Edicion 112 Reporte Energia

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ISSN 2070-9218

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

www.reporteenergia.com

PETRÓLEO & GAS

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PERÚ Y BOLIVIA PODRÍAN EXPORTAR GAS EN ALIANZA

Nro. Del 1 al 15 de Diciembre de 2013

Bs. S/.

COP $us $us $us $us

El Gasoducto Sur Peruano provee una salida al océano Pacífico y la posibilidad de que ambos países vendan gas natural a nuevos mercados por esta vía.

10 10 7.000 4 10 20 30

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EXPERIENCIA Y EFICIENCIA, EL SELLO DEL TRABAJADOR PETROLERO BOLIVIANO P-4

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PETRÓLEO & GAS

PARAGUAY: CLIMA FAVORABLE PARA ATRAER INVERSIONES President Energy terminó hace poco labores de sísmica y se prepara para perforar seis pozos exploratorios en el próximo año.

P 17

Foto: Lizzett Vargas REPORTE ENERGIA/ Desmontaje del equipo de perforación del pozo Dorado 1004

Precio en: Bolivia Perú Colombia Ecuador Sudamérica Centroamérica Norteamérica

ELECTRICIDAD

INCLUIR GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN EL SIN, NUEVO RETO ELÉCTRICO Estos proyectos podrían suministrar electricidad vía red de distribución y así aportar al sistema, bajando el consumo de gas.

Foto: Franco García / Reporte Energía

P-10-11

exploración en 12 áreas en manos de asamblea legislativa Los trámites están en proceso de autorización y aprobación por parte del Ministerio de Hidrocarburos y Energía de Bolivia y la Asamblea Legislativa Plurinacional. Cuentan con un potencial gasífero estimado de 12 TCF. Se ubican en Cochabamba, Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija. Se proyecta una inversión de $us 221,9 MM en actividades exploratorias con estos contratos. P-6 Con el auspicio de: Nov 21

WTI ($us/BBl de petróleo)

Precio / gas boliviano p/ Brasil

8.62 $us/MMBTU

Nov 22

Precio / gas boliviano p/ Argentina

10.11 $us/MMBTU

Nov 25

Nov 26

Nov 27

Nov 28

Precio / diésel internacional

95.44 94.84 94.09 93.68 92.3 92.19 Precio / gasolina internacional

9.36 Bs/lt 8.96 Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 26/11

3.81 dollars per million BTU

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

PETRÓLEO & GAS

‘ARGENTINA OPTARÁ POR INCREMENTAR IMPORTACIÓN DE GNL’ Según Fernando Meiter, director de TNS Latam, su país no solicitará más gas a Bolivia, más allá de los contratos firmados, por las facilidades que tiene con el GNL. P-8

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EDITORIAL DIRECTOR: MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

gas sin nuevos mercados

Staff

E

stá claro que la política de no enviar ni una molécula de gas a Chile, sellada en el referéndum “mesista” de 2004, ha cerrado las posibilidades de incrementar los ingresos bolivianos por concepto de exportación de nuestro principal producto exportable, el gas natural, por lo menos a ese mercado. Foros, seminarios, análisis y estudios han demostrado que Bolivia tiene un potencial muy alto de incrementar sus reservas y producción en los próximos años, de darse una nueva ley de hidrocarburos que, tal como lo han manifestado las autoridades del área, cuente con significativos incentivos a la inversión, en coincidencia con las conclusiones de la última versión del Figas realizado en Tarija, sugerencias que han sido recogidas de muy buen grado por el ministro de Hidrocarburos y Energía.

El reporte de octubre de la estatal YPFB, daba cuenta de la venta de gas natural a los mercados de Argentina, Brasil y el mercado interno de 47,78 millones de metros cúbicos día (MMmcd). A Brasil 31,23 MMmcd y a Argentina, 16,55 MMmcd, en tanto que el consumo interno fue de 8,4 Mmcd.

La operación de venta a los vecinos en cumplimiento de contratos bilaterales alcanzó a US$ 5.086 MM entre enero y octubre, superando en más del 16.5% la cifra del miso periodo del año anterior. Estos números nos muestran, como ya es sabido y trillado, que la exportación de gas es y seguirá siendo nues-

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

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PRENSA

DE LA

Las opiniones expresadas en Reporte Energía, no reflejan necesariamente el punto de vista de los editores. Reporte Energía no asume responsabilidad alguna por ninguno de los productos ni servicios anunciados aquí.

tro mejor negocio como país. Ahora bien, que pasaría con los ingresos si, en un supuesto escenario de excedentes exportables, entrara un tercer país a comprarnos gas natural a precios internacionales. Sin embargo esto no ocurrirá, por lo menos no en el corto plazo. Perú está reactivando su actividad exploratoria y se espera que en el primer semestre del próximo año, las inversiones paralizadas por la lenta permisología oficial empiecen a moverse. A pesar de la salida de Petrobras de ese mercado y el ingreso de su comprador chino CNOC y la lentitud con que se han ejecutado los proyectos exploratorios en la selva, Perú promete un boom exploratorio que está a la vuelta de la esquina. Los resultados que se obtengan, de ser positivos como se espera, generarán un excedente que si bien se destinará por ley al mercado interno y a la exportación vía GNL, podrá estar mirando a un nuevo mercado ansioso por gas barato que hoy es comprado de ultramar.

Por lo tanto, habra que ponerse a pensar en un escenario futuro en que se superen algunas presiones internas y se priorice el negocio que genere ingresos para acabar con la pobreza nacional, saliendo a la conquista de nuevos mercados. La demanda de GLP por parte de nuestro hermano vecino Paraguay es la muestra más contundente de que con creatividad, inversión apropiada en infraestructura de producción e industrialización podemos crecer positivamente. ▲

¿Quién es quién?

Publicación Destacada

Se desempeña como director de 9 de Junio SA en Paraguay.

Esta empresa se dedica a la perforación de pozos artesianos desde 1974 y desde el 2000 con los descendientes del empresario Primo Cano Martinez incursionó en la perforación de pozos de gas en territorio paraguayo.

El presente informe publicado con el apoyo de varios organismos ofrece una visión sobre las condiciones del contexto económico y energético mundial, y sus impactos sobre América Latina y el Caribe.

Asimismo, se analiza el marco legal, regulatorio e institucional en que se desenvuelven los sectores energéticos, presentando los avances y barreras al proceso de integración energética.

Primo Cano, director de 9 de junio SA (paraguay)

ENERGÍA: UNA VISIÓN SOBRE RETOS Y OPORTUNIDADES EN ALC

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 Jorge Gutiérrez,

En La Paz presidente del Coexiste el po- legio de Ingenieros tencial para Electricistas de Bolivia construir una gran cantidad de microcentrales y sería difícil que ENDE las gestione y es ahí donde entran las gobernaciones. p. 10-11

Resumen de la edición

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Esfuerzo público y privado para aumentar reservas El delegado presidencial para la Agenda 2025, César Navarro, dijo que se requiere la inversión de la empresa privada en exploración.

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Esperan que YPFB presente estudio de GTL hasta 2014 Según la visualización del proyecto, la capacidad del complejo está pensada para 30.000 barriles por día (BPD) de diésel sintético.

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En cuatro años se convirtieron a GNV 70 mil vehículos Se tiene previsto alcanzar las 717.146 conversiones vehiculares a GNV y 186.613 recalificaciones y/o reposiciones de cilindros hasta 2025.

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Apuntan a duplicar capacidad de transporte Actualmente, según YPFB Transporte, Bolivia cuenta con una red de 6.253 kilómetros de gasoductos y oleoductos.

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para garantizar el mercado interno, externo e industrialización, hay que realizar un esfuerzo conjunto. La exploración debe ser prioridad para actores públicos y privados

“

César Navarro, delegado presidencial para la Agenda Patriótica del Bicentenario

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especial V FIGAs / parte II

VIABILIZAR EXPLORACIÓN EN ÁREAS NO TRADICIONALES Y PROTEGIDAS

‘Ampliación de reservas gasíferas debe ser fruto del esfuerzo conjunto’ TEXTO: franco garcía S.

U

no de los aspectos centrales a tomar en cuenta para el año 2025 es que los $us 17.500 millones, que se requerirán para que Bolivia cumpla con la meta de descubrir 18 trillones de pies cúbicos de gas natural (TCF por sus siglas en inglés), provendrán no solamente del sector estatal, sino también de la participación de las compañías petroleras extranjeras que operan en Bolivia.

La afirmación corresponde al delegado presidencial para la Agenda Patriótica del Bicentenario, César Navarro, quién en su disertación en el FIGAS 2013 hizo énfasis en que al tratarse de una meta ambiciosa y por

la cantidad de recursos que se requiere, deberá contarse necesariamente con inversión privada.

