Edición 101 de Reporte Energia by Branko Zabala

ISSN 2070-9218

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

www.reporteenergia.com

AL CIERRE

101

PERÚ: MÁS DE 20 EMPRESAS SE INTERESAN EN 9 LOTES

Nro. Del 1 al 15 de Junio de 2013

Las compañías provienen de EEUU, Canadá, Reino Unido, Corea, Rusia y Latinoamérica. Presentaron las bases y fechas de licitación de cuencas offshore.

Bs. 10 S/. 10 $b 7.000 $us 4 $us 10 $us 20 $us 30

P-32-33

Foto:actualidadinformativavzla.wordpress.com

Precio en: Bolivia Perú Colombia Ecuador Sudamérica Centroamérica Norteamérica

SUSCRíBASE QR

PETRÓLEO & GAS

ECOPETROL SIGUE DESCUBRIENDO RESERVAS Y SUBE PRODUCCIÓN Avanza la actividad de exploración con cuatro descubrimientos. Presentaron las ofertas más competitivas en seis bloques en EEUU. P 6-7

VENEZUELA, ANTE EL RETO DE INDEPENDIZAR PDVSA PARA RESOLVER SUS DILEMAS P-10

PETRÓLEO & GAS

CONFIRMAN EXPOSITORES PARA WORKSHOP SOBRE TECNOLOGÍA SÍSMICA Expertos de Brasil, Italia, China, Argentina, Australia y EEUU disertarán el 24 de julio en Lima - Perú en el principal evento de este sector.

Foto: IAPG

P-17

prevén diferiR EL pago del IDH para incentivar inversiones Según el Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos de Bolivia se estudia aplazar entre dos a cuatro años el desembolso de recursos para los beneficiarios del Impuesto Directo a los Hidrocarburos. Con estos fondos se devolverían en poco tiempo los recursos invertidos por las compañías que logren resultados favorables durante la etapa de exploración. P-21 Con el auspicio de: Mayo 24

8.92 $us/MMBTU

WTI ($us/BBl de petróleo)

Precio / gas boliviano p/ Brasil

Mayo 27

Precio / gas boliviano p/ Argentina

Mayo 28

Mayo 29

Mayo 30

Mayo 31

94.15 93.68 95.01 93.13 93.61 91.97

Precio / diésel internacional Precio / gasolina internacional

10.51 $us/MMBTU 9.46 Bs/lt 9.10 Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 30/05

4.023 dollars per million BTU

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

PETRÓLEO & GAS

‘EL DESAFÍO ES AUMENTAR NIVEL DE PRODUCCIÓN ACTUAL’ El presidente del IAPG, Ernesto López A., presenta una visión optimista del futuro petrolero y gasífero de Argentina, en un artículo exclusivo para Reporte Energía. P-14

1 al 15 de Junio | 2013

LO ÚLTIMO

PUNTO DE VISTA Boris S. Gómez Úzqueda* @bguzqueda

Comibol adjudica primeras 250 t de cloruro de potasio a Petrodrill

Papeles aguantan todo

El gerente de Recursos Evaporíticos de la Corporación Minera de Bolivia (Comibol), Luis Alberto Echazú, informó acerca de la adjudicación de la venta de las primeras 250 toneladas de cloruro de potasio producidas en Bolivia, a la empresa Petrodrill por un monto que asciende los $us 120.000, es decir, $us 480 la tonelada métrica. Echazú explicó que en los próximos días se suscribirá con Petrodrill un contrato de compra, donde se definirá un cronograma de entrega del químico en plazos, porque la empresa aún no tiene la capacidad para recibir y almacenar toda la cantidad.

l sólo anuncio de que la administración estatal busque pagar regalías -producto de exportación de gas- en “papeles” o como técnicamente pueden denominarse “notas de crédito fiscal” muestran una ausencia de respeto a las regiones productoras (Tarija, Chuquisaca, Santa Cruz y Cochabamba) de cuyas entrañas se extrae gas natural, particularmente, que generan recursos “líquidos”, vale decir “dinero contante y sonante” para el Estado boliviano. Sería importante, eso sí, considerar para la futura Ley de Hidrocarburos (LH) un acápite especial relacionado a las “formas de pago” del Estado central a las regiones productoras. Pero en ningún caso podría ser conveniente que las regiones reciban ese tipo de “papeles”. Las regiones productoras a través de sus respectivas gobernaciones y legisladores deberían pedir que sea el Parlamento la que trate esta norma, incorporándola como un capítulo de la próxima LH; pero las “formas de pago” de regalías no deberían tener rango inferior a un Decreto Supremo. Aunque técnicamente esos “papeles” podrían tener valor, con el respectivo aval del Estado, al respecto se debe subrayar que la legislación hidrocarburífera en vigencia no establece pagos seccionados, ni por notas de crédito del Estado central a los estados (departamentos) productores. Adicionalmente se quiere cubrir “boquetes” de deuda con la simple emisión de “papeles” o títulos de valor con simple Decreto, cuando deberían ser emitidos -de llegarse el caso- con respaldo de una Ley. Los problemas de iliquidez de la administración central no deben ser motivo de reducción de ingresos a las regiones. Además: esos “papeles” o títulos de valor las regiones productoras tendrían que transarlos en un mercado secundario de valores, y esa transacción les generará un doble costo: por un lado “vender” esos títulos a entidades financieras o terceros a un precio más bajo del estipulado en la Nota de Crédito y por otro lado los costos (fees) que las regiones tendrían que incurrir en “acomodar” esos títulos. Aunque los montos no sean significativos de los pagos a realizarse en “NOCRES” se sientan precedentes de emisión de “papeles” o títulos de valor que, en la práctica, cuesta “acomodarlos” en el mercado financiero y que, subrayo, merecen aprobación del Legislativo. reporteenergia.com Todos estos temas surgen porque en Entrando a la página web www.reporteenergia.com siete años del régimen no existe una LH encontrarás enlaces para acceder a recursos multimedia adicionales como videos, audio, y galerías de fotografías. que contemple, además de los temas reporteenergia.com técnicos precisos del downstream y upstream de la industria oil & gas no existen los mecanismos financieros de financiamiento de reporteenergia.com proyectos de industrialización reporteenergia.com/descargas o -como el caso precedenteParticipa de encuestas, debates y comparte el contenido que sea de tu interés en tu red social favorita. Enriquece tu perfil de las “formas de pago” de profesional en comunidad. regalías a las regiones proreporteenergia.com/descargas ductoras. ▲

Rafael Correa evalúa explotación de reservas petroleras Yasuní ITT El presidente de Ecuador, Rafael Correa, anunció que este mes evaluará la continuidad o no del proyecto Yasuní ITT, una iniciativa ambientalista que prevé dejar sin explotar millonarias reservas de petróleo en una zona de alta biodiversidad. Acotó que en caso de explotarse las reservas del Yasuní se afectarían apenas unas 200 hectáreas del millón que comprende el Parque Nacional, por lo que rechazó la oposición de sectores indígenas y ambientalistas que cuestionan el proyecto. Hace seis años Correa había propuesto su paralización.

¿quién es quién?

José M. Amador / dir. administrativo de thp

El mayor banco de inversión en el sector energético en el mundo, THP, nombró a José M. Amador como su director administrativo. Nativo de Venezuela, llega a THP desde Scotia Waterous donde estuvo involucrado en actividades de la región. La compañia cuenta con divisiones de valores, banca de inversión y gestión de activos.

PUBLICACIÓN DESTACADA

descubra +

descubra + comparta

descubra + comparta descargue

Gas & desarrollo Revista 2012 de ypfb

comparta descargue vea

La empresa estatal petrolera Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) publicó su primera revista bianual del sector hidrocarburífero. El documento contiene información sobre el proceso de nacionalización de hidrocarburos, el marco jurídico de los

reporteenergia.com

descargue vea reporteenergia.com escucha Encuentra documentos oficiales, presentaciones y la edición en formato reporteenergia.com/descargas

reporteenergia.com pdf disponibles para descargar en reporteenergtia.com/descargas.

vea

contratos petroleros, ejecución de proyectos de industrialización, utilidades netas y otros temas de interés nacional.

escucha reporteenergia.com reporteenergia.com escucha

Miguel Zabala Bishop Director General

reporteenergia.com

Franco García Jefe de Redacción

Lizzett Vargas Periodista Edén García Periodista Cristina Chilo Periodista Proyectos Especiales Doria Añez Redes Sociales Johnny Auza Corresponsal USA Franco Centellas Corresponsal Sur David Durán Diagramación Franco Barrón Diseño Gráfico

*Analista. Sus opiniones no comprometen a las o rgani z a cio n e s empresariales ni académicas a las que pertenece.

MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA

ASOCIACIÓN NACIONAL

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

PRENSA

Branko Zabala

Gerente General

Contactos:

Bolivia

Perú

Ema Peris Kathia Mendoza Lauren Montenegro Natalia Nazrala Nadir Paniagua

Gerente Administrativa Gerente Comercial Gerente de Marketing Ejecutiva Comercial Distribución y Logística

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

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

Av. Grau 752 Dpto. 303 Miraflores Phone. +51 996-772 915 Lima 15074 PERÚ

DE LA

Encuéntranos en:

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.

www.reporteenergia.com facebook.com/reporteenergia twitter@reporteenergia

1 al 15 de Junio | 2013

petróleo & gas

“

Continuamos con márgenes y retornos competitivos a pesar de menores precios de venta, los que fueron parcialmente compensados con mayor producción y venta de crudo

“

Javier Gutiérrez, presidente de Ecopetrol SA Foto: elconuco.blogspot.com

se acerca a la meta anual de 798 mil bepd

Ecopetrol sube producción de crudo e invierte $us 1.450 MM Destacan avances en exploración con cuatro descubrimientos en Colombia. Presentaron ofertas competitivas en seis bloques en el Lease 227 en EEUU. TEXTO: FRANCO GARCÍA S.

l incesante crecimiento de Ecopetrol SA se pone de manifiesto nuevamente en el primer trimestre de este año por la inversión de $us 1450 MM en las áreas- de la cadena de los hidrocarburos en las cuales opera la compañía colombiana, además de registrarse un nuevo récord con la producción de 791 mil barriles equivalentes por día (kbped) de crudo en esta gestión, que representa un 6% adicional a las cifras de similar periodo del año pasado. De esta manera, Ecopetrol SA, se acerca a la meta de producir este año 798 mil barriles equivalentes por día. Al respecto, el presidente de Ecopetrol SA, Javier Gutiérrez, puntualizó que esta adición en los volúmenes de petróleo está ligada principalmente al aumento de producción en los grandes campos operados. En detalle, la mayor producción se originó en los campos Chichimene que tuvo un aumento del 27% y pasó de 42.655 barriles equivalentes por día (Kbped,) en los tres primeros meses del año pasado a 54.200 Kbped en similar periodo en esta gestión. Entre tanto, en el campo Castilla, que también es operado por Ecopetrol, se pasó de producir 109.000 Kbped a 120.327 Kbped, lo que significó un aumento del 9,8%. Igualmente se obtuvieron importantes incrementos en la producción de los campos Rubiales, Quifa y La Cira-Infantas, entre otros, donde Ecopetrol tiene participación. Asimismo se destacaron los avances en exploración con tres descubrimientos en Colombia: dos a través de Ecopetrol y uno a través de la subsidiaria Hocol. Al cierre de esta edición, se anunció la presencia de hidrocarburos en el pozo exploratorio Cusuco-1, ubicado en el municipio de San Carlos de Guaroa en el departamento del Meta. Cusuco-1 es el tercer hallazgo de Ecopetrol en 2013. En lo que resta del año, la

Empresa continuará su esfuerzo exploratorio y los trabajos de delimitación en el bloque CPO-10 con otro pozo exploratorio y tres pozos de avanzada. En el plano internacional Ecopetrol América Inc. presentó propuestas competitivas para seis bloques en la ronda “Central Planning Area Lease Sale /227” que se celebró en Nueva Orleans (EEUU). La compañía se presentó en dos bloques junto con Murphy Exploration and Production, con Anadarko US Offshore Corporation, MCX Gulf of Mexico LLC y JX Nippon Oil Exploration (USA) Limited en dos bloques, y en otros dos será el titular del 100% de los derechos. Durante el primer trimestre del año 2013 se realizaron inversiones por $us 1,451.9 millones, destinadas principalmente a los segmentos de producción (48.2%), que incluye la construcción de facilidades para el manejo de fluidos, principalmente en los campos Castilla y Rubiales; aportes a las empresas filiales y subsidiarias (33.8%) con recursos aprobados para el proyecto de modernización de Reficar ; y Transporte (9.9%) para inversión en los proyectos Oleoducto Bicentenario y San Fernando - Monterrey. Por otro lado, durante el primer trimestre de 2013 dos agencias calificadoras de riesgo realizaron revisiones a las calificaciones de Ecopetrol S.A. Por un lado, Moodys Investors Services mantuvo su calificación internacional en Baa2 con perspectiva “estable”. Con esta calificación Ecopetrol continúa con grado de inversión. A su vez, Fitch Ratings mantuvo sus calificaciones internacionales en moneda local y extranjera en BBB y BBB - respectivamente, al mismo tiempo que modificó de “estable” a “positiva” la perspectiva de la calificación. La mejora en la perspectiva de la calificación de Ecopetrol S.A. estuvo en línea con el cambio en la perspectiva realizada por esta agencia a la calificación de la República de Colombia. Ecopetrol S.A. (BVC: Ecopetrol; NYSE: EC;

El ministro de Minas y Energía de Colombia, Federico Renjifo, (primero de la izq) recorrió los principales proyectos de exploración y producción de Ecopetrol en el departamento del Meta, donde recientemente el pozo Cusuco-1 descubrió petróleo.

Inversiones ($US millones) Segmento Exploración Producción Refinacion y Petroquímica Transporte Suministro y Mercadeo Subordinadas Adquisiciones Corporativo Total

I. trim 2013 50.5 700.5 48.3 143.4 0.1 *490.3 1.6 17.3 1,451.9

Peso de cada segmento 3.5% 48.2% 3.3% 9.9% 0.0% 33.8% 0.1% 1.2% 100.0%

* Inversiones de Ecopetrol S.A. en sus subordinadas, no corresponde al monto total invertido por dichas compañías

Fuente: Ecopetrol SA

PERFORACIóN en Colombia de pozos A3/A2 y Estratigráficos Ecopetrol S.A.I. trim 2013* Tipo de pozo A3/A2 Estratigráficos Total

Perforados 3 5 8

Exitoso 2** 2*** 4

En evaluación 0 0 0

* No toma en cuenta último descubrimiento en Cusuco-1 **éxito geológico ***evidencia de hidrocarburos

Seco 1 3 4 Fuente: Ecopetrol SA

Ecopetrol SA Trimestre 1 1 1 1

Tipo de pozo A3/A2 A3/A2 Estratigráfico Estratigráfico

Cuenca Llanos Llanos Llanos Llanos

Bloque CPO10 CPO11 CPO8 Caño Sur

Nombre Pastinaca 1 Venus 2 Segua 1 Circe 1

Bloque SSJN 1

Nombre Canario Sur 1

HOCOL SA Trimestre 1

Tipo de pozo A3/A2

Cuenca VIM

Fuente: Ecopetrol SA

TSX: ECP) es la mayor compañía de Colombia en ingresos, utilidad, activos y patrimonio neto. Es la única empresa colombiana de petróleo crudo y gas natural verticalmente integrada, con operaciones en Colombia, Brasil, Perú y la Costa del Golfo de los Estados Unidos. Sus filiales incluyen a Andean Chemicals Limited, Bioenergy SA, Bionergy Zona Franca SAS, Black Gold Re Ltd, Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos SAS,

Comai, Ecopetrol América Inc, Ecopetrol del Perú SA, Ecopetrol Oleo e Gas do Brasil Ltda, Ecopetrol Capital AG, Ecopetrol Global Energy, Ecopetrol Global Capital SLU, Ecopetrol Pipelines International, Equión Energía Limited, Hocol Petroleum Limited, Hocol SA, ODL Finance SA, ODL S.A, Propilco, Oleoducto Bicentenario de Colombia SAS, Ocensa SA, Oleoducto de Colombia, Refinería de Cartagena SA, Santiago Oil Company y Colombia Pipelines Limited. ▲

