473.3 265.0 170.3 10.0 53.2 16.6 40.8 40.6 6.5 10.6 5.7 18.6 49.6 14.7 2.0 1,127.7

Feb 464.4 273.4 174.8 10.0 53.4 17.3 41.1 42.9 6.5 10.9 5.9 18.5 49.9 14.9 2.1 1,122.6

Mar 430.4 274.0 178.3 10.2 55.0 27.9 40.3 43.8 7.0 11.5 6.2 19.9 47.7 16.4 2.2 1,106.4

Abr 415.3 279.3 179.2 10.4 56.0 19.4 41.5 42.4 7.2 11.7 6.4 20.2 49.0 17.6 2.4 1,115.2

May 418.5 283.0 180.0 10.4 54.3 19.8 41.7 43.6 7.7 12.1 6.4 20.2 48.4 16.7 2.4 1,120.4

Jun 391.0 297.0 178.9 10.2 57.7 20.9 44.5 44.5 8.4 12.3 6.4 19.4 47.3 20.0 2.7 1,127.6

Jul 386.4 290.3 182.3 10.4 57.8 19.0 45.1 43.6 8.0 12.1 6.3 18.9 49.1 16.6 2.8 1,111.1

Ago 422.4 290.5 183.3 11.0 58.6 18.8 45.7 44.0 8.2 12.1 6.6 20.1 49.0 16.9 2.8 1,141.2

Sep 432.6 285.5 185.1 11.1 58.9 19.0 45.6 43.8 7.5 12.0 6.6 20.3 49.3 17.3 2.8 1,157.5

Oct 449.0 283.5 188.2 10.9 57.6 19.1 45.9 44.5 7.1 11.7 6.6 20.7 51.6 17.5 2.7 1,166.4

Nov(al 19) 456.1 283.9 188.3 11.9 54.6 18.1 45.9 44.6 6.7 11.5 5.7 21.8 46.9 17.4 2.0 1,174.6

(1) Consumos de Sacaca, Mariaca, Ocurí, Lípez. (2) Consumos de Yucumo, San Borja, San Ignacio de Moxos y 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 - (Diciembre 2012 - Noviembre 2013)

CRE - Santa Cruz DELAPAZ - La Paz ELFEC - Cochabamba ELFEC - Chimoré ELFEO - Oruro ELFEO - Catavi CESSA - Sucre SEPSA - Potosí SEPSA - Punutuma SEPSA - Atocha SEPSA - Don Diego ENDE - Varios (2) SAN CRISTOBAL - C. No Reg. Otros - C. No Regulados Varios (1) TOTAL ELABORACION: MINISTERIO DE MINERIA Y METALURGIA - UNIDAD DE ANÁLISIS DE POLÍTICA MINERA

