Edicion 110 Reporte Energia by Branko Zabala

13,

ivia Bol bre ija em Tar Novi e 5d

ISSN 2070-9218

.o gas w.fi

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

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ELECTRICIDAD

110

SE DEBE ACTUALIZAR PLAN DE EXPANSIÓN DEL SIN

Nro. Del 1 al 15 de Noviembre de 2013

El presidente de la Cámara Boliviana de Electricidad, Mario Rojas, dijo que es necesario retomar aspectos pendientes de la planificación del sector eléctrico.

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

Foto: Oleoducto Bicentenario / Interconexión de estaciones Araguaney y Banadía en Colombia.

P-32

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PETROQUÍMICA

PLANTA DE ÚREA, LA PUNTA DE LANZA DE LA PETROQUÍMICA El MHE de Bolivia detalla los proyectos inmediatos y a futuro de YPFB y EBIH, que impulsarán la industrialización de hidrocarburos. P 16

PETRÓLEO & GAS

COLOMBIA: LONGITUD RÉCORD DE HDD EN OLEODUCTO BICENTENARIO

REPSOL: ‘SE ESPERA INCENTIVOS PARA LA EXPLORACIÓN’ El nuevo titular de la compañía en Bolivia, Jorge Milathianakis, dijo que las actividades en Margarita Huacaya no concluyen con Fase II.

Foto: ABI

P-10-11

P-12-13

quinto figas propone mirar la agenda energética 2025 La situación actual del sector hidrocarburos y electricidad en el marco de la nacionalización y su proyección en la Agenda del Bicentenario, será analizada por autoridades, expertos internacionales, analistas y las compañías que operan y prestan servicios petroleros y eléctrico. La tradicional cita internacional será del 13 al 15 de noviembre en el Hotel Los Parrales. P-20-21 Con el auspicio de:

WTI ($us/BBl de petróleo) Oct 16

Oct 17

Oct 18

Oct 21

Oct 22

8.62 $us/MMBTU

Precio / gas boliviano p/ Brasil Oct 23

102.4 100.8 101.1 99.6 98.3 96.8

Precio / gas boliviano p/ Argentina Precio / diésel internacional Precio / gasolina internacional

10.11 $us/MMBTU 9.41 Bs/lt 9.03 Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 23/10

3.61 dollars per million BTU

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

PETRÓLEO & GAS

‘DESAFÍOS MÚLTIPLES PARA INDUSTRIALIZAR LOS HIDROCARBUROS’ El representante presidencial para la Agenda del Bicentenario, César Navarro, quién disertará en FIGAS 2013, planteó tareas pendientes para el sector petrolero. P-26

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LO ÚLTIMO

EDITORIAL DIRECTOR : MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

SomarÉ obtiene acreditación en nueva versión de norma ISO

LA AGENDA 2025

El Organismo de Inspección de Somaré se convirtió en la primera empresa boliviana en acreditar la versión 2012 de la norma NB/ISO/IEC 17020:2012, que entró en vigencia a nivel internacional en marzo del 2013. Esta norma cubre las actividades de los organismos de inspección, incluyendo el examen de materiales, productos, procesos, procedimientos de trabajo o servicios y la determinación de su conformidad con los requisitos. También prevé la emisión de un informe de resultados y la comunicación a los clientes y, cuando se requiera, a las autoridades. La realización del servicio de inspección requiere normalmente el ejercicio de un juicio profesional debidamente calificado cuando se evalúa la conformidad con los requisitos técnicos y legales. “Los clientes ponen su confianza en nuestro trabajo, nos esforzamos por hacer lo mejor posible”, indicó Javier Ruiz, gerente de certificaciones de Somare. Empresas de diferentes sectores solicitan los servicios de los oganismos de inspección para que certifiquen sus equipos, como una señal de que los mismos están en condiciones aptas para operar de manera segura y efectiva.