“Si se quiere garantizar el mercado interno, industrialización y mercado externo hay que realizar un esfuerzo conjunto. Para nosotros el tema de la exploración debe ser una agenda de prioridad para diversos actores: públicos y privados y además debe existir corresponsabilidad del Estado a nivel nacional, departamental, y municipal, indígenas, universidades para coadyuvar en esta tarea”, remarcó.

En este tema, una de las conclusiones del Foro Internacional del Gas y Energía (FIGAS) señala que es necesario acelerar la promulgación de la nueva Ley de Hidrocarburos con los incentivos para la exploración, además de la Ley de Inversiones, con lo que

se espera un despegue más amplio de este sector.

Además, hizo referencia a una de las conclusiones del encuentro “Soberanía Hidrocarburífera”, que indica que se deben viabilizar actividades exploratorias en áreas no tradicionales e incluso en aquellas que tienen sobreposición con áreas protegidas, asumiendo el desafío que ello implica.

Al efectuar un análisis de los resultados de la nacionalización de la industria de los hidrocarburos en Bolivia ponderó que el 2006 el Estado boliviano recibía $us 1.473 millones, por concepto de Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), regalías, participación para YPFB, patentes y otros, mientras que en el 2012 la cifra subió a $us 4.291 millones “Si se toma el periodo de 2001 a 2005, en plena crisis del neoliberalismo, se obtuvo $us

Foto: Reporte Energía

Para descubrir 18 trillones de pies cúbicos de gas, deberá contarse con la participación activa del sector privado, afirma César Navarro, delegado presidencial de la Agenda Patriótica del Bicentenario.

César Navarro, delegado presidencial Agenda 2025

6.661 millones, en cambio de 2006 a 2012 se generó $us 16.759 millones. Por ello decía que los hidrocarburos están dispersos en todo el territorio nacional y tienen un múltiple desafío”, concluyó. ▲

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especial v figas / Parte ii

“

algunas están aprobadas, otras en autorización y otras faltan que las empresas protocolicen para que se de inicio a la actividad misma de exploración

“

Eduardo Alarcón, viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos

con aporte de subsidiarias de YPFB y privadas

INVERSIONES ESTIMADAS PARA EL SECTOR DE HIDROCARbuROS de bolivia HAsTA 2025

$us 221,9 millones de inversión comprometidos en exploración

Actividad

Exploración Producción Refinación, Transporte, Logística Distribución Industrialización Ciencia y Tenología TOTAL

Inversiones al 2025 en Millones de $us 17.500 9.000 6.850

% de participación

1.200 5.800 320 40.670

3 14 1

44 22 17

Fuente: Presentación YPFB para la Agenda Patriótica

TEXTO: Edén García S.

U

n total de 12 áreas orientadas a contratos de servicios de Exploración y Explotación, que se encuentran en proceso de autorización y aprobación por parte del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) y la Asamblea Legislativa Plurinacional, permitirán una inversión de $us 221,9 millones en actividades exploratorias, según Eduardo Alarcón, viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos.

Estas áreas se encuentran ubicadas en los departamentos de Cochabamba, Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija y su potencial gasífero es estimado en 12 TCF (trillones de pies cúbicos, por su sigla en inglés).

“Son 12 áreas que se encuentran en la Asamblea algunas aprobadas, otras en autorización y otras que faltan que las empresas protocolicen para que se de inicio a la actividad misma de exploración”, dijo el

viceministro.

En el bloque Azero es donde más desembolso de recursos se realizará con $us 130 millones en un área de 785.625 hectáreas, ubicadas entre el departamento de Chuquisaca y Santa Cruz. Este contrato de servicios petroleros fue firmado a principios de agosto entre YPFB, Total E&P Bolivie y GP Exploración y Producción.

Otro contrato que firmó la estatal petrolera fue con Eastern Petroleum & Gas SA para el área Sanandita, donde se prevé una inversión de $us 8,5 millones. Actualmente el mismo se encuentra en etapa de protocolización en la Asamblea Legislativa.

Por su parte, BG Bolivia y Petrobras Bolivia tienen comprometidos una inversión de $us 30,4 millones y $us 12,1 millones, respectivamente en las áreas Huacareta y Cedro, los cuales ya fueron autorizadas por la Asamblea, según Alarcón.

Otras áreas que fueron autorizadas por la Asamblea son Isarsama, San Miguel y el Dorado Oeste de YPFB Chaco, subsidiaria de YPFB Corporación, que en

esperan Ingeniería básica de GTL para fines del 2014

El potencial de recursos que se prevé encontrar alcanza los 12 TCF de gas.

todas ellas prevé una inversión total de $us 11 millones.

Mientras que las áreas exploratorias Sunchal de Petrobras Bolivia, Carohuaicho 8A de YPFB Chaco, Carohuaicho 8D de YPFB Andina, Carohuaicho 8B y Oriental

pertenecientes a una sociedad conformada entre ambas subsidiarias de YPFB, están en evaluación del MHE para posterior remisión a la Asamblea para su autorización.

En cada una de estas áreas se prevé una inversión de $us 6 millones. ▲

PROYECCIÓN DEL BALANCE DE LA OFERTA – DEMANDA DE DIESEL (BPD)

Foto: Reporte Energía

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) “está llamada” a presentar hasta fines del 2014 la ingeniería básica del proyecto Gas a Líquidos (GTL por sus siglas en inglés) que, de implementarse en Bolivia, permitirá extraer diésel a partir del gas natural, con lo que se reducirá los montos de subvención por importación de este carburante.

Esta declaración fue realizada por el viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos, Álvaro Árnez, quién además afirmó que solo en subvención de diésel se erogó $us 605 millones este año.

Según la visualización del proyecto, la capacidad del complejo GTL está pensada para 30.000 barriles por día (BPD) de diésel sintético, aunque no se cuenta con la ubica-

Foto: Archivo / Reporte Energía

Se trata de áreas que se encuentran en etapa de autorización y aprobación por la Asamblea Legislativa.

foto 2x6

Álvaro Arnez, viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos.

ción definida, y la inversión estimada todavía está en estudio. El principal impacto del mencionado proyecto es abastecer totalmente la demanda de diésel para dejar de importar este combustible.

A su vez, Arnez dijo que se reducirá el techo presupuestario para importación de

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía de Bolivia

carburantes el próximo año, puesto que se dispondrá de $us 900 millones, a diferencia de 2012 cuando se destinó $us 1.060 millones para este fin. Esta reducción se debe en gran parte al cambio de matriz energética con el aumento de las conversiones a Gas Natural Vehicular (GNV), se señaló.

Finalmente, afirmó que se emitió un decreto supremo para regular el funcionamiento de las estaciones de compresión, con lo que a fin de este año se dispondrá de otra normativa para el transporte de GNC y a inicios del 2014 se contará con el de las estaciones fijas.

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especial V FIGAS/ parte II

sector hidrocarburos sale de su ‘letargo’ en bolivia En el caso de la explotación para el periodo 2006-2012 se ejecutó una inversión de $us 2.688 millones con un promedio anual de $us 384 millones.

Al respecto Prado, al referirse a la actividad desarrollada los últimos siete años, afirmó que no se otorgó la importancia requerida a la búsqueda de nuevos yacimientos de hidrocarburos en Bolivia, puesto que los montos son “simbólicos”, considerando que el objetivo común es mantener y consolidar a Bolivia como el centro energético regional.

“Lo cierto es que ningún país podría ser centro energético de ninguna región invirtiendo tan solo $us 775 millones en exploración durante un periodo de siete años, ese es un monto bajísimo que equivale a un prome-

dio de $us 110 millones por año entre 2006 y 2012”, remarcó.

En este contexto, señaló que la mayor parte de las inversiones destinadas a actividades primarias fueron ejecutadas en tareas de explotación de reservas ya descubiertas, por lo que la producción de hidrocarburos en Bolivia sufrió un estancamiento en el caso del gas natural y una notable declinación en el caso del petróleo que, “afortunadamente se revierte a partir de 2011”.

“En siete años se invirtieron $us 2.688 millones en actividades de explotación para obtener como resultado un incremento de apenas el 4,67% en la producción de gas natural. Es así que durante el periodo analizado, el volumen promedio de gas natural

Se convirtieron 78 mil vehículos a GNV en 4 años Desde 2010 hasta el siete de noviembre de 2013 se transformaron a gas natural vehicular 78.601 unidades de transporte, para reducir la importación de carburantes en Bolivia, informó el director general de la Entidad Ejecutora de Conversión a GNV (EEC-GNV), Hernán Vega.

De acuerdo a la EEC-GNV, en 2010 se transformaron 3.450 vehículos, en 2011 la cifra creció a 13.390, mientras que en 2012 se obtuvo 30.477. En este año, hasta la primera semana del mes pasado, se contabilizó 31.284 coches. Desde 2000 hasta el presente se tiene una cifra acumulada de transformaciones a GNV que llegan a 274.101.