1 al 15 de Junio | 2013

Ecopetrol SA

Ecopetrol S.A. (kbped) Crudo Gas natural* Total

I. trim. 13 620.1 124.4 744.5

I. trim. 12 579.1 108.4 687.5

Cambio % 7.1% 14.8% 8.3%

Hocol (kbped) Crudo Gas Natural Total

I. trim. 13 21.52 0.0 21.5

I. trim. 12 8.5 0.5 29.0

Cambio % (24.6%) (100.0%) (25.9%)

Savia (kbped) Crudo Gas Natural Total

I. trim. 13 5.5 0.2 5.7

I. trim. 12 6.6 0.8 7.4

Cambio % (16.7%) (75.0%) (23.0%)

Equion (kbped) Crudo Gas Natural Total

I. trim. 13 11.0 6.5 17.5

I. trim. 12 10.6 6.6 17.2

Cambio % 3.8% (1.5%) 1.7%

Ecopetrol America - K2 (kbped) Crudo Gas Natural Total

I. trim. 13 1.4 0.2 1.6

I. trim. 12 2.1 0.2 2.3

Cambio % (33.3%) 0.0% (30.4%)

Ecopetrol S.A. incluida su participación en filiales y subsidiarias Crudo Gas Natural Total

I. trim. 13 659.5 131.3 790.8

I. trim. 12 626.9 116.5 743.4

Cambio % 5.2% 12.7% 6.4% Fuente: Ecopetrol SA

PERFORACIÓN en Colombia de pozos A3/A2 y Estratigráficos Hocol S.A. I. trim 2013 ipo de pozo T A3/A2 Estratigráficos Total *éxito geológico

Perforado 1 0 1

Exitoso 1* 0 1

En evaluación 0 0 0

“

OPINIÓN

Producción Bruta Ecopetrol SA incluida su participación en filiales y subsidiarias

* La producción de gas incluye productos blancos

petróleo & gas

Seco 0 0 0 Fuente: Ecopetrol SA

Javier Gutiérrez, presidente de Ecopetrol SA

‘Calificación pasó de estable a positiva’ Nuestra operación continúa registrando buenos indicadores de salud, seguridad y medio ambiente, manteniendo la tendencia sostenida de los últimos años. En cuanto a los resultados financieros, continuamos con márgenes y retornos competitivos a pesar de los menores precios de venta, los cuales fueron parcialmente compensados con una mayor producción de crudo y mayores volúmenes vendidos. Adicionalmente la agencia calificadora de riesgo Fitch mejoró la perspectiva

de calificación de nuestra compañía, la cual pasó de estable a positiva. Finalmente, el 21 de marzo pasado realizamos nuestra Asamblea General que con la asistencia de más de 13.500 accionistas, aprobó un dividendo de COL $us 291 por acción, correspondiente a la suma de un dividendo ordinario de COL $us 255 y un dividendo extraordinario de COL $us 36. El dividendo total de los accionistas minoritarios fue pagado en una sola cuota a partir del 15 de Abril pasado.” Foto: Milton Díaz / El Tiempo

“

Ecopetrol es una de las 50 compañías petroleras más grandes del mundo y una de las cuatro principales en la región. es de propiedad mayoritaria de la república de Colombia

Producción Crudo - Por tipo de crudo* Liviano Medio Pesado Total

I. trim. 13 52.3 218.7 349.1 620.1

I. trim. 12 61.3 221.3 296.5 579.1

Cambio % (14.7%) (1.2%) 17.7% 7.1% Fuente: Ecopetrol SA

* No incluye filiales

Producción de Principales Campos (participación de Ecopetrol) kbped Activos 100% de ECP Castilla Chichimene Casabe Activos en asociación Rubiales Quifa La Cira-Infantas Piedemonte * No incluye filiales

I. trim. 13 120,327 54,200 23,740

I. trim. 12 109,615 42,655 21,709

Cambio % 9.8% 27.1% 9.4%

121,027 27,182 23,203 22,359

99,619 22,297 20,394 21,200

21.5% 21.9% 13.8% 5.5% Fuente: Ecopetrol SA

1 al 15 de Junio | 2013

petróleo & gas TEXTO: Lizzett vargas o.

¿Cuál es la mayor experiencia de Técnicas Reunidas en la industria hidrocarburífera mundial? Técnicas Reunidas es una contratista internacional que se sitúa entre las principales en el mundo. La principal ventaja frente a otras empresas de nuestro rubro a nivel mundial es que somos mucho más competitivos y más adaptables a las necesidades de nuestros clientes. Hemos sido capaces de crecer pero no somos arrogantes, puesto que seguimos teniendo la mentalidad de una empresa de servicio. Además la mayor parte de nuestros clientes vuelven a requerir nuestros trabajos, lo que demuestra que la labor ha sido bien hecha. Nombre los proyectos más destacados que tiene a su cargo la compañía en América Latina. Actualmente estamos trabajando en Perú y Bolivia. De los dos países, Bolivia es la que tiene una capacidad de financiamiento superior. Entonces para nosotros hoy en día en Latinoamérica, Bolivia es la estrella y la descubrimos hace unos cinco años. En ese tiempo no sabíamos cómo hacer las ofertas, las presentábamos muy caras, pero cuando aprendimos, ganamos nuestro primer proyecto con Margarita. Ahora tenemos la construcción de la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco que es un gran proyecto. Confío en que podamos acompañar a Bolivia en su desarrollo industrial, ese es nuestro objetivo. En Perú estamos en las áreas de refino y petroquímica. Actualmente somos adjudicatarios del proyecto Talara, con una inversión cuatro veces más grande que la de Gran Chaco. A nivel mundial, tenemos 1.000 plantas industriales diseñadas y construidas, hemos conseguido proyectos, en Rusia, China, Canadá y Oriente Medio. ¿A cuánto asciende el monto global de la cartera que maneja Técnicas Reunidas? Ahora mismo Técnicas Reunidas tiene en cartera $us 9 mil millones pendientes de ejecutar en el transcurso de tres años. La facturación anual de nuestra compañía está por el orden de los 3.500 millones de euros. ¿Cuál es el avance de construcción que se tiene en la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco? Hasta finales de abril registramos un 44% de avance y finalizaremos mayo con un 50%, pero eso no significa que la planta esté casi terminada. Este valor comprende el avance del diseño e ingeniería que incluye la compra de insumos y fabricación de equipos. Ahora de este porcentaje la construcción está en un 17% de avance y

“

En Perú estamos en las áreas de refino y petroquímica. somos adjudicatarios del proyecto Talara, con una inversión cuatro veces más grande que la de Gran Chaco

“

José Luis Gutiérrez, director general consejero, Grupo Técnicas Reunidas de España

José Luis Gutiérrez, director general consejero de Técnicas Reunidas

‘Tenemos en cartera $us 9 mil millones para ejecutar’ En la región, la compañía de servicios petroleros española está presente en Bolivia y Perú . A nivel mundial cuentan con 1.000 plantas industriales diseñadas y construidas. Foto: Lizzett Vargas O. / Reporte Energía

Técnicas Reunidas OPERACIONES EN bOLIVIA. Esta a cargo de la ejecución de la Planta de separación de líquidos Gran Chaco, ubicada en la ciudad de Yacuiba - Tarija. Además trabaja con los proyectos energéticos de Desarrollo Campo Margarita - Fase I y Fase II; Campo Incahuasi; y la adecuación, modernización de la unidad de crudo de 12500 Bpd en la refinería Gualberto Villarroel en Cochabamaba.

se pretende que su entrega esté lista para octubre de 2014. Hasta la fecha se realizó el movimiento de tierra y se han enterrado pilares a 25 metros de profundidad, estamos haciendo sedimentaciones de las obras civiles y todas las conexiones de tuberías. La estructura metálica para la Planta ya se encuentra en el lugar y se iniciará el montaje en las próximas semanas. ¿De qué manera impactaron los bloqueos en la zona aledaña a la planta Gran Chaco? Al principio hubo una reestructuración de las fechas a consecuencia de aquello, pero creo que no afectó en la fecha de entrega que asumimos para octubre del 2014 y vamos a cumplir. No nos hemos sentido perjudicados económicamente, pero si se han registrado en su tiempo algunos retrasos, que hoy por hoy no tienen mayores incidencias. ¿Cómo está la relación entre Técnicas Reunidas y las empresas subcontratistas después de que se informara acerca de una supuesta deuda? Nosotros nunca tuvimos una deuda con ellos, siempre cumplimos con todo lo que acordamos porque de otro modo no estuviéramos aquí. Creo que a veces se quieren utilizar medios de comunicación para hacer presión y conseguir condiciones que no estaban estrictamente contempladas en el contrato que se firmó en un inicio. Se quiso tomar ventaja por nuestro desconocimiento de un país extranjero al nuestro. Pero esto duró en lo que se tardó en descubrir la mentira, y como ven no se nos llamó a los tribunales.

José Luis Gutiérrez, director general consejero Grupo Técnicas Reunidas

Esto solo fue una mala práctica de alguna empresa. ¿Cómo manejan la inclusión de mano de obra local en sus operaciones en Bolivia? Nosotros cumplimos estrictamente con lo legal que se estipula 85 y 15% a nivel nacional. Pero en Yacuiba hay mucha mano de obra pero no calificada. Al respecto tenemos una base de datos con 1.800 personas, donde se encuentran todas las especialidades de cada uno, con esto le estamos dando primero la oportunidad de trabajo a las personas locales. Por otro lado, estamos aportando a YPFB con un monto para la formación de profesionales que hasta ahora suman 200 capacitados en diferentes áreas como albañilería, soldadura y electricidad. ¿Cuáles son los nuevos proyectos donde incursionará Técnicas Reunidas en Bolivia? Nos interesa el proyecto Incahuasi y dos

“

hoy en día de toda Latinoamérica, Bolivia es la estrella. descubrimos esto hace unos cinco años. no sabíamos como hacer las ofertas, las presentábamos muy caras, pero cuando aprendimos ganamos

“

descubra +

reporteenergia.com refinerías, la de Gualberto Villarroel de Cochabamba y la refinería Guillermo Elder Bell. comparta Pero vamos despacio y cada vez que hay una licitación tratamos de ser muy competitivos con una buena oferta técnica para el desadescargue reporteenergia.com/descargas rrollo de un determinado proyecto, pero en general nos interesan todos los proyectos hivea drocarburíferos, petroquímica y refinerías. ▲ reporteenergia.com

escucha

reporteenergia.com El audio completo de la entrevista a José Luis Gutiérrez

1 al 15 de Junio | 2013

petróleo & gas

“

se requieren mejores convenios operativos... desde la iniciativa privada. Ello podría generar el progreso que Venezuela actualmente necesita

“

Diego González, consultor y analista en hidrocarburos

para revertir actual situación del sector petrolero venezolano

sugieren crear comisión de energía, ente regulador y reorganizar pdvsa Foto: yaesnoticia.com

El experto en hidrocarburos, Diego González, señaló a Reporte Energía que no se conoce el destino del 93,8% de la deuda de la estatal petrolera de Venezuela, que hasta 2012 sumó en total $us 40,3 mil millones. TEXTO: lIZZETT VARGAS o.

La empresa nacional Petróleos de Venezuela (Pdvsa) fue creada en 1975. Planea aumentar su producción a cuatro millones de bpd al 2014.

Foto: vprimero.blogspot.com

a estatal Petróleos de Venezuela (Pdvsa) necesita bajar su alta deuda financiera y restructurarse bajo la supervisión de un ente regulador independiente del Gobierno, para que de esta forma sea una empresa preparada para los retos que le depara la actual coyuntura internacionales, propuso Diego González, analista venezolano, consultado por Reporte Energía. De la misma manera, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) en su último informe publicado a fines de abril pasado sobre el sector hidrocarburos, consideró que Venezuela necesita en el “medio plazo” hacer frente a los “enormes retos” que se avecinan para Pdvsa, que adolece de una “infraestructura en decadencia” y falta de inversiones que ha mantenido a “los socios extranjeros esperando de lado a que se produzca una seria reorganización” del sector, señala el documento Al respecto, el consultor y analista hidrocarburífero, Diego González, señala que la única manera para que Pdvsa enfrente mejore su actual situación es que vuelva a ser una empresa petrolera ocupada solo de sus propios negocios. “Su gran dificultad es que cambió sus Estatutos para dejar de ser una compañía petrolera y convertirse en una empresa de función social al servicio del gobierno”, apuntó el experto. Asimismo, el economista venezolano, Luis Oliveros, en su artículo titulado ¿Qué tiene que hacer Pdvsa?, señaló como ejemplo que la estatal petrolera venezolana adicionalmente administra estaciones de radio, busca petróleo en Cuba y Argentina (al parecer no le es suficiente con el petróleo de la Faja) y tiene participación en 50 empresas mixtas. A nivel institucional, González sugirió prohibir que el ministro de Petróleo de Venezuela sea también presidente de la estatal Pdvsa. En este marco planteó también la creación de un ente regulador independiente del gobierno de turno y de la estatal petrolera, y la de la Comisión Nacional de Energía, también independiente de la administración del Poder Ejecutivo. Según González, esta Comisión debe ser un ente independiente, autónomo, autárquico que se encargue de crear políticas públicas y elaborar proyectos para ser discutidos en la Asamblea Nacional, además de la supervisión de los proyectos a ejecutar.

Diego González, consultor y experto hidrocarburífero.

“La nueva política energética nacional, a través del Ente Regulador, debe otorgar cientos de licencias para el pleno desarrollo de los recursos de petróleo y gas natural”, apuntó. El experto también consideró que se requieren mejores y más eficientes convenios operativos y de comercialización nacional y capacitación, motivados desde la iniciativa privada. “Ello podría generar el progreso que Venezuela actualmente necesita en el área energética y ambiental”, enfatizó. Otro aspecto negativo de Pvsa que mencionan los analistas, es su estado financiero. Según el informe 2012, la compañía tiene una deuda de $us 40,3 mil millones, de los cuales solo estarían justificados $us 2,48 mil millones, es decir apenas el 6,2 % de la

misma. Además destacan que gran parte de los contratos de la deuda incluyen opciones de pago en efectivo o mediante la entrega de petróleo crudo y productos a precios de mercado. “La estatal debería explicar con detalle a que dedica el 93,8% de esa deuda” criticó González. Al respecto, el economista venezolano, Luis Oliveros, también coincidió en que la situación financiera de Pdvsa es “sumamente” delicada. “La combinación peligrosa de exceso de politiquería, disminución alarmante de la productividad y extracción agresiva de recursos serían las principales causas de esa

situación”, apunta Oliveros. De acuerdo al Ministerio de Petróleo y Minería de Venezuela, la estatal Pdvsa prevé una inversión de $us 25 mil millones para 2013, con una “meta estratégica” de alcanzar una producción de cuatro millones de barriles diarios de petróleo (bdp) para el 2014. Actualmente produce alrededor de 3 millones de bdp, de los cuales exporta unos descubra + 2,5 millones de bdp, principalmente a EEUU reporteenergia.com (1,5 millones bdp) y China (640.000 bdp). ▲

comparta descargue

reporteenergia.com/descargas

El balance de la deuda financiera 2012 de PDVSA

vea

reporteenergia.com

balance de la deuda de pdvsa ORGANIZACIÓN PDVSA CASA MATRIZ CITGO PETROLEUM PDVSA PETRÓLEO Y FILIALES PDV MARINA REFINERÍA ISLA PDVSA AMÉRICA PDVSA NAVAL PDVSA INDUSTRIAL CVP Y FILIALES TOTAL DEUDA FINANCIERA CONSOLIDADA

% DEUDA 94,24 3,38 1,20 0,53 0,33 0,23 0,04 0,02 0,02 100,0

escucha

reporteenergia.com

$US MIL MILLONES 37,722 1,351 0,841 0,212 0,132 0,093 0,018 0,01 0,007 40,026

Fuente: Elaborado por Diego González en base a Informes Financieros-Balance de la Deuda Financiera de Pdvsa Consolidada, al 31 de diciembre de 2012 y cálculos propios

1 al 15 de Junio | 2013

petróleo & gas

“

La limitación es que no tenemos historiales largos como los que de los pozos convencionales, así que todavía no entendemos claramente los procesos

“

Deepak Devegowda, experto en reservorios de esquistos

Deepak Devegowda, experto en Ingeniería de Petróleo y Geología de la Universidad de Oklahoma