¿quién es quién?

l gobierno de Bolivia se ha tomado en serio el bicentenario del país y a propuesta del presidente Morales se ha planteado una agenda que está a cargo de un delegado presidencial, quien tiene la misión de recoger las inquietudes de los diferentes sectores que hacen a la vida nacional e incorporarlos en la citada agenda. Por estos días, el delegado estará reunido con diferentes instancias de la actividad hidrocarburífera del país en la capital del departamento de Tarija, -la región con las mayores reservas del país-, captando la problemática del sector desde las necesidades regionales, hasta los aspectos técnicos que inciden en la elaboración de la política energética. El tema de la agenda, ha sido recogido también por el FIGAS que se lo ha planteado como su lema en la quinta versión anual, analizando los “Avances y desafíos de la nacionalización de los hidrocarburos y la electricidad y la visión 2025”, intentando aportar con insumos a la discusión de la política energética que se busca construir en el país, sobre la base de la recuperación de los recursos naturales. La agenda planteada por el presidente Evo Morales, reclama en su séptimo pilar, “Soberanía sobre los recursos naturales, con nacionalización, industrialización y comercialización en armonía y equilibrio con la Madre Tierra”. El FIGAS, que es una plataforma independiente de análisis y propuesta, será una excelente oportunidad para que el delegado presidencial Cesar Navarro, comparta las inquietudes recogidas en las dos jornadas previas en la misma región y pueda enriquecer los ingredientes que serán destinados a plantear una línea coherente, participativa y novedosa de desarrollo y crecimiento con beneficio para todos los bolivianos. Grata coincidencia la realización de las jornadas denominadas “Encuentro Soberanía Hidrocarburífera” los días 29 y 30 de octubre y el FIGAS los días 13 al 15 de noreporteenergia.com viembre en la misma ciudad. El primero bajo la organización Entrando a la página web www.reporteenergia.com encontrarás enlaces para acceder a recursos multimedia del Delegado Presidencial y el adicionales como videos, audio, y galerías de fotografías. reporteenergia.com otro por nuestro medio y las organizaciones e instituciones que suman todos los años en procura de reporteenergia.com recoger conocimienreporteenergia.com/descargas tos y experiencias del Participa de encuestas, debates y comparte el contenido que sea de tu interés en tu red social favorita. Enriquece tu perfil sector que le genera profesional en comunidad. el mayor porcentareporteenergia.com/descargas je de recursos al reporteenergia.com Estado. En hora buena!. ▲

jorge bendeck, dir. anh de colombia

Ingeniero de petróleos y geólogo de la Universidad Nacional de Colombia, fue ministro de Obras, vicepresidente de exploración y producción de Ecopetrol, embajador en Alemania y miembro de la junta de Ingeominas. Desde el 2006, ocupa la presidencia de la Federación Nacional de Biocombustibles.

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Cruce Río Grande, el overhaul exitoso en dos turbocompresores y el pago de la deuda a Petrobras y los accionistas.

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especial shale II parte

los hidrocarburos no convencionales está provocando modificaciones sustanciales en los mercados a nivel internacional. Los principales cambios se presentan en EEUU

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Mario Gabriel Budebo, asesor de Infraestructure Partners y consejero independiente en PEMEX

Mario gabriel Budebo, asesor independiente de pemex

TEXTO: Lizzett vargas o.

