Reporte Energía edición 167 by Branko Zabala

INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

Nro.

167

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

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

Nacionalización del gas cosecha críticas y aplausos a 10 años

marcan desde el Gobierno Central. Analistas advierten que la labor de exploración es pobre y que el país no es atractivo para los capitales privados externos. P 13-18

PETRÓLEO & GAS

P-13

PETRÓLEO & GAS

P 19

8º FIGAS, el desafío de construir el Centro Energético de Sudamérica Imagen: Reporte Energía

Foto: ABI

Evaluación. Mayor inversión en la industria petrolera y renta millonaria a favor del Estado son los principales hechos positivos del periodo 2006 -2015, que se

Ven inconveniente perforar nuevos pozos en San Alberto y Sábalo

Financiamiento impulsa EERR y apuntan a generar 500 MW al 2019

WTI ($us/BBl de petróleo)

El BCB (f) otorgó un crédito por Bs 849 MM a favor de ENDE para financiar la Planta Solar en Uyuni y la Planta Piloto Geotermia de Laguna Colorada. Tam-

bién están en marcha la 2da y 3era fase de Qollpana, tres parques eólicos en Santa Cruz y uno en Tarija, además de la Planta Solar en Oruro. P-20

Abril 22

Abril 25

43.73

Abril 26

Abril 27

Abril 28

42.64 44.04 45.33 46.03

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

2.8*

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

3.0*

$us/MMBTU

Diésel internacional

Gasolina internacional

8.88

8.68

Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 28/04

2.078 dollars per million BTU

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

BREVES

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

de Pedro Ximénez de Abrill y Tirado, un compositor de fines del siglo XVIII y principios del XIX. De esta forma, se marcó un hito en el trabajo el director artístico de APAC, Piotr Nawrot, inició en 2014 con el apoyo de Repsol Bolivia. Recordó que la empresa le manifestó su deseo de apoyar el festival, pero buscando mayor presencia en Tarija.

Por su parte, el gerente de Comunicación y Relaciones Externas de Repsol Bolivia, Mauricio Mariaca, manifestó la satisfacción de la compañía por apoyar este festival y dijo que “éste es un gran paso para el arte boliviano y para el arte tarijeño. Hemos hecho el esfuerzo de traer a estos grupos porque creemos que Tarija tiene un potencial enorme”. Foto: Repsol

Alrededor de 500 personas aplaudieron de pie el final del primero de los seis conciertos que se realizaron en Tarija en el marco del XI Festival Internacional de Música Barroca y Renacentista Americana “Misiones de Chiquitos”, que este año dio un lugar protagónico a la capital tarijeña. La Basílica Menor de San Francisco fue el escenario que acogió a un grupo nacional y cinco extranjeros, en una serie de presentaciones que fueron posibles gracias a la alianza de la Asociación Pro Arte y Cultura (APAC), Repsol Bolivia, la Gobernación y la Alcaldía de Tarija, el Centro Eclesial de Documentación y la Casa de la Cultura. El objetivo es devolver a esta ciudad su antigua denominación de “puerta de entrada a las Misiones de Chiquitos”. La noche de apertura fue la de un estreno mundial. La Orquesta Sinfónica Infanto Juvenil de Tarija interpretó la Sinfonía 40

Foto: Total E&P Bolivie

Tarija disfrutó de música barroca renacentista con respaldo de Repsol

La Basílica Menor de San Francisco fue el escenario para disfrutar del XI Festival Internacional de Música Barroca y Renacentista Americana "Misiones de Chiquitos" en Tarija.

El Coro guaraní Palmarito está constituido por jóvenes y niños de la escuela de la localidad de Gutiérrez, ubicada en la zona del Chaco del departamento de Santa Cruz.

Total E&P Bolivie apoyó concierto de coro guaraní Total E&P Bolivie fue anfitrión del concierto “Peregrinando entre Sucre y Las Misiones”, interpretado por el Coro guaraní Palmarito, el Coro y Orquesta Arakaendar y The Royal College of Music. Este concierto formó parte de la propuesta musical del XI Festival Internacional de Música Renacentista y Barroca Americana

“Misiones de Chiquitos”, organizado por la Asociación Pro Arte y Cultura APAC. En esta versión del Festival, como en la anterior, Total apostó por el fortalecimiento del Coro guaraní Palmarito, constituido por jóvenes y niños de la escuela de la localidad de Gutiérrez, ubicada en el Chaco cruceño.

OPINIÓN

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

EDITORIAL

Miguel Zabala Bishop mzabala@reporteenergia.com

Director General Jefe de Redacción Periodista Redes Sociales Corresponsal USA Diagramación

Branko Zabala Ema Peris Kathia Mendoza Doria Añez Natalia Nazrala

Gerente General Gerente Administrativa Gerente Comercial Gerente Marketing Ejecutiva de Cuentas

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

trico de Latinoamérica, gracias al impulso recibido y la proyección en materia de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Un factor que marca la diferencia es, definitivamente, el convertir a Bolivia en el corazón energético de Sudamérica. Esto podría quedar en un mero enunciado, si no se tienen en cuenta la demanda creciente de los países vecinos, que abren ventanas de oportunidad para la exportación de electricidad, iniciando

Resumen de la edición BID financiará proyectos de energía e Infraestructura con $us 3.000 millones

Prevén que precio del crudo se estabilizará entre 60 a 70 $us/Bl desde 2020

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

En lista proyectos de energías renovables, eficiencia energética e infraestructura de calidad para ahorro energético en ALyC.

MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA

ASOCIACIÓN NACIONAL

Autoregulado por el Tribunal de Ética de la ANP tribunal@anpbolivia.com

PRENSA

DE LA

Las opiniones expresadas en Reporte Energía, no reflejan necesariamente el punto de vista de los editores. Reporte Energía no asume responsabilidad alguna por ninguno de los productos ni servicios anunciados aquí. La reproducción total o parcial de cualquiera de los artículos, secciones o material gráfico de esta revista está permitida mencionando obligatoriamente la fuente. Es política de Reporte Energía el mantener la independencia editorial respetando sus valores éticos. Por tanto, los artículos referidos a temas corporativos o de productos y servicios que no se identifiquen como tales, no corresponden a anuncios pagados.

Ampliarán 'termo' de Warnes con $us 392 MM

Con el proyecto de Ciclo Combinado se adicionará 280 megavatios obteniéndose una potencia total de la planta de 480 MW.

Frases y destacados Quién es quién?

Hay incertidumbre en ajuste de oferta y demanda en próximos años. Esperan una transición lenta hacia un equilibrio de precios.

José Olaso, Power, Oil & Gas de Sener Anteriormente se desempeñó como director general de Compras y Construcción de Sener.

Publicación destacada

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

así el camino de la internacionalización, lo que representa una gran responsabilidad y por supuesto una multimillonaria inversión. El BCB y los créditos chinos se constituyen en los principales financiadores, aunque nos preocupa el nivel de endeudamiento que está asumiendo el Estado y que aún no muestra las cifras del repago y la carga que significará para el país. Ahora bien, las lecciones aprendidas en esta década, pasan por las decisiones en materia exploratoria en hidrocarburos, las cuales han resultado en grandes pérdidas y deberán revisarse a detalle; la pesada carga burocrática de las entidades estatales, la falta de una nueva ley de hidrocarburos y otra de electricidad y la falta de incentivos para la atracción de inversiones, deben ser revisados con urgencia para revertir el tiempo perdido. En resumidas cuentas, el balance es positivo, pero aún hay grandes tareas por cumplir. Queda ajustar las políticas a la realidad. ▲

pàg

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

Un factor que marca la diferencia es, definitivamente, el convertir a Bolivia en el corazón energético de Sudamérica.

De país residual a Corazón Energético de Sudamérica

Muestra la evolución del sector energético, a partir de la Nacionalización de los Hidrocarburos.

La frase destacada

Staff

as cifras de la nacionalización, son el buque emblema del gobierno presidido por Evo Morales y el principal motivo de orgullo de su decenio a la cabeza administrativa del país. Y no son para menos, ya que de menos de 4 mil millones de dólares en la década pasada, a más de 31 mil millones de ingresos para el Estado al cierre de la presente, son números respetables e irrefutables. La refundada YPFB, es definitivamente la muestra de que es posible contar con una empresa estatal competitiva y equiparable a otras entidades de la región, aunque existen grandes tareas que requieren la modernización de los procesos y la implementación de un gobierno electrónico que ayude a transparentar la gestión y darle a la compañía un impulso necesario para consolidarse como la primera empresa del país. Por su lado está ENDE, que se encuentra en proceso de convertirse en una de las empresas más importantes del sector eléc-

pàg

Un decenio con buenos logros y grandes lecciones

pàg

Guillermo Achá, presidente YPFB "A partir de la nacionalización, Bolivia es otra. Podemos hablar de universalización de servicios básicos, industrialización e integración energética".

www.reporteenergia.com facebook.com/reporteenergia

twitter@reporteenergia

petróleo & gas

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

┏◣

PERIODO. Hasta marzo de 2016 en Bolivia

┣ YPFB Chaco tenía 4 equipos en operación, YPFB Andina y Petrobras 3. Repsol y Pluspetrol registraron 1 plataforma cada una. A ello se sumó YPFB Andina con 1 equipo para workover.

TEXTO: Franco García S.

asta finales de marzo pasado se registraron 12 plataformas de perforación en hidrocarburos activas en Bolivia, además de una para trabajos de workover (reacondicionamientos de pozos), señala un informe de Weatherford al que tuvo acce-

Datos

association of energy service companies. Se considera una plataforma de perforación activa si cuenta con trabajadores que la operan y desarrolla sus labores todos los días del mes.

so Reporte Energía. De acuerdo a los datos de la compañía internacional, YPFB Chaco tenía cuatro equipos en operación, Petrobras e YPFB Andina tres. Por su parte Repsol y Pluspetrol registraron una plataforma cada una. A ello se suman YPFB Andina con un equipo para workover. Según la Association of Ener-

gy Service Companies (AESC) se considera una plataforma de perforación activa si cuenta con trabajadores que la operan y desarrolla sus labores todos los días del mes. En el documento también se menciona que Argentina sumó 87 equipos de perforación petrolera activas y 123 para labores de workover, mientras que Chile solo 2, aunque tiene 2 para labores de workover. De manera oficial no se conocen los detalles de los equipos de perforación que operan en Bolivia y que YPFB tiene previsto añadir para aumentar la actividad exploratoria este año en el país, según fue anunciado. A su vez hasta el 2020 la estatal petrolera tiene programado

Foto: YPFB

Se registraron 12 equipos de perforación petrolera activos

Equipo de perforación en el pozo Dorado Sur DRS-X1007 en el departamento de Santa Cruz.

invertir más de $us 12.000 millones en la cadena hidrocarburífera del país; asimismo las entidades

descentralizadas, ligadas al sector hidrocarburos tiene programadas millonarias inversiones. ▲

PETRÓLEO & GAS

┏◣

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

derechos. Para mejorar situación de comunidades y medioambiente

CIDH plantea seis obligaciones a países con industrias extractivas ┣ Se reconoce el valor de los emprendimientos mineros y petrolíferos para la prosperidad económica, pero al mismo tiempo señalan que estas actividades deben desarrollarse junto a medidas que aseguren el respeto a los derechos humanos de las comunidades donde se realizan los proyectos.

TEXTO: Edén García S.

ese a las normativas de consultas y cuidado medioambiental implementados por diferentes países con industrias extractivas, la Comisión Interamericana de Derechos Humanos (CIDH) advierte que los proyectos y actividades de explotación de recursos naturales aún no son supervisados de forma frecuente por los Estados. Además, apuntala escasez de mecanismos para prevenir violaciones de derechos humanos y barreras significativas enfrentadas por las víctimas para tener un debido acceso a la justicia. Por ello, la CIDH en su informe denominado ‘Pueblos indígenas, comunidades afro-descendientes y recursos naturales: protección de derechos humanos en el contexto de actividades de extracción, explotación y desarrollo’, plantea seis obligaciones para los Estados miembros de la Organización de Estados Americanos (OEA) donde se realizan actividades extractivas. Entre ellas están la adopción de un marco normativo adecuado y efectivo, prevención de las violaciones de derechos humanos, supervisión y fiscalización de las actividades de extracción,

DATOS

oBLIGACIONES: El deber de los Estados miembros de la OEA de promover y proteger los derechos humanos emana de las obligaciones recogidas en la Carta de la OEA, la Convención Americana y la Declaración Americana.

explotación y desarrollo, creación de mecanismos de participación efectiva y acceso a la información, eliminación de actividades ilegales y toda forma de violencia y acceso a la justicia a través de la investigación, sanción y reparación adecuada de las agresiones cometidas en estos contextos. Para la CIDH, muchas de las actividades extractivas y de desarrollo en el continente americano son implementadas en los territorios ocupados históricamente por pueblos indígenas y las comunidades afro-descendientes, los cuales coinciden de forma frecuente con áreas que albergan una gran cantidad de recursos naturales. La Comisión reconoce la importancia que estos emprendimientos tienen para la prosperidad de los países, el cual puede implicar hacer uso de la libertad que tiene todo Estado de explotar sus recursos naturales, a través del otorgamiento de concesiones e inversiones privadas o públicas, nacionales o internacionales. Pero al mismo tiempo, advierte que estas actividades deben llevarse a cabo junto con medidas adecuadas y efectivas que permitan asegurar que no se realicen a expensas de los derechos humanos de las personas, comunidades o pueblos donde se realizan. El informe hace referencia a algunos de los principales impactos que la implementación de proyectos extractivos, de explotación

PRESIÓN: La CIDH observa que existe presión y hasta juicios infundados a los que son sometidos diferentes líderes de comunidades o activistas por protestar en contra de abusos a los derechos humanos.

y desarrollo tiene en los derechos de los pueblos indígenas y comunidades afro-descendientes. Con base en la información recibida en los últimos años en audiencias, visitas, informes de país y otras actividades de monitoreo, la Comisión observa diferentes afectaciones de las comunidades indígenas y afro-descendientes como los derechos a la propiedad colectiva sobre sus tierras y recursos naturales, a la identidad cultural y libertad religiosa, salud, integridad personal y un medio ambiente sano, aspectos económicos y sociales vinculados con la alimentación, acceso al agua y derechos laborales, libertad personal

“Una serie de derechos humanos se ven impactados por proyectos de extracción y desarrollo”.