Fuente: London Metal Exchange - MB

Dic 217.8 131.5 87.7 4.4 27.5 6.9 18.8 23.1 2.9 5.8 2.2 8.9 32.6 8.1 0.7 578.8

Ene 233.7 130.1 85.1 4.5 28.0 7.3 20.2 22.7 3.1 5.7 2.5 9.3 33.1 9.1 0.6 595.0

Feb 205.0 118.2 76.9 4.1 24.0 6.6 18.2 21.2 2.7 5.1 2.2 8.3 25.4 8.0 0.6 526.5

Mar 217.3 132.4 89.2 4.5 28.3 8.2 17.3 25.0 3.3 6.2 2.7 9.4 31.9 8.5 0.7 585.0

Abr 204.3 132.2 86.9 4.3 27.4 9.2 19.1 24.0 3.3 6.1 2.7 8.9 31.3 8.6 0.7 569.1

May 200.2 137.6 89.5 4.5 27.0 8.6 20.4 25.1 3.7 6.5 2.8 8.9 32.1 9.8 0.8 577.4

Jun 188.1 136.8 86.3 4.2 27.6 10.1 20.3 24.5 3.4 6.4 2.6 8.3 27.2 11.0 0.9 557.7

Jul 194.7 138.9 91.2 4.4 28.2 10.0 21.9 24.7 3.6 6.4 2.6 8.5 32.1 8.3 0.9 576.4

Ago 199.5 140.4 91.1 4.4 28.4 9.6 21.1 25.1 3.6 6.3 2.7 8.5 32.1 10.6 0.9 584.4

Sep 205.9 134.1 89.6 4.7 28.0 9.5 21.9 24.5 3.5 6.1 2.7 9.0 31.9 9.7 0.9 582.0

Oct 227.2 140.7 95.1 4.8 29.9 9.2 22.2 25.6 3.4 6.3 3.0 9.7 29.4 9.7 0.9 617.3

Nov(al 19) 140.1 83.9 57.3 3.1 17.6 5.1 13.6 14.7 1.9 3.6 1.6 6.3 19.1 5.9 0.4 374.1

AGENDA ENERGéTICA 25 y 26 de noviembre | punta cana - rep. dominicana

DEL 19 AL 22 DE Enero 2014 | Doha - qatar

4 al 6 de febrero 2014 | Texas - usa

Los objetivos son promover el intercambio de experiencias, la reflexión y la discusión técnica sobre las lecciones aprendidas, avances, desafíos y logros en el sector energético de América Latina y el Caribe, en los 40 años de actuación de Olade contribuyendo a la historia de la integración energética.

Qatar Petroleum llevará adelante la séptima versión del IPTC, la cual abordará temas que la industria necesita actualmente para hacer frente a la evolución de las tendencias de la energía en todo el mundo y superar los desafíos técnicos.

Es organizado por la Sociedad de Ingenieros Petroleros a nivel Internacional. El evento se centrará en la tecnología para el desarrollo de los recursos no convencionales. Contará con una mezcla dinámica de sesiones y demostraciones de fracturamiento hidráulico.

Contacto: fernando.ferreira@olade.org

Contacto: iptcnet.org/2014/doha

Contacto: spe.org/events/hftc/2014/

2 y 3 DE diciembre Lima | Perú

29 y 30 de enero 2014 | bogotá - Colombia

Del 5 al 7 DE marzo 2014 new orleans | EEUU

Es un evento de discusión legal especializada de referencia y prestigio internacional. En esta versión se discutirá los aspectos jurídicos vinculados con las perspectivas de la actividad minera en Perú, las tareas pendientes del Estado y los privados.

Es un foro internacional para ejecutivos del sector hidrocarburos que radican en Sudamérica y Centroamérica. Ofrece una excelente oportunidad para hacer nuevos contactos, amistades y aprender sobre oportunidades de negocios con los presidentes y directivos financieros de diferentes empresas.

Desde su lanzamiento en 2006, el Congreso Mundial de Petróleo Pesado ha sido el evento líder de la industria global de este sector. La cita reúne a profesionales dando a los ejecutivos de negocios y expertos una plataforma para fomentar las relaciones y avanzar en el desarrollo de petróleo pesado.

Contacto: indemipe.com/indemipe/index2.html

Contacto: oilcouncil.com/event/latam

Contactos y registro: bradridler@dmgevents.com

VIII Foro de Integración Energética Regional

VII Congreso Internacional de Legislación de Minería, Hidrocarburos y Electricidad

VII International Petroleum Technology Conference (IPTC)

2014 Latin America Assembly

Hydraulic Fracturing Technology Conference

World Heavy Oil Congress

Fuente: CNDC

PLOMO $us/L.F.

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

1 2 3 4 7 8 9 10 11 14 15 16 17 18 21 22 23 24 25 28 29 30 31

ESTANO $us/L.F.

1,66 Bs./M³

GLP

ELECTRICIDAD PRECIOS DE MINERALES - METAL BULLETIN (OCTUBRE 2013)

DIAS

GNV

108,41 107,53 105,78 104,85 105,01 105,46 103,08 104,29 105,76 106,29 106,9 108,29 108,25 108,8

Fuente: eia.gov

PrecioS FINALES de los combustibles NOVIEMBRE 2013

15 al 30 de Noviembre | 2013