‘con shale technology se avanzó en la terminación de pozos de esquistos’ Foto: UPSA

Explicó las nuevas técnicas de explotación de hidrocarburos que están revolucionando la industria de los hidrocarburos en el mundo, principalmente en EEUU. Aclaró que el proceso de fractura no contamina el agua potable. TEXTO: LIzzett vargas

¿Cuáles son los principales avances en la tecnología para la extracción de petróleo y gas en reservorios de esquistos? La tecnología hidráulica de extracción denominada shale technology o tecnología de esquistos para la extracción de gas y petróleo ha avanzado bastante, pero ha sido un proceso de aprendizaje continuo. El desarrollo en los pozos de esquistos se ha acelerado con el proceso de perforación horizontal. La operación está dando lecciones para aprehender la fractura hidráulica, y de hecho con estos avances se están logrando procesos de terminación que han sido bastantes exitosos en los pozos de yacimientos de esquistos. Hoy en día la gente está usando esas mismas técnicas aún para el desarrollo de las técnicas para reservorios convencionales. Sin embargo, esta es un área que requiere alta tecnología. Es así que tanto el gobierno como las compañías operadoras están invirtiendo grandes cifras de dinero en la investigación, pero como lo había mencionado, se trata de un aprendizaje continuo, puesto que cada día estamos aprehendiendo algo nuevo. Describa por favor las principales trabas tecnológicas para desarrollar los pozos de reservorios no convencionales. En EEUU el desarrollo de los pozos de petróleo y gas de reservorios de esquistos han sido muy exitosos, porque poseen una gran variedad de regiones geográficas. La limitación es que no tenemos historiales demasiado largos como los tenemos con pozos convencionales, así que todavía no entendemos claramente los procesos. Simplemente como ejemplo, los poros de las lutitas o esquistos son tan pequeños que ni las bacterias pueden pasar a través de ellos. Hoy en día nos sorprende que podamos producir elevados volúmenes de gas y petróleo de estos poros microscópicos. Todavía nos esforzamos en la etapa de aprendizaje, aún hay procesos que no entendemos, pienso que estos esfuerzos se reflejarán en una respuesta completa a corto plazo.

puede evitar con un mejor control de calidad en el sellado. ¿Cuántos litros de agua se utiliza en la fractura hidráulica en reservorios no convencionales? En los EEUU están usando entre cuatro a seis millones de galones de agua. Cada galón equivale a cuatro litros, en total significan 20 millones de litros de agua para cada etapa de fractura, los cuales comprenden alrededor de cinco a 20 etapas en cada uno de los pozos. La industria petrolera está consciente del gran consumo de agua en estas operaciones, por este motivo está tratando de utilizar el agua producida (aquella que sale junto con el petróleo) en la fractura hidráulica. En este caso no se dependería de las aguas frescas. ¿Cuánto es el costo para desarrollar un pozo de reservorios de esquistos? En EEUU, un país que ya tiene una amplia experiencia en este proceso, no toma más de dos semanas la perforación y terminación de un pozo. Es el tiempo promedio y cuesta entre 6 a 10 millones de dólares.

Doctor en ingeniería del Petróleo Deepak Devegowda obtuvo sus grados de Magister y de Doctor en Ingeniería de Petróleo en la Universidad Texas A&M (EEUU). Actualmente es profesor en la Universidad de Oklahoma. Dirige un proyecto de investigación de $us 1.2 millones administrado por el por Centro de Recuperación de Petróleo y Gas Lutitas (RPSEA por sus siglas en inglés). También preside un consorcio de 11 compañías para desarrollar un simulador de shale gas.

tros reservorios están a uno o dos kilóme¿Cuáles son los impactos ambientatros y los recursos de agua subterráneas les durante la extracción de reservorios están a 100 metros de profundidad. de esquistos? Cuando creamos este tipo de fractura En cuanto a las precauciones con el estamos haciéndolo hasta unos 50 metros medio ambiente, pienso que están asode espesor. No tenemos suficiente potenciadas con el uso del agua para la fractura cia como para fracturar hasta la superficie hidráulica y el potencial de contaminación donde se encuende los recursos del tra el agua de conagua subterránea. sumo humano. Sin embargo todavía dedicamos muAunque se lee ya entendemos cho trabajo en la etapa en las noticias que este proceso comde aprendizaje, puesto se está contaminapletamente y hasque aún hay procesos do el agua que es ta hora no se han que no entendemos. para beber con este dado muestras de pienso que estos esfuertipo de proceso, no contaminación de zos se reflejarán en una es esa la causa sino agua con la fractura respuesta completa y a el cierre deficiente hidráulica. Esto se corto plazo de pozos. Esto se debe a que nues-

“

¿Que acciones técnicas se realizan para mitigar el impacto ambiental? Actualmente al momento de realizar la extracción se está tratando de minimizar la huella que se deja en el medio ambiente, y para eso en vez de perforar los pozos en distintas ubicaciones están utilizando lo que se llama perforación agrupada, en la cual se perfora un pozo en una dirección y de la misma ubicación perforan hasta cuatro pozos a la vez. Es así que la huella ambiental se minimiza y se está optimizando la cobertura del reservorio. Recientemente el Departamento de Energía de EEUU autorizó a exportar gas natural licuado ¿Cómo repercutirá esta decisión en el panorama energético mundial del gas? Esta es una pregunta difícil de contestar, sin embargo, creo que el desarrollo del gas y petróleo de esquistos ha mejorado la seguridad energética para los EEUU y la exportación de este gas natural licuado está cambiando el equilibrio de este comercio. De hecho, EEUU actualmente está incrementando la producción de petróleo, lo cual significa que se están haciendo me-

1 al 15 de Junio | 2013

“

Deepak Devegowda, experto en reservorios de esquistos

nos dependientes de las importaciones de petróleo de otros países. Así que el último informe que tiene la Agencia Internacional de Energía (AIE) señala que si sigue este avance, es muy probable que EEUU va a convertirse en una nación independiente de la energía extranjera en los próximos 20 años. Sin embargo, en todo el mundo tenemos países en desarrollo que tienen necesidades energéticas que van en aumento, como en China, Brasil, la India, Rusia, Sudáfrica que se consideran serán las próximas economías grandes del mundo. Entonces ellos están desarrollándose y creciendo a una tasa muy alta y todo estos países necesitarán energía. Entonces pienso que los principales países productores de petróleo todavía van encontrar mercado para su petróleo y gas, simplemente es que los mercados serán diferentes. ▲

la cifra

Millones de litros de agua

Se utiliza en cada etapa de fractura hidraúlico para reservorios de esquistos, las cuales comprenden entre cinco a 20 etapas.

petróleo & gas

difunden Experiencias en fracturas hidráulicas para no convencionales Los estratos de esquistos (shale plays) se caracterizan por permeabilidades extremadamente bajas lo que conlleva la necesidad de tratamientos intensos de estimulación en forma de fracturas hidráulicas a fin de que los reservorios de esquistos sean productivos, explicó el experto Deepak Devegowda. La presentación se realizó en el marco del programa de cooperación que tienen la Universidad Privada de Santa Cruz (UPSA) y la Universidad de Oklahoma, con la participación de 11 estudiantes y profesionales que llegaron de EEUU y 28 de Bolivia, además de un gran número de funcionarios de la industria del petróleo que asistieron a la conferencia sobre esta temática. La conferencia abordó acerca de como un tratamiento de estimulación efectivo permite que el pozo entre en comunicación con volúmenes importantes del reservorio y que, también, presente un potencial de conexión con fracturas naturales existentes para fines de extracción mayor de fluidos del reservorio. Asimismo, se disertaron las técnicas y alcances de la recuperación mejorada de petróleo y gas natural con especial énfasis en

Foto: UPSA

“

nos sorprende que podamos producir elevados volúmenes de gas y petróleo de poros microscópicos de las lutitas, donde no atraviesa ni una bacteria

Curso y conferencia en la UPSA sobre reservas no convencionales de gas y petróleo .

reservorios de petróleo y gas no convencionales, incluyendo uso de agua y gas inmiscible (Cuando dos sustancias no tienen la capacidad de constituir una solución homogénea más allá de las proporciones implicadas), para inundar el reservorio. Además, se utilizó un sistema de simulación basado en líneas de corriente (simulador Eclipse para petróleo y compuestos y simulador de línea de corriente Frontsim) para analizar, diseñar y optimizar el proceso de uso de

agua en la recuperación mejorada. “Éste nuevo método ha revolucionado la industria de los hidrocarburos hace 10 años, logrando que países antes esencialmente importadores de estos elementos energéticos puedan autoabastecerse y en un futuro tengan capacidad de exportación, tal es el caso de Estados Unidos de América”, destacó el profesor de la Escuela Melbourne de Ingeniería de Petróleo y Geología de la Universidad de Oklahoma.

1 al 15 de Junio | 2013

petróleo & gas

“

Argentina tiene hoy los conocimientos y una mano de obra especializada de preparación envidiable para cualquier país con industria de hidrocarburos

“

Ernesto López Anadón, presidente del Instituto Argentino del Petróleo & Gas

EL PRESIDENTE DEL IAPG señala a reporte energía sus criterios sobre la situación energética de su país

Una visión optimista del futuro petrolero y gasífero en Argentina

a industria de los hidrocarburos cumplirá 106 años de actividad en la Argentina y es de las pocas del país que tiene tantos años de permanencia; pocas se rejuvenecen permanentemente como la nuestra. Y pese a que la Argentina no es un país petrolero, y a que nuestras cuencas están maduras, tiene un gran sustento industrial. La producción de petróleo alcanzó los 32.998.115 metros cúbicos en 2012 y las perspectivas que generan las actividades de recuperación de campos marginales, la exploración en nuevas cuencas y el desarrollo de no convencionales previstas para este año, dan cuenta de un futuro con crecimiento. Se trata de cifras importantes a nivel mundial ya que la Argentina, tras este siglo de desarrollo de nuestras cuencas tradicionales, produce cifras anuales significativas, de unos 47 mil millones de metros cúbicos de gas y 35 millones de metros cúbicos de petróleo; volúmenes relevantes aún a escala internacional, y si se excluye a los pocos países donde se concentran las grandes acumulaciones de petróleo del mundo, ocupamos el 11°lugar en la producción de petróleo, 21°como productores de gas y 12°en el mundo dentro del ranking de los 74 países en desarrollo con capacidad de refinación de petróleo. Esto significa, ni más ni menos, que haya luz cuando se enciende el interruptor y gas en la hornalla. Y una mirada de productos derivados que son parte irremplazable de nuestro confort cotidiano. Es decir, que aún sin formar parte del restringido grupo de los grandes países productores de gas y petróleo, y con nuestras cuencas maduras, aún ocupamos posiciones de vanguardia por nuestra producción de hidrocarburos. Tenemos también una importantísima infraestructura de procesamiento, transporte y distribución, tanto de gas como de petróleo, que se extiende a todo el territorio nacional. Y lo que es crucial: toda esta obtención, refinación y distribución de productos de alta calidad se adecua a las normas de cuidado medioambiental. Permanentes mejoras Evidentemente se ha producido una

declinación de producción, pero esto obedece a que se trabaja sobre pozos que están muy maduros (hemos hablado de un industria de 100 años), se trata de una declinación física, y de un comportamiento de la producción normal en todas las cuencas del mundo. Pero en 2012 se realizaron muchos esfuerzos, mucho trabajo de campo y los frutos deberían verse este año. Por ahora los niveles de producción se han podido mantener gracias a permanentes mejoras e inversiones en pozos, instalaciones, plantas, sísmica, tuberías, etc., pese a que en muchos casos la rentabilidad de dichas operaciones ha sido nula o negativa, y a que la demanda interna ha crecido a altos niveles, más rápido incluso que la oferta. El gran desafío que tiene por delante el país es elevar o por lo menos mantener sus actuales niveles productivos. Y esto es más difícil a medida que aumenta la madurez de los yacimientos y la demanda de la población. Hace poco el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas realizó en la ciudad de Rosario (Provincia de Santa Fe) el 5to. Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas de Hidrocarburos, cuyo lema, “Hacia un futuro desafiante”, abrió camino a debatir cómo esta industria centenaria deberá salir adelante para abastecer a la república de la

energía que necesita para funcionar. Y de entre las conclusiones de los máximos expertos del país en todo esto, se destacó que uno de los caminos posibles, en el corto y mediano plazo, consiste en las mejoras constantes a la hora de hacer producir los yacimientos ya maduros, sobre todo gracias a técnicas de recuperación mejorada. A un plazo mayor, el otro frente sería explorar y producir los reservorios no convencionales, de los cuales la Argentina cuenta con recursos que lo ubican en tercer lugar a nivel mundial. Es el caso del shale gas, tight gas y shale oil, hidrocarburos con las mismas características a los que ya conocemos, pero que necesitan de una mayor complejidad en su extracción. El conocimiento de este tipo de recurso no es nuevo, pero sí las mejoras en tecnologías que permiten desarrollarlo. El camino no es fácil: los Estados Unidos, tardaron 20 años en conseguir que su desarrollo de hidrocarburos no convencionales fuera una actividad económica. Pero por fin pasó de ser fuerte importador a estar a punto de convertirse en exportador. Por otra parte, la Argentina tiene hoy los conocimientos y una mano de obra especializada de preparación envidiable para cualquier país con industria de hidrocarburos, y se trata de un recurso escaso a nivel global: este sector está constantemente en

Ernesto López Anadón.

la búsqueda de más personal idóneo, aquí y en todo el mundo. Esto contribuye también a redoblar la esperanza al plantar cara a los desafíos que vienen. En cuanto a la infraestructura, nuestro país tiene los medios necesarios pero ante una actividad demandante, es necesario capacitar a más profesionales, y para ello se realizan las actividades necesarias informando a los alumnos cuando aún están en los colegios técnicos, luego en las universidades y en los postgrados. Y sobre todo, se cuenta con laboratorios, cerebros y una innovación tecnológica sorprendente que nos permite ser optimistas. ▲ * El autor es presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas Foto: IAPG

TEXTO: Ernesto López Anadón*

Foto: IAPG

El autor apunta que el desafío que tiene por delante su país es elevar o por lo menos mantener sus actuales niveles productivos, lo que se hace díficil por la madurez de los yacimientos y la creciente demanda energética de la población.

El presidente del Instituto Argentino del Petróleo & Gas, Ernesto López Anadón, explica que la declinación de la producción hidrocarburífera se debe que la mayoría de los campos son maduros.