⇒ CIDH

y protesta social y la protección frente al desplazamiento forzado. daño al medioambiente Con respecto a las afectaciones al medioambiente, el informe de la CIDH señala que son múlti-

ples y difieren según el tipo de actividad. En la minería los impactos más frecuentemente reportados se refieren a la destrucción de ecosistemas donde se ubican las canteras, la remoción física de rocas, la afectación del sistema hidrológico, la contaminación del agua, explosiones, emisiones de polvo, entre otros. Existen problemas con la concentración y liberación de contaminantes en el medio ambiente. La contaminación por mercurio es una preocupación importante en la minería a pequeña escala, mientras que el uso de cianuro en el proceso de lixiviación en pilas se observa en la explotación de oro a gran escala. Adicionalmente, existen problemas con el desmantelamiento de minas y la remediación ambiental. En el caso de la explotación de hidrocarburos, el informe ve un impacto ambiental en la apertura de trochas, evaluaciones sísmicas y la contaminación por derrames o pérdidas en la extracción. Estos emprendimientos, además de los trabajos para la extracción de los recursos naturales, requieren otras obras asociadas, como caminos o carreteras para asegurar el acceso. La minería y los hidrocarburos no son las únicas industrias que impactan el entorno de las comunidades indígenas y afrodescendientes, la CIDH menciona también a los monocultivos de soya y otros productos que causan pérdida de biodiversidad y la seguridad alimentaria, el aumento del uso de agroquímicos, el avance de la frontera agrícola sobre áreas naturales, entre otros. Más control a compañías extranjeras El informe del CIDH señala que cuando los proyectos de inversión involucran a compañías

Pueblos indígenas y comunidades afrodescendientes buscan p

extranjeras o transnacionales la situación de impunidad se agrava. En este ámbito, representantes indígenas y defensores de derechos humanos de diversos países de la región, han coincidido en la necesidad de que estas empresas también rindan cuentas en sus países de origen por actos que violan los derechos humanos de pueblos indígenas y afro-descendientes en las Américas. En suma, afirman que existen barreras para el acceso a la justicia en las distintas jurisdicciones, más allá de las diferencias en la legislación, los enfoques de los tribunales y la protección de los derechos humanos a nivel nacional. “Ello se ve acompañado por la débil supervisión y el escaso control de las compañías extranjeras en los países en donde operan desde su inicio, lo cual facilita violaciones a los derechos de los pueblos indígenas y las comunidades afro-descendientes, los cuales no son tratados como prioritarios en los mecanismos regulatorios que existen para ejecutar proyectos de desarrollo”, agrega la Comisión. Recomendaciones Tomando en cuenta estos problemas, la CIDH plantea diferentes recomendaciones basados en las obligaciones que los Estados deben asumir para la protección de los derechos humanos en la región frente a las actividades empresariales. Un punto es que la implemen-

petróleo & gas

Fotos: Archivo / Reporte Energía

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

Las consultas deben ser previas, adecuadas, efectivas y acorde a los estándares internacionales.

protección a sus derechos humanos frente a activadades extractivas.

tación de un marco normativo derogue las disposiciones internas incompatibles con los instrumentos interamericanos y las declaraciones universales sobre derechos humanos. Asimismo, la identificación y seguimiento adecuado de los impactos que genere un determinado proyecto en los derechos humanos de las poblaciones afectadas por el mismo, tanto antes de la autorización de permisos, como durante su implementación a través de medidas de supervisión y fiscalización.

Una vez identificados los posibles riesgos a los derechos, adoptar las medidas preventivas y correctivas necesarias para garantizar la protección de los mismos que de otro modo se verían afectados. Otro factor importante es la adopción de medidas para asegurar el derecho de acceso a la información de los grupos de personas afectadas por actividades de extracción, explotación o desarrollo, con relación a las condiciones ambientales, impactos, actividades, estructura empresarial y en gene-

ral, todos los datos que sean necesarios para el ejercicio o protección de los derechos humanos. Esto supone suministrar información en poder del Estado de forma oportuna, accesible y completa, guiándose por los principios de máxima divulgación y de buena fe, y en general, por los estándares establecidos por el sistema interamericano en esta materia. En el caso de las consultas a los pueblos y comunidades, la CIDH resalta que deben ser previas, adecuadas, efectivas y de plena conformidad con los estándares

La CIDH advierte sobre uso de químicos dañinos en actividades mineras.

internacionales aplicables a la materia con el fin de preservar la supervivencia física y cultural de los habitantes del área de influencia del proyecto. Una vez el proyecto esté en desarrollo, se deben establecer indicadores y sistemas de monitoreo que permitan evaluar de manera concreta el impacto de la implementación de actividades extractivas, explotación o desarro-

llo en los derechos humanos de las poblaciones afectadas. También se propone el diseño de planes y programas de desarrollo económico y social, a fin de garantizar efectivamente y en condiciones de igualdad los derechos humanos de los pueblos indígenas y afro-descendientes eventualmente afectados por proyectos de extracción o desarrollo. ▲

Energía renovable

TEXTO: edén García S.

ediante un nuevo acuerdo con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), la Agencia de Cooperación Internacional de Japón (JICA, por sus siglas en inglés) invertirá un total de $us 3.000 millones en América Latina y el Caribe para apoyar proyectos de energías renovables, eficiencia energética e infraestructura de calidad para el ahorro energético, según un comunicado del BID. El acuerdo fue suscrito entre el presidente del BID, Luis Alberto Moreno, y el vicepresidente de JICA, Hidetoshi Irigaki, durante la Reunión Anual 2016 del BID en Nassau, Bahamas. La ceremonia de firma contó con la presencia de Manabu Sakai, ministro de Estado de Finanzas de Japón. Se trata de una segunda ampliación del monto de financiamiento para el programa denominado Cofinanciamiento para Energía Renovable y Eficiencia Energética (CORE), creado en 2012 con el fin de impulsar las inversiones energéticas para la mitigación del impacto del cambio climático en América Central y el Caribe. El programa inició con una meta de $us 300 millones y en el 2014 tuvo un primer aumento hasta los $us 1.000 millones. Con este nuevo incremento de la ventanilla de préstamos se ampliará el alcance geográfico del CORE, permitiendo el financiamiento de proyectos en todos los países prestatarios miembros del BID de ingreso medio y bajo y en las economías más vulnerables del Caribe que antes no eran cubiertas por el programa. Según el comunicado, un aspecto innovador de este nuevo acuerdo es la creación de la Iniciativa Infraestructura de Calidad de Japón por parte del gobierno de este país, que busca promover la construcción de una infraestructura adecuada en América Latina y el Caribe, bajo parámetros de eficiencia energética, seguridad y sostenibilidad. “Japón ha sido un socio vital, ya que nos hemos esforzado por poner la sostenibilidad en el centro de nuestras operaciones,

┏◣

acuerdo. Aporte a los objetivos de la COP21 y Se4all

JICA y BID amplían a $us 3.000 millones el financiamiento para energía en la región Foto: elpais.cr

El programa Cofinanciamiento para Energía Renovable y Eficiencia Energética (CORE) impulsa inversiones energéticas para la mitigación del cambio climático en América Central y el Caribe. ┣

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

El CORE ha cooperado a los esfuerzos para desarrollar energía geotérmica en Costa Rica.

América Latina y el Caribe tienen enormes necesidades de energía e infraestructura, y creemos que este programa contribuirá a que las inversiones en esas áreas tengan un impacto aún más positivo”, dijo el presidente del BID. Por su parte, el vicepresidente de la Agencia de Cooperación Japonesa anunció que con la segunda expansión del programa CORE, JICA se convirtió en el principal socio de cofinanciamiento del BID. Por ello, esperan continuar con el trabajo conjunto para afrontar los desafíos de América Latina y el Caribe, principalmente en las áreas de energías renovables y eficiencia energética, ahora bajo la iniciativa del gobierno japonés por promover la infraestructura de calidad a nivel mundial. A la fecha, el programa ha canalizado aproximadamente $us 800 millones de la JICA en términos altamente preferenciales, apalancados por préstamos de BID, hacia Latinoamérica y el Caribe. Los primeros créditos de cofinanciación del CORE fueron aprobados para fundar programas de energías renovables y eficiencia energética en

Foto: oei.org.py

Se benefician de estos créditos los países miembros del BID de ingreso medio y bajo y las economías más vulnerables del Caribe.

Nicaragua, Honduras y Costa Rica. Para el BID, el CORE ha demostrado ser un enfoque eficiente para la promoción de energías renovables y eficiencia energética en América Central y el Caribe. Se espera que este financiamiento signifique un aporte importante

para cumplir con los objetivos fijados en la XXI Conferencia Internacional Sobre Cambio Climático (COP21, por sus siglas en inglés) y en la iniciativa Energía Sostenible para Todos (SE4ALL, por sus siglas en inglés) de las Naciones Unidas, que apuntan a duplicar la eficien-

cia energética y uso de energías renovables en esta región para el año 2030. “Creemos que el programa ampliado puede servir de vehículo para acelerar el establecimiento de infraestructura de calidad en América Latina y el Caribe, generando

Energía renovable

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

$us 800 MM

aporte.- Es el monto que el CORE ha canalizado a la fecha provenientes del JICA, en téminos altamente preferenciales.

impactos positivos de largo plazo en las áreas económica, ambiental y social”, señaló el ministro de Estado de Finanzas de Japón. Sakai agregó que la nueva expansión del monto de financiamiento no sólo hará crecer el alcance geográfico, sino que también dará impulso a los esfuerzos regionales por consolidar la importancia del sector. “Japón tiene gran interés en continuar con la transferencia de su tecnología y experiencia a la región como forma de impulsar el desarrollo sostenible”, puntualizó. Datos del comunicado muestran que Japón fue el primer país asiático en unirse al BID como miembro en 1976, el cual ha contribuido más de $us 5.000 millones a los recursos financieros del Banco. ▲

Planta Dominica de Enel ganó premio a la sostenibilidad Enel Green Power México, filial del Grupo Enel, informó en un comunicada de prensa que su parque eólico Dominica fue galardonado en la tercera edición anual de los Premios de Sostenibilidad del Grupo BID Infraestructura 360°, en la categoría Clima y Medioambiente, por su contribución a la diversificación de la matriz energética, la entrega de energía ‘limpia’ y la integración armónica de la planta con su entorno. Los premios anuales del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) reconocen los proyectos de iniciativas privadas que más contribuyen a la creación de un sector sostenible de infraestructura en América Latina. Las razones por las que el BID otorgó el premio a Dominica se basaron en parámetros como la no emisión anual de cerca de 300 mil toneladas de dióxido de carbono (CO2) y que sus actividades aseguran una integración

armoniosa con el ecosistema local, entre ellas, la construcción de un vivero de cactus para preservar las especies locales, molinos de maguey y la donación de dos plantas solares de 3 KW (kilovoltios) a escuelas locales para ayudarles a cumplir sus necesidades de consumo de energía. "Nos llena de orgullo que el parque eólico Dominica haya recibido un premio de sostenibilidad tan prestigioso, destaca la capacidad del Grupo Enel de entregar a México energía sostenible en todos los sentidos de la palabra, así como nuestro compromiso global para suministrar energía verde y competitiva a nuestros clientes”, manifestó Nicola Melchiotti, vicepresidente Regional de la compañía energética. El parque eólico Dominica está ubicado en el municipio de Charcas, en el estado de San Luis Potosí. Tiene una capacidad total

Foto: energiahoy.com

Cifra

El parque eólico cuenta con 100 aerogeneradores para para una potencia total de 200 MW.

instalada de 200 MW (megavatios) a partir de 100 aerogeneradores, cada uno de 2 MW, y es capaz de generar hasta 510 GWh (gigavatios hora) por año. El BID premia a las inversiones sostenibles en infraestructura realizadas por parte del sector privado o en alianzas públicoprivadas en América Latina y el

Caribe. La iniciativa es una asociación entre el Programa Zofnass-Harvard para Sostenibilidad en la Infraestructura y la Corporación Interamericana de Inversiones (IIC, por sus siglas en inglés). Los Premios BID Infraestructura 360º son los únicos premios de sostenibilidad en infraestructura en el continente americano.