Según la Entidad Ejecutora de Conver-

sión a GNV, el parque automotor boliviano consta de 1.3 millones de unidades, de los que 1.2 millones corresponden al servicio particular, 118 mil al de carácter público y 19 mil al sector estatal. Asimismo, los coches que utilizan como combustible la gasolina llegan a 847.419, los que optan por el GNV alcanzan los 274.101 y los que operan en base a diésel alcanzan los 223.148 vehículos.

A su vez, el presupuesto anual de la EECGNV para conversión vehicular muestra que de Bs 146.6 millones previstos para este 2013, se disminuirá en el próximo año a Bs 135.9 millones, tomando como promedio del costo por cada transformación de la unidad de transporte a $us 650.

Foto: Reporte Energía

Un análisis de la cifras de inversión y aumento de producción, evidencia que desde 2011 hasta la fecha, el sector boliviano salió del “estancamiento” en la producción gasífera y la declinación petrolera, que se venía arrastrando desde 2006, señaló Bernardo Prado Liévana, director de HidrocarburosBolivia.com.

En base a datos oficiales, el analista hizo referencia a que desde 2006 hasta 2010 la producción de gas natural creció apenas un 3%, mientras que de 2011 a 2012, aumentó en 27.5%, terminando la anterior gestión con un promedio de 51.11 millones de metros cúbicos por día (MMmcd).

Sin embargo, si se analiza las cifras globales del periodo 2006 a 2012, las conclusiones no son alentadoras en montos de inversión registrados para exploración y explotación.

De allí se extrae que para el primer segmento se obtuvo $us 775 millones, con un promedio anual de $us 110.7 millones.

Bernardo Prado, director de HidrocarburosBolivia.com

producido en Bolivia diariamente fue de 40,5 millones de metros cúbicos. Todo eso nos lleva a concluir entonces que en Bolivia, las empresas petroleras solo invirtieron lo mínimo para mantener sus operaciones y cubrir, en lo posible, la demanda de los mercados externos e internos. ¿Por qué no se invirtió más? ¿Por qué no se produce más?”, se preguntó el analista.

CONVERSIONES VEHICULARES GESTIONES 2000 - 2013 Conversiones realizadas en la EECC-GNV Conversiones realizadas fuera de la EEC-GNV

Fuente: Entidad Ejecutora de Conversión a GNV

De igual forma, se dio a conocer que en los cuatro años de vigencia de la Entidad Ejecutora de Conversión a GNV se recalificó y repuso 4.500 cilindros en cinco departamentos de Bolivia.

Por otro lado, se conoció que 35.615 vehí-

culos serán transformados de diésel oil a GNV por departamento hasta el 2020.

Finalmente, Vega sostuvo que tienen previsto alcanzar las 717.146 conversiones vehiculares a GNV y 186.613 recalificaciones y/o reposiciones de cilindros hasta 2025.

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especial v figas / Parte II

Schlumberger: tecnología de desorción térmica Dentro de la gestión de cuidados ambientales en las operaciones hidrocarburíferas, Schlumberger desarrolla tecnologías amigables con el medioambiente para actividades de perforación y producción de pozos.

Al respecto, Pablo Andino, gerente MIES Schlumberger Bolivia, explicó la forma en la que opera la tecnología por desorción térmica, práctica también utilizada en suelos empetrolados, desechos de refinería, tratamiento de recortes contaminados con petróleo, diésel o lodo sintético.

En detalle, señaló que la desorción es un proceso que utiliza la energía térmica para separar los contaminantes sólidos, los cuales son calentados dentro de una cámara sellada, hasta el punto que se vaporiza los contaminantes (orgánicos) de hidrocarburos.

En la última fase son condensados y recuperados, por lo que una vez secos y limpios se descargan de la cámara de tratamiento con un contenido total de hidrocarburos de petróleo (TPH) inferior al 0,5%.

“Esta técnica nos permite trabajar con gran-

Pablo Andino, gerente de MI-ES.

des volúmenes y es la única tecnología que nos permite en poco tiempo alcanzar los valores deseados en comparación de otros métodos”, resaltó el experto.

En Bolivia la compañía instaló una planta con este tipo de tecnología (TCC04).

Andino explicó que el montaje se realizó en 43 días y procesó aproximadamente 3.000 toneladas, lo que equivale a un promedio diario de 70 toneladas de material, un volumen bastante alto, consideró el experto.

El 55% del material tratado fue sólido y el resto distribuido entre agua y aceite. El promedio de los sólidos tratados de todos los lotes fue de 3.000 partes por millón (ppm), (La ley 1333 exige 5.000 ppm como máximo).

“Se recuperaron 400 m3 de aceite sintético que se devolvieron al cliente para su utilización en la perforación, equivalente al 94% de su recuperación”, concluyó.

Se tiene prácticamente concluida las obras civiles del complejo.

avanza montaje mecánico en planta Gran Chaco El gerente general de Técnicas Reunidas Bolivia, Luis María Villar, señaló que se ejecuta el montaje mecánico de la Planta Separadora de Líquidos de Gran Chaco y que prácticamente se ha concluido con las obras civiles.

También indicó que ya se cuenta con los turbocompresores y turbogeneradores y está en desarrollo toda la estructura principal donde se realizará el proceso criogénico de la extracción de los licuables, además de

las esferas de almacenamiento de GLP (gas licuado de petróleo), butano y propano.

Ubicada en el Parque Industrial de la ciudad fronteriza de Yacuiba, Tarija, la planta separadora de líquidos Gran Chaco procesará 32,2 millones de metros cúbicos de gas natural por día (MMmcd) para producir 3.144 toneladas métricas día (TMD) de etano, 2.247 TMD de GLP, 1.658 barriles por día (BPD) de isopentano y 1.044 BPD de gasolina.

Norma pas 55 reduce 20% de costos por mantenimiento La aplicación de la normativa británica PAS 55 para la gestión de activos en instalaciones de hidrocarburos reduce el 20% de los costos operacionales y de mantenimiento, señaló el gerente de la región andina de Confipetrol, Oscar D. Navas.

De acuerdo con el experto, la PAS 55 es la Especificación British Standard (BSI) disponible al público para la gestión optimizada de activos físicos, misma que provee las definiciones claras y 28 requerimientos para establecer y auditar un sistema de gestión integrado y optimizado para todo tipo de activo físico.

Otras de las ventajas que ha demostrado esta normativa es el aumento de la disponibilidad de una planta, la cual puede incrementarse en un 22% y consecuentemente eleva su producción, especificó Navas.

La metodología de su aplicación se divide en dos fases. La primera parte comprende las especificaciones para la gestión optimizada de activos físicos, mientras que la segunda presenta las directrices necesarias para la implementación del sistema.

Según la explicación de Navas, actualmente la PAS 55 se utiliza como base por parte de la Organización Internacional de

Foto: Archivo / RE

Fernando Meiter.

la importación de GNL que el gas de Bolivia por una cuestión de facilidad operativa y menor costo en la inyección del energético al sistema argentino.

“Para Argentina es mucho más fácil traer GNL e inyectarlos al sistema, puesto que resulta menos complicado y más barato porque el tramo es más corto desde Puerto Bahía Blanca”, añadió el experto argentino.

Indicó que para el 2014 en el presupuesto de Argentina está previsto un aumento de la importación de GNL vía barcos y no un incremento de la demanda de gas de Bolivia.

Argentina importa GNL de Trinidad & Tobago y Qatar y además analiza la compra de 5 millones de metros cúbicos de gas día (MMmcd) de Uruguay que el 2015 concluirá su planta regasificadora de Puntas de Sayago.

Asimismo, Meiter señala que es muy probable que el precio del GNL disminuyacuando EEUU inicie la exportación de grandes volúmenes provenientes de sus cuantiosas reservas de shale gas.

“En Estados Unidos el precio del gas está a $us 3.24 el millón del BTU. Cuando este país empiece a exportar el precio del GNL puede llegar a bajar”, puntualizó.

Foto: Archivo / RE

Foto: Reporte Energía

Pese a que Argentina tiene un gran potencial gasífero, especialmente en formaciones no convencionales, las importaciones de este recurso todavía continuarán siendo importantes para el abastecimiento energético de este país, tanto de las provenientes de Bolivia como de los barcos de GNL (gas natural licuado).

Sin embargo, de acuerdo a Fernando Meiter, director de TNS Latam, Argentina apuntará decididamente a incrementar más

Foto: Reporte Energía

Argentina optará por subir importación de gnl

Oscar D. Navas, explicó los detalles de la PAS 55.

Estándares (ISO, por sus siglas en inglés) para el primer Estándar Internacional de Gerencia de Activos. Este será publicado en tres componentes. ISO 55000 proporcionará una visión global, conceptos y terminología en Gerencia de Activos; ISO 55001 especificará los requerimientos para las buenas prácticas en Gerencia de Activos y la ISO 55002 proveerá una guía para la interpretación e implementación para un Sistema de Gerencia de Activos similar.