1 al 15 de Junio | 2013

“

El registro de egresos en el factor R, revisión de cuentas y solución de discrepancias, se ha complicado mucho, porque se ha soslayado su criterio técnico-económico

Carlos Gonzáles, gerente general de Enerconsult

“

energiminas de perú propició seminario sobre contratos Durante el encuentro se explicó las ventajas y riesgos del ‘Factor R’ como metodología del pago de regalías. TEXTO: Edén García s.

l pasado 24 de mayo se llevó a cabo en Lima, Perú el seminario denominado Metodología del Factor R en los Contratos Petroleros, en el que se desarrolló las características y aplicaciones de esta modalidad dentro del sector hidrocarburos en este país. El objetivo principal de este evento fue contribuir al conocimiento de esta metodología, dotando a los participantes, que en su mayoría fueron contadores y personal

administrativo de las empresas petroleras presentes en el Perú, herramientas para la administración y control de la misma en el desarrollo del contrato. La cita fue organizada por la revista Energiminas y contó con la disertación de Carlos Gonzales, gerente general de Enerconsult SA, quien trabaja como asesor de empresas petroleras en negociación y administración de contratos, con amplia experiencia en el levantamiento de observaciones de Perupetro a las cuentas del Factor R. De acuerdo a Gonzales, el Factor R permite determinar la regalía a pagar por los contratistas al Estado, a partir de la división

Petróleo & GAs Foto: minem.gob.pe

en Lima - Perú

Se indica que el ‘Factor R’ garantiza una justa distribución de la renta petrolera en Perú.

entre los ingresos y egresos acumulados, desde la fecha de suscripción del contrato. Sirve para establecer una justa distribución de la renta petrolera para todos los participantes. La principal ventaja, según el experto es que la determinación de la regalía es sensible a las variables de ingreso y egreso, es decir, cuando el precio o la producción suben, la regalía también y si es al contrario entonces baja. En cuanto a la desventaja, Gonzales consideró que está la exposición a juicios de valor por parte de Perupetro, empresa estatal encargada de promocionar, negociar,

suscribir y supervisar contratos petroleros en Perú, al momento de calificar las transacciones que se registran en los egresos. “El registro de egresos en el factor R, revisión de cuentas y solución de discrepancias, se ha complicado mucho, sólo porque se ha soslayado el criterio esencialmente técnico-económico que tiene esta metodología, para hacer prevalecer criterios de auditoría contable”, añadió el consultor. Aparte del Factor R, en Perú se aplican diversas metodologías para determinar la regalía como las escalas de producción, la producción acumulada y el resultado económico, entre las más importantes. ▲

1 al 15 de Junio | 2013

pETRÓLEO & GAS

“

El factor ‘R’ es más justo que otros métodos; sin embargo, convertirlo en un procedimiento ágil y dinámico, depende de la voluntad de las partes contratantes

“

Carlos Gonzáles, gerente general de Enerconsult SA.

metodología de pago en los Contratos petroleros

EL FACTOR ‘R’ EN LA LICITACIóN DE LOTES OFFSHORE EN EL PERú Foto: Reporte Energía

El autor expone sobre este método, que en su criterio es el más adecuado para determinar la regalía petrolera que el contratista debe pagar al Estado peruano. Analiza sus ventajas y los inconvenientes del mismo. lIMA: cARLOS gONZÁLES *

l viernes 31 de mayo, Perupetro S.A. convocó a una Licitación Pública Internacional para la exploración y explotación de nueve lotes offshore, bajo la modalidad de contrato de licencia. Toda la información de esta licitación se encuentra en el portal de la empresa estatal www.perupetro.com.pe En esta oportunidad, como sucedió en el Proceso 2010, Perupetro ha optado por la metodología del Factor R para la determinación de la regalía que el contratista debe pagar al Estado peruano. Atendiendo a esta circunstancia, es pertinente referirnos a dicha metodología a los efectos de entender su aplicación en los contratos que se firmen. El factor R es el cociente que resulta de dividir los ingresos acumulados a un mes calendario (numerador o dividendo) entre los egresos acumulados al mismo mes calendario (denominador o divisor). Sólo se registran los ingresos percibidos y los egresos desembolsados, desde la Fecha de Suscripción. El Factor R expresa el número de veces que los egresos acumulados están contenidos en los ingresos acumulados. De acuerdo con lo establecido en el Art. 5°del D.S. 049-93-EM, el Factor “R” se calcula mensualmente utilizando la siguiente relación: X R = -------- Y Donde: X: Ingresos acumulados Y: Egresos acumulados Para el control y administración contable del Factor R, el contratista se obliga a llevar un sistema especial de cuentas, en dólares, en las que registra los ingresos percibidos y los egresos desembolsados durante un mes calendario, sumándolos a los ingresos y egresos acumulados al mes calendario anterior. Como consecuencia de la oferta que haga el postor ganador de la licitación, en el contrato se establecerá una tabla de regalía, de una sola columna aplicable a cualquier nivel de precios y para todos los tipos de hidrocarburos. El modelo de contrato de esta licitación considera una tabla de regalía aplicando el

Carlos Gonzales afirma que el ‘Factor R’ toma en cuenta los ingresos y egresos de los contratistas desde la suscripción del contrato.

Factor R, en cuatro niveles, en función de la tabla establecida en el reglamento aprobado por D.S. N°049-93-EM La metodología del Factor R en esta licitación trae algunas novedades. Por ejemplo, deja de ser un sistema de escalones horizontales, aplicando para la determinación del porcentaje de regalía, el método de interpolación lineal. En efecto, el modelo señala que para valores intermedios del Factor R entre 0.0000 y 1.0000, entre 1.0000 y 1.5000, y entre 1.5000 y 2.000, el porcentaje de regalía se calculará mediante interpolación lineal de los porcentajes establecidos en la tabla, para cada valor del Factor R en el tramo o intervalo correspondiente. El modelo señala que para valores del Factor R mayores de 2.0000, se utilizará le método de extrapolación lineal, utilizando los porcentajes y valores del Factor R de 1.5000 y 2.0000. Esta es otra novedad. Al respecto, será recomendable que los postores analicen debidamente el porcentaje XX.XX% que propondrán en la licitación, toda vez que podría generarse al final – por efecto de la extrapolación – un porcentaje de regalía regresivo y disuasivo. Por ejemplo, si un postor ofrece una regalía adicional de 35.00% (XX.XX%), para un Factor R de

tABLA DE REGALÍA FACTOR R Factor R 0.0000 1.0000 1.5000 2.0000

Porcentaje de Regalía (15.00 + XX.XX)% (20.00 + XX.XX)% (25.00 + XX.XX)% (35.00 + XX.XX)%

3.0000 pagaría una regalía de 90%. Es decir, si hubiese un gran descubrimiento y el Factor R evolucionara a niveles superiores a 3.00, obviamente que la regalía se convertiría en una variable regresiva que desalienta la mayor producción (a más producción más ingresos). Habida cuenta que el método del Factor R, considera las variables de ingreso (precio y producción) y las variables de egresos (inversiones, costos y gastos), la determinación de la regalía será muy sensible tanto a las variaciones que pudieran afectar tanto a unas o a otras variables. Esta es una buena oportunidad para reconciliarnos con la metodología del Factor R, superando el paradigma equívoco de tratarlo como un método contable y volviendo a sus raíces, es decir, tratarlo como un método económico que busca distribuir la renta petrolera de modo equitativo. Tal vez, una de las razones por las que

existe reticencia frente a esta metodología, es que otros métodos son más fáciles de manejar y menos “controlistas” por parte de Perupetro. Un método según el cual la regalía se calcula en función de la producción y el precio, no genera problemas administrativos de ninguna índole. Las dos variables que intervienen para calcular la regalía se determinan fácilmente: Precio (vía cotizaciones Platt’s) y volumen de hidrocarburos (según boletas de fiscalización). En este método el monto calculado no queda sujeto a futuras revisiones. En cambio, en el método del Factor “R”, cada vez que el contratista paga la regalía, sabe que este pago no será definitivo sino hasta que hayan transcurrido los 24 meses que señala el contrato para que Perupetro ejerza su derecho de objetar cargos a las cuentas de egresos u omisiones a las cuentas de ingresos. Cabe anotar que pese a las bondades de esta metodología, su aplicación todavía genera algunos desencuentros. Uno de ellos es que las funciones de control que debe ejercer Perupetro terminen convirtiéndose en una permanente e innecesaria auditoría de la documentación que sustenta las transacciones registradas por el contratista en las cuentas del Factor R. Otro inconveniente es que para su aplicación y desarrollo, el contratista se sienta obligado a implementar sistemas contables y de control, que terminen siendo engorrosos. Por otro lado, otro inconveniente es que Perupetro recurra a juicios de valor al momento de calificar una transacción como registrable en la cuenta de egresos del factor R. Por ejemplo, juzgar un egreso como innecesario para las operaciones del contrato. En definitiva, puede afirmarse que el método del factor R es más justo que los otros métodos; sin embargo, hacer de este método un procedimiento ágil y dinámico, depende ciertamente de la voluntad de las partes contratantes. Al contratista le toca diseñar un procedimiento efectivo de calificación y filtro de transacciones, de modo que verificado su eficaz funcionamiento por parte de Perupetro, simplifique la función supervisora de dicha entidad, al punto que ésta pueda ejercer su control, en lo que resulte pertinente, en base a costos estándares. ▲ * El autor es asesor en negociación y administración de contratos y gerente general de Enerconsult S.A.

1 al 15 de Junio | 2013

“

No es fácil reunir a expertos y empresas en un mismo lugar... esta es una gran oportunidad para el Perú y para las empresas interesadas en la exploración

“

petróleo & gas Fotos: IGEF

Miguel Zabala Bishop, coordinador del Workshop de Tecnología para Exploración Sísmica y no Sísmica para petróleo y gas

Tema: Common Refection Surface (CRS) Lucas B. Freitas, PhD, geofísico senior de Investigación - OpenGeophysical (Dolphin Geophysical), EE.UU.

Tema: Improved Seismic Imaging Through Innovative Technologies for Integration of Seismic and Non-Seismic Data. Efthimios Tartaras, Ventas y Marketing para Centro Integrado de WesternGeco EM, Italia.

Tema: A case of history with non-seismic exploration method in special area China. Gu Jincai, Sísmica de Proyectos en Bolivia, Servicio de Sinopec, China.

Tema: A Seismic tomography for oil and gas exploration. Mario R. Profeta, Consultor Geofísico Senior de Argentina.

El taller especializado se realizará el 24 de julio próximo en lima - Perú

Panelistas de seis países participarán en el workshop de sísmica en Lima El evento reunirá a conferencistas y a los más prestigiosos proveedores de tecnología y servicios para adquisición sísmica y no sísmica de Argentina, Australia, China, Estados Unidos, Italia. El 2014 será replicado en Colombia y Brasil. TEXTO: Lizzett vargas o.

a primera versión del International Workshop on Seismic Exploration Technology for Oil & Gas, que se realizará el 24 de julio próximo en el Westin Hotel de Lima Perú, contará con la participación de expertos y altos ejecutivos de empresas especializadas en interpretación sísmica y otros métodos exploratorios para petróleo y gas de Argentina, Australia, China, Estados Unidos, Italia. El evento es organizado por el International Gas and Energy Forum (IGEF), el cual reunirá a los más prestigiosos proveedores de tecnología y servicios para adquisición, interpretación, modelación sísmica de nivel mundial, tanto en tierra como costa afuera (offshore). El encuentro estará enfocado en mejorar y optimizar los recursos aplicados a la adquisición de información del subsuelo en busca de yacimientos y formaciones de hidrocarburos en el Perú y en la región andina. “El evento es una gran oportunidad para conocer de primera mano y discutir con los expertos las mejores tecnologías aplicadas a cada caso, ya sea en adquisición en montaña, selva, desiertos o cualquier tipo de terreno en tierra firme”, apuntó Miguel Zabala Bishop,

coordinador del evento especializado para la región andina. Por otro lado, afirmó que es el escenario ideal para discutir las mejoras prácticas de adquisición sísmica costa afuera, haciendo referencia al lanzamiento de la subasta de bloques offshore que realiza Perú. “No es fácil reunir a expertos y empresas, junto a investigadores geofísicos en un solo lugar y esta es una gran oportunidad que se da en el Perú para las empresas interesadas en la exploración”, destacó. Según los organizadores, se tiene confirmada la participación con ponencias técnicas de Efthimios Tartaras PhD, gerente de ventas y marketing del Centro de Excelencia Electro Magnética de Western Geco, empresa del

grupo Schlumberger, que vendrá desde su oficina mundial en Milán, Italia; Zhou Tong y Gu Jincai, gerente internacional de geofísica y gerente de proyectos sísmicos en Bolivia respectivamente, de la empresa china Sinopec. Asimismo, estará presente Malcolm Lansey, vicepresidente de geofísica de Sercel, una de las más grandes empresas proveedoras de tecnología para adquisición sísmica tanto en tierra como costa afuera; Fernando Hernández, director de negocios para Latinoamérica de Inova Geophisycs, ambas empresas con sede en Houston, Estados Unidos. A ellos se suman Mario R. Profeta, consultor geofísico senior con más de 24 años de experiencia en exploración hidrocarburos, de

Argentina; Lucas B. Freitas, PhD, investigador geofísico senior de OpenGeophysical (del grupo Dolphin Geophysical), de los Estados Unidos y Jack Caldwell, de la empresa Geospace Technologies, también de los Estados Unidos. Zabala anunció también que este evento se replicará en Colombia y Brasil el próximo año, siendo esta la primera versión en Perú, “por el gran atractivo que genera el clima de inversión en este país, no solo en el área energética, sino también en el turismo, gastronomía, cultura y la gran variedad de ofertas que descubra + ofrece este país”, aseguró. ▲ reporteenergia.com

comparta información sobre el workshop en Lima: seismicworkshop.com

descargue

reporteenergia.com/descargas

vea

reporteenergia.com

escucha

reporteenergia.com

Tema: Practice of Seismic Exploration in Mountain Area (An integrated solution for seismic acquisition, processing and interpretation in Mountainous Area). Zhou Tong, Director Inter. de Geofísica Servicio Sinopec, China.

Tema: Technologies Related to Explosives in the Seismic Field, linked with Safety and Environment. Michael Cline, Gerente Global Petróleo y Gas, Orica, Australia.

Tema: Quality control with today’s cableless recording systems: ¿How can we monitor our data quality? Malcom Lansley, VP Geofísica Sercel, EE.UU.

1 al 15 de Junio | 2013

Petróleo & GAS

“

Este nuevo contexto permitió a Petrobras, Repsol, YPFB andina y otras empresas, realizar la perforación de nuevos pozos para incrementar la producción de hidrocarburos

“

Luis Alberto Sánchez, vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB Corporación

en la gestión 2012

Petrobras produjo el 55,2 % del gas en B darán prioridad al desarrollo de megacampos La producción promedio del energético alcanzó los 51,1 millones de metros cúbicos día (MMmcd). Los campos operados por la estatal brasileña, Sábalo y San Alberto, aportaron un 32,7% y 19,0%, respectivamente, del total producido.

a producción de gas en el país en el 2012 estuvo a cargo principalmente de las compañías privadas que entre todas alcanzaron un poco más del 80%, y el resto del aporte fue compartido entre las empresas YPFB Chaco e YPFB Andina, subsidiarias de YPFB Corporación, de acuerdo a datos de la estatal petrolera boliviana. La brasileña Petrobras fue la que mayor aporte realizó en la producción con un 55,2% del total, gracias a la contribución de los dos campos productores más importantes que tiene Bolivia, Sábalo y San Alberto, que procesan 22,1 y 13,2 millones de metros cúbicos día (MMmcd), respectivamente. Cabe señalar que el promedio de producción de gas en la gestión pasada, según YPFB, alcanzó los 51,1 MMmcd y se tuvo un pico de 59,1 MMmcd, registrado el 3 de diciembre. Después de la empresa brasileña, Repsol ocupó el segundo lugar en cuanto a participación en la explotación de gas, produciendo un 16,5% del total, proveniente principalmente del Bloque Caipipendi. En mayo del 2012, la petrolera española incrementó la capacidad de procesamiento de este hidrocarburo en el campo Margarita-Huacaya de 3 a 9 MMmcd. En el caso de las compañías con mayoritaria presencia estatal, YPFB Chaco registró un 10,5% del total producido, gracias al aporte de los campos Dorado, Bulo Bulo, Carrasco, entre otros, mientras que YPFB Andina aportó con un 8,9% con Río Grande y Yapacaní. Para Luis Alberto Sánchez, vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB Corporación, en el 2012 se registró un “cénit” en la producción de gas natural entregado a gasoducto con un promedio de 51 MMmcd. “Es el volumen más alto registrado en los últimos 13 años, gracias a las actividades rea-

lizadas en perforaciones e intervenciones de pozos, así como también a la ampliación en las capacidades de proceso del energético”, indicó el ejecutivo en la revista corporativa Gas y Desarrollo de la estatal petrolera. En comparación al 2011, en la gestión pasada se incrementó la producción bruta de gas natural promedio en 6,04 MMmcd. Desarrollo de campos Según Sánchez, la adenda que firmaron YPFB y Energía Argentina SA (Enarsa) en 2010 fue un instrumento que impulsó la inversión en el sector hidrocarburos en Bolivia para garantizar el desarrollo del contrato de compra y venta de gas natural con Argentina hasta el 2026, el cual debe alcanzar una producción de 27,7 MMmcd. “Este nuevo contexto permitió a Petro-

bras, Repsol, Total, YPFB Andina, YPFB Chaco y otras operadoras, emprender la perforación de nuevos pozos para incrementar la producción de gas y líquidos asociados” añadió. En este sentido, durante los últimos años, Sánchez señaló que se realizaron diferentes trabajos en los campos productores, constituyendo una prioridad San Alberto y Sábalo que garantizan el contrato GSA (Gas Supply Agreement) con Brasil. La producción de los megacampos ubicados en el departamento de Tarija, representaron en la gestión 2012 un 32,7% para Sábalo y 19,0% para San Alberto. Asimismo, se busca el impulso del campo Margarita-Huacaya, Itaú en el bloque XX y el bloque conformado por Ipati y Aquío para el cumplimiento del contrato vigente y

la adenda suscrita con Argentina. Repsol prevé incrementar la capacidad de procesamiento de gas en el campo Margarita-Huacaya para pasar de los actuales 9 MMmcd a 14 MMmcd a fines del 2013 y a 15 MMmcd en el 2014 con un tercer módulo en construcción a cargo de Técnicas Reunidas. Mientras que para el campo Itaú se construye una planta de procesamiento de 5 MMmcd en los predios de la actual planta de San Alberto. Según una inspección realizada en abril por ejecutivos de YPFB, se tenía un avance del 80%. La puesta en operación está prevista para finales de julio. Incremento en líquidos La producción de hidrocarburos líquidos creció en la gestión pasada con relación al 2011 en un 13,5%, alcanzando un volumen Fotos: Reporte Energía

TEXTO: Edén García s.