al 2030 la demanda por energía crecerá en 36%

a industria de shale tiene alta perspectiva de crecimiento, según Mario Gabriel Budebo, asesor de Infraestructure Partners y consejero independiente en Petróleos Mexicanos (PEMEX) , quién proyecta que la demanda mundial de energía crecerá en 36% hasta el 2030. El experto sostuvo que en los próximos años la producción de shale gas se triplicará y la de shale oil aumentará seis veces. En este contexto, la oferta mundial de hidrocarburos no convencionales crecerá en 18%, incremento que proviene en un 80% de América del Norte. “La revolución de los hidrocarburos no convencionales está provocando modificaciones sustanciales en los mercados a nivel internacional. Los principales cambios en producción se presentan por el momento en Norteamérica, pero existe una riqueza ampliamente distribuida a nivel global con gran potencial a futuro”, apuntó Budebo. Actualmente, América Latina posee cerca de la cuarta parte de esta riqueza, cuenta con el 21% de los recursos de shale oil (72.8 mil millones de barriles - MMMB) y 27% en shale gas a nivel mundia, (1.973 Trillones de pies cúbicos - TCF por sus siglas en inglés), lo que significa que está región será beneficiada con esta revolución, avizoró el experto. Por su parte, México se ubica en el sexto lugar a nivel mundial, y para sacar provecho se encuentra realizando cambios a la organización industrial del sector, señaló Budebo. Al respecto la Energy Information Administration (EIA) señala que este país tiene 545 TCF de shale gas y 13.1 MMMB de shale oil. El experto apuntó que actualmente Pemex está en vías de perforación de nueve pozos en regiones (Chihuahua, Sabinas, Burros Picacho, Burgos Mz, Tampico - Misantía y Veracruz) ricas en recursos no convencionales.

La producción mundial de shale crecerá en 18%, suba que provendrá en un 80% de América del Norte. Actualmente América Latina posee el 21% de reservas de este tipo. Demanda y Oferta Mundial de Energía Demanda

Fuente: BP Energy Outlook 2030

Los primeros resultados sísmicos comprueban la continuidad de shale hacia México de las estructuras de Eagle Ford en los Estados Unidos, confirma Budebo. Sin embargo, apuntó que todavía existen retos para explorar recursos no convencionales en México. Entre ellos citó la mayor complejidad de los campos de shale gas/oil, lo que representa un desafío para el modelo de organización industrial en su país. ▲

La Situación de América Latina América Latina puede beneficiarse económicamente de esta revolución. Recursos Técnicamente Recuperables de Shale Gas en América Latina TCF

802

Total: 1,973 TCF 545

245

167 36 Argentina

Bolivia

Brasil

Oferta

Chile

Colombia

75 México

Paraguay

2 Uruguay Venezuela

América Latina cuenta con el 27% de los recursos de shale gas a nivel mundial. Fuente: U.S. Energy Information Administration, Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources.

plantean que México incluya shale en reforma Es necesaria la aplicación de una reforma eficaz al sector energético de México que incremente las actividades de exploración en recursos no convencionales, de lo contrario “sólo será observador y no actor de la revolución energética”, advirtió Budebo. En detalle, explicó que debe considerarse tres nuevas iniciativas de reforma al sector. La primera es abrir competencia en exploración y producción, vía contratos de utilidad compartida con el Estado, además de procesamiento de gas, refinación, petroquímica y transporte. En segundo lugar para que exista un cambio la estatal petrolera Petróleos Mexicanos (Pemex) debe tener capacidad para asociarse con empresas privadas, precisó el experto. Finalmente, dijo que se debe definir la velocidad en la extracción de recursos y a los operadores vía adjudicación de contratos, lo que incluirá un nuevo régimen fiscal. Todo estos puntos se resumen en el fortalecimiento de la empresa estatal para estar en condiciones de competir conforme a la nueva organización de la industria, y el fortalecimiento del Estado como rector de sus

instrumentos regulatorios. Por otro lado, afirmó que la reforma debe implicar una revisión constitucional para garantizar certeza jurídica y un conjunto de reformas a leyes secundarias que, en conjunto, provean un marco jurídico de fácil instrumentación y seguimiento. En este sentido, Budebo anticipa discusiones a nivel constitucional y sobre posteriores cambios en legislación secundaria que precisen aplicabilidad de la apertura al mercado de sísmica, fortaleza y autonomía de la Agencia operadora de contratos, centralización de información geológica. Entre otros aspectos también se tiene que tiene que definir el mecanismo de la comercialización de los hidrocarburos.El financiamiento de Pemex en mercado accionario, junto a una desregulación a Pemex (salarial; control interno; responsabilidades, gobierno corporativo). En esta misma línea, explicó que con la nueva reforma el Gobierno mexicano proyecta aumentar la producción de crudo de 2.5 a 3.5 millones de barriles día (MMbd) y de gas espera un incremento de 5.700 a 10.400 (MMmpcd).