Ahora la perspectiva es que la PAS 55 llegue a convertirse en ISO con un nivel y alcance una implementación similar a otras ISO como la 9001, señaló Navas.

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especial V FIGAS / parte II

“

Podrían suministrar energía eléctrica mediante la red de distribución y de esa manera aportar al SIN, favoreciendo a la parte medioambiental y bajando el consumo de gas

“

Jorge Gutiérrez, presidente del Colegio de Ingenieros Electricistas de Bolivia

Perspectivas de la industria eléctrica Boliviana

Garantizan proyectos estratégicos; plantean Se prevén grandes inversiones en los próximos 10 años años en el SIN, no solamente para garantizar la demanda interna, sino para exportación a países vecinos.

TEXTO: Edén García s.

M

ientras la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) y sus subsidiarias trabajan arduamente en los grandes proyectos destinados a satisfacer la demanda del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y la ampliación en la cobertura eléctrica, todavía queda pendiente el aprovechamiento de las energías renovables y la generación distribuida para reducir el consumo de gas y recursos hidroeléctricos de las centrales.

Los recursos energéticos distribuidos, a diferencia de las tradicionales fuentes de generación central a gran escala, son pequeños y modulares y se encuentran en el lugar o cerca de los grandes usuarios finales de la energía.

Este fue uno de los temas analizados en el marco del V Foro Internacional del Gas y Energía (FIGAS) realizado en Tarija, el mes pasado.

Para Jorge Gutiérrez, presidente del Colegio de Ingenieros Electricistas de Bolivia, hace falta normas que promuevan el uso de las energías renovables distribuidas a lo largo del país no como sistemas aislados, sino como parte del SIN, ya que la actual Ley 1604 de Electricidad privilegia los proyectos de los grandes sistemas de generación.

Indicó que en el departamento de La Paz se ha identificado 40 proyectos, entre micros y pequeñas centrales hidroeléctricas, que pueden ser utilizadas para disminuir los recursos energéticos del SIN y obtenerlos localmente, pero aseguró que la falta de una normativa no permite aprovechar estos sistemas de generación.

“Podrían suministrar energía eléctrica mediante la red de distribución y de esa manera aportar al SIN, favoreciendo a la parte medioambiental y bajando el consumo de gas que se está utilizando en forma subvencionada”, apuntó.

Las energías renovables también pueden sustituir el uso de gas y diésel en los

sistemas aislados, los cuales, de acuerdo a Gutiérrez, pese a que están subvencionados tienen tarifas altas para los usuarios finales.

Otra propuesta del titular de los ingenieros electricistas, es que los gobiernos departamentales participen en la construcción de proyectos de generación y no solamente en las redes de transmisión como lo hacen actualmente.

“En La Paz existe el potencial para construir una gran cantidad de microcentrales y sería difícil que ENDE las gestione y es ahí donde entran las gobernaciones”, apuntó.

Más de $us 1.600 millones en proyectos en ejecución Al respecto, Alberto Tejada, gerente de Coordinación de ENDE Corporación, indicó que la estatal eléctrica tiene en ejecución proyectos por un total de $us 1.682 millones para los próximos ocho años que están destinados a plantas de generación principalmente, líneas de transmisión y sistemas de distribución.

Con esto se pretende garantizar la demanda en el SIN y el cambio de matriz energética a la que apunta el Gobierno Nacional para depender menos del gas en las termoeléctricas e incrementar la participación de las hidroeléctricas.

Entre los proyectos más importantes, Tejada señaló que para diciembre de este año se tiene previsto la puesta en marcha de la planta eólica de Qollpana de 3 MW (megavatios) de potencia y el proyecto de mejoramiento de la calidad y confiabilidad del suministro a Uyuni.

En marzo del 2014 se prevé la puesta en marcha de una de las cuatro turbinas de la Termoeléctrica del Sur de 160 MW. Hasta mediados de noviembre se registró un avance físico del 80% y la inversión total requerida ascenderá a los $us 122 millones.

Otra gran termoeléctrica que construye la estatal eléctrica es la de Warnes que tendrá una potencia instalada 200 MW con una inversión de $us 171 millones. Se tiene hasta la fecha un 15% de avance físico.

En cuanto a las hidroeléctricas, ENDE tie-

La

ne en ejecución tres proyectos. El primero en entrar en operación será la central de Misicuni en mayo de 2015 con una potencia de 80 MW y $us 114 millones de inversión.

Luego, a mediados del 2017 estará lista la central hidroeléctrica de San José de 124 MW de potencia y una inversión estimada en cerca de $us 245 millones.

En diciembre del 2018 ingresará el proyecto Miguillas que se compone de dos centrales hidroeléctricas la de Umapalca con 83,5 MW y Palillada con 113,4 MW. Cabe señalar que los proyectos hidroeléctricos mencionados están en etapa de licitación de diferentes componentes, indicó el ejecutivo de ENDE. Además existen otros proyectos hidroeléctricos que cuentan con Memorándum de Entendimiento con empresas chinas para realizar estudios. Entre ellas están Rositas, Puesto Margarita, Icla, Carrizal y Cachuela Esperanza. ▲

Cifras

565 MM/$US

3.000 MW

122 MM/$US

es el valor de la cartera de proyectos en ejecución de la TDE, tanto en líneas como en subestaciones.

es la cantidad de megavatios que se pretende exportar según la Agenda Patriótica 2025, desde esa fecha. es el monto que se invertirá en la Termoeléctrica del Sur, la cual iniciará operación en marzo del 2014.

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Si sacamos a un lado los problemas geopolíticos, dado los precios que tiene, Chile podría ser un estupendo comprador de la energía eléctrica boliviana

Germán Rocha, gerente de Mercado y Operaciones de la Transportadora de Electricidad (TDE)

“

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Especial V figas / Parte II

Foto: jornadadiaria.com

plantean reto de generación distribuida DETALLE DE PROYECTOS EN EJECUCIÓN - ENDE (Expresado en Dólares Americanos) DESCRIPCION Proyecto Miguillas Proyecto Lagunha Colorada Proyecto San Jose Proyecto Planta Termoeléctrica Warnes Proyecto Planta Termoeléctrica del Sur Proyecto Misicuni Proyecto Línea Cochabamba La Paz Proyecto Plan de Emergencia Alt 02 (Kenko Fijo) Proyecto Línea Chaco Tarija Proyecto San Buenaventura Proyecto Sucre Padilla Proyecto Plan de Emergencia Generación Proyecto OPEC Inversiones de Sistema Cobija (Distribución) Inversiones SET (Distribución) Proyecto Eolico Qollpana Proyecto Huanuni Proyecto Plan de Emergencia La Cumbre Inversiones del Sistema Eléctrica Aroma (Distribución) Proyecto Plan de Emergencia Trinidad Inversiones del Sistema San Borja (Distribución) Inversiones Mejoras Suestaciones Caranavi Trinidad Proyecto Plan de Emergencia San Borja Inversiones del Sistema Yucumo (Distribución) Inversiones del San Ignacio de Moxos (Distribución) TOTAL GENERAL

COSTO TOTAL ($US) 443.000.000 298.700.000 244.900.000 171.560.000 122.965.589 114.100.856 82.761.008 54.539.480 36.048.510 18.942.435 16.681.744 15.524.355 14.742.120 8.241.508 8.058.635 7.600.000 5.271.798 3.961.318 3.353.974 2.954.851 2.627.532 2.182.136 1.823.458 937.969 797.430 1.682.276.706,99 Fuente: ENDE

Foto: Archivo Reporte Energía

a actual Ley de Electricidad no da oportunidad al surgimiento de las energías renovables y privilegia a los grandes sistemas de generación.

La interconexión eléctrica con los países de la región es un reto que se traza ENDE.

Ven ventajas de exportar electricidad a Chile Tomando en cuenta las proyecciones que tiene el sector eléctrico boliviano de exportar el excedente de energía que obtendrá de las centrales hidroeléctricas que se construirán en los siguientes 10 años, el gerente de Mercado y Operaciones de la Transportadora de Electricidad (TDE), Germán Rocha, dijo que un mercado atractivo para las futuras exportaciones es Chile.

Destacó que en este país se paga un precio atractivo por la energía y que además existe una cercanía de las generadoras bolivianas y los futuros proyectos a implementarse con los grandes centros de consumo en el norte chileno.

“Si sacamos a un lado los problemas geopolíticos, dado los precios que tiene, Chile podría ser un estupendo comprador de la energía eléctrica boliviana porque estamos muy cerca de sus grandes demandas en la zona norte”, apuntó al momento de in-

dicar que la producción del proyecto geotérmico Laguna Colorada que se construirá en Potosí y de las centrales en Tarija podrían destinarse a este mercado.