La planta Itaú incrementará la capacidad de procesamiento de gas en 5 MMmcd.

1 al 15 de Junio | 2013

“

hemos registrado el volumen más alto en los últimos 13 años, gracias a las perforaciones e intervenciones de pozos y ampliación en las capacidades de proceso de gas

Luis Alberto Sánchez, vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB Corporación

“

Petróleo & gas

Bolivia; megacampos promedio de 50.600 barriles por día (BPD), sin embargo todavía el país requiere de mayor incremento en este sector, tomando en cuenta que se importa alrededor del 50% del diésel que se consume. De acuerdo al Programa de Inversiones 2013 de YPFB para este año se espera bordear los 60.000 BPD en producción de petróleo, condensado y gasolina natural. A diciembre de 2012, se encuentran vigentes 41 contratos de operación para la exploración y explotación de hidrocarburos, suscritos por YPFB con diferentes empresas petroleras nacionales y extranjeras que fueron protocolizadas en mayo de 2007. ▲ Fuente: Revista Gas y Desarrollo de YPFB

aporte de empresa en venta de gas

Repsol instala un tercer módulo en el campo Margarita-Huacaya.

YPFB Chaco aportó un 10,5% del total producido en el país.

1 al 15 de Junio | 2013

Petróleo & GAs

“

Es una unidad que está en stand by para cualquier momento que se la necesite. Si uno de los turbocompresores está fuera de servicio, se apaga y se enciende el nuevo

“

Luis Fernando Vincenti, presidente de YPFB Transporte SA

Tienen una potencia entre 6.100 y 6.300 HP

YPFB Transporte invertirá $us 36 MM en turbocompresores de respaldo Fotos: Reporte Energía

Son tres unidades adicionales que se instalarán en las estaciones Saipurú, Taquiperenda y Caigua del Gasoducto Yacuiba-Río Grande (GYRG) como respaldo en caso que las existentes queden fuera de servicio. TEXTO: edén García S.

on el objetivo de garantizar la óptima operación del transporte de gas para el mercado interno y externo, YPFB Transporte prevé instalar turbocompresores adicionales en tres estaciones de compresión para que sirvan de reemplazo a cualquiera de las unidades que operan actualmente, informó Fernando Vincenti, presidente de la subsidiaria de YPFB Corporación. El proyecto consiste en la instalación de un turbocompresor en las estaciones Saipurú, Taquiperenda y Caigua del Gasoducto Yacuiba-Rio Grande (GYRG) como respaldo a las unidades ya existentes, en caso de que alguna de ellas esté en mantenimiento o fuera de operación. Esto permitirá minimizar los riesgos de restricciones de flujo ante un eventual paro de alguna de las unidades actualmente instaladas. Las unidades adicionales tienen una potencia instalada que va entre los 6100 a 6300 HP, y la inversión prevista en total bordea los $us 36 millones. “Es una unidad de respaldo que está en

stand by para cualquier momento en que sea necesitada. Si uno de los turbocompresores está en mantenimiento o fuera de servicio, no hay problema, se apaga y se enciende el nuevo”, explicó Vincenti. Otro de los proyectos para este año que destacó el titular de la transportadora, fue la ampliación del Gasoducto Villa Montes – Tarija (GVT), con el cual Tarija va a disponer de 64 MMpcd (millones de pies cúbicos día) de gas. Actualmente, el consumo alcanza los 14 MMpcd, por lo que las proyecciones señalan que la demanda de esta ciudad y las poblaciones por donde pasa el ducto estarán satisfechas por 20 a 25 años más. Se prevé que para finales de este año se concluya la ampliación del GVT que en este momento oferta 17 MMpcd. En cuanto al estado actual de las negociaciones con las comunidades indígenas por donde pasa el GVT, que en su momento, como en el caso de Itika Guasu, se opusieron a su construcción, Vincenti afirmó que con esta comunidad mantienen una “cordial” relación y que el acuerdo alcanzado en febrero del 2012 permitió la construcción del tramo del ducto por su territorio, postergando para “más adelante” la negociación de compensación por impactos no mitigables.

Las estaciones de compresión tienen la función de desplazar el gas a lo largo del ducto.

“Esta negociación sigue todavía en espera, pese a que el tramo que pasa por el territorio de Itika Guasu ya se construyó y está en funcionamiento”, puntualizó el ejecutivo Por otro lado, en el marco de lo establecido en la Constitución Política del Estado (CPE) que considera como derecho fundamental el acceso al gas domiciliario, el ejecutivo señaló que YPFB Transporte prioriza sus inversiones en el mercado interno y que en el 2012 un 80% de las mismas estuvo destinada a este sector y el restante al acondicionamiento y ampliación de la capacidad de transporte para cumplir con la exportación a Argentina. Para este 2013, destacó que la cartera de proyectos estará destinada mayormente a la expansión de la capacidad de transporte de los gasoductos existentes en el país. El monto total de inversión previsto para esta gestión es de $us 164,2 millones. YPFB Transporte ejerce un papel importante en el sector energético de Bolivia, su principal área de negocios es el transporte de gas natural y líquidos. Es operadora y descubra + propietaria de una red de aproximadamente reporteenergia.com 6.000 kilómetros de ductos e instalaciones relacionada con esta actividad. comparta ▲

88 procesos adjudicados en Feria a la Inversa Un total de 88 procesos adjudicados en proyectos de bienes, obras y servicios cerró YPFB Transporte y su filial Gas TransBoliviano (GTB) en la Feria a la Inversa, realizada recientemente en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, según datos proporcionados por la subsidiaria de YPFB Corporación. El monto de estos procesos de contratación adjudicados a diferentes empresas que operan en el país, alcanzaron los $us 19,2 mi-

llones, de los cuales $us 18 millones pertenecen a YPFB Transporte y los restantes $us 1,2 millones a GTB. La Feria a la Inversa de YPFB fue un espacio en el que diferentes empresas del país pudieron conocer las necesidades en bienes, obras y servicios de la estatal petrolera y sus subsidiarias, para luego competir en la adjudicación de contratos, según la cartera de proyectos ofertados.

comparta

descargue

reporteenergia.com/descargas

El informe de la participación de YPFB Transporte en la Feria a la Inversa

vea

reporteenergia.com

escucha

reporteenergia.com

YPFB Transporte adjudicó proyectos por un monto de $us 19,2 millones.

1 al 15 de Junio | 2013

“

Con esos recursos se podría devolver más fácilmente la inversión a las empresas en la etapa de exploración. De esta manera se consideraría como un buen negocio

Eduardo Alarcón, viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos

“

petróleo & gas

una de las medidas que se analiza aplicar desde la firma de nuevos contratos

evalúan diferir pago deL IDH para INCENTIVAR Inversiones en exploración Foto:Archivo Reporte Energía

Con los recursos del aplazamiento del desembolso del Impuesto Directo a los Hidrocarburos, se prevé contar con un fondo que permitirá devolver rápidamente los recursos a las compañías petroleras que descubran nuevas reservas. TEXTO: franco garcía S.

ara contar con los fondos necesarios que permitan devolver de manera acelerada los recursos económicos a las compañías petroleras que inviertan en exploración en el país, el Gobierno boliviano estudia el diferimiento del pago del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) a sus beneficiarios en un lapso de tiempo a determinar para los próximos contratos que se firmen. Según la información proporcionada a Reporte Energía por el viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Eduardo Alarcón, el aplazamiento del desembolso para las entidades receptoras del IDH oscilaría entre dos a cuatro años, en función de la dimensión, reservas y producción del campo. “De allí proviene la escala del tiempo y la forma de la retribución”, puntualizó. “Con esos recursos se podría devolver más fácilmente la inversión a las empresas en la etapa de exploración. Lo que las compañías esperan es una mejor retribución para que la actividad que desarrollan se considere un buen negocio”, afirmó. De acuerdo al Boletín Estadístico 2012 de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), por concepto de IDH se distribuyó en esa gestión $us 1.765 millones. Del mismo modo según la Ley 3058, aprobada el 2005, los recursos del IDH deben beneficiar en un 4% a los departamentos productores, 2% para no productores y el saldo a favor del Tesoro General de la Nación (TGN), Pueblos Indígenas y Originarios, Comunidades Campesinas, Municipios, Universidades, Fuerzas Armadas, Policía Nacional y otros. Sin embargo, desde el 2008 se utiliza también parte de los fondos del IDH correspondiente a las gobernaciones para pagar la Renta Dignidad. La Alícuota del IDH es del treinta y dos por ciento (32%) del total de la producción de hidrocarburos medida en el punto de fiscalización, que se aplica de manera directa no progresiva sobre el cien por ciento (100%) de los volúmenes de hidrocarburos medidos en el Punto de Fiscalización, en su primera etapa de comercialización. Actualmente se establece el pago mensual de IDH, dentro de los 90 días de finalizado el mes de producción, consolidando para el efecto el total de las operaciones realizadas durante el mes objeto de liquidación, pudiendo la Administración Tributaria prorrogar el plazo señalado, mediante Resolución Ad-

La estatal petrolera elabora un plan de desarrollo para explotar los niveles someros del campo San Alberto.

ministrativa en casos excepcionales. Por otro lado como parte del paquete de incentivos para las compañías subsidiarias de YPFB Corporación y operadoras que actualmente realizan tareas de explotación, se contempla ampliar la clasificación del hidrocarburo que recibirá los $us 30/Bbl en notas de crédito fiscal por incremento adicional en la producción, que según el Decreto Supremo No. 1202 del 18 de Abril de 2012 está restringido al petróleo igual o menor a 55 grados API. “Esta medida ocasionó una leve mejora en la producción, pero no todos los campos clasifican como hidrocarburos líquidos. El nuevo incentivo estaría vinculado a incrementar la mayor cantidad de líquidos posibles en el país. Posiblemente sea a toda la producción del condensado o restringir algunos campos en función de sus costos de producción. Es un tema que aún estamos analizando y trabajando”, señaló Alarcón.

A su vez, según el ex director de Desarrollo y Producción de YPFB Corporación, Rolando Mendoza Rioja, citado en la revista institucional de la estatal petrolera “Gas y Desarrollo, Análisis y Perspectivas”, el incentivo a la exploración y producción de petróleo a través de Notas de Crédito Fiscal (Nocres) permite estimar una producción adicional cercana a los 2000 barriles por + día descubra reporteenergia.com (Bpd) para 2013. “Este valor estará en función de la probacomparta bilidad de éxito de cada actividad, situación que en hidrocarburos en muy natural. Pareciera ser que el incentivo estádescargue comenzando reporteenergia.com/descargas a mostrar sus frutos en cuanto a revertir la tendencia declinante de la producción de vea petróleo”, remarcó. ▲ reporteenergia.com

escucha

OPINIÓN Carlos Schlink, Dir. de Tesoro del Gob. Dptal de Santa Cruz

‘¿se postergarán también las necesidades?’ Uno de los temas pendientes del sector hidrocarburos es el incremento de las reservas de gas, que el Gobierno descuida desde el 2006 cuando empieza a nacionalizar toda la cadena productiva, puesto que las empresas dejaron de invertir en exploración de nuevos pozos y ahora se pretende lanzar incentivos a costa de reducir los ingresos a las regiones por el IDH en un lapso de 2 a 4 años. Lo que no toma en cuenta el Gobierno, es que el IDH ha sido el recurso que permitió desarrollar la inversión pública del país, generar mejores condiciones de empleo, disminuir la pobreza y fortalecer la institucionalidad de las regiones. ¿Postergando el pago del IDH, postergaremos cuatro años la salud, educación y la seguridad ciudadana?. Un país con tantas deficiencias no puede aguantar tanto tiempo sin recursos.

avances del D.S. No. 1202 repsol. Con actividades en el Bloque Mamoré que comprendió intervenciones sin equipo en los campos Surubí, Surubí Bloque Bajo, Surubí Noroeste y Paloma. Evaluación de reservas remanentes de líquidos en los campos Camiri, Monteagudo, Tatarenda y Surubí Noroeste. ypfb andina. Posee planes conceptuales para Camiri, Guairuy, Boquerón, Arroyo Negro - Los Penocos, La Peña - Tundy. Petrobras Argentina. Tiene proyectos de intervención de pozos para aumentar producción de Líquidos en Colpa- Caranda. YPFB. Plan de desarrollo para explotar niveles someros del campo San Alberto.

reporteenergia.com El audio completo de la entrevista al viceministro Eduardo Alarcón

Fuente: Revista institucional Gas y Desarrollo de YPFB

1 al 15 de Junio | 2013

TEXTO: franco garcía S.

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), mediante una minifractura en la zona del pozo Ingre X-2, descubrió un yacimiento de tipo tight oil (petróleo proveniente de reservorios con baja porosidad y permeabilidad). Fuentes confiables de la industria petrolera indicaron a Reporte Energía que en marzo de este año se realizó una pequeña ‘fractura’ en la formación Tupambi entre 1.640 a 1.650 metros de profundidad habiendo obtenido caudales de petróleo de 2.6 barriles por día, que si bien son bajos y por lo tanto no son económicamente rentables, muestran depósitos de arenisca de baja permeabilidad. De acuerdo a la información, se inyectó “material” al reservorio para darle permeabilidad artificial y se pudo recuperar petróleo mediante una minifractura con los equipos disponibles en el país. De esta manera se replantearía el proyecto Ingre, que había quedado paralizado debido a que en la perforación inicial “no se descubrió ni siquiera agua”. Este nuevo enfoque implicaría desarrollar un estudio adicional para este año con un “mapeo” geológico a detalle de la formación Tupambi y de la arenisca en cuestión para definir si es posible perforar un pozo horizontal y una fractura completa, porque en este momento no se cuenta en el país con los equipos para una actividad de tal magnitud. Según el informe, funcionarios de YPFB Chaco, compañía que perforó en Ingre X-2, YPFB Andina y de YPFB Casa Matriz efectuaron un análisis preliminar de las condiciones del reservorio, en la que se determinó que es un yacimiento que reúne las condiciones de una roca con baja permeabilidad pero con contenido de hidrocarburo petróleo. La minifractura en Ingre se llevó a cabo

“

Se inyectó material para darle permeabilidad artificial y se pudo recuperar petróleo mediante una minifractura con los equipos disponibles en el país

“

Datos brindados a Reporte Energía

hallazgo de petróleo de yacimientos no convencionales

minifractura en ingre x-2 permitió descubrir reservorio de tight oil en bolivia Se conoció que primero se efectuará un ‘mapeo’ geológico de la formación Tupambi para luego realizar una fractura completa del yacimiento. Anuncian sísmica 2D. con el apoyo de la empresa Halliburton. Para la fractura de mayor magnitud prevista para el próximo año se consulta también a otras compañías que tienen la tecnología y la disponibilidad del equipamiento respectivo. Recientemente el gerente de Administración de Contratos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Edwin Álvarez, declaró al diario La Razón que continuarán en la búsqueda de crudo mediante sísmica 2D. La perforación del pozo Ingre X-2 se inició el 18 de diciembre de 2012 y concluyó 66 días después. El objetivo de la perforación era atravesar los estratos arenosos de edad carbonífera y probarlos de manera conclusiva si estos niveles son reservorios comerciales de hidrocarburos o no, principalmente líquidos. Recientemente en el marco del III Congreso Petróleo & Gas de YPFB, el presidente ejecutivo de la estatal petrolera, Carlos Villegas, anunció que firmarán en las próximas semanas tres convenios con la compañía YPF para la exploración de gas natural y shale gas. Se conoció que la estatal petrolera argentina apoyará en los estudios de shale gas en Bolivia, considerando su experiencia en el área. ▲

Foto: Archivo ABI

petróleo & gas

Tipos de crudos de reservorios no convencionales Heavy Oil: Petróleo en estado líquido de alta densidad. Se extrae de la roca mediante la inyección de vapor o polímeros. Oil Shale: Petróleo producido directamente de la roca madre (shale rica en materia orgánica). Oil Sands o arenas bituminosas:

Arenas impregnadas en bitumen, que es un hidrocarburo de muy alta densidad y viscosidad. Este bitumen en su estado natural no tiene la capacidad de fluir al pozo. Tight Oil: Petróleo proveniente de reservorios con baja porosidad y permeabilidad Fuente: Repsol.com

En la perforación en el pozo Ingre X-2 no se halló petróleo en cantidades comerciales. Sin embargo, con la pequeña fractura realizada se evidenció la existencia de reservorios no convencionales de hidrocarburos conocidos como tight oil.