Petróleo & GAs

El uso de tecnologías modernas y el monitoreo continuo de las variables de funcionamiento permitieron incrementar el tiempo de vida útil de los equipos, incluso por encima de las recomendaciones de los fabricantes. ┣

TEXTO: Edén García S.

n el marco de la quinta versión del Congreso Internacional ASME-Bolivia que tuvo como temática ‘Desafíos y soluciones cuando existe una desaceleración mundial de la economía’, Ricardo Sainz, supervisor de Mantenimiento y Obras de YPFB Chaco, expuso sobre el trabajo que realiza la subsidiaria de YPFB para reducir los costos de mantenimiento y un mejor aprovechamiento del tiempo de vida útil de los equipos. Sainz señaló que para planificar un sistema de resguardo y monitoreo de los equipos se requiere estrategias basadas en cuatro tipos de mantenimiento denominados correctivo, preventivo, predictivo y proactivo. El uso de cada uno de ellos dependerá del análisis costo – beneficio en cada equipo y de los riesgos que implicaría para la producción en caso de que algunos de ellos fallen. En equipos que son fundamentales y cuya falla significarían un impacto directo en la producción, el supervisor de Mantenimiento y Obras, indicó que se requiere realizar mantenimientos predictivo y proactivo, los cuales garantizan la determinación de los tiempos exactos antes de que ocurra la avería y el reemplazo de los componentes necesarios. De esta manera se minimiza el tiempo ‘muerto’ del equipo y se maximiza la vida útil. “Lo que antes hacías intervenciones periódicas cada 1.000 o 1.500 horas, ahora lo haces cada 4.000 u 8.000 horas porque estas determinando en base a tendencias el tiempo exacto en el que pueda apagar un elemento de esa máquina”, agregó. La utilización de tecnologías modernas, un buen sistema de control y registros de las variables de funcionamiento, han permitido a YPFB Chaco extender el tiempo de vida útil de los equipos superando con creces lo señalado por los fabricantes. Sainz citó que cuando realizan un mantenimiento en el Top End (Parte superior de un motor) que siempre presentan mayor desgaste en sus válvulas y otros compo-

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

┏◣

Operación. Soluciones para la industria petrolera

YPFB Chaco destaca técnicas utilizadas para reducir costos de mantenimiento

DATOS

Fotos: Archivo Reporte Energía

oPERACIÓN- Durante el año 2015 la disponibilidad en las operaciones de YPFB Chaco fue del 96.84% y la confiabilidad del 98.33%. costos.- El costo de mantenimiento promedio mensual durante el 2015 fue de $us 4.5 por HP, tomando en cuenta una potencia total de 74.740 HP.

nentes, el fabricante les recomienda no más de 16.000 horas de uso, sin embargo en YPFB Chaco han llegado hasta 27.000 horas. De igual manera, en un reciente mantenimiento In-frame a una máquina, el mismo se realizó a las 47.000 horas, siendo que el fabricante había establecido un tiempo de 24.000 horas. Incluso el equipo pudo haber funcionado mayor tiempo, pero esto hubiera significado entrar en un nivel de riesgo en el que una falla llegaría a ser bastante perjudicial. Gracias a los registros y la tecnología usada por el Departamento de Mantenimiento de la subsidiaria de YPFB, se puede determinar hasta qué punto se puede extender la vida útil del equipo. “Todo el tiempo estamos viendo el impacto que van a tener los equipos y con qué probabilidad pueden fallar y en base a eso se determina el riesgo que debe reducirse, haciendo algunos trabajos, determinando cuáles son las causas comunes de fallas, las cuales se van eliminando para llegar a lo que es cero averías”, apuntó. En caso que el nivel de riesgo de funcionamiento de un equipo importante sea alto y no se pueda eliminar sus elementos de criticidad, lo que se acostumbra en la industria petrolera, según Sainz, es tener una máquina similar en

Los mantenimientos predictivos y proactivos determinan el ciclo de vida de un componente y los planes necesarios para su reemplazo.

ccccc

Se busca que la producción no pare en ningún momento producto de alguna avería.

espera (stand by) para que reemplace en caso de haber alguna falla. Entre las técnicas que utiliza YPFB Chaco para medir el ciclo de

vida de un componente están los análisis de aceites, termográfico, termodinámico, ultrasonido y vibracional. A esto se suman las solucio-

nes del mantenimiento proactivo que busca identificar y corregir las causas que originan las fallas en equipos, componentes e instalaciones industriales. Entre ellas, por sus siglas en inglés figuran el Mantenimiento Basados en Riesgos (RBM), el Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (RCM) y el Mantenimiento Productivo Total (TPM). Para Sainz, un aspecto fundamental para llevar adelante un buen trabajo de mantenimiento, es la constante capacitación del personal que trabaja en esta área, tanto en la labor específica con las diferentes marcas como en las tendencias tecnológicas que se ven internacionalmente. Destacó que no solamente en YPFB Chaco, sino que en la industria petrolera en general existe una preocupación para la capacitación continua del personal que trabaja en esta área fundamental para el cumplimiento de los objetivos de producción.▲

petróleo & gas

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

temática. Figas aportará insumos para impulsar este sector

Foto: Imagen / RE

┏◣

FIGAS 2016: 'Desafíos para ser centro energético de Sudamérica' TEXTO: lizzett vargas

a octava versión del Foro Internacional del Gas y Energía (FIGAS) tendrá el lema: “El desafío de construir el centro energético de Sudamérica", en razón a los importantes proyectos, convenios e inversiones que se desarrollan en Bolivia con este objetivo. La cita se desarrollará del 9 al 12 de noviembre en el hotel Los Parrales, en Tarija. El foro especializado contará con la participación de expertos nacionales e internacionales en exploración y producción de hidrocarburos, generación

y transmisión de electricidad y energías renovables. Además, se contará con un workshop dedicado a la generación y distribución eléctrica: “Activando las renovables: Proyectos, tecnología, marco legal y financiamiento”. El Gobierno Nacional mediante las empresas Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) ha anunciado que tiene como meta la internacionalización de sus actividades. En este sentido el FIGAS servirá como escenario para que se expliquen los pasos que se darán para "El desafío de

Convertir a Bolivia en el corazón energético de Sudamérica". El FIGAS será una oportunidad de ver que en el sector de hidrocarburos, YPFB prevé invertir $us 12.000 millones desde el 2016 hasta 2020 en toda la cadena hidrocarburífera. Asimismo las entidades descentralizadas, ligadas al sector hidrocarburos tienen programadas millonarias inversiones. A su vez en los planes de inversión 2016 - 2020 anunciados por la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), se prevé implementar 11 proyectos de energías renovables en el país con una inversión superior a los $us 600 millones con el

Sobre el FIGAS

evento. Es organizado por la publicación especializada Reporte Energía desde 2009 con el apoyo de importantes empresas, insti-

objetivo de generar 400 megavatios de energía eléctrica. El FIGAS 2016 se constituye en el único evento de gran importancia para Tarija en el segundo semestre de este año debido a que la ExpoSur fue reemplazada por la ExpoTarija realizada en abril. A su vez como parte del evento se desarrollará la ExpoFIGAS, muestra especializada cuyos espa-

tuciones y organizaciones civiles, profesionales y gremiales. CONTACTOs. info@figas.org www.figas.org

cios para stands fueron reservados en más de un 60% desde el año pasado. Cabe destacar que Tarija es el departamento con mayor producción de hidrocarburos del país y cuenta con los ingresos más altos por concepto de Regalías e IDH, por lo que desde hace 8 años es sede del evento energético más importante del sur del país, FIGAS.

Petróleo & GAs

TEXTO: Edén García S.

a Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) presentó un informe económico que consolida las tendencias en los precios internacionales de este recurso y la canasta de crudo colombiano a corto y mediano plazo. Se evalúa el impacto en la inversión en los segmentos de exploración y producción en este país. Los pronósticos para los precios internacionales del petróleo son poco alentadores en el corto plazo, sin embargo se prevé una lenta recuperación y estabilidad en el mediano y largo plazo, oscilando entre los $us 60 y $us 70 por barril desde el año 2020. De acuerdo a un informe económico de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), que compila aportes de analistas internacionales especializados en este rubro y la visión de un grupo de compañías representativo de las operaciones en Colombia, existe una gran incertidumbre en el proceso de ajuste de la oferta y la demanda mundial de petróleo que será latente en los próximos años. Prevén que el crecimiento de la demanda de crudo será menor que en el 2015, el cual superó el millón de barriles diarios. Además, las economías emergentes seguirán moderando su dinámica, aunque serán el principal motor del consumo mundial de crudo. Otro factor que limitará un mayor crecimiento de la demanda de petróleo es la profundización de la política de recomposición y diversificación de la matriz energética, en favor de energías alternativas que adoptaron muchos países. Por el lado de la oferta, el informe de la ACP considera que los precios a largo plazo se determinarán por los costos marginales de producción. La disminución mundial observada en los costos operacionales, entre el 20% y el 40%, ocasionó la resistencia a bajar la producción, pese a los bajos precios, especialmente en los yacimientos no convencionales de Estados Unidos.

┏◣

informe. a partir del 2020

Precios del petróleo a nivel mundial se estabilizarán entre 60 y 70 $us/Bbl Fuente: ACP

Pese a que se prevé una menor producción de crudo debido a las caídas en las inversiones, aún existen altos inventarios y se espera una reactivación en la industria petrolera de Irán. Para este año, el precio rondará los $us 40.

┣

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

Esto contribuyó a que en los últimos meses ocurriera una caída en precios aún mayor y ajuste a la baja el equilibrio a mediano plazo. Por ello, se considera que a partir del 2020, precios superiores al rango de los $us 60 y $us 70 por barril, impulsarán la entrada de producción no convencional adicional y generarán un nuevo superávit en el mercado mundial de crudo con el consiguiente desplome en precios. En tanto que niveles inferiores a este rango comprometen la viabilidad y disponibilidad de recursos de capital para inversiones, generando un recorte a la oferta y un aumento de precios. La futura oferta de crudo bajará por la fuerte caída registrada en las inversiones, sin embargo, la misma será lenta debido a los altos inventarios actuales, la reactivación de la industria petrolera de Irán y por la falta de un acuerdo entre los miembros de la OPEP (Organización de Países Productores de Petróleo) y otros productores para poner un límite a la producción actual. Su reducción se evidenciará solo a finales del 2017. Para este año se anticipa una alta volatilidad y bajos precios inferiores a $us 40 y cerca de $us 50 para el 2017. ▲

Colombia busca reactivar inversiones Los actores de la industria petrolera colombiana son conscientes que las inversiones que se hagan o dejen de hacer ahora impactarán el futuro energético de este país. Si bien observan que el Gobierno trabaja de la mano del sector para buscar opciones que generen un mayor dinamismo en esta época de bajos precios, esperan una pronta implementación de las mismas. La ACP señala que desde el 2015 se han implementado medidas de coyuntura para atender esta dura crisis, pero que el siguiente paso es concretar acciones de fondo que impulsen la viabilidad de los proyectos, recuperen la competitividad de

Colombia y relancen al país como destino de inversión. “Lo que está en juego es la sostenibilidad energética del país, tanto en petróleo como en gas”, advierte la entidad colombiana, al momento de afirmar que los bajos precios internacionales y su lenta recuperación esperada solo a mediano plazo, no ayudan a llevar a cabo las inversiones que Colombia requiere y por eso urgen medidas adicionales a las de coyuntura ya implementadas. Bajo el pronóstico actual de los precios del petróleo que sitúa para el 2016 en alrededor de $us 40 el barril, la industria petrolera colombiana no genera el flujo de caja para sostener el ritmo de

inversiones en exploración y producción registradas en el pasado, gracias a las cuales este país alcanzó una producción de un millón de barriles diarios. Asimismo, sitúa a los nuevos proyectos de producción al límite de la factibilidad económica y a los prospectos exploratorios los hace inviables. A lo anterior se suma el reto de competitividad para atraer inversión, que se ha visto afectada por las dificultades de entorno para operar en el país y las reformas que incrementaron la carga fiscal, haciendo que frente a países competidores Colombia tenga una desventaja en su Government Take, cercana a 10%. Foto: confidencialcolombia.com

Buscan mayor competitividad para atraer inversiones en época de crisis.

especial Nacionalización

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

Mauricio Medinaceli

ARTÍCULO

ex ministro de Hidrocarburos y Energía

'El IDH no es Nacionalización' El articulista indica que "en sencillo, a la regalía, vigente hasta ese momento, del 18% el Impuesto Directo a los Hidrocarburos añade un 32% y el llamado proceso de "Nacionalización" aumenta entre 10% y 15% más".

no de los sesgos más comunes al momento de evaluar la llamada "Nacionalización" de los hidrocarburos en Bolivia, es incorporar los recursos del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) dentro el proceso. Es en realidad el IDH el instrumento que generó la mayor cantidad de ingresos fiscales del sector hidrocarburos al Estado boliviano y que, adicionalmente, fue sujeto de coparticipación a los municipios y gobernaciones. El IDH fue creado el año 2005, un año antes del llamado proceso de "Nacionalización", a través de la

Ley de Hidrocarburos Nº 3058 y promulgada por el presidente del "viejo" Congreso Nacional de ese momento, Hormando Vaca Diez. En sencillo, a la regalía, vigente hasta ese momento, del 18% el IDH añade un 32% y el llamado proceso de "Nacionalización" aumenta entre 10% y 15% más. En este contexto, el llamado proceso de "Nacionalización" efectivamente añade recursos al Estado (en concreto a YPFB) pero no en la magnitud que generalmente se menciona, por dos razones: 1) el efecto del IDH ya anotado; y 2) el notable incremento en los precios

"El llamado proceso de Nacionalización sólo explicaría el 24% de la renta petrolera"

internacionales, generó un incremento en la llamada "renta petrolera" en términos absolutos. Por esta razón, estimado lector, cuando analice los "Ingresos para el Estado

del sector petrolero", pregúntese, cuánto de éste proviene del IDH y cuánto por precios internacionales del petróleo. En una evaluación que hice para el PNUD el año 2013, encuentro que, sin considerar el efecto del precio internacional, del total de la renta petrolera que ingresó al país, el llamado proceso de "Nacionalización" sólo explicaría el 24%. Por otra parte, al momento de "Nacionalizarse" los recursos de hidrocarburos en el país se mencionaba la importancia de la "propiedad" de hidrocarburos, dado que ello le permitiría al Estado tener

autonomía en gestión de recursos. El 2007 el 88% de la producción se destinaba a Brasil y Argentina, este indicador disminuye a 84% para el año 2015 (con datos, como es usual, preliminares). En este sentido, tampoco se observa un cambio en el destino de producción de gas natural luego del llamado proceso de "Nacionalización". Esta "Nacionalización" generó algunos recursos adicionales al Estado boliviano que fueron posibles gracias a los elevados precios internacionales del petróleo, el "grueso" de los ingresos fiscales provino del IDH. ▲

especial nacionalización

┣ Mayor inversión y renta petrolera a favor del Estado son los principales hechos positivos que se marcan desde el Gobierno Central. Analistas advierten la baja de reservas y el poco atractivo del país para los capitales privados externos.

TEXTO: franco garcía S.