Sin embargo, Rocha reconoció que todavía resta mucho trabajo por hacer en generación para contar con los excedentes, además que se debe planificar la construcción de líneas de 500 KV (kilovoltio) para la interconexión con los países vecinos, en el marco de la integración energética regional.

“Hay que interconectarnos con Perú, Argentina, Brasil y Chile, no necesariamente para exportar, pero sí para tener los beneficios que implican las interconexiones, ya que eso siempre ayuda a reducir los precios de los consumidores finales”, puntualizó.

Cabe señalar que de acuerdo a la Agenda Patriótica 2025 se prevé para esa fecha exportar un aproximado de 3.000 MW a los países vecinos.

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especial v figas/parte II TEXTO: lizzett vargas o.

L

as entidades estatales del sector hidrocarburos en Bolivia consensúan la normativa para incentivos en exploración y el marco legal para el proceso de Consulta y Participación, aspectos que se incluirán en la nueva Ley de Hidrocarburos, dijo Juan José Sosa, ministro de Hidrocarburos y Energía.

La autoridad explicó que el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) se encuentra analizando junto a la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH), la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), el borrador de estos nuevos artículos, por lo que una vez consensuados se sociabilizarán con las demás instancias involucradas.

“Estamos esperando la Ley Marco para la Consulta y Participación e incentivos a la exploración”, manifestó, puesto que a la fecha se tienen proyectos paralizados por este proceso, como es el caso de los bloques Ipati y Aquio en la provincia Cordillera.

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) manifestó que después de la nacionalización de los hidrocarburos, realiza una “regulación en tiempos de revolución”, la cual incluye a todos los actores de la sociedad, destacó su director ejecutivo, Gary Medrano.

“No es la típica regulación de años antes, donde todos los actores eran privados.

Ahora tenemos un monopolio estratégico que es decretado por la misma nacionalización”, remarcó.

Al mismo tiempo, explicó que esta nueva política es social porque incluye a todos los actores y protege los intereses públicos tales como la salud, la seguridad, el medio ambiente y la cohesión social.

mhe, anh, ypfb y ebih analizan normativa

nueva ley espera consenso entre entidades del área hidrocarburos El ministro Juan José Sosa dijo que aún se trabaja en los incentivos que se brindarán para exploración.

“Lamentablemente cuando hay oposición por parte de las comunidades indígenas nos detenemos, por ello queremos reglamentar este tema sin vulnerar sus derechos.

Con esta nueva Ley resolveremos este problema y también impulsaremos la explora-

ción” aseveró.

Asimismo, explicó las metas marcadas al 2025 para impulsar el desarrollo de este sector en el país, entre las que destacó el cambio de matriz energética en el sector eléctrico, pasando de 73% generación térmica y 27%

generación hídrica en el año 2012 a 89% generación hídrica, 8% generación térmica y 3% de otras energías renovables hasta el periodo marcado.

Para lograr estas metas, señaló que se trabaja con proyectos hidroeléctricos para “no seguir quemando el gas”, como también se pretende realizar aprovechamiento eólico.

El ministro Sosa señaló que para el 2025 se espera una demanda de 3.000 megavatios y un excedente de la misma cantidad para exportar a países vecinos.

Con este fin se proyecta una generación de alrededor de 6.000 megavatios con la ejecución de distintos proyectos a nivel nacional.

En cuanto a la masificación del uso del gas, indicó que se tiene fijada la ampliación en los sectores domiciliario, industria y transporte.

Hasta el 2025 se pretende la independencia en producción de GLP y gasolinas.

Para alcanzar estos objetivos, dijo que se contempla impulsar los grandes proyectos de industrialización con la participación de las empresas operadoras. ▲

Nuevo Control de hidrocarburos se realiza con ‘visión social’ En este sentido, Medrano señaló que la ANH tiene como objetivo convertirse en actor central de la cadena productiva, hasta la industrialización de los hidrocarburos.

Es así que esta entidad reguladora pretende que la industria se desarrolle con los mejores estándares, aumentando la dinámica del sector, maximizando la inversión, previniendo incidentes adversos y buscando el aprovechamiento óptimo de los recursos.

Además, explicó que se pretende crear

una cultura regulatoria, que garantice la seguridad energética del país, y acompañe los esfuerzos de crecimiento que realiza el sector hidrocarburos, como Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y el Ministerio de Energía e Hidrocarburos.

Recalcó que se trabaja con la incorporación de herramientas modernas de control y supervisión con tecnología de punta, lo que permite potenciar su rol de regular, controlar, supervisar y fiscalizar la cadena

hidrocarburífera.

Asimismo, citó las atribuciones de la ANH y expresó que la regulación puede entenderse como la emisión de reglas que norman las actividades económicas y sociales de los operadores, mediante las cuales se garantizan el funcionamiento eficiente de los mercados y los derechos de propiedad, generando certeza jurídica, evitando daños inminentes, o reducción de las mismas.

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Daniel Luis Gómez, durante su participación en el FIGAS 2013, realizado en la ciudad de Tarija, Bolivia.

Biocombustibles con desarrollo sustentAble La sinergia entre fuentes renovables y no renovables para la obtención de energía requiere un desarrollo sustentable, que debe estar vinculado a un equilibrio económico y ambiental, explicó Daniel Luis Gómez, investigador del Centro Uruguayo de Tecnologías Apropiadas.

“Es en esta línea que los países deben incorporar los biocombustibles en su matriz energética para un mejor aprovechamiento en electricidad y combustibles”, señaló Gómez.

Detalló que Uruguay sustituyó 173 mil barriles de petróleo por biocombustibles en el 2012, generando una soberanía energética y alimentaria.

Sobre la industria de los biocombustibles, dijo que contribuye a la diversificación y a la seguridad energética, además que en su país provee trabajo a 4.000 per-

sonas en forma directa e indirecta.

Por otro lado, la producción de biocombustibles demandó el uso de recursos materiales y tecnológicos autóctonos, como el sebo, canola, soja, girasol, caña de azúcar, sorgo dulce y sorgo uranífero.

Otro de los aspectos que resaltó Gómez es que se favoreció la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero.

Actualmente, la producción de biodiésel y bioetanol está a cargo de Alcoholes de Uruguay (Alur). A la fecha produce 16.000 toneladas al año de biodiésel permitiendo una mezcla del 2% con diésel.

En el caso del bioetanol, su producción está alrededor 24 millones de litros con 5% de mezcla con gasolinas, ambos volúmenes son vendidos a la administradora pública encargada, Ancap.

Bolivia y Perú deben acordar integración “Perú y Bolivia deberían hacer un esfuerzo para intercambiar información y desarrollar políticas para satisfacer sus necesidades energéticas y para industrializarse”, propuso Eleodoro Mayorga, experto de la consultora peruana Laub & Quijandría.

El especialista argumentó que ambos países no solo pueden complementarse en generación de políticas energéticas, sino en acuerdos comerciales de gas para sacar el mayor provecho de estos recursos.

En este sentido, ejemplificó una posible interconexión gasífera a través del Gasoducto Sur Peruano, puesto que este pasará por Puno (una de la regiones peruanas que forma parte del trayecto del megaproyecto) a 300 kilómetros de la ciudad de La Paz. “Esta es una oportunidad para una salida al pacífico de volúmenes de gas con un sistema que le abriría una puerta a nuevos mercados para Bolivia y lo mismo a Perú”, afirmó Mayorga.

Asimismo apuntó que ambos Gobiernos deben apoyarse e impulsar el uso de energías renovables, puesto que la demanda y la oferta de energía en el mundo apunta a una transición energética. “En este tipo de energía, Perú y Bolivia van por el mismo camino”, consideró Mayorga.

En este contexto, explicó que ambos países trabajan en la puesta en marcha de las primeras plantas eólicas y solares con el objetivo de masificar su uso, principalmente en las comunidades rurales.

De acuerdo al análisis de Mayorga, el sector que demanda los mayores volúmenes de gas en el mundo es la generación de electricidad; sin embargo señaló

que ambos países disponen de recursos hídricos que permitirían reemplazar esta fuente fósil y al mismo tiempo reducir las emisiones de CO2 con su implementación.

“Estos sistemas eléctricos que demandan gas, son bastantes flexibles, nos permiten incorporar las energía renovables y hacer un sistema sólido y de menor costo que otros”, puntualizó.

Por ejemplo en España, este tipo de energía renovable se complementa con el gas (sistema híbrido) dentro de un sistema interconectado, señaló el experto.

Al mismo tiempo explicó que este tipo de proceso se puede incorporar de manera más competitiva en un largo plazo en la región.

“Frente a estos cambios en la matriz energética mundial, inducidos por el esfuerzo a desplegar para hacer frente al cambio climático, el gas debe jugar un papel clave”, recomendó Mayorga.