1 al 15 de Junio | 2013

“

Estamos apuntando a varias áreas para tener inversiones de exploración para que el 2015 y 2016 entremos a una etapa franca de exploración

“

Carlos Sánchez, gerente general de YPFB Chaco Fotos: Archivo Reporte Energía

Petróleo & gas

“

Este trámite ya está en una instancia final. en los próximos días va a pasar al legislativo y esperamos que en el transcurso de uno a dos meses ya podamos firmar contrato

“

“ La subsidiaria de YPFB Corporación invertirá $us 36 millones de inversión en exploración en este año.

Se pretende alcanzar las formaciones Iquiri, Los Monos y Huamampampa, a través de la perforación de pozos profundos para recuperar la mayor cantidad de reservas

“

Se requiere la aprobación de la Asamblea legislativa

YPFB Chaco prevé firmar en dos meses contratos de exploración en tres áreas Se trata del Dorado Oeste, Isarzama y San Miguel, cuyos trámites se encuentran en aprobación en diferentes instancias. Adicionalmente, iniciarán trabajos exploratorios en Carohuaicho 8D y 8C con YPFB Andina. TEXTO: edén García S.

la espera de la finalización de los trámites de solicitud de áreas y la aprobación de la Asamblea Legislativa Plurinacional, la subsidiaria de la estatal petrolera, YPFB Chaco, calcula que en aproximadamente dos meses más se dará “luz verde” a la firma de contrato de Exploración y Explotación para las áreas Dorado Oeste, Isarzama y San Miguel, según Carlos Sánchez, gerente general de la empresa. “Este trámite ya está en una instancia final, en los próximos días va a pasar al (Poder) Legislativo y esperamos que en el transcurso de uno a dos meses ya podamos estar firmando contrato; esto nos va a dar oportunidad que iniciemos las actividades propiamente de exploración”, expresó el ejecutivo de la subsidiaria a Reporte Energía. Los trabajos en estas tres áreas incluirán labores de sísmicas, relevamientos aerofotogamétricos, entre otros que determinarán futuras ubicaciones de pozos petrolíferos y

de gas. Se pretende alcanzar las formaciones Iquiri, Los Monos y Huamampampa, a través de la perforación de pozos profundos que tienen por objetivo recuperar la mayor cantidad de reservas de gas y, especialmente, de petróleo que es lo que necesita Bolivia para satisfacer su mercado interno de combustibles. Aparte de las tres áreas mencionadas, Sánchez indicó que también esperan la culminación de los trámites respectivos y la aprobación de la Asamblea Legislativa para iniciar labores exploratorias en los bloques Carohuaicho 8D y Carohuaicho 8C, en una asociación que conformarán YPFB Chaco e YPFB Andina con el 50% de participación cada uno. Se trata de la primera sociedad que se realizará en el país entre empresas subsidiarias de YPFB para emprender actividades y asumir riesgos conjuntos de exploración y explotación de hidrocarburos. “Estamos apuntando a varias áreas para tener inversiones de exploración para que el 2015 y 2016 entremos en una etapa franca de

exploración”, añadió el ejecutivo. En cuanto a la sísmica 3D de 388 kilómetros cuadrados en el área de Bulo Bulo, Sánchez señaló que su interpretación y procesamiento culminará a fin de año, el cual determinará la ubicación exacta para la perforación del pozo Bulo Bulo 17. Inversión Según el Programa de Inversiones 2013 de YPFB Corporación, de los $us 286,2 millones que las empresas petroleras estatales y privadas pretenden invertir en exploración en este año, YPFB Chaco destinará $us 36 millones (13%), siendo la tercera más importante, después de Petroandina y Pluspetrol que aportarán $us 103,2 millones y $us 65,5 millones, respectivamente, a la búsqueda de nuevas reservas de hidrocarburos. En todas sus operaciones, la subsidiaria YPFB Corporación, tiene planeado invertir un total de $us 123,7 millones. Compensación de producción En la parte de producción para este año, Sánchez explicó que YPFB Chaco tiene

como objetivo compensar la declinación de producción de algunos yacimientos que están agotando sus reservas, mediante la perforación de pozos en desarrollo en campos como Carrasco y Dorado Sur. Actualmente, la subsidiaria trabaja con tres equipos de perforación. Según el Boletín Estadístico de YPFB, en el año 2012 los mayores campos productores de la empresa subsidiaria fueron Vuelta Grande y Bulo Bulo, con 1,51 y 2,10 millones de metros cúbicos día (MMmcd), respectivamente. YPFB Chaco es una filial de YPFB Corporación que tiene como actividades principales la exploración y producción de Hidrocarburos. Opera en una extensión total de 144.425 hectáreas, que incluyen un bloque de exploración, 21 áreas de explotación de las cuales 14 están en producción y 7 en reserva, en cuatro departamentos de Bolivia. También es propietaria de dos empresas afiliadas, la Compañía Eléctrica Central Bulo Bulo S.A., en la provincia Carrasco, departamento de Cochabamba, y la planta engarrafadora de Gas Licuado de Petróleo (GLP), en Santa Cruz de la Sierra. ▲

1 al 15 de Junio | 2013

“

Las oportunidades son muy grandes si se logran superar estas barreras y hay mucho potencial de gas y energía. El gas es fundamental para el futuro de la energía

Menelaos Ydreos, vicepresidente del Comité de Coordinación de la Unión Internacional de Gas, Canadá

“

III congreso YPFB /especial

SE puede genenerar mayor valor agregado

Desconfianza impide integración energética en países de sudamérica TEXTO: Edén García S.

l mercado de gas natural en Sudamérica puede tener un valor agregado para todos los países si se logra sobrellevar las barreras geopolíticas que actualmente genera mucha desconfianza e impide una real integración energética, según Menelaos Ydreos, vicepresidente del Comité de Coordinación de la Unión Internacional del Gas, Canadá. “Las oportunidades son muy grandes si se logran superar estas barreras y hay mucho potencial de gas y energía. El gas es fundamental para el futuro de la energía”, explicó. En su criterio, los trabajos exploratorios que están emprendiendo países como Bo-

livia son fundamentales, ya que se necesita incrementar las reservas en la región para maximizar los beneficios que implica el negocio del gas natural. Del mismo modo indicó que la industria del gas en Sudamérica requiere una buena regulación de los términos fiscales de operación e inversiones en infraestructuras. Para Ydreos, el gas natural será uno de los pilares en la energía del mundo, por sus bajos costos, disponibilidad en muchos países y la no generación de elevados niveles de contaminación medioambiental. Finalmente, afirmó que el shale gas que pretende desarrollar Argentina en los yacimientos de Vaca Muerta no afectará a las exportaciones bolivianas en el corto y mediano plazo, puesto que la puesta en valor de este recurso aún demandará más tiempo. ▲

Foto: Archivo Reporte Energía

Para el experto energético, Menelaos Ydreos, el gas natural será uno de los pilares en la energía del mundo, por sus bajos costos, disponibilidad en muchos países y al no generar elevados niveles de contaminación medioambiental.

La búsqueda de nuevas reservas de gas es fundamental para lograr una integración energética regional.

1 al 15 de Junio | 2013

Ypfb/ breves III congreso las ponencias del congreso gas y petróleo YPFB 2013

El presidente y CEO de Samsung Engineering, Ki Seok Park, afirmó que la capacitación de técnicos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) será la clave para el éxito de la Planta de Amoniaco Urea en Bolivia. “Bolivia está en el proceso, en el inicio de la industrialización, así que tendremos el cuidado de capacitar y asegurar los recursos humanos necesarios. Esto será muy importante para tener éxito en este proyecto”, señaló el ejecutivo de la filial de ingeniería de Samsung. Cabe recordar que YPFB envió a principios de este año cerca de una veintena de profesionales a Seúl, Corea, para adquirir capacitación en el manejo de la Planta de Amoniaco y Urea.

Braskem quiere ayudar, no ser ser socia de YPFB

Foto: Reporte Energía

oportunidades y retos en la petroquímica

Bolivia tiene mercado en Brasil y Argentina.

Carlos Villegas, presidente de YPFB

YPFB a la espera de aprobación de 18 contratos La estatal boliviana YPFB está a la espera de la aprobación de 18 nuevos contratos de servicios petroleros de exploración y explotación de hidrocarburos con empresas nacionales e internacionales, afirmó el titular de la petrolera, Carlos Villegas. De momento, 11 contratos están en proceso de negociación por el equipo técnico de YPFB y se prevé que hasta antes de fin de año, serán remitidos a la Asamblea Legistiva para su respectiva aprobación. Mientras que los otros siete restantes ya están en proceso de aprobación por el Órgano Legislativo. El potencial prospectivo de estos contratos, según Villegas, alcanza los 18,6 TCF de gas (trillones de pies cúbicos, por su sigla en inglés).

Bolivia tiene una gran oportunidad de entrar al mercado internacional de la petroquímica por las grandes reservas de gas natural que posee, pero antes debe tomar en cuenta la totalidad de las variables y las tendencias actuales en este negocio, señalaron Mark Eramo, experto en petroquímica y vicepresidente de la IHS CERA y Pierroberto Folgiero, director de Tecnimont y Tecnimont KT. Hay una gran demanda por diferentes productos petroquímicos como polipropileno y polietileno en Latinoamérica y, según los expertos, uno de los principales mercados de Bolivia debería ser el sudamericano, especialmente Brasil, por su gran economía y las inversiones que realizan, como también la Argentina.

La petrolera china planea desarrollar actividades en Bolivia.

El director superintendente de América del Sur de Braskem, Sergio Thiesen, señaló que la empresa brasileña puede ayudar a Bolivia a desarrollar su industria petroquímica, pero no ser su socia porque es un proyecto que estará bajo el control del Estado boliviano. La ayuda se enfocaría en el área de comercialización, en la construcción de una planta petroquímica o el entrenamiento del personal para el negocio. La producción de polietilenos que proyecta Bolivia, según Thiesen, tendrá a futuro un mercado en Brasil. “Sin necesidad de ser socios directos, podemos tener acuerdos de cooperación mutua que yo creo que son positivos”, puntualizó. greenglossy.files

se requiere personal de alto nivel

Petrobras considera a Bolivia como un socio estratégico.

cienciaeconomia.blogspot

Ki Seok Park, presidente de Samsung Engineering.

ses. En Bolivia ha sido un socio estratégico para la exportación de gas a Brasil que proviene de los principales campos productores situados en el departamento de Tarija. Desde 1996, Petrobras junto a sus socios invirtió $us 2.4 mil millones en un conjunto de proyectos que incluye la exploración y explotación de recursos de hidrocarburos.

Foto: imam.ru

Foto: Reporte Energia

De acuerdo a su Plan de Negocios y Gestión 2013-2017, Petrobras invertirá un total de $us 5.100 millones en operaciones fuera de Brasil, indicó Angélica García Cobas, gerente ejecutiva de las estatal brasileña. Petrobras, a través de sus unidades, empresas subsidiarias y representaciones comerciales y financieras, opera en 24 paí-

Foto: Archivo Reporte Energía

Petrobras invertirá $us 5.100 MM en el extranjero

Ven un gran potencial en la producción de polietilenos.

CNPC busca concretar trabajos en la región La empresa China National Petroleum Corporation (CNPC) de la República Popular de China expresó su interés en concretar proyectos de hidrocarburos en Sudamérica, incluyendo a Bolivia, según Liu Yingcai, gerente de Ingeniería de la estatal asiática. El ejecutivo señaló que de la misma manera que desarrolla actividades en Perú, Colombia y Ecuador, en el corto

tiempo planea hacer lo mismo con Bolivia, aprovechando el contacto que tiene con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). “CNPC trabajará para continuar la cooperación con países sudamericanos como Bolivia. Para nosotros es muy importante”, añadió. Actualmente, la petrolera china cuenta con 19 proyectos en Sudamérica.

1 al 15 de Junio | 2013

“

debe haber Una actitud regulatoria en términos del uso de las reservas, descubrimientos de los mismos y vincular con las necesidades de consumo... mercado interno y externo

“

Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación

Conclusiones

III congreso de ypfb: ‘Urge exploración y petroquímica’ En el marco de la cita especializada, la estatal petrolera boliviana indicó que se requiere ampliar la capacidad de producción y exportación actual del gas. TEXTO: Lizzett vargas o.

l III Congreso Internacional Gas & Petróleo de YPFB, puntualizó entre sus conclusiones los dos retos que tienen Bolivia en el sector hidrocarburos: la exploración y petroquímica, aspectos necesarios para dinamizar la actividad económica. El evento internacional se realizó los días 23 y 24 de mayo en el departamento de Santa Cruz, donde se realizó un debate referido a las temáticas de exploración y petroquímica. YPFB convocó al empresariado nacional y regional a afrontar el nuevo ciclo de la exploración e industrialización. En el marco de la clausura de la cita, Carlos Villegas, presidente de la estatal

petrolera, señaló que se requiere también ampliar la capacidad de producción y exportación. Asimismo, dijo que debe existir una actitud regulatoria en términos del uso de las reservas, los descubrimientos de los mismos y vincular con las necesidades de consumo para cubrir tanto mercado interno como compromisos de exportación. Otros de los puntos de las conclusiones y también reiterados por expositores, fue la urgencia de capacitar a los recursos humanos como una herramienta para afrontar el desafío tecnológico que representa la exploración, explotación e industrialización de los hidrocarburos. Al respecto, Villegas indicó que para encaminar una solución de fondo al problema, la estatal petrolera construirá y

solventará un centro de capacitación permanente y a la vez impulsará y coordinará con las universidades del país la formación de técnicos especializados en gas e hidrocarburos. Las conclusiones del Congreso fueron expuestas en la segunda y última jornada del evento, por el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, Luis Alberto Sánchez. El encuentro internacional conglomeró a más de 900 participantes y representantes de los poderes del Estado, profesionales, investigadores, analistas, empresarios privados y estatales. Estuvieron además delegados de empresas petroleras de Estados Unidos, Canadá, China, Argentina, Brasil, Corea del Sur, Italia, España entre otros. ▲

petróleo & gas ‘una nueva ley atractiva para las inversiones’ “La Ley de Hidrocarburos tiene que ser lo suficientemente atractiva para permitir que los socios vengan a invertir a Bolivia, entonces estamos trabajando en esa nueva ley”, aseguró el ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, en la clausura del III Congreso de YPFB Gas & Petróleo. Según el anuncio de la autoridad, en la normativa también se contemplará los nuevos incentivos que comprenden una rápida recuperación de la inversión petrolera en actividades de exploración. De igual modo, anunció que el proyecto ley marco de consulta y participación con todos los indígenas, originarios y campesinos, está siendo liderado por el Ministerio de Gobierno en el marco de la Constitución Política del Estado. “Entiendo que ya está en etapa de socialización esta ley marco y que nos va ayudar mucho en lo que significa la nueva Ley de Hidrocarburos”, señaló. También se contempla incluir en la nueva normativa el fortalecimiento a las instituciones que conforman este sector.

1 al 15 de Junio | 2013

Petróleo & gas

“

Se están haciendo cosas importantes y si continuamos así, en los próximos 10 a 15 años estoy seguro que Yacimientos será una empresa de talla internacional

“

Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación

En 10 a 15 años más

YPFB aspira a operar fuera de bolivia y llegar al nivel empresarial de Petrobras Foto: YPFB

Villegas destacó las invitaciones tanto de Argentina como Venezuela para realizar trabajos de exploración en ambos países. Analista señala que aún restan tareas por hacer en Bolivia antes de pensar en proyecciones internacionales. TEXTO: Edén garcía s.