10 años del llamado “Proceso de Nacionalización” de los hidrocarburos en Bolivia e independientemente “del cristal con el que se mire” su desarrollo, se puede evidenciar que este sector ha cambiado, aunque oficialistas y críticos al modelo no coincidan en las razones. Por un lado está claro que las cifras de mayor inversión muestran un dinamismo más que interesante. “Diez años antes de la nacionalización se habían invertido en todo el sector hidrocarburos $us 4 mil millones (MM), mientras que diez años desde la nacionalización, hasta finales de 2015 se destinó $us 11.128 MM montos orientados a la actividad de exploración y desarrollo”, explicó el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Guillermo Achá en una rueda de prensa. En este sentido dijo que la inversión de los últimos diez años en el sector hidrocarburos estuvo orientada a la instalación de nuevas plantas de proceso, readecuación de todos los sistemas de transporte, entre otros, para llegar con la distribución de gas natural a todo el país para cumplir con los contratos de exportación. A su vez sostuvo que antes de la nacionalización la estatal petrolera era una empresa con “cifras rojas” con utilidades de $us 16.1 millones; mientras que diez años después, estas se sitúan por encima de los $us 500 MM. Esta situación hizo que la empresa se consolide con un papel importante en la cadena productiva de los hidrocarburos. Por el lado de la renta petrolera el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, manifiesta en el libro: “De un país residual a Corazón Energético de

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

┏◣

ANÁLISIS. 10 años de gestión desde el proceso que impulsó el presidente Evo Morales

Nacionalización dejó más ingresos; exploración fue el ’talón de Aquiles’ Sudamérica”, que en el último decenio el Estado percibió $us 31.504 millones, es decir seis veces más que en el periodo entre 1985 a 2005, cuando obtuvo $us 4.587 y en la mitad de tiempo. “Sólo con los ingresos del 2014 gestión en la que se percibió $us 5.489 millones, se supera los 20 años de periodo neoliberal cuando los dueños de nuestros recursos eran las empresas transnacionales y solo reportaban migajas al país”, remarcó. En la otra vereda la mirada crítica al proceso de nacionalización de los hidrocarburos en Bolivia tiene que ver con la inseguridad jurídica que se planteó en el contexto internacional y que de acuerdo a analistas como Darío Arias, director de Resources Energy Consulting, habría configurado un panorama que incide actualmente en la falta de interés para que el capital privado invierta recursos considerables en el país. Al respecto el abogado Iver Von Borries consideró que urge una nueva Ley de Hidrocarburos que sea dinámica y sobre todo ofrezca mayor seguridad jurídica a quienes invierten en Bolivia. “No debemos descuidar el hecho que 2016 y 2017 serán años muy duros para la industria de los hidrocarburos a nivel mundial y si el Gobierno no fomenta la inversión y asegura un marco jurídico de estabilidad, las consecuencias de la falta de inversión redundarán en desmedro del país", puntualizó. Las aclaraciones del verdadero impacto de la Nacionalización de los Hidrocarburos en Bolivia desde el punto de vista fiscal son apuntadas por el ex coordinador de

Fotos: Archivo / Reporte Energía

La Planta Separadora de Líquidos Gran Chaco es el "emblema" y el resultado más importante de la nacionalización de los hidrocarburos.

Hidrocarburos de Olade, Mauricio Medinaceli, quién señaló que esta medida generó algunos recursos adicionales al Estado boliviano que fueron posibles gracias a los elevados precios internacionales del petróleo, aunque el "grueso" de los ingresos fiscales provino del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), que fue una ley previa a la asunción de Evo Morales al poder. Otro de los cuestionamientos más fuertes en el que coinciden analistas como Carlos Miranda, Boris Gómez y Raúl Velásquez de la Fundación Jubileo tiene que ver con la pobre actividad de exploración desarrollada en el país en los últimos diez años que a su vez es el resultado de los bajos montos

Los Hitos de la Nacionalización

La medida: El Decreto Supremo 28701 fue dictado el 1ero de mayo de 2006 que nacionaliza los recursos naturales hidrocarburíferos del país. nuevos contratos: El 24 de Abril de 2007 el presidente Evo Morales promulgó las 44 leyes de

que se destinaron para este fin por parte de YPFB y de las empresas operadoras privadas. Según el Programa de Inversiones 2015 de YPFB, para ese año se dispondría para exploración solo $us 472,8 millones, que representa el 19,7% del presupuesto de

autorización de similar cantidad de nuevos contratos petroleros. compra de acciones. Posteriormente el Estado compró acciones de compañías como Transredes, CLHB, Andina, Chaco, AIR BP y Petrobras para tener el control de estos activos.

toda la cadena de hidrocarburos. Esta situación, sumada a los fracasos exploratorios ha incidido en que las reservas de hidrocarburos sean bajas y analistas duden del cumplimiento de compromisos externos de exportación de gas natural a futuro. ▲

especial nacionalización

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

Se registraron 563 mil conexiones de gas domiciliario

Opinión Iver Von Borries

Socio / Partner Wayar & Von Borries, Abogados

"En términos de resultados fue una medida positiva" En términos de resultados, la Nacionalización de los Hidrocarburos llevada a cabo en 2006 en virtud al Decreto Supremo 28701 fue positiva, pues es incuestionable el incremento en los ingresos para el Estado y todos los beneficiarios del IDH (Municipalidades, Universida-

des Públicas, etc). Otro aspecto favorable es que ninguna de las empresas dedicadas a la producción de hidrocarburos (Upstream) se fue del país, sino por el contrario que re-negociaron sus contratos. Sin embargo lo anterior, el

efecto negativo a largo plazo es el desincentivo que se ocasiona con este tipo de medidas en potenciales o nuevos inversionistas por la inseguridad o incertidumbre (de nuevas nacionalizaciones) que se crea.

Darío Arias

Director Resources Energy Consulting, Argentina

"Bolivia debería considerar recrear la estabilidad jurídica" Toda decisión unilateral que afecta activos de las empresas –hostil, en algunos casos como ha sido la nacionalización en Bolivia- constituye un aumento de riesgo y de vulneración de derechos adquiridos. Ese tipo de medidas envía un mensaje inequívoco de que el ordena-

miento jurídico sufre una crisis de estabilidad que genera desconfianza de eventuales y futuras acciones que vaya a tomar el Estado anfitrión. El inversor privado no sólo presta atención al ambiente económico financiero ordenado y sin zozobras, sino al grado

de estabilidad tanto política como jurídica en un país. Bolivia debería considerar recrear las condiciones de estabilidad jurídica y política, a fin de atraer nuevamente a los inversores serios y técnicamente sólidos.

Producción de Gas Natural Entrega a Ducto 1985 - 2016 (Expresado MMmcd)

Fuente: “De un país residual a Corazón Energético de Sudamérica”, libro publicado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía de Bolivia.

Entre los años 2006 y 2015, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) construyó 563.057 conexiones de gas domiciliario en varias regiones del país, informó el presidente de la estatal petrolera, Guillermo Achá M. “Gracias a la Nacionalización de los Hidrocarburos, más de 2,8 MM de ciudadanos bolivianos se beneficiaron, en el periodo mencionado, con instalaciones internas dadas de alta por la Gerencia de Redes de Gas y Ductos de YPFB”, mencionó Achá. Bajo la política “gas primero para los bolivianos”, el gobierno del Presidente Evo Morales priorizó el suministro de este servicio

básico al mercado interno a través de la construcción de líneas de distribución, que contribuye al cambio de la matriz energética y fomenta el uso masivo del gas natural en el sector doméstico, comercial e industrial. “Antes de la Nacionalización de los Hidrocarburos, sólo un grupo que tenía recursos económicos podía acceder a este servicio, hoy el Gobierno Nacional subvenciona en un 100% los costos por instalación que llegan a establecerse aproximadamente entre $us 1.200 en el área urbana y hasta $us 3.000 en el área rural, considerando sistemas convencionales y virtuales”, destacó Achá.

'Bolivia es otro país' El Ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, afirmó que la Nacionalización de los Hidrocarburos trajo mejores días para los bolivianos. “Bolivia es otra a partir de la Nacionalización, sin ella no hubiéramos tenido Plantas de Separación, Plantas de Úrea y no estaríamos próximos a licitar la planta Petroquímica de Propileno – Poliproileno. Estamos cumpliendo el sueño de los bolivianos, la industrialización, expresado hace 13 años en la Guerra del Gas”, aseguró. A su vez Sánchez manifestó que la Nacionalización dio mayores ingresos económicos al país por Renta Petrolera, que en el periodo 1985 – 2005 fue de $us 4.500 millones; mientras que en 10 años 2016 - 2015 fue de $us 31.500 millones. “En 20 años de gobiernos neoliberales se ha percibido $us 4.500 millones y en un solo

año de Evo Morales, el 2014, ha ido $us5.400 millones”. Asimismo, Sánchez se refirió a las inversiones realizadas en solo diez años, desde la Nacionalización hasta el año 2015, cuando llegaron a los $us 11.041 millones; mientras que en 20 años de gobiernos neoliberales (1985-2005), las inversiones fueron de apenas $us 5.942 millones. Finalmente el ministro afirmó que a 10 años de la Nacionalización de los Hidrocarburos, medida que fue llevada a cabo "con la lucha del pueblo boliviano y a las acciones patrióticas del Presidente Evo Morales hoy gozamos de innegables y palpables beneficios como bonos sociales para los sectores vulnerables de la población: ancianos, mujeres y niños; somos dueños de nuestras empresas y recursos naturales; y pasamos de ser un país residual a Corazón Energético de Sudamérica".

ESPECIAL NACIONALIZACIÓN

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

Carlos Miranda,

opinión

Analista en hidrocarburos ex superintendente de Hidrocarburos de Bolivia

Ley, contrato con Brasil y precios del crudo generaron altos ingresos E

s poco probable que un proceso de intervención del Estado en una industria, llamado “Nacionalización”, se hubiera realizado en condiciones externas e internas tan favorables como las que acompañaron la llamada “Nacionalización” de los Hidrocarburos de Mayo de 2006 en nuestro país. Por estas razones, esa intervención no podía fracasar, pero si podría haberse logrado mejores resultados, lo cual justifica tener una actitud crítica al desarrollo actual de la industria. Para mayo del 2006, el mercado de gas natural en el mundo estaba en pleno desarrollo. En ese ambiente, se tenía en ejecución el contrato a largo plazo de venta de gas a Brasil, (2000-2019). El mercado brasileño es el más grande mercado energético de América Latina y estaba ansioso de contar con gas natural. La acogida de ese mercado fue extraordinaria. El contrato original preveía un suministro de 5 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), que se iban escalando hasta llegar a los 24, que era el tope del contrato. En la realidad, se comenzó con 5 MMmcd y al 7mo año ya se estaba en 30 MMmcd. Esta escalada de volúmenes fue acompañada con una similar escalada de precios que ha significado un ingreso de más de $us 31 mil millones por esta exportación para el país. La Ley, el Contrato en vigencia con Brasil y la escala de precios del petróleo, son los que han brindado al país los más altos ingresos en toda su historia. La “Nacionalización”, se hizo dentro de ese ambiente y no ha sido la que promovió los aspectos antes señalados. Las condiciones internas también eran inmejorables. La Ley de Hidrocarburos 3058 estaba en eje-

cución desde mayo del 2004, que especificaba que el 50% de los ingresos de venta de los hidrocarburos eran para el Estado (impuesto IDH). Desde el 2006 la mayoría del gobierno no permitía el progreso de iniciativas de la oposición. Para el 2007, obedeciendo la Ley 3058 y lo dispuesto por el Decreto de Nacionalización, se reformularon los contratos con las compañías existentes, que en síntesis significo la transferencia de acciones al gobierno y la distribución del 50% de los ingresos restantes por la venta de los hidrocarburos, quedando las contratistas como operadoras de las áreas que se les había concedido. Hasta la fecha el manejo y explotación de los hidrocarburos, con el control de YPFB ha sido totalmente satisfactorio. Pozos, Plantas de Tratamiento fueron perforados e instalados cumpliendo los plazos que exigía la exportación de gas. La firme ejecución del contrato de venta de gas con la Argentina significo mayores exigencias a la industria en el país que cumplió con todos los pasos requeridos. La infraestructura interna está totalmente construida para atender adecuada y simultáneamente los mercados de Argentina y Brasil así como los requerimientos de nuestro mercado interno. En síntesis, las actividades de explotación, abastecimiento de mercado interno y externo fueron adecuadamente atendidos, con el concurso de las compañías operadoras. En las áreas donde las decisiones son tomadas por el gobierno y YPFB independientemente, es en las cuales se encuentran las mayores deficiencias. Los resultados de la exploración de YPFB en estos 10 años son sumamente pobres. La empresa

estatal ha logrado éxitos exploratorios muy modestos y no de la importancia que se requiere como para poder continuar con los contratos internacionales de exportación que fenecen el 2019 y 2027. Esto es muy criticable, los volúmenes actuales de exportación lo suministran las operadoras. YPFB tenía la obligación de descubrir reservas de magnitud que las condiciones naturales del país pueden ofrecer. Las compañías operadoras han ubicado estructuras que precisan ser perforadas. Si son exitosas brindarían unos cuantos años mas de exportación pero no son la solución a reponer las reservas con las que se inicio este siglo, mostrando una dependencia y necesidad de contar con inversiones y tecnología extranjeras. En forma similar, los proyectos denominados de Industrialización del Gas, tienen serias observaciones. La ubicación de la Planta de Fertilizantes es la menos afortunada, en el Chapare, porque para un productos que su precio en el mercado está entre $us 200 a 300/ ton, la planta boliviana debe gastar cerca a los $us 100 solo para llegar a los puntos de venta. El consumo interno es una porción muy pequeña pero igualmente será servida a costo muy alto. Las proyectadas Plantas de Polietileno y Polipropileno son las más objetables a este punto. La materia prima para estas plantas proviene del tratamiento de 30 millones de metros cúbicos de exportación de gas. Si esa exportación no se realiza o solo parcialmente, las plantas petroquímicas no tendrían materia prima para funcionar. La ubicación obligada de estas plantas es cerca a Yacuiba, está muy en duda que su producción pueda ser competitiva

Foto: Archivo / YPFB

El autor afirma que la bonanza de la nacionalización de los hidrocarburos obedeció a factores externos a esta medida. Destaca la infraestructura construida y califica como sumamente pobre la exploración a cargo de YPFB.