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Existe la oportunidad para que el desarrollo del potencial de esquisto ocurra en otros países, pero el régimen debe ajustarse para reflejar la naturaleza única de estos proyectos

J. Jay Park, socio ejecutivo de Petroleum Regimes Advisory and Park Energy Law

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especial shale II parte Foto: nsf.gov

con reglas claras y precisas

Explotación de shale requiere un régimen distinto al convencional El rol del Estado debe centrarse en la fiscalización, sin caer en restricciones que impidan la innovación. TEXTO: Edén García s.

ebido a las diferencias y particularidades de la explotación de hidrocarburos provenientes de formaciones de esquisto, J. Jay Park, socio ejecutivo de Petroleum Regimes Advisory and Park Energy Law, afirmó que se debe crear un régimen diferente a las estructuras regulatorias y administrativas que rigen el desarrollo de la producción de gas y petróleo convencional. Un proyecto shale gas y shale oil difiere económicamente del desarrollo de formaciones convencionales, ya que tiene costos iniciales más altos, un largo plazo para el desarrollo y las continuas inversiones elevadas que requiere dificulta una participación efectiva del Estado. Para Park, el rol que debe cumplir el Estado es de regulador de las actividades de explotación para alcanzar los objetivos

propuestos con eficiencia, bajo un marco jurídico que no solamente restrinja acciones, sino que también posibilite un mayor margen para la innovación. “Las reglas deben ser claras, precisas, concisas y centradas en la ejecución”, añadió el experto en regímenes petroleros, al momento de señalar que debe existir una mínima participación e injerencia del gobierno. Asimismo, indicó que los proyectos de shale requieren mucho más tiempo que los convencionales, tanto en la etapa previa como en la de desarrollo y que el potencial no está asegurado hasta, incluso, años después de la primera producción. El desarrollo comercial de los campos de esquisto ocurre únicamente después de la ejecución de uno o más proyectos pilotos. En este sentido, Park apuntó que el plan de desarrollo puede durar entre 40 a 50 años. En el caso de la regulación medioam-

El plan de desarrollo de un proyecto de hidrocarburos no convencionales puede tomar entre 40 a 50 años.

Comparación en desarrollo de reservas Convencional * Determina el tamaño del potencial con un número relativamente limitado de pozos de exploración y evaluación. * La mayor parte del capital se invierte al principio del proyecto. * Tiempo relativamente corto para que el flujo de efectivo del proyecto sea positivo.

biental, el experto hizo énfasis en la fractura hidráulica, la cual, en su criterio, necesita una mejor regulación, tomando en cuenta el contenido de los fluidos, la disposición y tratamiento de agua y la integridad del pozo. Aseguró que la revolución de los hidrocarburos no convencionales que acontece actualmente en América del Norte es posible gracias a su régimen petrolero, estructurado de una manera que permite que se lleve a cabo.

No convencional * Determinar el tamaño del potencial requiere numerosos pozos pilotos de exploración y evaluación a través del área. * La inversión del capital empieza de a poco y continúa durante todo el proyecto. * Tiempo relativamente largo para que el flujo de efectivo del proyecto sea positivo.