Representantes de Argentina y Bolivia se reunieron en Tarija para dialogar sobre un futuro acuerdo energético.

por una decisión que tomaron los primeros mandatarios de ambos países y que, de la misma manera como la estatal argentina encarará estudios prospectivos en tres áreas del subandino boliviano (Charagua, Irenda y Abapó). Yacimientos considera la idea de participar en algunas áreas de producción, aunque no se detalló en que campos. También se conoció que Bolivia y Argentina trabajan en un acuerdo energético amplio que será firmado en los próximos días, a partir del cual se trabajará en todas las líneas energéticas. “Esta asociación entre YPF e YPFB puede ser un embrión importante, un ejemplo de integración a imitar o ampliar. Podría ser un inicio importante para la formación de una empresa multiestatal de energía”, agregó Villegas. Con Venezuela, por su parte, el ejecutivo de la estatal indicó que Petróleos de Venezuela (Pdvsa) invitó a YPFB operar en la franja del Orinoco, una de las mayores reservas mundiales de hidrocarburos. De la misma manera, el presidente venezolano, Nicolás Maduro, en su reciente visita al país mencionó que Bolivia pueda participar en tareas de exploración de hidrocarburos en Venezuela. ▲

OPINIÓN Boris Gómez, analista del sector hidrocarburos

‘No se puede pensar en lo externo cuando no se consolidó lo interno’ Bolivia ya tiene casi una década en la que no avanzó en materia de hidrocarburos. Si señalan que la estatal de petróleo y gas tendrá “talla internacional” ¿Por qué hasta la fecha en el Parlamento no se discutió y aprobó una moderna Ley de Hidrocarburos que potencie a YPFB como entidad única a cargo de la exploración, producción y refino; además de la agregación de valor al gas? Primero que establezcan cuáles son las líneas maestras de la política energética boliviana, que haya una ley sectorial, que tengamos una sola entidad a cargo de todo el sector que se invierta y se haga exploración intensiva en el territorio boliviano y recién allí se pensará en proyección internacional. Diez años no son suficientes considerando que, previamente se han echado a perder similar cantidad de años.

Foto: Archivo Reporte Energía

uego de iniciar la etapa de industrialización del gas en Bolivia, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) busca ahora participar en actividades de exploración y producción (E&P) de hidrocarburos en otros países de la región como Argentina y Venezuela, para lo que planea en 10 a 15 años más convertirse una empresa de nivel internacional como Petrobras y otras importantes compañías del sector. “Se están haciendo cosas importantes y si continuamos así, en los próximos 10 a 15 años estoy seguro que Yacimientos será una empresa de talla internacional como Petrobras, Ecopetrol, Pemex o Pdvsa. Creo que vamos hacia allá”, manifestó Carlos Villegas, presidente YPFB Corporación, en la revista de la estatal petrolera Gas y Desarrollo. Según el ejecutivo, existe un avance importante en las diferentes actividades de la cadena de los hidrocarburos que ha ejecutado YPFB en los últimos seis años, pero aún resta completar los trabajos de exploración para descubrir nuevas reservas de gas natural y líquidos y garantizar la sostenibilidad de los contratos de exportación y el creciente mercado interno, además de consolidar el proceso de industrialización con las nuevas plantas que se están construyendo o están en carpeta. Al respecto el analista del sector hidrocarburos, Boris Gómez Úzqueda, el Gobierno Nacional e YPFB deben primero determinar cuáles serán las líneas de la política energética boliviana, a través de la aprobación de una nueva Ley de Hidrocarburos, y realizar una exploración intensiva en el territorio boliviano, entre algunas de las tareas más importantes, para luego asumir otros retos con proyecciones internacionales. Ve con dificultad que en el plazo planteado por el presidente de YPFB se logre el objetivo de convertir a la estatal en una empresa de talla internacional, ya que en su criterio no son suficientes para revertir el poco avance en materia de hidrocarburos alcanzado en los últimos 10 años en el país. A finales de mayo, Villegas informó que recibió invitaciones de los gobiernos de Argentina y Venezuela para participar en tareas de E&P de hidrocarburos en ambos países y que la estatal analizaba esta posibilidad. En el caso de Argentina señaló que existe un acercamiento entre YPFB e YPF

En cuanto a la posibilidad de desarrollar actividades en Argentina y Venezuela, ojalá ocurra, pero es difícil pensar en que Bolivia invierta en, por ejemplo, la faja del Orinoco cuando ni siquiera tiene explorado el área de Orinoca (Oruro). Si vale la paradoja. No es posible pensar en escenarios de negocios externos cuando no se han consolidado negocios internos.

1 al 15 de Junio | 2013

eventos

empresas invitadas, y de esta manera, crear conciencia social y contribuir con el desarrollo sostenible de los negocios en Bolivia, explicó Roxana Cornejo, regional compliance officer para Perú, Ecuador y Bolivia de la empresa. Asimismo, en la presente reunión se firmó un Compromiso Voluntario de Ética y Transparencia que fomentará el cumplimiento de las reglas de intercambio comercial ético, justo y libre de corrupción entre estas organizaciones. Foto: Reporte Energía

La compañía Siemens Bolivia organizó el primer “Conversatorio del Círculo de Excelencia en Ética y Cumplimiento”, que aglutinó a importantes empresas del sector energético e industrial del país que son pares de negocio de la empresa para promover una cultura ética empresarial en el medio. Esta actividad sirvió para compartir experiencias, prácticas, controles o información en general que contribuyan a la lucha contra la corrupción en las

Foto: Cámara Boliviano Alemana

Siemens promueve acciones para una cultura ética empresarial

Roxana Cornejo y Omar Vargas, de Siemenes (centro) junto a representantes de distintas empresas.

Representantes del directorio de la Cámara de Comercio e Industria Boliviano - Alemana.

presentaron al Nuevo directorio de la Cámara Boliviano-Alemana En la pasada Asamblea de Socios Santa Cruz de la Cámara de Comercio e Industria Boliviano – Alemana (AHK), se realizó la presentación del Directorio gestión 2013-2014 conformado por las empresas: La Papelera SA.; Siemens Bolivia, Ferrostaal Ltda.; Laboratorios Vita SA, Droguería Inti SA.;Intercom Ltda., Compañía de Inversiones SA.; Banco Solidario, Industrias Lara Bisch SA.; Corimex; Banco Los Andes Pro-Credit SA.; Reineke Fuchs; CES Consulting Salzgitter GmbH; Hansa Ltda.; Bayer Boliviana Ltda.; Multitec y Honnen Ltda. Asimismo, expuso los detalles de todas las actividades de la Cámara en la ciudad de Santa Cruz y el informe de la gestión 2012 de la institución.

Foto: xxxx

carlos caballero reconocida por la fabricación de equipo

Foto: Carlos Caballero

La empresa Carlos Caballero recibió un reconocimiento de parte de la empresa Repsol Bolivia por su equipo de soldadores que trabajaron en la fabricación de un recipiente a presión de alto espesor (3.5 pulgadas de soldadura realizado sin defectos) que fue entregado a la compañía petrolera. Los ejecutivos de Repsol, Sergio Barrios y junto a los inspectores Luis Segura y Fernando Borenstein, reconocieron el trabajo del fabricante del equipo por la calidad del recipiente hecho en Bolivia con calidad internacional. No es la primera vez que la empresa Carlos Caballero es reconocida por sus trabajos que se destacan por cumplir con todas las normas avaladas de calidad, se indicó.

La conferencia estuvo presidida por el director del área de tecnología de la ANH, Ing. Miguel Ángel Paco (segundo izq) y por el responsable distrital de Santa Cruz, Andrés Lamas (cuarto izq)

proyecto b-sisa inicia primera fase con etiquetado de vehículos

El equipo de soldadores de la empresa Carlos Caballero que trabajaron para el proyecto de Repsol.

La Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH socializó en Santa Cruz el proyecto Boliviana de Sistemas de Autoidentificación (B-Sisa) y anunció que se procederá con el registro y etiquetado de los vehículos de forma gratuita con el objetivo de frenar el contrabando de combustibles. En esta primera etapa que durará tres meses y se aplicará en todo el país, se prevé distribuir 900 mil etiquetas para los motorizados con parabrisas. Posteriormente se registrará motocicletas y otros. La difusión del B-Sisa se realizó en La Paz, Cochabamba y Santa Cruz para exponer los objetivos y el alcance de este proyecto. Durante la conferencia realizada en el hotel Casa Blanca se destacó que se trata de una ‘tecnología de avanzada’ para fortalecer la seguridad ciudadana.

1 al 15 de Junio | 2013

“

al cierre

Petroperú reembolsará las inversiones realizadas en la exploración... con ingresos de la explotación del lote, de acuerdo a la participación que tenga en las operaciones

“

Presidente del directorio de Perupetro, Luis Ortigas

el 17 de octubre de este año se conocerán los resultados de la adjudicación

Más de 20 empresas se interesan en licitación de nueve lotes en perú Se presentó bases y cronograma de licitación internacional de nueve lotes en cuencas offshore. Estiman una inversión mínima de $us 450 MM. Perú tiene 14 contratos de exploración y explotación de hidrocarburos fuera de la costa. CRONOGRAMA DE LICITACIÓN de nueve lotes offshore en Perú - 2013 Acto Público: Presentación de Propuestas y Apertura de Sobre Nro. 1

Convocatoria: Publicación de Bases, Cronograma y Modelo de Contrato

14.10.2013 9:00 A.M.

31.05.2013 Culmina 23.09.2013

Presentación de cartas de interés

Inicia 18.06.2013

Presentación de consultas y solicitudes de aclaración a las Bases Culmina Inicia 18.06.2013 02.09.2013 mayo

junio

julio

Resumen Lotes Offshore Licitación Pública Internacional 2013 N 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Nro. Lote Z-50 Z-53 Z-54 Z-55 Z-56 Z-57 Z-58 Z-59 Z-60

Cuenca Lima Lima - Pisco Pisco Pisco Trujillo - Salaverry Trujillo - Salaverry Mollendo Mollendo Mollendo

Región Extensión Final (ha) Ancash - Lima 876,752.979 Lima - Ica 823,616.526 Ica 717,518.003 Ica - Arequipa 51,145.425 La Libertad 716,294.312 La Libertad-Ancash 578,858.840 Arequipa 699,160.656 Arequipa 1’040,004.885 Arequipa-Moquegua 901,863.027 Área Total 7,005,214.653

agosto

septiembre

octubre

01.08.2013

16.09.2013

Primera absolución de consultas y solicitudes de aclaración a las Bases*

Segunda absolución de consultas y solicitudes de aclaración a las Bases** 17.10.2013 9:00 A.M.

* Recibidas entre el 18.06.2013 y el 18.07.2013 inclusive ** Recibidas entre el 19.07.2013 y el 02.09.2013 inclusive

Acto Público: Apertura de Sobre N° 2, Evaluación de Propuestas y Otorgamiento de Buena Pro. Fuente: Elaboración propia en base a datos de Perupetro.

TEXTO: Lizzett vargas o.

a licitación pública internacional de nueve lotes en cinco cuencas offsho-

re (mar adentro)de la petrolera estatal peruana Perupetro, tiene más de 20 empresas interesadas de Estados Unidos, Canadá, Reino Unido, Corea, Rusia y Latinoamérica. El 31 de mayo el presidente del directorio de Perupetro, Luis Ortigas Cúneo, presentó a los inversionistas las bases y cronograma de la licitación cuya “buena pro” (declaración de los ganadores de la licitación) se entregará el 17 de octubre próximo. Precisó que las bases se encuentran en el portal corporativo (perupetro.com.pe) y establecen las condiciones legales, técnicas y económicas que deben cumplir las empresas interesadas para ser habilitadas a participar en la licitación por uno o más lotes. Indicó que el factor de competencia será la oferta económica que presenten los postores, la cual corresponderá a un porcentaje de regalías que ofrezcan, en adición a los valores mínimos contenidos en la bases. Los lotes que forman parte de esta lici-

tación son; Z-56 y Z-57 (Cuenca SalaverryTrujillo), Z-53, Z-54 y Z-55 (Cuencas LimaPisco) y Z-58, Z-59 y Z-60 (Cuenca Mollendo). Se estima una inversión mínima de $us 450 millones por parte de las empresas que obtengan “la buena pro”. Los respectivos lotes se encuentran situados a siete millas de la línea de costa, respetando la zona de dedicación exclusiva a la pesca artesanal. Las cuencas sedimentarias offshore, por su ubicación geográfica, son unas de las áreas geológicas menos exploradas en el Perú, por ello se ha priorizado la promoción y contratación de áreas en estas cuencas. Sin embargo, la mayoría de lotes propuestos cuentan con información sísmica regional 2D y estudios geológicos de potencial de hidrocarburos. Los levantamientos sísmicos y evaluaciones geológicas-geofísicas en las cuencas sedimentarias offshore, han identificado un número de prospectos y leads con probabilidades para la exploración de hidrocarburos, potencial que solo se podrá confirmar realizando trabajos de búsqueda por parte de las empresas que ganen la “buena pro” de dicha licitación.

Las empresas que muestren interés en alguno de los lotes deberán ser evaluadas de acuerdo a los parámetros que se establecerán en las bases de la licitación, y calificadas en base a la normativa vigente. La licitación es una etapa del proceso de contratación en la que no se realiza actividades de exploración de hidrocarburos, sino más bien, se identifica si hay empresas interesadas, las mismas que deberán pasar por un proceso de evaluación y calificación para la declaración de ganador de la licitación. Por otro lado, se informó que en las bases figura el Modelo de Contrato de Licencia para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos, donde se ha considerado que Petroperú, en caso de descubrimiento comercial, tenga la posibilidad de asumir una participación en el Contrato de Licencia de hasta el 25 por ciento. Sobre este punto, explicó que Petroperú no participará inicialmente en la etapa de exploración para no asumir riesgos, pero si el Contratista del Lote realiza un descubrimiento comercial, se establece la posibilidad de que Petroperú pueda asumir una participación de hasta 25 por ciento en la operación.

“Petroperú deberá reembolsar las inversiones realizadas en la exploración y desarrollo, con los ingresos provenientes de la explotación del lote, de acuerdo a la participación que tenga en la operación”, precisó Ortigas. El presidente de Perupetro informó que en cumplimiento de la normativa vigente, se han realizado 45 eventos presenciales de participación ciudadana con autoridades regionales, provinciales y distritales, así como gremios de pescadores, de La Libertad, Ancash, Lima, Ica, Arequipa y Moquegua, donde están ubicados los lotes. Estas reuniones de participación ciudadana se realizaron con anterioridad a la publicación de bases, para informar y recoger las expectativas y propuestas de la población respecto al proceso de licitación. “Perupetro es respetuoso de las normas vigentes y en ese marco, ha realizado con antelación, reuniones de participación ciudadana para que la población esté debidamente informada, y vamos a continuar brindando toda la información que se requiere”, aseguró Ortigas. Perupetro espera agilizar procesos con esta subasta, que han sido demorados por la

1 al 15 de Junio | 2013

“

Perupetro informó que el gobierno planea ampliar por 10 años más el plazo de explotación de otros nueve lotes, cuya concesión vencerá entre este año y el 2014

Perupetro

comparta descargue

reporteenergia.com/descargas

las bases y cronograma de licitación de Perupetro

vea

reporteenergia.com

laS cifraS

450 MM/$US

escucha

Es lareporteenergia.com inversión que se estima traerán las empresas que obtengan la buena pro de la licitación de los nueve lotes de Perupetro.

al cierre

Perú prevé duplicar los $US 2.000 MILLONES DE INVERSIONES OFFSHORE Las inversiones en el offshore peruano en los últimos años ascendieron a $us 2.000 millones y se estima que en los próximos cinco años esta cifra se podría duplicar, según autoridades gubernamentales del sector de hidrocarburos de este país. Como una de las medidas para lograr este objetivo, Perupetro informó que el gobierno planea ampliar por 10 años más el plazo de explotación de otros nueve lotes, cuya concesión vencerá entre este año y el 2014. Asimismo gestiona un dispositivo legal para extender los plazos de los contratos ya firmados a 20 años o hasta 30 años con ciertas condiciones. A la fecha, hay 14 contratos de licencia vigentes para la exploración y explotación de hidrocarburos offshore, de los cuales, dos ya se encuentran en etapa de producción, (Z-2B -Savia Perú y Z-1- BPZ). Al respecto el viceministro de Energía del Perú, Edwin Quintanilla, destacó el marco en el que se efectúan las inversiones en hidrocarburos, “en un país con estabilidad económica, donde los contratos son contratos-ley, que solo pueden ser modifi-

Foto: minem.gob.pe

implementación de una ley que da más voz a los pueblos indígenas en el desarrollo de proyectos energéticos y mineros. Planea lanzar otra licitación con 26 lotes petroleros en la selva peruana a fines de este año. Perú, que cuenta con vastas reservas de gas natural, busca impulsar las inversiones en hidrocarburos que han sufrido en medio de conflictos con las comunidades locales cercanas a los proyectos energéticos. Para obtener el visto bueno de los indígenas de la selva y agilizar la realización de la denominada “ley de consulta previa”, Ortigas afirmó que lo harán por grupos debido descubra + a que algunas comunidades serán afectadas reporteenergia.com por dos o tres lotes. ▲

“

El viceministro de Energía de Perú, Edwin Quintanilla, clausuró el lanzamiento de nueve lotes exploratorios offshore.

cados por acuerdo escrito y expreso entre las partes; gozan de estabilidad tributaria, garantía cambiaria, entre otros”, dijo. Perú tiene ocho cuencas sedimentarias offshore ubicadas a lo largo de la costa, dos de las cuales están parcialmente en

tierra. Las cuencas sedimentarias de la costa norte del Perú; Tumbes, Talara y Sechura, producen desde fines del siglo XIX, y a la fecha tienen una producción acumulada total de alrededor de 1,500 millones de barriles de petróleo de alta calidad.