Planta de Urea en el Chapare. Afirman que su ubicación perjudica la rentabilidad del proyecto.

saliendo desde ese punto. Los proyectos no son claros de porque no se conocen estudios de factibilidad completos y el financiamiento es suministrado por préstamos concesionales de las reservas netas internacionales del Banco Central. Finalmente, en los 10 años transcurridos YPFB y el Gobierno han tenido la tranquilidad como para montar una empresa bien estructurada y dotada de personal de primera categoría. Esto no ha sucedido, los criterios políticos en la organización de YPFB prevalecieron y lamentablemente no se nota la presencia de personal altamente calificado en la conducción de sus trabajos. ▲

En los 10 años transcurridos YPFB y el Gobierno han tenido la tranquilidad como para montar una empresa bien estructurada y dotada de personal de primera categoría. Esto no sucedió.

especial NACIONALIZACIÓN

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

Raúl Velásquez

opinión

Analista en Hidrocarburos, Fundación Jubileo

La actividad de exploración en el país fue descuidada Las autoridades afrontan el reto de no sólo reponer el consumo de los últimos años, sino también de incrementar reservas certificadas, a fin de garantizar el cumplimiento de contratos suscritos con Argentina y el nuevo con Brasil.

Foto: Archivo / YPFB

a nacionalización de los hidrocarburos debe ser entendida como un proceso que inicia el año 2002 con el descontento social que existía por una reducida participación estatal en la renta petrolera, a raíz de ello se inicia una serie de intensos conflictos sociales con importantes efectos políticos que luego derivaron en un referéndum nacional sobre el gas natural realizado el año 2004 el cual sentó las bases, tanto para la Ley de Hidrocarburos promulgada el 17 de mayo del 2005, como para el DS 28701 del 1 de mayo de 2006. Sin duda el Decreto Supremo Nº 28701 del 1 de mayo de 2006 significó la recuperación de la propiedad de los hidrocarburos producidos, así como la firma de nuevos contratos para las actividades de exploración y explotación hidrocarburífera, mediante los cuales la participación del Estado en los ingresos obtenidos por la explotación de dichos recursos puede superar el 50% (se estima que en promedio bordea el 70%, aunque eso sólo se cumple en el caso de los 3 campos más grandes del país, en el resto no puede ser inferior al 50% como lo establece la ley). Esta nacionalización también representó la recuperación por parte del Estado de la participación mayoritaria en las empresas que fueron capitalizadas en los 90. También se puede afirmar que en los últimos 10 años se ha incrementado significativamente la actividad de explotación de hidrocarburos, es decir, al desarrollo de campos que ya se encontraban en producción a fin de recuperar la mayor cantidad de reservas existentes, alcanzando cifras récord de producción, en especial gas na-

La perforación exploratoria en Lliquimuni despertó grandes expectativas en el país. Los volúmenes de gas natural encontrados no son comerciales.

tural. Ello, junto con el importante incremento de precios, sin duda ha permitido también un récord de renta petrolera. El perjuicio fue sin duda para la actividad de exploración, la cual fue descuidada y a la fecha enfrenta a las autoridades nacionales al enorme desafío de no sólo reponer el consumo de los últimos años, sino también de incrementar las reservas certificadas, a fin de garantizar el cumplimiento de contratos suscritos con la Argentina y el nuevo que se negocie con Brasil. Evidentemente en los últimos 10 años existió un incremento importante en la renta petrolera, explicado primero por la decisión adoptada por la población boliviana en el referéndum del año 2004 en el sentido de que la participación del Estado en los ingresos obtenidos por la explotación de hidrocarburos sea de al menos el 50%. Producto de ese mandato en

"EN LOS ÚLTIMOS 10 AÑOS SE HA INCREMENTADO SIGNIFICATIVAMENTE LA ACTIVIDAD DE EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS" mayo de 2005 (justo un año antes del decreto de nacionalización) se aprueba la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 que crea el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) con una alícuota del 32% que, sumado al 18% de regalías, permite que el Estado se quede con al menos el 50%, es decir que con esta decisión aumenta la participación del Esta-

do en la torta de ingresos. Adicionalmente en mayo de 2006 se promulga el Decreto Supremo Nº 28701 de nacionalización de los hidrocarburos que otorga un plazo para la renegociación de contratos petroleros, así en octubre del 2006 el Estado suscribió 44 Contratos de Operación con las empresas petroleras que operaban en el país. Estos contratos establecen, en su Anexo F, una participación para la empresa petrolera nacional YPFB en las ganancias que se obtienen en los mismos, permitiendo así incrementar la participación del Estado en los ingresos obtenidos por la explotación de hidrocarburos. Es importante considerar que si bien el IDH es un tributo de amplia distribución, ya que beneficia tanto a regiones productoras como no productoras, universidades públicas, municipios y un amplio número de beneficiarios; la participación de YPFB en los

"EFECTO PRECIO DE 10 AÑOS CON UN INCREMENTO EN PRODUCCIÓN EN LOS ÚLTIMOS 5 AÑOS, PERMITIÓ UNA MAYOR RENTA PETROLERA" contratos de operación beneficia fundamentalmente al nivel central de gobierno. Adicionalmente al incremento en la participación estatal, es importante mencionar que desde el año 2005 fue creciendo también el tamaño de los ingresos, ello producto del incremento en los precios internacionales de petróleo que inciden en el cálculo de los precios de exportación de gas natural boliviano. Entonces en el periodo posterior a mayo de 2005, cuando se aprueba la Ley de Hidrocarburos, no sólo se tuvo una mayor participación estatal, sino un incremento en ingresos producto del crecimiento en los precios. De esta forma un efecto precio de casi 10 años acompañado de un incremento en producción durante los últimos 5, permitió una mayor renta petrolera para Bolivia. Sin embargo estos mayores ingresos han ahondado la dependencia del sector hidrocarburos, en especial a nivel sub nacional, y no se construyeron mecanismos orientados a promover una diversificación de la economía utilizando los ingresos obtenidos por concepto de esta creciente renta petrolera.

especial nacionalización

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

Boris Gómez Úzqueda,

opinión

Consultor del sector privado en energía y tecnología

'De la Nacionalización a la Reforma Energética' (1ª parte) S

e debe tomar en cuenta que las “nacionalizaciones” son siempre muy conflictivas por las señales que emiten al mundo de los capitales privados. En este sentido la Nacionalización en Bolivia se puede catalogar como una década sin retorno. El “pico” de inversiones en el marco de la nacionalización fue en 2014: de 2.050 millones USD para producción de gas natural, e hidrocarburos líquidos. A su vez mantiene los mismos mercados externos de venta de materia prima que ya se tenían desde la década de los setenta y noventa: Brasil (comprador de 30 Mmm3d y Argentina 15 Mmm3d sujeto a ser ampliado a 27 Mmm3d). La producción tope que se llegó en ésta década de gas: 60 Mmm3d (volumen promedio 2014) no habiendo llegado ya a los mínimo 100 Mmm3d que se necesitan interna y externamente. De igual forma se percibe una notoria ausencia de inversiones privadas a escala en exploración, transporte de hidrocarburos, refinación, comercialización y almacenaje de combustibles. Por ausencia de mayor exploración, consecuentemente de mayor certificación y producción y de adecuados ductos de transporte, además de factores políticos, fracasó (en su primera instancia) el contrato del proyecto industrial de hierro del Mutún, cabalmente por la incapacidad de proveerle gas/ electricidad en volúmenes necesarios para el proyecto. Nunca se pudo dar una señal positiva a los sectores inversionistas externos para inversión privada intensiva en exploración, producción, refino e industrialización. Jamás se pudo, ni remotamente,

alcanzar la recomendación de inversión del ex secretario ejecutivo de ARPEL que recomendó, en 2008, invertir 30.000 millones USD en el periodo 2008-2018. Ante la negativa externa de invertir en el país en el sector hidrocarburos han sido muchísimos los intentos del Estado boliviano en atraer inversiones, cambiar de rostro a sus políticas y decirle al mundo que se abre Bolivia para capitales externos con seguridad: el propio presidente hizo un roadshow en Nueva York con resultados que aún no se palpan. Por otro lado el “boquete” abierto por la nacionalización fue el tema del diésel: jamás se llegó a producir en nivel de auto suministro en el país, por ello se pagó ingentes cantidades de dólares a diésel externo para cubrir demanda interna. A un ritmo que en el pico del subsidio llegó a 1200 millones USD/año, cantidades suficientes para montar, en un proceso estudiado y financiado, una plata de GTL (gas a diésel). Varios expertos coinciden que la Nacionalización permitió tener dinero fresco y caja llena para financiar una “década” de populismo con adquisiciones que deberán ser sometidas a auditoría de su real impacto en el país (compra de satélite, teleféricos multimillonarios, empresas estatales de papel de cartón, de construcciones del ejército, etc). En lo político la Nacionalización fue una respuesta no adecuada al modelo anterior de Capitalización (década de los ’90). Recordemos que la capitalización tuvo un “triángulo energético”: nueva ley de hidrocarburos, apertura de mercados (Brasil) y el gasoducto (la obra más importante

Foto: Archivo RE

El autor advierte que se percibe una notoria ausencia de inversiones privadas a escala en exploración, transporte de hidrocarburos, refinación, comercialización y almacenaje de combustibles en el país.

en la Bolivia pre-industrialización de gas). En lo estrictamente legal la nacionalización prácticamente obligó a compañías multinacionales a suscribir nuevos contratos, estatización de acciones de compañías privadas (con posteriores arbitrajes con resultados contrarios al erario nacional) y la participación de YPFB en las utilidades de las empresas operadoras productoras en un porcentaje variable. No pudo expulsar ni confiscar activos de compañías energéticas multinacionales porque el Estado boliviano no tenía la capacidad material de asumir el reto de llevar adelante exploración/producción/ comercialización, de allí es que continúa con relaciones contractuales con multinacionales. El propio ex ministro de la Nacionalización, Andrés Solíz Rada, reclamó el hecho de que la nacionalización no cumplió su objetivo. La nacionalización tuvo la fortuna de ser ejecutada y gozar durante casi 8 años de una bonanza de precios del barril de petróleo a nivel externo (de más de 140 USD

en 2007 a menos de USD 30 en 2016). El precio del barril “light sweet crude” (WTI, de referencia para establecer los precios del gas natural de Bolivia, por ejemplo) llegó a valer 34 USD: el barril Brent (referente europeo para la “canasta” venezolana) quedó en 36,35 dólares; su menor valor en 9 y 11 años, respectivamente. Caída de precios del petróleo: jaque mate a la nacionalización Recordemos el afamado dicho del presidente de Venezuela Hugo Chávez que indicó “pónganme el precio del petróleo a cero que Venezuela no entra en crisis”, “predicción” absolutamente absurda a infeliz: porque con el precio del barril (al 11.03 USD WTI: 40,08; precio del Brent USD 40,42) Venezuela está haciendo largas colas por alimentos y medicinas, está casi/casi en quiebra técnica. Igual en Bolivia: la “economía blindada boliviana” para su presupuesto general de 2016 calculó precio del gas natural en 5 USD/ millón de BTU (para Argentina) y en 4,4 USD/millón BTU para Brasil;

estando en realidad a 3,8 y 3,6 USD, respectivamente, porque el presupuesto estatal boliviano 2016 fue calculado sobre la base de barril/ petróleo de USD 45,16 USD a un envío promedio de 58 millones de metros cúbicos día (MMmcd3) de gas natural a Brasil/Argentina (únicos mercados compradores externos). Hay preocupación por que los precios del gas natural boliviano cayeron. Bolivia recibirá de Argentina por gas apenas 3.8 USD/millón BTU (unidad termal británica) comparativamente a los 8,3 USD que recibía a principios de 2015 (cuando el barril/petróleo cotizaba encima de 100 USD). La factura a Brasil también podría estar reducida: a solo USD 3,6 millón BTU de los hermosos 7,2 USD/millón BTU que en 2015 se recibía. En el país, además de ese escenario externo, se tiene que las reservas internacionales netas (RIN) se redujeron más de 1.726 millones de dólares del total que llegó a sumar 15.123 millones de dólares. Las RIN estuvieron en alza entre 20062014 durante el boom de los buenos precios del barril de petróleo. Además bajaron los ingresos de Bolivia (por menos ingreso de venta de gas) y se empezaron a gastar las reservas RIN. Tomando datos del estatal INE (Instituto de estadística) se tiene que los ingresos por venta de hidrocarburos (de gas, concretamente) bajaron en un monto de 3.443,6 millones de dólares (casi 40% menos que el año de buenos precios del petróleo). No olvidemos que 65 dólares ingresados a Bolivia de cada 100 son gracias a la actividad de hidrocarburos. (Continuará en la próxima edición). ▲

BREVES

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos lanzó la convocatoria pública internacional para contratar a una empresa especializada en la industria petroquímica para realizar los estudios de ingeniería básica de la Planta de Propileno y Polipropileno, anunció el presidente de Bolivia, Evo Morales Ayma, según una nota de prensa. “Estamos en Tarija para anunciar la licitación para la primera planta de petroquímica más grande en Bolivia. En septiembre se va abrir los sobres y a fines de este año se firmará el contrato de la instalación de la planta de petroquímica”, indicó el Presidente Evo Morales.

La Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) y Eletrobras firmaron un acuerdo para la realización conjunta del Estudio de Factibilidad para el aprovechamiento hidroeléctrico de la Cuenca binacional Río Madera y la optimización de la Central boliviana Cachuela Esperanza, informó el ministro de

Al momento se concluyó con la ingeniería conceptual del proyecto petroquímico que producirá plásticos duros y se encuentra en proceso la adquisición de licencias. Se lanzó la convocatoria internacional para la ingeniería básica que incluye el FEED (Front end Engineering Design) y para el año 2017 está programada la ingeniería de detalle, procura y construcción (IPC) de la Planta de Propileno y Polipropileno. La construcción de este complejo está programada para el segundo semestre de 2017 y la puesta en marcha para el último trimestre de 2021.

Foto: Peter de Souza / Reporte Energía

YPFB licita ingeniería de la Planta de Polipropileno

El presidente Evo Morales hizo el anuncio desde el Hotel Los Parrales en Tarija.