Foto: Archivo / RE

Foto: Archivo / RE

ESPECIAL V FIGAS/ parte II

Eleodoro Mayorga, consultor de Laub & Quijandría.

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especial V figas / Parte ii

eólica: Fase II de Qollpana con más de 30 MW de potencial Se ultiman detalles para la puesta en marcha del primer parque eólico en Bolivia, que en primera instancia contará con dos aerogeneradores con una capacidad instalada de 3 MW (megavatios), pero para una segunda fase se tiene disponible un potencial de más de 30 MW, según estudios de la empresa Corani, subsidiaria de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE).

“Los estudios que se hicieron solamente en dos zonas para la segunda fase de Qollpana muestran que tenemos más de 30 MW disponibles para explotar”, señaló Gerardo Borda, jefe de la Unidad de Proyectos Eólicos de Corani.

La entrada de la primera fase está prevista para principios del mes de diciembre. Hasta mediados de noviembre, Borda indicó que en el proyecto se realizaba el montaje de los aerogeneradores, para luego pasar a la instalación de las conexiones eléctricas, las pruebas de equipos electromecánicos y puesta en operación comercial.

Los aerogeneradores son de marca Goldwind modelo GW 77/1500 y tienen

Gerardo Borda.

una potencia nominal de 1.500 Kilowatts (KW). La altura de las torres alcanza los 65 metros con un diámetro de rotor de 77 metros.

El parque eólico está ubicado en la zona de Qollpana, municipio de Pocona, en el departamento de Cochabamba que aparte de generar electricidad tiene beneficios ambientales como la no emisión de dióxido de carbono (CO2), calculado en 5 mil toneladas anuales.

Asimismo, tampoco genera residuos, ni consume agua y usa un recurso renovable como es el viento sin afectarlo.

Otro beneficio para el país mencionado por el encargado de proyectos eólicos de Corani, es que se adquiere tecnología nueva y el know how para replicar estos proyectos en diferentes lugares de Bolivia que cuenten con el potencial eólico y las condiciones necesarias.

El experto en arbitraje Iver Von Borries habló sobre las ventajas de una cláusula arbitral en contratos comerciales.

‘El arbitraje en Bolivia no tiene vuelta atrás’ “Se está redactando la nueva Ley de Arbitraje en Bolivia, pero sin duda alguna no tiene vuelta atrás, puesto que este proceso va a seguir plenamente válido”, aclaró Iver Von Borries, experto internacional en arbitraje comercial del Estudio Jurídico Wayar & Von Borries.

De igual forma aclaró que en el artículo 366 de la Ley 1770, existe un “candado” para aquellas empresas que se dedican a la cadena productiva de petróleo

Cobertura eléctrica al 2025 exigirá $us 1,9 Mil millones La meta de 100% de cobertura eléctrica en el área urbana y rural prevista en la Agenda Patriótica 2025, que impulsa el Gobierno Nacional, implicará una inversión de $us 1.964 millones, de acuerdo a Juan Manuel Gonzáles, director general de Energías Alternativas del Ministerio de Hidrocarburos y Energía de Bolivia.

Este monto será invertido en densificación y extensión de redes, dando mayor importancia al sector rural que actualmente cuenta con una cobertura que apenas sobrepasa el 50% y en la implementación de proyectos de energías renovables para los lugares alejados donde el Sistema Interconectado Nacional (SIN) no llegue a cubrir.

Del 2013 al 2015, se prevé invertir en cobertura $us 346,6 millones, del 2016 al 2020 $us 701,5 millones y desde el 2021 hasta el 2025 $us 926,6 millones en todo el territorio nacional.

“Queremos alcanzar la cobertura total del servicio básico de electricidad al año 2025, como un derecho fundamental para mejorar la calidad de vida de los hogares”, manifestó Gonzáles.

y gas y que además sean extranjeras (término no precisado en la Carta Magna).

Se indica que estas compañía no podrán recurrir a organismos internacionales, para arbitrajes, sino que estos deberán celebrarse en Bolivia.

Asimismo, Von Borries explicó que actualmente el arbitraje es considerado como uno de los mecanismos más eficaces utilizados a nivel mundial para resolver controversias en materia comercial.

Foto: Reporte Energía

Carlos Peláez, compartió la experiencIa alemana en ER.

tarifa garantizada y eficiencia.

Además de estos aspectos, primero se privilegió a las energías renovables dentro de la red eléctrica y se fijó una tarifa viable que garantizó el retorno de las inversiones. ”Este es el secreto de Alemania, que le permitió el crecimiento en este sector en los últimos trece años y está previsto que hasta el 2020 llegue a un 35%”, resaltó el experto.

Sin embargo, calificó de “alto” el precio de la electricidad en Alemania, puesto que actualmente está en 28.5 ctvs. de Euros por cada Kilowatts hora (kwh), una de las tarifas eléctricas más caras del mundo.

“Alemania tiene la mayor capacidad instalada en el mundo en energía solar y comparado con el potencial de América Latina, este país solo tiene el 40%”, indicó Peláez.

En este sentido, sugirió que los países de la región debe empezar por crear incentivos legales para el desarrollo de ER, para lo que se necesita crear normativas claras y definidas.

Finalmente señaló que está pendiente la creación de una industria con componentes renovables, con capacitación de recursos humanos, como sucede en Brasil.

Foto: Reporte Energía

Foto: Reporte Energía

Alemania ha logrado un alto nivel de desarrollo en las energías renovables (ER), superando el 22% de participación en su matriz energética, gracias a la aplicación normas reglamentarias, afirmó Carlos Peláez del Instituto de la Competencia y Derecho Energético de la Universidad de Berlín (EWeRK, por sus siglas en alemán).

El representante de EWeRK, precisó que estos resultados se deben principalmente a la regulación introducida desde el año 2000, que consiste en la libre competencia, suministros seguros, precios justos,

Foto: Reporte Energía

ALEMANIA MASIFICÓ EL USO DE ER POR SU REGULACIÓN

Juan Manuel Gonzáles.

Actualmente, el director de Energías Alternativas indicó que en transmisión eléctrica se ejecutan los proyectos Chaco – Tarija, Uyuni al SIN, Cochabamba – La Paz, Yucumo – San Buenaventura y Sucre – Padilla, con una inversión total de $us 164,9 millones y 1.297,6 km de longitud de líneas.

Mientras que en energías alternativas, destacó los proyectos realizados con diferentes organismos internacionales de cooperación, enmarcados en el Programa Electricidad para Vivir con Dignidad (PEVD). Los mismos incluyeron sistemas fotovoltaicos y microcentrales hidroeléctricas en zonas donde el SIN no tiene cobertura.

Sin embargo, reconoció que aún resta por generar un marco normativo especifico que incentive una participación de las energías alternativas en el SIN y los sistemas aislados.

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Gran parte de las inversiones previstas durante el próximo quinquenio en Bolivia estarán concentradas en proyectos de expansión para atender los mercados del occidente

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Memoria Anual 2012 YPFB Transporte

TEXTO: Edén garcía s.

D

e acuerdo al Plan de Negocios 20132017 de YPFB Transporte, la subsidiaria de YPFB Corporación tiene el desafío de prácticamente duplicar su capacidad de transporte para satisfacer las necesidades de gas natural del mercado interno y de exportación para Argentina, según la Memoria 2012 de la compañía.

Actualmente, cuenta con una red de 6.253 kilómetros de gasoductos y oleoductos, desde los campos de producción de YPFB y empresas privadas hasta los mercados de exportación e interno.

Gran parte de las inversiones previstas durante el próximo quinquenio en ductos en Bolivia estarán concentradas en proyectos de expansión para atender los mercados del occidente y la zona de influencia del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC), entre ellos la expansión del Gasoducto al Altiplano (GAA) en el tramo Parotani – Senkata y la expansión de la capacidad de transporte del Gasoducto Taquiperenda – Cochabamba (GTC) para abastecer a los mercados de Sucre y Potosí.

En lo que respecta a la venta de gas para exportación, el plan contempla la puesta en operación de la segunda fase del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) para

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Petróleo & GAS

Plan de negocios 2013-2017 de YPFB Transporte

Prevén duplicar capacidad de transporte hasta el 2017 YPFB Transporte cuenta actualmente con 6.253 kilómetros de gasoductos y oleoductos. Las ampliaciones en el GAA, GCC y el GIJA son los proyectos más destacados. cumplir con los volúmenes contractuales con la Argentina.

Por su parte, el sistema de transporte de líquidos del Sur necesitará duplicar su capacidad con la finalidad de acompañar los incrementos en la producción de gas natural. Para ello se preveen varias ampliaciones por fases.

La atención al mercado interno, incluyendo las plantas de separación de líquidos e industrialización, requerirán la ampliación de la actual capacidad de transporte de gas natural.También busca el cumplimiento de los mercados de exportación con Brasil y con Argentina.