“Existe la oportunidad para que el desarrollo del potencial de esquisto ocurra en otros países, pero el régimen del petróleo debe ajustarse para reflejar la naturaleza única de estos proyectos”, puntualizó. Incluso, aseguró, que si se diseña un régimen de shale adecuado, tomando en cuenta los aspectos mencionados, la explotación de este recurso puede desarrollarse en mejores condiciones que en América del Norte, tanto para los países como para los inversores. ▲

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especial shale II parte

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El interés por los no convencionales se expandió a nivel mundial. Los países con mayor actividad combinan bajos costos y altos volúmenes relativos al potencial

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Eric Eyberg, Consultor Senior de Wood Mackenzie.

análisis de la consultora wood mackenzie

técnología y mitigación de riesgos son la clave en exploración de shale El experto abordó los desafíos que enfrentan los productores de esquisto en la etapa de exploración temprana y los factores que impulsan el éxito. A nivel región, señaló que Argentina se perfila en el desarrollo de esta industria. TEXTO: lizett vargas o.

ás allá de la geología del subsuelo, para los productores de recursos no convencionales los factores que impulsan el éxito en sus operaciones se relacionan con las capacidades técnicas y los métodos de mitigación de riesgo aplicados en su exploración, según Eric Eyberg, consultor senior de Wood Mackenzie. En este sentido, el experto mencionó que en las actividades de exploración de shale gas/oil la persona clave es un ingeniero petrofísico en este tipo de recurso y con experiencia para integrar las disciplinas de geología, geofísica e ingeniería. “Es importante entender las habilidades requeridas, cuando se trabaja en este tipo de proyectos, y la importancia relativa con el fin de desa-

rrollar una estrategia organizativa”, apuntó Eyberg. Resaltó que un buen equipo de evaluación comienza con una persona con mucha experiencia, además que el personal de ingeniería tiene que ser integrado y ágil. Otro aspecto importante es contar con el consenso entre las autoridades del sector desde el inicio de la exploración. En el área de desarrollo de esquistos señaló que en estas actividades tiene que existir una relación inversa entre la velocidad y la tecnología para obtener resultados satisfactorios. Por otro lado, puntualizó que al inicio de un proyecto de hidrocarburos de reservorios no convencionales el inversionista no puede ser austero, pues esto puede significar el fracaso de un proyecto. Estos aspectos que mencionó Eyberg son parte de las lecciones claves aprendidas de América del Norte, con la intención de

aplicarlas en América Latina, por su gran potencial. El interés por los recursos no convencionales se expandió con numerosas exploraciones a nivel mundial. “Los países con mayor actividad combinan bajos costos y altos volúmenes relativos al potencial”, precisó. Actualmente los desafíos que enfrentan los productores de esquistos son mucho más complejos en Norteamérica, como la priorización de estrategias de mitigación en los riesgos de la operación. Por otro lado, señaló que a nivel regiodescubra + reporteenergia.com nal Argentina cuenta con la infraestructura, la capacidad, la seguridad y una industria de servicios desarrollada para estacomparta actividad. ▲

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wood mackenzie experiencia. Por más de 30 años Wood Mackenzie de Escocia ha estado analizando el sector energetico desde los primeros descubrimientos de yacimientos petrolíferos en Norteamérica. Con el tiempo la empresa logró desarrollar una cobertura global de análisis con su sello de calidad y se expandió a toda la cadena de valor. servicios. Evaluación de mercados y empresas que se dedican desde la prospección, perforación y producción, refinado y comercialización, en el sector del petróleo, gas, carbón, carbono, electricidad y metales. Asimismo los indicadores económicos, la oferta y la demanda del mercado y las tendencias de los precios.

la presentación en PDF de Eric Eyberg

vea

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Ecopetrol evalúa potencial en tres cuencas de esquisto TEXTO: Edén García S.

La Empresa Colombiana del Petróleo (Ecopetrol) realiza estudios para evaluar el potencial de las cuencas Valle Medio del Magdalena, Catatumbo y Cordillera en Colombia, en los que se estiman recursos de 55 mil millones de barriles de petróleo equivalente (boe) de shale oil y shale gas. De acuerdo a Edward Tovar, gerente de Yacimientos No Convencionales de la petrolera, en la cuenca del Valle Medio del Magdalena se registran mayores avances donde actualmente se perfora el cuarto pozo estratigráfico para determinar la constitución litológica y las propiedades físicas de la secuencia estratigráfica existente en el subsuelo. Posterior a estos estudios, se pretende perforar pozos exploratorios y la realización de pruebas pilotos de producción, con el fin de explotar hidrocarburos no convencionales, bajo una adecuada regulación socioambiental.