Impulsarán Río Madera y Cachuela Esperanza Hidrocarburos y Energía, Luis Sánchez. “Hemos cerrado en Brasil un acuerdo histórico que se constitu-

ye en el primer paso concreto a la integración energética”, señaló. “Este documento permitirá que ENDE y Eletrobras trabajen de

manera conjunta, con inversión compartida de gastos, en el estudio de factibilidad de la Central Río Madera; asimismo se optimizará la Central Cachuela Esperanza con lo que se aprovechará toda la Cuenca del Río Madera en territorio boliviano y binacional para exportación de electricidad”, dijo.

Ampliarán la termoeléctica de Warnes con $us 392 MM La Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) firmó el “Contrato de Ejecución del Proyecto Ciclos Combinados-Planta Termoeléctrica Warnes" con la empresa alemana Siemens por un monto de $us 392,5 millones, en el municipio de Warnes en presencia del Presidente Evo Morales, el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, entre otras autoridades. “La termoeléctrica de Warnes genera 200 MW y con esta ampliación generará 480 MW. Estos avances son gracias a la decisión que ha tomado nuestro hermano Evo Morales el 2010 cuando Nacionaliza el sector Eléctrico”, expresó, por su parte, el Ministro Sánchez. El Presidente Morales puso en claro que la empresa internacional prestará un servicio al Estado y no es socia del proyecto. Con el proyecto se adicionará 280 MW obteniéndose una potencia total de la planta de 480 MW.

energías alternativas

┣ Se trata del complejo solar Uyuni y la planta geotérmico Laguna Colorada a desarrollarse en en el departamento de Potosí, que juntos requerirán recursos por más de Bs 849 millones. Bolivia generará 500 MW con alternativas al 2019.

TEXTO: Redacción Central

l Ministerio de Hidrocarburos y Energía, junto a la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) hicieron posible el financiamiento del Banco Central de Bolivia (BCB) para dos proyectos de energías alternativas por más de Bs 849 millones: Solar Uyuni de 60 megavatios (MW) y Proyecto Piloto Planta Geotérmica de Laguna Colorada, con 5 (MW) de potencia, ambos en el departamento de Potosí, señala una nota de prensa de esta cartera gubernamental. “Jamás en Bolivia se ha invertido en la construcción de energías alternativas, ni 1 solo MW instalado antes del 2006. Con el Presidente Morales estamos aproximadamente en los 40 MW. Entre los años 2018 y 2019 vamos a tener una generación de cerca de los 500 MW de energías alternativas”, expresó el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez durante el acto de firma de los documentos de financiamiento. El crédito para la planta Solar Uyuni es de más de Bs 654 millones y para la Planta Geotérmica más de Bs 195 millones. “Se trata de un proyecto abandonado durante 25 años por gobiernos neoliberales y ahora se da un fuerte impulso con el Presidente Morales”, dijo Sánchez. Por su parte el presidente ejecutivo de ENDE, Eduardo Paz, manifestó: “que es bueno que el país sepa que esta firma de contrato marca un hito central en el desarrollo a gran escala de las energías en ENDE Corporación en el país, puesto que generará 60 MW. Precisó que esa planta se construirá en 12 meses y significa instalar 23.580 paneles solares en una superficie de 180 hectáreas, dentro del salar de Uyuni. A su vez el ministro añadió que en el tema de la seguridad energética, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía junto a ENDE van acompañados del BCB, “situación que hubiera sido imposible sin la decisión valiente e inteligente de la Nacionalización de los Hidrocarburos”. “Gracias a los créditos del BCB estamos construyendo otro pilar

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

┏◣

FIRMA. MHE, ENDE y BCB firmaron convenio para financiamiento

Dos proyectos obtienen crédito millonario y se expanden las renovables Fotos: ABI y MHE

Marcelo Zabalaga, presidente del BCB, Luis Sánchez, titular del MHE y Eduardo Paz, gerente de ENDE.

Se ubican en Potosí

Planta Solar Uyuni .- El periodo de desarrollo de este proyecto es de 12 meses y evitará el consumo de 1.4 MMpc por año, con la generación de 5 MW. Se instalarán más de 200 mil paneles en 180 ha en el Salar de Uyuni. geotérmica Laguna Colorada En el departamento Potosí, se instalará la Planta Geotérmica 5MW “Sol de Mañana” que estará a cargo de la filial de ENDE Corporación, ENDE Andina SAM. El campo geotérmico “Sol de Mañana”.

muy similar al de hidrocarburos”, finalizó el ministro. Qollpana al sin desde junio Por otro lado la segunda fase de edificación del Parque Eólico de Qollpana, ubicado en el municipio de Pocona, Cochabamba, tiene un avance físico de 91 por ciento y proveerá 24 megavatios (MW) de energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN) desde junio, informó el gerente general de la Empresa Eléctrica Corani, Carlos Rocabado. Explicó que el trabajo culmi-

Planta Solar instalada en Pando. El Gobierno busca replicar la misma en Potosí y otros zonas del país.

Finalizan estudios para tres parques eólicos en Santa Cruz El gerente general de la Empresa Eléctrica Corani, Carlos Rocabado, informó que se concluyó los estudios técnicos, económicos, sociales y ambientales (TESA) para la construcción de tres parques eólicos en el departamento oriental de Santa Cruz. "Tenemos ya concluidos los estudios TESA para tres parques en Santa Cruz", dijo en el final de una inspección realizada a la segunda fase del Parque Eólico de Qollpana, en Cochabamba. En esta línea el máximo ejecutivo de la empresa subsidiaria de ENDE Corporación, Carlos Rocabado, mencionó que los diagnósticos culminados establecieron que los nuevos complejos deberán ser construidos en las localidades cruceñas Warnes, San Julián y el Dorado.

nado a la fecha comprende la instalación de tres de ocho aerogeneradores de electricidad de 78,3 metros de alto y una capacidad unitaria de 3 MW, una subestación de alta tensión para generar 115 kilovatios y una línea de interconexión con el SIN activada en marzo. De igual forma Rocabado

"El parque de Warnes será construido para generar cerca de 25 megavatios (MW), el de San Julián para generar 35 MW y el Dorado para contar con 35 MW", detalló. De igual forma Rocabado aseveró que la Empresa Eléctrica Corani tiene previsto lanzar las licitaciones respectivas para adjudicar los tres proyectos hasta el final de este año. "Estamos también desarrollando otro parque que se llama La ventolera en Tarija, que se estima que va a generar unos 20 megavatios", comentó el ejecutivo. La edificación de los cuatro complejos demandará una inversión de más de 190 millones de dólares, concluyó.

también informó que la Empresa Eléctrica Corani comenzó los preparativos para la licitación de la tercera fase del Parque Eólico de Qollpana, en septiembre, con una inversión de $us 85 millones para contar con 17 aerogeneradores que proveerán al menos 50 MW. "En total, el objetivo final es que pueda tener el orden de 80

MW de generación en este parque eólico", remarcó. El Parque Eólico de Qollpana comenzó a ser emplazado en 2014 con una primera fase de producción de electricidad basada en dos aerogeneradores con capacidad de 1,5 MW, cuyas aspas son movidas con vientos que alcanzan más de 50 kilómetros por hora. ▲

petróleo & gas

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

Gustavo Navarro G.

opinión

Ingeniero geólogo

'No es conveniente perforar nuevos pozos en San Alberto y Sábalo' Las razones son el empuje del acuífero y la caída acelerada de la presión, lo que genera bajos caudales de gas y escasa rentabilidad. Sugiere conservar el perfil de regímenes del plateau de producción según tasas de recuperación eficientes.

e acuerdo a los últimos resultados de producción del pozo SAL-19 (Gas 10.7 MMpcd, Cond 93 BPD y 1549 BPD de agua), psurg. 490 psi, que recientemente fue perforado y terminado en objetivos profundos (hmp), se observa que los parámetros reflejan el agotamiento del campo y el empuje del acuífero dando muy poca recuperación de gas, lo cual en un análisis técnico/económico inviabiliza el pago de la perforación. Por lo tanto para cualquier análisis de desarrollo del campo se deben tomar en cuenta las bajas presiones del reservorio y el daño causado al pozo por la invasión de lodo de perforación al yacimiento debido a la alta diferencial de presión.

"EN ANÁLISIS DE DESARROLLO DE CAMPO SE DEBEN TOMAR EN CUENTA BAJAS PRESIONES DEL RESERVORIO"

Con el ejemplo obtenido en la perforación de este último pozo en San Alberto, no se pudo optimizar la perforación del pozo SBL14, cayendo en los mismos errores que en el pozo anterior, ya que no se consideró el agotamiento/ depletación del campo Sábalo,

donde se manifiesta una caída acelerada de la presión de yacimiento cuyos datos arrojados por la operadora indican que fluctúa al límite de 3525 psi a diciembre del 2015, considerando su terminación del pozo en agosto del 2016. Actualmente este pozo se encuentra abriendo ventana para realizar una nueva terminación ya que el anterior agujero fue abandonado debido al “fracturamiento de la formación” por el peso del fluido utilizado, ya que se tenía aproximadamente 4000 psi de diferencial entre la presión de formación y lodo (se había perforado con una densidad equivalente de 11.5 lbs/gal). En estos casos es muy necesario perforar con lodos bifásicos

"EN EL CAMPO SÁBALO SE DETERMINÓ UNA CAÍDA DE PRESIÓN DE RESERVORIO DE 2 PSI/ DÍA"

para bajar la densidad del lodo y evitar el daño de formación por invasión. Bajo estas condiciones parece predecible decir que es muy arriesgado perforar nuevos pozos en San Alberto y Sábalo. En el campo Sábalo se determinó una

caída de presión de reservorio de 2 psi/día en base a las presiones fluyentes con el mismo reductor; y en consecuencia se deduce que en junio del 2017 tendríamos aproximadamente una presión de yacimiento de 2500 psi, por lo cual el caudal a obtener sería muy pequeño y se darían resultados muy pobres y no cerraría el análisis económico. “Por lo tanto, más alla de perforar ahora el pozo SBL-6, bajo esas condiciones, a futuro no sería conveniente continuar con mayores actividades del plan de desarrollo, conservando más bien el perfil de los regímenes de los plateau de produccion de acuerdo a tasas de recuperación eficientes en el margen de declinación natural año”. ▲

empresa

TEXTO: Edén García S.

on la campaña denominada “Porque no hay segundas oportunidades”, Herracruz presenta a la industria en general soluciones en seguridad con productos de la reconocida marca Honeywell, de la cual es distribuidor y representante exclusivo para Bolivia. El exportero de la Selección Boliviana de Fútbol, Carlos Arias, es la imagen de la campaña de lanzamiento de la nueva marca, que hace la analogía al rol de un arquero de un equipo de fútbol con la tarea que tienen los encargados de velar por la seguridad dentro de una empresa. Es decir, cuando un guardameta comete un error, no existe una segunda oportunidad y generalmente ocasiona que el equipo contrario anote un gol. De igual manera en la industria, una falla en materia de seguridad, ya sea por la falta de manejo de equipos o por la mala calidad de los mismos, puede ocasionar accidentes con consecuencias irreversibles. Es por ello que Herracruz trabaja con esta marca de prestigio internacional y cuenta con todo el portafolio completo en equipos de protección personal (EPP) que incluye lentes, sistemas anticaídas, protección auditiva y de las manos, entre otros. Honeywell es una marca mundial con presencia en 70 países. Aparte de cumplir con todas las certificaciones internacionales, la compañía de origen estadounidense cuenta con un área muy desarrollada de innovación y tecnología, por lo que todos sus productos están sujetos a constantes mejoras. “No solo vendemos el producto sino también generamos la venta consultiva, tenemos encargados de línea que son capacitados por la misma marca para el uso del producto y un asesoramiento sobre qué equipo es el adecuado para el trabajo en específico, eso es lo importante en el mercado boliviano”, señaló Sebastián Arias, jefe de Marketing de Herracruz. También afirmó que asesoran en materia de prevención, ya que existen muchas deficiencias especialmente en el área de construc-

┏◣

soluciones. líderes en el mercado de EPP

Herracruz apuesta por la seguridad industrial junto a Honeywell Foto: Reporte Energía

Aparte de la venta de productos de la marca de origen estadounidense, se brinda asesoría a los clientes en el uso de los equipos y sus funciones para un trabajo en específico. Prevén la apertura de una nueva sucursal en La Paz. ┣

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

Carlos Arias, exportero de la Selección Boliviana de Fútbol, es la imagen de la campaña denominada 'Porque no hay segundas oportunidades'.

DATOS

Foto: honeywellsafety.com

Herracruz. Es una empresa con más de 20 años de experiencia entregando soluciones integrales de tecnología e innovación a los rubros y proyectos más importantes del país.

ción inmobiliaria, donde los jefes de obras todavía no están capacitados para supervisar el trabajo seguro de su personal y la provisión adecuada de equipos. Cabe señalar que Herracruz ya brindaba soluciones para seguridad en altura, pero con la llegada de Honeywell se fortaleció y diversificó toda la gama de productos de protección personal que ofrecen, con el fin de ser líderes en el mercado industrial boliviano. Arias indicó que Herracruz tiene la capacidad para atender cualquier requerimiento de la industria en general, independientemente del rubro o el tamaño del pedido. “No restringimos nada, atendemos a la industria minera, construcción e industria general, es transversal, podemos proveer para una obra pequeña hasta un megaproyecto”, agregó.▲

La marca estadounidense cuenta con un área muy desarrollada de innovación y tecnología

Nueva Sucursal en La Paz

Pese a la contracción del mercado principalmente producto de la caída de los precios internacionales del petróleo, Herracruz apuesta por seguir creciendo con la apertura de una nueva sucursal en El Alto, La Paz, para atender los requerimientos de este departamento y Potosí, a partir del mes de mayo. Actualmente cuenta con oficinas en Santa Cruz, desde donde atienden los pedidos de Pando, Beni y Tarija, y Cochabamba que cubre Oruro y Chuquisaca. Con respecto al bajo dinamismo del sector petrolero y minero, mercados tradicionales de Herracruz, esta compañía optó por dar mayor fuerza a los sectores de la construcción y automotriz con quienes refuerzan sus canales comerciales para lograr un mayor acercamiento con sus clientes y entablar nuevas relaciones.