1 al 15 de Junio | 2013

HIDROCARBUROS Fecha

Fecha

Cushing, OK

Europe Brent

Cushing, OK

Europe Brent

WTI Spot Price

Spot Price FOB

WTI Spot Price

Spot Price FOB

FOB (Dollars

(Dollars per

FOB (Dollars

(Dollars per

per Barrel)

Barrel)

per Barrel)

88,04 88,81 89,21 91,07 93,27 92,63 94,09 93,22 90,74 93,7 95,25 95,8 95,28 96,24

98,94 99,07 99,25 100,71 101,62 102,39 102,88 101,53 98,34 100,32 104,6 105 105,18 103,79

Abr 19, 2013 Abr 22, 2013 Abr 23, 2013 Abr 24, 2013 Abr 25, 2013 Abr 26, 2013 Abr 29, 2013 Abr 30, 2013 May 01, 2013 May 02, 2013 May 03, 2013 May 06, 2013 May 07, 2013 May 08, 2013

May 09, 2013 May 10, 2013 May 13, 2013 May 14, 2013 May 15, 2013 May 16, 2013 May 17, 2013 May 20, 2013 May 21, 2013 May 22, 2013 May 23, 2013 May 24, 2013 May 28, 2013 May 29, 2013

Barrel)

96,09 95,81 94,76 93,96 93,95 94,85 95,72 96,29 95,55 93,98 94,12 93,84 94,65 93,13

MINERíA ZINC $us/L.F.

COBRE $us/L.F.

BISMUTO $us/L.F.

ANTIMONIO $us/T.M.F.

WOLFRAM $us/U.L.F.

PLATA $us/O.T.

ORO $us/O.T.

8.9675

0.8931

0.8178

3.1162

8.60

10200.00

212.45

23.9700

1469.50

9.0469

0.8972

0.8271

3.1162

23.6900

1456.00

9.0492

0.8927

0.8260

3.2300

8.60

10200.00

214.37

24.2500

1476.50

9.2261

0.9158

0.8346

3.2840

23.7500

1463.00

0.9290

0.8482

3.3226

10200.00

214.50

23.8600

9.2442

9.3644

0.9126

0.8376

3.3158

24.0700

1469.50

9.4120

0.8995

0.8323

3.3520

8.60

10200.00

219.85

23.3700

1449.25

9.4461

0.8981

0.8271

3.3339

23.6600

1429.75

9.3553

0.8958

0.8226

3.2636

23.4400

1436.50

9.3417

0.8836

0.8128

3.2182

8.60

10200.00

219.85

22.8700

1412.25

9.3531

0.8918

0.8117

3.2182

22.2600

1377.00

9.4778

0.9083

0.8221

3.3244

8.60

10200.00

220.54

22.5200

1376.75

8.60

1454.00

9.5232

0.9076

0.8194

3.2999

21.6600

1353.75

9.6388

0.9253

0.8314

3.3489

22.4400

1378.75

8.50

10200.00

220.95

9.7500

2.25 Bs./Kg

GAS. ESPECIAL

3.74 Bs./Lt

GAS. PREMIUM

4.79 Bs./Lt

GAS. DE AVIONES 4.57 Bs./Lt KEROSENE

2.72 Bs./Lt

JET FUEL

2.77 Bs./Lt

DIESEL OIL

3.72 Bs./Lt

AGRO FUEL

2.55 Bs./Lt

FUEL OIL

2.78 Bs./Lt

PRECIOS INTERNACIONALES GASOLINA

9.10 Bs./Lt

DIESEL OIL

9.46 Bs./Lt

JET FUEL

7.53 Bs./Lt

Fuente: eia.gov

Fuente: ANH

0.9312

0.8346

3.3906

22.6200

1385.25

9.5141

0.9183

0.8255

3.3044

22.4700

1386.00

9.5708

0.9324

0.8267

3.2836

8.50

10100.00

221.09

22.3800

1385.25

9.5912

0.9514

0.8253

3.2915

22.3600

1379.00

9.5254

0.9600

0.8330

3.2663

8.50

10100.00

221.78

22.3600

1384.50

9.4710

0.9739

0.8478

3.2863

22.6800

1406.25

9.4438

0.9945

0.8534

3.2840

8.50

10100.00

221.78

22.5700

1410.25

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

Día Jun 1 1,023.8 2 971.8 3 920.6 4 993.5 5 1,016.1 6 1,004.5 7 905.3 8 981.0 9 927.8 10 872.8 11 991.4 12 1,029.5 13 1,040.3 14 1,056.3 15 1,082.5 16 991.9 17 935.9 18 1,045.0 19 1,044.4 20 1,028.4 21 962.0 22 1,029.0 23 962.6 24 908.7 25 1,036.5 26 1,063.3 27 1,068.3 28 1,080.8 29 1,075.4 30 986.1 31 Max. 1,082.5

Jul 921.0 1,059.6 1,041.6 1,062.9 1,024.0 1,032.5 959.9 895.1 1,024.6 1,055.5 1,038.1 1,042.7 1,040.4 954.5 887.8 990.3 1,043.1 1,056.0 1,060.8 1,063.1 998.1 947.1 1,067.8 1,105.7 1,014.4 1,096.3 1,059.4 988.8 936.1 1,046.9 1,072.7 1,105.7

GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (Junio 2012 - Mayo 2013) Ago 1,052.4 1,082.1 1,078.9 996.9 930.9 892.3 1,075.4 1,095.5 1,076.6 1,081.7 1,026.5 997.0 1,084.0 1,100.0 1,108.0 1,113.4 1,089.2 1,046.2 944.2 1,042.8 1,084.5 1,129.9 1,123.6 1,056.1 977.0 905.5 1,037.7 1,064.2 1,070.6 1,098.1 1,093.8 1,129.9

Sep 1,017.1 974.9 1,116.3 1,138.1 1,148.7 1,143.3 1,118.0 1,071.3 1,002.1 1,098.8 1,122.1 1,145.4 1,128.1 1,101.1 1,048.8 1,005.0 1,141.1 1,144.9 1,041.5 1,076.3 1,072.5 1,000.9 978.8 1,062.8 1,091.8 1,066.2 1,087.1 1,103.8 1,061.3 1,007.4 1,148.7

Oct 1,122.1 1,088.2 1,061.3 1,088.4 1,101.3 1,026.1 1,006.2 1,116.8 1,145.0 1,060.8 1,071.9 1,090.7 1,051.1 1,007.2 1,144.6 1,152.6 1,145.1 1,149.5 1,121.4 1,035.3 975.4 1,104.8 1,080.6 1,103.1 1,146.6 1,146.5 1,084.8 1,036.7 1,132.0 1,152.2 1,124.7 1,152.6

Nov 1,087.5 885.3 986.4 984.2 1,108.1 1,083.2 1,083.8 1,126.1 1,131.5 1,039.8 1,001.7 1,097.3 1,115.5 1,125.2 1,153.5 1,152.0 1,075.0 988.0 1,140.4 1,048.9 920.2 1,103.4 1,065.8 1,002.3 976.9 1,130.3 1,133.2 1,145.5 1,093.8 1,107.6 1,153.5

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

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

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

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

Abr May(al 28) 1,141.4 1,005.6 1,176.4 1,168.0 1,095.5 1,174.5 1,114.6 1,069.8 1,094.8 981.1 1,060.2 1,103.4 994.6 1,110.9 1,089.1 1,119.2 1,134.5 1,135.4 1,147.7 1,133.1 1,142.8 1,075.8 1,096.7 1,005.3 1,024.3 1,154.9 976.2 1,157.4 1,100.7 1,176.0 1,117.1 1,074.5 1,136.0 1,036.1 1,129.6 972.4 1,127.7 933.7 1,062.2 1,082.3 999.2 1,113.3 1,119.7 1,098.7 1,148.9 1,107.8 1,151.9 1,102.9 1,169.7 1,012.9 1,139.9 969.5 1,046.0 1,087.2 1,021.1 1,152.7 1,153.7 1,147.2 1,176.4 1,176.0

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

DEMANDA MAXIMA DE POTENCIA DE CONSUMIDORES (MW) EN NODOS DEL STI - (Junio 2012 - Mayo 2013)

Jun CRE - Santa Cruz 368.9 DELAPAZ - La Paz 274.0 ELFEC - Cochabamba 171.4 ELFEC - Chimoré 9.1 ELFEO - Oruro 49.7 ELFEO - Catavi 18.8 CESSA - Sucre 37.9 SEPSA - Potosí 41.6 SEPSA - Punutuma 8.0 SEPSA - Atocha 12.1 SEPSA - Don Diego 6.2 ENDE - Varios (2) 14.7 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 48.4 Otros - C. No Regulados 15.0 Varios (1) 2.5 TOTAL COINCIDENTAL 1,027.9

PRECIOS DIARIOS - METAL BULLETIN (MAYO 2013)

Jul 367.1 274.0 172.3 9.3 53.3 19.1 39.0 42.4 8.1 11.6 6.1 15.0 51.6 14.9 2.5 1,052.5

Ago 392.5 271.8 174.2 9.8 53.0 18.8 39.5 42.8 7.8 11.5 6.2 17.2 50.6 14.9 2.5 1,078.4

Sep 424.3 268.5 177.1 10.3 51.3 19.4 39.4 41.6 7.3 11.0 6.2 18.5 47.9 14.8 2.5 1,103.1

Oct 446.0 267.6 178.9 10.7 52.7 22.2 39.4 40.8 7.3 11.0 6.0 19.2 47.7 14.6 2.5 1,098.5

Nov 433.7 266.1 175.9 10.2 53.5 19.6 39.6 41.0 6.6 10.9 6.1 18.9 46.9 14.6 2.4 1,101.5

Dic 437.7 269.7 176.0 9.8 52.5 16.4 38.6 40.6 6.3 10.7 5.8 18.5 49.8 14.4 2.2 1,109.0

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

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

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

Abr May(al 28) 415.3 402.8 279.3 283.0 179.2 180.0 10.4 11.7 56.0 53.7 19.4 19.8 41.5 42.0 42.4 43.4 7.2 7.5 11.7 12.1 6.4 5.7 20.2 19.6 49.0 48.4 17.6 16.9 2.4 1.9 1,115.2 1,118.1

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

DEMANDA DE ENERGIA DE CONSUMIDORES (GWh) EN NODOS DEL STI - (Junio 2012 - Mayo 2013)

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

Fuente: London Metal Exchange - MB

Jun 171.7 126.7 82.1 3.7 23.1 9.4 15.8 23.0 3.3 6.0 2.3 6.5 24.9 7.6 0.8 506.9

Jul 175.6 131.9 85.9 3.8 25.9 10.0 20.0 23.8 3.8 6.1 2.8 6.4 32.5 9.0 0.8 538.3

Ago 196.0 130.7 86.6 4.1 25.3 10.0 20.3 23.2 3.7 6.0 2.5 7.7 32.5 9.1 0.8 558.6

Sep 210.5 126.7 85.7 4.4 23.0 9.6 19.4 22.8 3.2 6.0 2.3 8.7 30.4 8.7 0.8 562.1

Oct 228.9 132.0 91.5 4.7 25.6 9.9 20.3 23.6 3.4 6.0 2.4 9.4 27.4 8.9 0.7 594.6

Nov 216.3 125.1 86.6 4.4 25.3 8.4 19.8 21.8 3.0 5.6 2.4 8.9 30.2 8.3 0.7 566.6

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

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

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

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

Abr May(al 28) 204.3 133.6 132.2 94.5 86.9 61.3 4.3 3.1 27.4 18.4 9.2 5.6 19.1 13.8 24.0 17.3 3.3 2.6 6.1 4.5 2.7 1.8 8.9 5.8 31.3 21.6 8.6 6.8 0.7 0.4 569.1 391.2

AGENDA ENERGéTICA 12 y 13 de junio | Calgary - Canadá

Gas & Expo Oil en 2013 Evento bienal líder para el gas de América del Norte y de la industria petrolera. La reunión ofrece oportunidades para la exposición de marca, desarrollo de negocios, la educación y la creación de redes. Exposiciones de interior y al aire libre mostrar las nuevas tecnologías, una amplia gama de productos y servicios.

del 17 al 18 de julio | Medellín - colombia

2nd Mining Exploration Summit

Colombia se ha convertido en los últimos años en uno de los países más interesantes para exploración minera en América Latina. El encuentro abordará los avances y las dificultades regulatorias en la ejecución de proyectos mineros en la región. Contacto: events@bnamericas.com

Contacto: http://gasandoilexpo.com/

16 al 17 dE julio | tegucigalpa - honduras

III Seminario Latinoamericano y del Caribe de Petróleo & Gas El evento presentará el potencial hidrocarburífero de los países de América Latina y el Caribe, así como las estrategias para su desarrollo considerando las políticas de industrialización como generadores de valor agregado y polos de crecimiento económico- social. Contacto: lennys.rivera@olade.org

DEL 21 AL 23 DE agosto| santa Cruz - bolivia

6to Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2013 El evento es organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) desde 2008. Reúne a analistas y representantes de gobierno en diferentes áreas del rubro energético. Este año tratará “Soluciones al Trilema Energético”, seguridad energética, equidad social y mitigación de impacto ambiental.

24 de JULIO | lima - perú

Contacto: abriones@bnamericas.com

La reunión innovadora de los más prestigiosos proveedores de tecnología y servicios para adquisición, interpretación, modelación sísmica y otros de nivel mundial, tanto en tierra como costa afuera. Empresas como Western Geco, Sinopec y otras expondrán tecnología de última generación.

del 27 al 29 de agosto| Buenos Aires, Argentina

Workshop on Seismic Technology for O&G

Contacto: info@gasenergyforum.org

Shale Gas World Argentina 2013

El segundo congreso anual Shale Gas Mundial, en Argentina, reúne a más operadores, proveedores de primer nivel, y a representantes del gobierno que cualquier otro evento lo que lo convierte en una cita obligada para los integrantes del sector del petróleo y gas. Contacto: www.terrapinn.com

Fuente: CNDC

PLOMO $us/L.F.

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

ESTANO $us/L.F.

1.66 Bs./M³

GLP

ELECTRICIDAD PRECIOS DE MINERALES - METAL BULLETIN (MAYO 2013)

DIAS

GNV

103,59 101,31 102,17 102,7 101,57 104,27 103,83 104,55 103,1 102,14 100,46 101,24 103,77 102,14

Fuente: eia.gov

PrecioS FINALES de los combustibles MAYO 2013

1 al 15 de Junio | 2013