Para Tovar desde del inicio de un programa de yacimientos no convencionales se deben considerar no solamente las actividades propias del negocio, sino las variables socioambientales involucradas en el proyecto. “A nivel socio-ambiental se deben hacer análisis profundos con el propósito de establecer la viabilidad o no de la explotación de yacimientos no convencionales”, añade el ejecutivo. La explotación de las reservas de esquisto en Colombia depende, según Ecopetrol, de un trabajo en equipo, en el que compañías operadoras, de servicios, la comunidad y organismos gubernamentales continúen creando las condiciones que le permitan a este país beneficiarse del potencial de hidrocarburos que existe por desarrollar en los yacimientos no convencionales. Aparte de los desafíos ambientales, cabe señalar que existen otros retos que tendrá que superar Colombia para el desarrollo de su potencial de esquisto. Entre los más importante figura la competencia por recursos frente al petróleo y el gas convencional.

escucha

reporteenergia.com reservas de Shale (mil millones de barriles equivalentes)

Catatumbo

Gas: 35 bboe Oil: 14 bboe

Mid Magdalena

Gas: 3 bboe Oil: 5 bboe

Cordillera

Gas: 0,3 bboe Oil: 0,6 bboe

Fuente: Ecopetrol

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petróleo & gas

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se deben limitar los daños directos al máximo en una superficie no superior al uno por mil de la totalidad del ITT, además de instalar facilidades de producción fuera de este

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Luis Calero, experto en hidrocaburos

$US 2.800 MM SE REQUIERE PARA EXPLOTAR EL PROYECTO

Ecuador tiene el reto de explotar Yasuní con menor impacto ambiental Foto: ultimahora.com

Para los expertos del sector hidrocarburos, el gobierno ecuatoriano debe enfocar su atención en los aspectos socioambientales. Sugieren a Petroamazonas utilizar alta tecnología y modelos de asociación con empresas privadas. TEXTO: LIZZETT VARGAS O.

espués de haber sido aprobada la explotación petrolera en el Parque Nacional Yasuní (ITT) de Ecuador, labor asignada a la empresa estatal Petroamazonas, esta deberá ahora asumir el desafío de ejecutarla con las mejores técnicas que se adapten al medio ambiente y conseguir los $us 2.800 millones que se requieren para desarrollar el proyecto, señalaron expertos de ese país, consultados por Reporte Energía. Los analistas coinciden en apuntar que el Gobierno ecuatoriano debe enfocar su atención en los aspectos socioambientales en la zona de impacto del proyecto y no operar en zona intangible, como dispuso la Asamblea Nacional. Al respecto, Petroamazonas aseguró que ahora la técnica se adapta al medioambiente considerando el entorno del ecosistema. Para el especialista en desarrollo de proyectos energéticos, Leonardo Sempértegui, la explotación en Yasuní va de la mano con la protección ambiental, ya que el bloque está ubicado en un área sensible. “Desde tal perspectiva, considero que los temas técnicos están debidamente abordados y la preocupación principal no va por tal temática”, precisó. En la misma línea, Luis Calero, analista del sector hidrocarburos, sugirió que se deben limitar los impactos directos a máximo una superficie no superior al uno por mil de la totalidad del Parque Yasuní, además de instalar facilidades de producción fuera de este y aplicar el principio de precaución, ante eventuales avistamientos de los clanes nómadas. En este punto destacó que “el Gobierno debe advertir para el plan de desarrollo y de producción, que esas reservas y otras no son únicamente fuente de recursos fiscales, sino fundamentalmente una garantía para la seguridad o soberanía energética del Ecuador”. Aunque sin duda este proyecto es importante para el desarrollo petrolero de ese país, donde las inversiones privadas se han incrementado en los últimos tres años, aún no se define el esquema en el que se ejecutará el proyecto, ya que la inversión necesaria es sumamente elevada. Al respecto Sempértegui, también experto en derecho, mencionó que la estatal petrolera ecuatoriana podría considerar modelos de asociación como ya está ejecutando en otras áreas petroleras del país. Para Calero, esta nueva iniciativa que operará de manera estructural Petroamazonas tendrá mayores