Empresa

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

Aniversario. Al servicio de sus clientes

Röhlig suma cinco años de excelencia en transporte y logística de carga Cuenta con una red global de oficinas propias en 31 países con más de 2.000 empleados para brindar un mejor servicio logístico a sus clientes. Esto le generó confiabilidad y reputación sólida en el mercado nacional. ┣

TEXTO: Edén García S.

ajo principios de excelencia, confiabilidad e innovación Röhlig inició operaciones en Bolivia en el año 2011, adquiriendo el 100% del paquete

accionario del grupo sudamericano Procargo Freight Forwarding. Brinda servicios de transporte de carga marítima y aérea, tanto para exportación como importación, y logística de proyecto con integración y gerenciamiento en Supply Chain Management. En un inicio, la compañía centró sus estrategias en crear confiabilidad y una reputación sólida en el mercado nacional, en base a resultados exitosos en cada servicio ejecutado y una red global de oficinas propias en 31 países con más de 2000 empleados, que permiten una mejor logística. “Nuestra experiencia a largo plazo, una excelente red mundial, nuestro innovador sistema IT,

xxxx

nuestra responsabilidad ambiental y nuestro contagiante espíritu de equipo es lo que nos han permitido tener un crecimiento año a año de forma satisfactoria y rentable”, señaló Ronny Rivas, country manager de Röhlig en Bolivia. Actualmente tienen clientes en diversos sectores de la industria como minería, petróleo y gas, industria eléctrica, automotriz, tecnología, agroindustria, servicios y proyectos especiales, que cada vez más afianzan su confiabilidad en esta empresa. Rivas indicó que implementan procesos de mejora continua junto a cada cliente, en base a sus altos estándares internacionales de calidad y servicio.

Foto: Röhlig

┏◣

El equipo de trabajo se rige bajo altos estándares internacionales de calidad y servicio.

“La calidad y la especialización, las tecnologías de última generación, la cercanía y el compromiso personal con cada uno de nuestros clientes son el reflejo de nuestra propia imagen”, agregó. En cuanto a los planes de la compañía, se implementará un plan denominado Blue Future Röhlig Logistics, con lo cual adaptarán la estrategia y estructura de

la compañía a las cambiantes condiciones de mercado y las necesidades de los clientes. De acuerdo a Rivas, estos cambios en la estructura organizacional significará mayores ventajas para los clientes y proyectará planes de crecimiento a otras líneas de negocios para apoyo a distribución local y almacenamiento.▲

24 ESTADÍSTICAS

HIDROCARBUROS Henry Hub Natural Gas Price

dollars per barrel 140

Historical spot price STEO price forecast NYMEX futures price 95% NYMEX futures upper confidence interval 95% NYMEX futures lower confidence interval

120 100 80

6 5 4 3

Jul 2015

Jan 2016

Jul 2016

Jan 2017

0 Jan 2015

Jul 2017

U.S. Diesel Fuel and Crude Oil Prices

dollars per gallon

Price difference

5.00 4.50 4.00 3.50 3.00 2.50 2.00 1.50 1.00 0.50 0.00 Jan 2012

Forecast

Crude oil

Jan 2014

Jan 2015

Jan 2016

Jan 2017

Jul 2017

Price difference

Forecast

Retail regular gasoline Crude oil

Jan 2013

Jan 2014

Jan 2015

Jan 2016

Jan 2017

Crude oil price is composite refiner acquisition cost. Retail prices include state and federal taxes.

Source: Short-Term Energy Outlook, April 2016.

Jul 2016

U.S. Gasoline and Crude Oil Prices

Retail diesel fuel

Jan 2013

Jan 2016

Source: Short-Term Energy Outlook, April 2016.

5.00 4.50 4.00 3.50 3.00 2.50 2.00 1.50 1.00 0.50 0.00 Jan 2012

Jul 2015

Mineral

Unidad

Cotización

Alícuota Regalías

en $us

Mineras Export.

Mineras

Ventas Internas

ZINC

0.82

3.968

2.381

ESTAÑO

7.65

5.000

3.000

ORO

1236.28

ORO Minerales Sulfurosos

7.000

4.200

5.000

3.000

ORO Yacimientos Marginales

2.500

1.500

PLATA

15.53

6.000

3.600

ANTIMONIO

TMF

5460.00

5.000

3.000

0.77

5.000

3.000

PLOMO WOLFRAM

Cushing, OK

Europe Brent

WTI Spot Price

Spot Price FOB

FOB (Dollars

(Dollars per

FOB (Dollars

(Dollars per

per Barrel)

Barrel)

per Barrel)

Barrel)

GNV

1,66 Bs./M³

34.52 37.74 37.3 39.74 40.46 42.12 41.7 41.45 40.4 39.74 40.88 42.72 43.18 42.76 41.67

35.88 37.77 37.15 40.71 41.58 43.02 42.81 43.02 41.32 41.64 43.02 43.09 43.48 43.97 42.97

GLP

2,25 Bs./Kg

GAS. ESPECIAL

3,74 Bs./Lt

GAS. PREMIUM

4,79 Bs./Lt

38.06 37.49 38.38 39.29 39.26 39.91 40.54 38.84 38.33 38.33 36.75 36.75 36.75 36.42 36.05

Apr 05, 2016 Apr 06, 2016 Apr 07, 2016 Apr 08, 2016 Apr 11, 2016 Apr 12, 2016 Apr 13, 2016 Apr 14, 2016 Apr 15, 2016 Apr 18, 2016 Apr 19, 2016 Apr 20, 2016 Apr 21, 2016 Apr 22, 2016 Apr 25, 2016

Fuente: eia.gov

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

Europe Brent Spot Price FOB

37.2 36.32 38.43 40.17 39.47 39.91 41.45 38.28 38.14 37.99 36.91 36.91 36.94 35.36 34.3

Fecha

May 1,136.4 1,164.9 1,122.3 1,203.8 1,242.6 1,245.0 1,256.0 1,250.5 1,209.8 1,126.2 1,250.4 1,263.9 1,278.1 1,273.5 1,277.8 1,168.9 1,140.4 1,291.8 1,312.1 1,310.1 1,314.5 1,286.3 1,232.5 1,160.5 1,275.9 1,299.9 1,215.9 1,245.0 1,257.0 1,153.0 1,106.0 1,314.5

Jun 1,225.8 1,257.1 1,262.9 1,170.8 1,306.2 1,225.4 1,176.5 1,326.7 1,333.0 1,292.6 1,319.0 1,251.9 1,211.1 1,129.0 1,247.9 1,266.4 1,294.7 1,260.0 1,229.3 1,176.4 1,123.2 1,264.5 1,254.9 1,248.2 1,273.3 1,279.4 1,194.3 1,084.7 1,227.9 1,256.5 1,333.0

10412.10

1.603

0.962

2.16

5.000

3.000

BISMUTO

4.30

1.492

0.895

PIEDRA CALIZA

T.M.

21.55

3.500

2.100

PIEDRA CALIZA DE TALLA O DE CONSTRUCCION

T.M.

85.00

3.500

2.100

CONCENTRADOS Y LUMPS

T.M.

56.51

4.000

2.400

PELLET

T.M.

76.91

3.000

1.800

HIERRO ESPONJA Y ARRABIO

T.M.

189.00

2.000

1.200

TANTALITA

3.500

2.100

BARITINA

3.500

2.100

PIEDRAS PRECIOSAS Y METALES PRECIOSOS

5.000

3.000

PIEDRAS SEMIPRECIOSAS

4.000

2.400

INDIO

5.000

3.000

RENIO

5.000

3.000

OTROS MINERALES METALICOS Y NO METALICOS

2.500

1.500

CARBONATO DE LITIO

3.000

1.800

CLORURO DE POTASIO

3.000

1.800

OTROS SUBPRODUCTOS Y DERIVADOS

3.000

1.800

CLORURO DE SODIO

2.500

1.500

ULEXITA

5.000

3.000

May CRE - Santa Cruz 222.6 EMDEECRUZ 0.0 DELAPAZ - La Paz 150.3 DELAPAZ - San Buenaventura 0.0 DELAPAZ - Cumbre 0.0 ELFEC - Cochabamba 94.9 ELFEC - Chimoré 5.7 ELFEO - Oruro 29.0 ELFEO - Catavi 11.4 CESSA - Sucre 23.2 CESSA - Mariaca 0 SEPSA - Potosí 27.7 SEPSA - Punutuma 2.7 SEPSA - Atocha 6.5 SEPSA - Don Diego 2.8 ENDE - DELBENI 0 ENDE - Varios (2) 13.5 SETAR - Tarija 3.8

ULEXITA CALCINADA

3.000

1.800

(1) Consumos de Sacaca, Mariaca, Ocurí

RECURSOS EVAPORÍTICOS

MINERALES DE BORO

KEROSENE

2,72 Bs./Lt

JET FUEL

2,77 Bs./Lt

DIESEL OIL

3,72 Bs./Lt

AGRO FUEL

2,55 Bs./Lt

FUEL OIL

2,78 Bs./Lt

PRECIOS INTERNACIONALES GASOLINA

8,68 Bs./Lt

DIESEL OIL

8,88 Bs./Lt

GNV

2,38 Bs/m³

JET FUEL

6,65 Bs./Lt

Fuente: eia.gov

Fuente: ANH

GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (Mayo 2015 - Abril 2016) Dia 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.

TMF

OTROS SIN COTIZACIÓN INTERNACIONAL

GAS. DE AVIONES 4,57 Bs./Lt

ELECTRICIDAD

COBRE

MINERALES DE HIERRO

PRECIOS FINALES AL CONSUMIDOR MARZO 2016

Cushing, OK WTI Spot Price

Source: Short-Term Energy Outlook, April 2016.

MINERÍA

Mar 14, 2016 Mar 15, 2016 Mar 16, 2016 Mar 17, 2016 Mar 18, 2016 Mar 21, 2016 Mar 22, 2016 Mar 23, 2016 Mar 24, 2016 Mar 28, 2016 Mar 29, 2016 Mar 30, 2016 Mar 31, 2016 Apr 01, 2016 Apr 04, 2016

Note: Confidence interval derived from options market information for the 5 trading days ending Apr. 7, 2016. Intervals not calculated for months with sparse trading in near-the-money options contracts.

dollars per gallon

Historical spot price STEO forecast price NYMEX futures price 95% NYMEX futures upper confidence interval 95% NYMEX futures lower confidence interval

0 Jan 2015

Fecha

dollars per million Btu

Jul 1,240.1 1,252.8 1,240.8 1,151.8 1,083.4 1,229.2 1,226.8 1,194.0 1,187.0 1,233.8 1,171.3 1,099.2 1,235.6 1,210.1 1,196.1 1,175.5 1,217.3 1,154.5 1,113.8 1,235.9 1,222.5 1,235.0 1,225.6 1,232.1 1,144.6 1,112.6 1,252.6 1,283.9 1,301.8 1,298.5 1,287.7 1,301.8

Ago 1,189.8 1,172.0 1,312.8 1,329.7 1,304.8 1,187.9 1,327.1 1,245.0 1,135.7 1,321.0 1,358.5 1,333.9 1,322.5 1,280.7 1,179.6 1,170.3 1,271.4 1,268.0 1,288.1 1,306.8 1,319.2 1,255.6 1,180.0 1,256.1 1,322.2 1,350.3 1,323.3 1,317.0 1,255.5 1,216.7 1,356.9 1,358.5

Sep 1,396.4 1,377.4 1,364.5 1,316.6 1,231.9 1,189.1 1,354.9 1,354.7 1,355.0 1,365.0 1,244.2 1,178.0 1,131.6 1,281.6 1,353.2 1,391.3 1,403.2 1,410.3 1,314.1 1,259.4 1,397.9 1,411.2 1,400.4 1,354.5 1,322.6 1,227.5 1,146.7 1,311.9 1,371.3 1,316.6 1,411.2

Oct 1,300.9 1,322.4 1,149.3 1,139.4 1,317.4 1,386.8 1,343.8 1,332.2 1,215.6 1,174.8 1,113.2 1,239.8 1,298.1 1,337.0 1,393.7 1,362.3 1,279.2 1,185.7 1,376.1 1,419.6 1,413.6 1,434.7 1,399.3 1,321.4 1,224.1 1,393.1 1,383.4 1,351.2 1,395.3 1,348.9 1,172.7 1,434.7

Nov 1,046.9 1,068.0 1,236.4 1,285.2 1,286.6 1,296.3 1,213.7 1,208.5 1,355.7 1,356.5 1,362.4 1,404.5 1,357.1 1,285.2 1,215.7 1,341.9 1,396.2 1,393.4 1,409.5 1,247.6 1,235.6 1,206.5 1,376.8 1,400.2 1,405.8 1,412.5 1,365.3 1,216.0 1,109.1 1,254.0 1,412.5

Dic 1,311.9 1,354.3 1,383.7 1,390.4 1,252.0 1,131.7 1,307.6 1,336.2 1,365.6 1,347.7 1,352.3 1,288.0 1,241.0 1,366.5 1,369.2 1,349.7 1,372.3 1,361.4 1,226.1 1,142.6 1,301.5 1,332.7 1,339.6 1,278.8 1,120.6 1,211.1 1,167.0 1,335.2 1,358.8 1,336.9 1,291.9 1,390.4

Ene 1,073.8 1,176.0 1,129.5 1,318.7 1,339.4 1,242.5 1,336.8 1,347.1 1,261.9 1,198.7 1,304.2 1,346.9 1,296.3 1,313.1 1,351.9 1,302.5 1,219.4 1,364.3 1,406.3 1,399.6 1,408.5 1,316.0 1,338.2 1,266.2 1,341.0 1,397.9 1,348.2 1,331.6 1,346.8 1,229.3 1,180.1 1,408.5