Asimismo, se contribuirá a la política nacional para eliminar el déficit de producción de GLP y generar saldos para la exportación.

YPFB Transporte concluyó en este año cinco proyectos de suma importancia para

el mercado interno. En enero se finalizó la etapa 1 del GAA Fase IV, que habilitó la línea (loop) de 10 km y 12 pulgadas de diámetro en el tramo Huayñakota-Parotani, incrementando la capacidad del ducto en 0,4 millones de pies cúbicos día (MMpcd).

Mientras que la etapa 2 de este mismo ducto en su Fase IV, que contempló un loop de 6 km y 12 pulgadas de diámetro entre Pongo y Totoroco, fue concluido en julio.

En este mismo mes, entraron en operación otros dos proyectos como son la reconversión del Oleoducto Carrasco Cochabamba (OCC) a gas y la construcción y habilitación de la línea de 36 km y 12 pulgadas entre Parotani y Pongo del GAA Fase IIIC, que incrementó la capacidad de transporte de 60,6 a 68,5 MMpcd.

En septiembre, la subsidiaria finalizó la

Estación Compresión Carrasco Fase 1 con la cual se puso en marcha dos unidades de compresión de 25 MMpcd cada una. El proyecto contempla la construcción de cinco moto-compresores, alcanzando 125 MMpcd.

Existen otros proyectos que están en ejecución como la etapa 3 de la Fase IV del GAA, que prevé la construcción de una Estación de Compresión en Totoroco, una línea de 10.8 km y 12 pulgadas de la llegada de Senkata, la instalación de una cuarta unidad de compresión en la Estación Sica Sica y otra en la Estación Huayñakhota.

También se ejecuta los trabajos en la ampliación del Gasoducto Villamontes – Tarija.

En el segundo semestre de 2013 se inició la construcción de las líneas faltantes de 10,7 km y 10 pulgadas y 4,7 km y 10 pulgadas en el tramo Entre Ríos-Tarija. ▲

1 al 15 de Diciembre | 2013

desde su creaCIÓN HASTA 2012

YPFB Chaco invirtió 1.241 mm en exploración y desarrollo En la gestión 2012, se generó una producción adicional de 34 millones de MMpcd de gas natural y 970 BPD de hidrocarburos líquidos (crudo, condensado, gasolina y GLP).

UTILIDAD NETA 120.0

90.0

60.0 56.3 30.0

0.0

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

-30.0 1999

D

urante la gestión fiscal 2012, YPFB Chaco invirtió $us 132 millones en exploración y desarrollo de hidrocarburos, que representan $us 41 millones más que en la anterior gestión.

De acuerdo a los registros contables históricos de la compañía, a la fecha, ha destinado en Bolivia $us 1.241 millones en este sector, con el fin de incrementar el actual nivel de producción y cumplir con los compromisos adquiridos en los acuerdos de entrega de gas natural firmados con YPFB Corporación, tanto para el suministro doméstico como para los mercados de exportación obtenidos mediante licitaciones abiertas.

Por otro lado, YPFB Chaco registró una baja del 53% en sus utilidades netas, obteniendo solo $us 56 millones frente a los $us 120 millones ganados en 2011, señala la Memoria Anual de esta compañía subsidiaria de YPFB Corporación.

De acuerdo al informe financiero, el “castigo” de la sísmica 3D del área Percheles y el incremento de la previsión para las contingencias impositivas afectaron la utilidad neta de la empresa, lo que requirió un egreso extraordinario de Bs 513 millones y afectó Bs 460 millones de ganancia por este concepto.

De esta manera la utilidad neta por la gestión fiscal 2012, hubiera llegado a Bs 852 millones ($us 122.4 MM) si no se registraban los ajustes señalados.

En términos de rentabilidad, sobre los activos de la empresa registró un 4% y sobre el patrimonio obtuvo 5.1% en este mismo periodo. Estos indicadores hubieran alcanzado el 8.7% y el 11% respectivamente, si no se realizaban los ajustes mencionados en el acápite de ingresos y utilidad neta.

Sin embargo, las retribuciones netas ascendieron a Bs. 2.672 millones, lo que significó un incremento del 8% respecto a la gestión pasada, debido al aumento de la producción asociada a los precios de gas de exportación, destaca el documento.

El informe también destaca que en la gestión fiscal 2012, que abarca hasta el 31 de marzo de 2013, se perforaron seis pozos de desarrollo, “todos exitosos”, generando una producción adicional de aproximadamente 34 millones de pies cúbicos día (MMpcd) de gas natural y 970 barriles de petróleo por día (Bpd) de hidrocarburos líquidos (crudo, condensado, gasolina y GLP), que es fundamental para contrarrestar la declinación de los campos maduros que opera la compañía.

En cuanto a las entregas de hidrocarburos, señala que alcanzaron un récord histórico de 45.1 mil barriles de petróleo día (Mbped), superando el promedio logrado en las últimas tres gestiones pos nacionalización y las tres previas a la nacionalización (2006-2008).

Otro punto que resalta la Memoria fue la

“

Gestión 2012 -2013, YPFB Chaco

1998

TEXTO: Lizzett vargas o.

“

un récord histórico de 45.1 Mbped, mayor promedio entregado en las últimas tres gestiones posteriores y tres gestiones previas a la nacionalización

1997

petróleo & gas

$us MM

16

Fuente: Memoria Anual de YPFB Chaco

la compañía

INGRESOS, COSTOS Y UTILIDAD NETA 3.150 2.800

2.672

1.455

2.450 2.100 1.750 1.400

311

1.050

513

700

392

350 Retribuciones netas y otros ingresos

Costos y amortizaciones

Aportes al Estado

Egresos Extraordinarios

Utilidad Neta

YPFB CHACO. Es una filial de YPFB Corporación que tiene como actividades principales la exploración y producción de hidrocarburos. ÁREAS. Opera en una extensión total de 144.425 hectáreas, que incluyen un bloque de exploración, 21 áreas de explotación, de las cuales 14 están en producción y siete en reserva, en cuatro departamentos de Bolivia.

La subsidiaria de YPFB Corporación también es propietaria de dos empresas afiliadas: la compañía eléctrica Central Bulo Bulo SA, en la provincia Carrasco, departamento de Cochabamba, y la planta engarrafadora de Gas Licuado de Petróleo (GLP), en Santa Cruz de la Sierra.

Fuente: Memoria Anual de YPFB Chaco

adquisición de datos de sísmica 3D en el área de Chimoré (Cochabamba), un ambicioso proyecto que abarca una extensión de más de 388 km2, cuyos resultados posibilitarán el desarrollo de prospectos exploratorios.

En el marco de esta actividad, se llevaron a cabo 97 proyectos de inversión social que beneficiaron a dos municipios y a 2.636 propietarios asentados en el área de la sísmica.

Por otro lado, la compañía continuó trabajando en la adquisición de varios bloques de exploración, entre ellos Camatindi y San

Martin. A su vez, recientemente se firmaron los contratos con YPFB para las áreas: Dorado Oeste, Izarsama y San Miguel, los cuales se encuentran en proceso de aprobación por parte de la Asamblea Legislativa.

Asimismo proyecta un plan de inversiones para los próximos cinco años que permitirá potenciar los volúmenes de producción en todas sus áreas operativas y un agresivo plan exploratorio de nuevos proyectos que contrarresten la declinación de los actuales campos en producción y signifique la renovación de nuevas áreas. ▲

la cifra

2.672 MM/Bs

Es el monto de retribuciones netas, en el descubra + 2012 porreporteenergia.com el aumento de la producción asociada a los precios de gas de comparta exportación.

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1 al 15 de Diciembre | 2013

“

El sector hidrocarburos, especialmente el upstream, es virgen y las empresas serias que deseen invertir contarán con muchas ventajas

Raúl Silva, asesor de la Comisión de Energía, Minas e Hidrocarburos de la Cámara de Diputados de Paraguay

“

17

petróleo & gas

excelentes CONDICIONES ECONÓMICAS Y POLÍTICAS

afirman que es el mejor momento para invertir en hidrocarburos en paraguay TEXTO: franco garcía S.

E

l clima económico y político para la inversión en el sector hidrocarburos en Paraguay se muestra muy favorable en la actualidad, por la decisión gubernamental de impulsar la exploración petrolera, un alto crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) y los resultados de los estudios geológicos, que auguran buenas perspectivas a las actividades de esta naciente industria, coinciden en señalar dos conocedores de la temática de este país.

Ante la consulta sobre si están dadas las condiciones para atraer capitales extranjeros para promover una industria del petróleo y gas en Paraguay, Primo A. Cano Coscia, director de la compañía 9 de Junio SA, respondió afirmativamente porque, según su criterio, se trata de un país con mucho potencial y poca exploración, aunque reconoció que las desventajas están referidas a la limitación de la infraestructura, que finalmente encarecerán el producto que se descubra.