La Asamblea Nacional de Ecuador aprobó la explotación del Parque Nacional Yasuní a cargo de la empresa petrolera estatal Petroamazonas.

APROBACIÓN La Asamblea Nacional autorizó la explotación de los bloques 31 y 43 ubicados dentro del Parque Nacional Yasuní. La declaración de Interés Nacional se la realizó con el voto favorable de 108 legisladores.

expectativas para las empresas de servicios. Al respecto, la petrolera estatal de Ecuador anunció que la explotación del ITT se realizará con alta tecnología, con la perforación de pozos horizontales y direccionales con lo cual desde una misma plataforma se perforan varios pozos, reduciendo el impacto sobre el medioambiente. El mes pasado, el presidente de Ecuador, Rafael Correa, anunció el fin de la iniciativa ambiental, que pretendía dejar en tierra el petróleo del ITT a cambio de una contribución internacional. Grupos de ecologistas y algunos políticos criticaron la decisión y han solicitado a la Corte Constitucional una consulta popular para decidir la explotación del petróleo en el Yasuní. Para los analistas el fracaso de la denominada Iniciativa Yasuní – ITT era inevitable, primero por su baja recaudación, la que debía llegar a los $us 3.600 millones frente a los $us 60.000 millones que generaría el desarrollo del proyecto. ▲

OPINIones sobre EL FIN DE LA iniciativa AMBIENTAL Luis Calero, experto en hidrocarburos

Leonardo Sempértegui, especialista / proyectos energéticos

‘ERA aBSURDO Y CONTRARIO AL INTERÉS NACIONAL’

‘es un resultado que se veía como inevitable’

Ventajosamente para el país, fracasó esa ocurrencia denominada Iniciativa Yasuní – ITT. Era un absurdo y contrario al interés nacional pretender reemplazar más de $us 60.000 millones que generaría el proyecto como utilidades en 25 años por $us 3.600 millones de donaciones, recuperables en 13 años. El pretexto era una inexistente contribución a la reducción de emisiones de C02, pues en el cálculo global, con o sin producción del ITT, el mundo seguirá consumiendo hidrocarburos en los volúmenes que la demanda determine, en tanto exista una oferta suficiente, que la seguirá habiendo durante muchas décadas, aun prescindiendo de la marginal producción del ITT.

Por la configuración del proyecto para dejar el crudo bajo tierra, así como por las prioridades de política pública del Ecuador, este es un resultado que se veía como inevitable desde hace meses. El proyecto no tuvo acogida internacional tal como fue presentado, razón por la que la recaudación fue sumamente baja, y con dicha cifra era imposible atender los proyectos sociales que el gobierno pretende llevar adelante. No estoy seguro si quepa hablar de “reactivación”, ya que durante los últimos tres años la inversión privada se ha incrementado de manera importante en el sector petrolero nacional.

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Tuvimos que atender 198 incidentes, entre bloqueos y manifestaciones... Aun así, en dos años de construcción logramos tener un oleoducto de esta magnitud

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Fernando Gutiérrez, gerente general de Bicentenario Fotos: Oleoducto Bicentenario

petróleo & gas

Los 16 cruces subfluviales se constituyeron en otro reto para el proyecto. En la foto se muestra el cruce del río Tigre. A diferencia de la mayoría de oleoductos, Bicentenario no fue construido para un hallazgo específico sino con visión de futuro.

requirió una inversión de más de $us 1.600 MM

TEXTO: lizzett vargas o.