Feb 1,330.5 1,333.9 1,339.3 1,323.0 1,264.5 1,200.8 1,121.6 1,147.3 1,181.2 1,323.1 1,360.8 1,374.0 1,298.1 1,207.9 1,363.6 1,381.6 1,403.3 1,415.6 1,376.3 1,267.0 1,227.2 1,349.9 1,371.4 1,360.4 1,385.0 1,331.3 1,245.6 1,190.6 1,358.0 1,415.6

Mar Abr (al 28) 1,372.0 1,416.5 1,382.6 1,330.0 1,392.9 1,281.2 1,302.4 1,404.6 1,224.0 1,423.3 1,175.5 1,437.3 1,350.5 1,442.8 1,375.7 1,419.4 1,323.1 1,350.2 1,350.3 1,303.1 1,337.6 1,340.9 1,285.5 1,363.2 1,216.9 1,404.4 1,360.2 1,429.7 1,410.3 1,370.5 1,435.4 1,321.0 1,446.6 1,255.9 1,417.4 1,419.2 1,299.2 1,448.4 1,275.3 1,366.9 1,304.7 1,398.1 1,313.5 1,359.8 1,347.3 1,310.7 1,257.4 1,253.2 1,129.6 1,376.2 1,203.2 1,283.2 1,186.4 1,290.0 1,334.9 13,300.2 1,389.9 1,405.8 1,422.3 1,446.6 13,300.2

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 - (Mayo 2015 - Abril 2016)

May CRE - Santa Cruz 432.5 EMDEECRUZ 0.0 DELAPAZ - La Paz 310.8 DELAPAZ - San Buenaventura 0.0 DELAPAZ - Cumbre 0.0 ELFEC - Cochabamba 196.2 ELFEC - Chimoré 12.4 ELFEO - Oruro 58.5 ELFEO - Catavi 23.2 CESSA - Sucre 49.3 CESSA - Mariaca 0.0 SEPSA - Potosí 49.3 SEPSA - Punutuma 5.4 SEPSA - Atocha 12.3 SEPSA - Don Diego 6.4 ENDE - DELBENI 0.0 ENDE - Varios (2) 30.1 SETAR - Tarija 8.8 SETAR - Villamontes 4.9 SETAR - Yacuiba 11.6 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 47.6 Otros - C. No Regulados 20.0 Varios (1) 3.3 TOTAL COINCIDENTAL 1,247.5

Jun 447.5 0.0 315.4 0.0 0.0 199.4 12.6 62.2 23.2 49.7 0.0 50.4 5.4 12.7 6.6 0.0 29.2 8.8 5.0 11.6 48.4 20.6 3.3 1,265.3

Jul 443.5 0.0 312.1 0.0 0.0 199.0 13.5 59.0 26.3 49.5 0.0 50.1 5.3 12.7 6.5 0.0 29.9 8.3 5.1 11.6 48.6 20.2 3.2 1,235.3

Ago 484.3 0.0 325.6 0.0 0.0 201.6 13.7 56.2 24.8 50.2 0.0 52.1 5.4 12.9 6.5 0.0 31.2 13.6 5.6 12.6 49.4 20.9 3.1 1,300.3

Sep 533.1 0.0 314.2 0.0 0.0 204.6 14.7 56.1 24.3 49.8 0.0 45.7 5.4 12.6 6.4 0.0 32.5 16.2 6.0 13.5 50.8 21.7 3.1 1,343.1

Oct 551.9 0.0 308.1 0.0 0.0 210.4 15.3 55.3 24.4 49.6 0.0 48.8 5.6 11.6 6.2 0.5 33.5 15.5 6.3 13.8 51.2 21.4 3.1 1,370.0

Nov 561.9 0.0 308.0 0.0 0.0 208.1 15.2 55.2 23.3 43.9 0.0 46.9 5.1 11.3 6.4 0.5 33.7 16.2 6.7 15.2 49.4 18.3 3.1 1,349.4

Dic 544.0 0.0 302.9 1.0 38.2 202.6 14.4 55.7 22.8 47.7 0.0 42.8 7.2 11.1 5.8 27.7 4.6 28.1 6.8 14.5 44.6 22.7 2.7 1,327.3

Ene 574.4 0.0 259.0 1.0 39.2 203.8 14.5 55.0 21.7 47.1 0.1 41.4 4.8 10.9 5.9 27.6 5.0 29.5 6.4 14.7 45.5 22.2 2.6 1,347.8

Feb 525.3 0.1 308.2 0.9 46.5 205.6 14.8 54.9 27.7 49.5 0.1 43.5 5.0 10.9 6.3 26.7 4.5 34.5 7.0 15.1 45.5 21.3 2.9 1,342.5

Mar Abr (al 28) 567.7 547.9 0.1 0.2 264.1 262.5 1.0 1.1 58.1 63.8 208.5 209.4 15.7 15.7 51.3 59.9 21.0 22.6 49.4 49.9 0.1 0.0 43.2 43.8 3.1 5.2 11.5 12.2 6.3 6.3 28.0 28.3 4.5 7.3 33.1 35.6 6.0 6.5 13.7 14.1 45.8 48.0 21.9 21.4 3.1 3.1 1,383.5 1,391.4

( 1) Consumos de Sacaca, Ocurí, Lípez . (2) Consumos de Uyuni, Tazna y Las Carreras. (3) Consumos de Yucumo, San Borja, San Ignacio de Moxos, Trinidad. Los valores de potencia aquí informados corresponden a los registros de potencia integrados en períodos de 15 minutos obtenidos del Sistema de Medición Comercial (SMEC).

DEMANDA DE ENERGIA DE CONSUMIDORES (GWh) EN NODOS DEL STI- (Abril 2015 - Marzo 2016) Jun 213.0 0.0 148.1 0.0 0.0 93.7 5.5 28.1 11.6 24.2 0 27.3 2.6 6.4 2.7 0 12.6 3.6

Jul 213.9 0.0 152.4 0.0 0.0 98.3 5.6 27.6 12.9 23.9 0 19 2.4 6.8 2 0 12.7 3.6

Ago 238.9 0.0 152.9 0.0 0.0 99.3 6.2 27.1 12.8 24.8 0 27.6 2.3 6.5 2.2 0 15 3.6

Sep 256.8 0.0 148.6 0.0 0.0 98.7 6.4 26.3 12.7 24.8 0 25.3 2.4 6.4 2.2 0 15.3 4.5

Oct 259.3 0.0 147.2 0.0 0.0 101.7 6.5 26.5 12.2 23.9 0 26.8 2.3 5.6 2.1 0.1 15.2 5

Nov 264.9 0.0 145.9 0.0 0.0 100.3 6.6 26.5 11.5 21.3 0 25.6 2.1 5.6 2 0.2 15.2 5.3

Dic 276.2 0.0 149.3 0.1 0.6 100.9 6.7 27.7 11.3 24.9 0 23.4 2.5 5.8 2 14.4 1.9 9.5

Ene 286.3 0.0 132.0 0.5 11.3 99.2 6.8 26.9 10.5 24.3 0 20.9 1.6 5.5 1.9 14.1 1.9 12.6

Feb 255.6 0.0 130.0 0.4 9.0 92.8 6.3 23.1 8.9 22.8 0 21.4 1.6 4.9 1.8 12.6 1.8 15.9

Mar Abr (al 28) 270.4 257.6 0.0 0.0 134.9 117.9 0.4 0.4 16.9 21.9 104.5 94.3 7.0 6.5 25.0 24.6 10.1 10.1 25.6 23.2 0 0 23.3 20.4 1.3 1.6 5.8 5.4 1.9 1.8 13.5 13.2 1.9 2.2 16.3 15.4

AGENDA ENERGéTICA

Del 9 al 10 de mayo / buenos aires - argentina

DEL 23 AL 25 DE mayo | houston - usa

11 de agosto / lima - perú

Conferencia y exposición que sirve como plataforma para vigorizar la exploración de gas de esquisto. El evento explorará las posibilidades actuales y futuras de la industria argentina de gas de esquisto, que reúne a altos funcionarios del gobierno y expertos técnicos con los operadores y titulares de licencias

La conferencia internacional anual y exposición comercial de ILTA, juntan a miles de profesionales de la industria de terminales para intercambiar información, identificar mejores prácticas y encontrar lo último en equipo y tecnología.

El Segundo Congreso de Energía Renovables para Minería, es la cumbre de los ejecutivos mineros con los expertos de las energías renovables y las empresas que lideran el mercado ofreciendo soluciones con tecnologías de punta.

Contacto: Eric.Lewis@CharlesMaxwell.co.uk

Contacto: info@ilta.org

Contacto: silviag@perueventos.org

DEL 18 al 19 DE mayo | londres - reino unido

DEL 8 AL 11 DE Junio | monterrey - méxico

Del 17 al 18 de agosto / santa cruz - bolivia

La cuarta edición del encuentro sobre gas de esquisito reúne a los dueños de licencias, operadores, representantes de alcance local y nacional dentro del Reino Unido, oficiales de planificación y proveedores de servicios del sector. Se abordarán estrategias de negocios y alcances para la industria del gas de esquisito.

El congreso es una exposición industrial de nivel internacional en donde empresas provenientes de diversas partes del mundo dan a conocer sus más recientes innovaciones, tecnología y productos pertenecientes al sector Oil & Gas, además de servir de un espacio para el networking.

Esta nueva versión del Congreso organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, además del apoyo de la CAF y la WEC tiene como lema: Nuevas Fronteras Energéticas, los desafíos de Bolivia en este contexto.

Contacto: cmp@ecodsa.com.mx

Contacto: info@boliviagasenergia.com

Argentina Shale Gas & Oil Summit 2016

Shale World 2016

Contacto: enquiry.uk@terrapinn.com

36th Annual International Operating Conference & Trade Show

Congreso Mexicano del Petróleo

2º Congreso de Energías Renovables para Minería

IX Congreso Inter Bolivia Gas & Energía 2016

Fuente: CNDC

West Texas Intermediate (WTI) Crude Oil Price

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

medio ambiente

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

TEXTO: franco garcía s.

on el fin de buscar soluciones definitivas para brindar una mejor calidad de agua para consumo, y asimismo asegurar su disponibilidad a largo plazo se firmó un acuerdo interinstitucional mediante el cual se optimizará el desarrollo y diseño de un Fondo Local de Agua para Tarija (Socio-AGUA). A inicios del mes pasado el Gobierno Autónomo Municipal de Tarija, la Cooperativa de Agua y Alcantarillado Tarija (COSAALT), Fundación Natura Bolivia y Fundación Nativa se unen para establecer un mecanismo que permita asegurar agua en calidad y cantidad para la población de esa ciudad. Todas estas instituciones acordaron firmar un convenio interins-

┏◣

alianza. alcaldía de tarija, cosaalt, fundación natura bolivia y fundación nativa

Convenio busca asegurar la provisión de agua en Tarija titucional mediante una alianza para la conservación y manejo sostenible de los bosques y cuencas, a fin de proteger los recursos hídricos de la microcuenca el Rincón de la Victoria, la mayor fábrica de agua para la ciudad de Tarija. La problemática del agua en Tarija es un fenómeno recurrente, ya que cada año muchas familias sufren la falta de suministro y racionamiento de este líquido vital. Existen zonas que solo reciben el servicio por un par de horas, y otras que no cuentan con el servicio de agua potable y alcantarillado sanitario, indica en una nota de prensa la Fundación Natura Bolivia.

De acuerdo a esta institución, la problemática del agua no solo se encuentra vinculada a su escasez, sino que también existen constantes problemas con su calidad. "Un claro ejemplo, es la severa contaminación del río Guadalquivir a causa de aguas servidas que llegan de diferentes barrios por aguas residuales de industrias y por la extracción de áridos", advierte. Mediante esta iniciativa, Tarija se convierte en un ejemplo para el país y se suma a una corriente de ciudades de Latinoamérica que gestionan sus fuentes de agua más alla de las urbes. ▲

Foto: Fundación Natura

┣ La problemática del agua en Tarija es un fenómeno recurrente, porque cada año muchas familias sufren la falta de suministro y racionamiento. También existen problemas con la calidad de este líquido vital.

Instituciones firmantes del acuerdo se comprometieron a conservar las fuentes de agua.

evento

Del 1 al 15 de Mayo de 2016

Luxor Automotors dio a conocer en el país el lanzamiento a nivel mundial del nuevo Porsche 9-11 Carrera. Foto: Peter de Souza / Reporte Energía

de estilo deportivo, así como una maniobrabilidad dinámica y con gran capacidad de respuesta que hacen que la Mazda CX-3 sea el vehículo perfecto. La nueva vagoneta de Mazda se ha diseñado en torno al conductor, con el sistema de conectividad MZD Connect y características de seguridad i-ACTIVSENSE que garantizan que los trayectos sean divertidos, agradables y seguros.

Fotos: Imcruz

Imcruz realizó el lanzamiento de la vagoneta Mazda CX-3, la "nueva joya" automotriz de la firma japonesa. La CX-3 combina un diseño “KODO – Alma del movimiento” único, elegante y dinámico con altos niveles de comodidad y funcionalidad plasmados en las líneas de los nuevos Mazda. Las galardonadas tecnologías SKYACTIV ofrecen un rendimiento

Foto: Peter de Souza / Reporte Energía

Lo nuevo de Porsche

Nueva Mazda CX-3, innovación al volante

De izq. a der. Desirée Durán, Mónica Fuertes, Mariam Nazrala y Katya Fuertes de López

EL nuevo porsche 9-11 posee un motor de 3000 cc, 370 caballos de fuerza y va de 0 a 100 en 4,2 seg, entre sus principales características.

directorio fraternidad petrolera dionisio foianinni

De izq a der. Mónica Saucedo, José Luis Asbún, Enrique Pagola y Sara Fuertes.

El nuevo directorio de la Fraternidad Petrolera Dionisio Foianini posesionado a mediados del mes pasado quedó compuesto de la siguiente manera: presidente: Carlos Carrillo, past-presidente: Eduardo Ayala, secretario: Iván Rodríguez, tesorero: Luis Mantilla, vocal de programas: José Kreidler y vocal de asuntos sociales, Roberto Di Pinto.

Foto: Gentileza Iván Rodríguez

Del 1 al 15 de Mayo de 2016