En este mismo tema, Raúl Silva, asesor de la Comisión de Energía, Minas e Hidrocarburos de la Cámara de Diputados, mencionó que su país atraviesa el “mejor momento” para recibir capital externo en hidrocarburos no solo porque las proyecciones de crecimiento de la economía paraguaya son optimistas, sino también porque se inició un periodo de Gobierno de cinco años (desde agosto de 2013), “con un presidente que proviene del sector empresarial con ganas de hacer las cosas en serio”.

“El sector hidrocarburos, especialmente el upstream es prácticamente

virgen y la empresas serias que deseen invertir y desarrollar la industria petrolera contarán con muchas ventajas”, acotó.

Según proyecciones registradas, Paraguay será uno de los países de América que registrará mayor desarrollo en el año 2013, por lo que el índice de crecimiento que se proyecta alcanzaría el 13,5 % del PIB. En cuanto a las posibilidades de hallazgos de hidrocarburos existen grandes expectativas con el trabajo que realiza la empresa President Energy, puesto que las áreas que explora pertenecen a la misma cuenca de la cual se extrae petróleo hace varios años en el lado argentino.

“Las perspectivas para encontrar hidrocarburos en el Paraguay son altas. Por primera vez en este siglo, una empresa trabaja de forma seria en sus dos bloques de exploración que posee (President Energy). Sabemos, por antecedentes de los años 60, 70 y 80 que existen hidrocarburos en el país, ahora con la nueva tecnología sabremos donde y cuanto poseemos”, afirmó Silva.

Justamente, hace poco la compañía británica culminó sus labores de sísmica y se prepara para perforar seis pozos exploratorios a partir de marzo del 2014.

Sin embargo, se admite que a nivel país la exploración es todavía incipiente porque de 25 bloques en solo dos, cuyas concesiones están en manos de President Energy, se efectúan actividades exploratorias, por lo que existe una gran tarea por desarrollar todavía.

Por su parte la compañía 9 de Junio SA produce actualmente gas natural que transporta mediante el sistema de gas natural comprimido (GNC) hacia la zona de Bahía Negra para ser utilizado en generación eléctrica. ▲

Licencias y captación de capital externo, los retos Entre los aspectos que se requieren para avanzar en la exploración de hidrocarburos en Paraguay, los expertos consultados refieren que es importante que la Secretaría del Ambiente agilice la otorgación de las licencias ambientales y que las compañías comiencen efectivamente a trabajar en las concesiones que se les

otorgó anteriormente.

Además de la voluntad política, que se afirma ya existe, se necesita inversión, tecnología y recursos humanos capacitados, en alianzas y cooperación con empresas extranjeras que cuenten con el know how y los fondos para desarrollar la industria petrolera de este país.

Foto: paraguay-un-milagro-americano.blogspot.com/

La compañía President Energy terminó hace poco labores de sísmica y se prepara para perforar seis pozos exploratorios a partir de marzo 2014. La falta de infraestructura es uno de los desafíos para la naciente industria.

La esperanza paraguaya está cifrada en los resultados de la exploración de la cuenca Olmedo, productora en el lado argentino.

18

1 al 15 de Diciembre | 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)

Barrel)

100,72 100,87 99,28 97,63 96,9 96,65 97,4 98,74 98,29 96,81 96,29 94,56 94,58 93,4

109,55 109,4 109,47 109,57 107,74 106,63 105,7 108,29 108,04 108,41 107,53 105,78 104,85 105,01

94,74 94,25 94,56 95,13 93,12 93,91 93,76 93,8 93,03 93,35 93,34 95,35 94,53 93,86

105,46 103,08 104,29 105,76 106,29 106,9 108,29 108,25 108,8 108,29 108,27 109,9 111,36 110,83

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 Nov 19, 2013 Nov 20, 2013 Nov 21, 2013 Nov 22, 2013 Nov 25, 2013

Fuente: eia.gov

MINERíA

4

1,66 Bs./M³

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

8.96 Bs./Lt

DIESEL OIL

9,36 Bs./Lt

JET FUEL

7,70 Bs./Lt

Fuente: eia.gov

Fuente: ANH

20,1100

1250,75

19,9800

1250,75

19,7600

1241,75

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

ZINC $us/L.F.

COBRE $us/L.F.

BISMUTO $us/L.F.

ANTIMONIO $us/T.M.F.

WOLFRAM $us/U.L.F.

10,4099

0,9845

0,8693

3,2908

8,90

10200,00

213,15

10,3306

0,9698

0,8614

3,2566

5

10,2965

0,9630

0,8555

3,2377

6

10,4326

0,9748

0,8600

3,2654

7

10,2965

0,9593

0,8473

3,2289

8

10,3963

0,9600

0,8446

3,2318

11

10,3691

0,9557

0,8455

3,2355

12

10,3192

0,9485

0,8419

3,2312

21,1000

1281,00

13

10,3192

0,9417

0,8401

3,1847

20,7000

1276,00

20,7800

1283,25

14

10,3873

0,9405

0,8396

3,1473

15

10,4168

0,9398

0,8432

3,1602

18

10,4213

0,9396

0,8450

3,1747

19

10,3532

0,9353

0,8435

3,1507

20

10,3941

0,9405

0,8444

3,1658

21

10,4099

0,9344

0,8430

3,1711

22

10,3646

0,9446

0,8491

3,2046

25

10,3850

0,9376

0,8489

3,2055

26

10,4054

0,9401

0,8494

3,2071

27

10,3646

0,9371

0,8494

3,1983

28

10,2398

0,9249

0,8380

3,1693

8,90 8,70

10000,00 10000,00

216,61 216,74

8,70

9800,00

216,74

8,70

9550,00

215,08

8,70 8,60

8,60

9550,00 9400,00

9100,00

215,08 211,74

211,74

PLATA $us/O.T.

ORO $us/O.T.

21,7500

1314,75

21,8500

1314,25

21,6000

1311,25

21,9400

1317,00

21,7500

1316,00

21,7000

1309,00

21,3590

1283,75

20,6350

1281,75

20,6400

1283,50

20,4400

1272,25

20,2400

1271,50

19,9700

1248,50

19,9300

1241,75

19,7100

1231,75

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

Dic 1,072.3 1,012.0 1,140.2 1,154.6 1,163.8 1,135.0 1,128.7 979.9 964.1 1,118.0 1,127.1 1,121.0 1,101.5 1,108.2 1,033.4 963.1 1,101.9 1,130.9 1,139.8 1,110.2 1,087.7 1,060.0 999.0 1,078.9 917.7 1,061.4 1,061.4 1,061.4 1,003.3 944.3 1,055.6 1,163.8

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

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.

PLOMO $us/L.F.

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 27) 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 1,143.1 1,174.6 1,180.1 1,187.2 1,207.7 1,205.9 1,133.2 1,184.8 1,071.5 1,096.4 1,222.2 1,070.6 1,229.3 998.1 1,228.8 1,139.2 1,166.5 1,198.8 1,184.8 1,219.6 1,233.0

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 (NOVIEMBRE 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 27) 459.5 283.9 188.3 11.9 54.8 19.1 45.9 44.6 6.8 11.5 5.7 21.9 46.9 19.7 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 27) 204.8 120.5 81.3 4.4 25.0 7.6 19.7 21.4 2.8 5.2 2.3 9.0 27.0 8.7 0.6 540.3

(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).

AGENDA ENERGéTICA 2 y 3 DE diciembre Lima | Perú

29 y 30 de enero 2014 | bogotá - Colombia

2014 Latin America Assembly

World Heavy Oil Congress

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

DEL 19 AL 22 DE Enero 2014 | Doha - qatar

4 al 6 de febrero 2014 | Texas - usa

DEL 17 AL 19 DE MARZO 2014 | CALIFORNIA - eeuu

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.

El tema de este año es “El viaje continúa,” con la presencia de más de 1.700 profesionales de la salud, seguridad y medio ambiente, dentro y fuera del sector de petróleo y gas. El evento bienal promete grandes desafíos.

Contacto: iptcnet.org/2014/doha

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

VII Congreso Internacional de Legislación de Minería, Hidrocarburos y Electricidad

VII International Petroleum Technology Conference (IPTC)

Hydraulic Fracturing Technology Conference

Del 5 al 7 DE marzo 2014 | new orleans - EEUU

Health, Safety, and Environment in Oil and Gas Exploration and Production

Contacto: SPEHSE@experient-inc.com

Fuente: CNDC

1

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

ESTANO $us/L.F.

GNV

ELECTRICIDAD PRECIOS DE MINERALES - METAL BULLETIN (NOVIEMBRE 2013)

DIAS

PrecioS FINALES de los combustibles NOVIEMBRE 2013