Oleoducto D Bicentenario inició su primer bombeo de crudo Transportará 300 Kbd de petróleo en una línea de 230 Km. Posee alta tecnología que provee seguridad.

Cuenta con tecnología en seguridad para disminuir el impacto de hechos delictivos o afectaciones por fenómenos naturales.

espués de dos años de iniciada la obra del Oleoducto Bicentenario, entró en operación el bombeo de los primeros barriles de crudo, que en su primera etapa transportará alrededor de 300 mil barriles diarios (kbd). El megaproyecto es considerado el sistema para transporte de petróleo más seguro de Colombia y eleva la capacidad con la que cuenta el país andino para evacuar el crudo de su región oriental. La conclusión de la primera etapa del Bicentenario comprende 230 kilómetros y conecta a las estaciones de Araguaney, en el departamento (provincia) de Casanare, y Banadía, en Arauca (fronterizo con Venezuela); incluyendo tanques de almacenamiento en los dos sitios. Actualmente las actividades se centran en concluir los dos tanques de almacenamiento ubicados en el terminal marítimo de Coveñas, en el Caribe colombiano, que con 600 mil barriles de petróleo se convierten en los más grandes del país. En este megaproyecto de transporte de crudo, Colombia invirtió más de $us 1.600 millones, además tiene una capacidad total de diseño operativo para transportar hasta 600 kbd y tendrá una extensión total de 960 kilómetros. Durante los dos años de construcción de su primera etapa, Bicentenario enfrentó enormes retos. Unos de carácter técnico y, los más complejos, relacionados con el manejo de las comunidades del área de influencia y la seguridad física.

“Desde el punto de vista técnico era la primera vez que en el país trabajábamos con una tubería de este tamaño, lo que implicó cambios en los esquemas tradicionales de construcción. ‘Enterrar’ tubería de 42” de diámetro nos obligó a pasar a una dimensión diferente de la que estábamos acostumbrados en el país, en un proceso constructivo que se convirtió en un gran aprendizaje”, aseguró a Reporte Energía Fernando Gutiérrez, gerente general de Bicentenario. Los numerosos cruces subfluviales también se constituyeron en otro reto para el proyecto. “Estamos hablando de 16 cruces subfluviales. Por ejemplo, uno de los cruces sobre el río Tame, en el departamento (provincia) de Arauca, implicó la perforación horizontal dirigida de aproximadamente 1.604 metros de longitud, la de mayor distancia recorrida en el mundo con este tamaño de tubería. Todo un desafío a nivel mundial”, recordó. Pero los retos técnicos no fueron la mayor preocupación para la compañía. Los problemas más complejos, sin lugar a dudas, estuvieron relacionados con temas de seguridad y de relacionamiento con las comunidades, agregó el ejecutivo. “Tuvimos que atender 198 incidentes, entre bloqueos y manifestaciones, que se traducían en enormes retos frente al cronograma previsto. Aun así, en dos años de construcción logramos tener un oleoducto de esta magnitud listo para operar”, enfatizó. En 2010, y a través del Plan de Evacuación de Crudos, Ecopetrol decidió construir el Oleoducto Bicentenario. Invitó a participar de esta iniciativa a 52 producto-

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Transportar volúmenes a través de una infraestructura moderna incentiva la exploración, pues los productores saben que existe una manera segura de movilizar su crudo

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Fernando Gutiérrez, gerente general de Bicentenario

petróleo & gas

res de la región; 29 de las cuales manifestaron interés en hacer parte de la nueva iniciativa en la que, finalmente, participaron siete: Ecopetrol, Pacific Rubiales, Petrominerales, Hocol, C&C Energía, Canacol Energy Ltd. y Vetra Exploración & Producción Colombia S.A.S. El proyecto es considerado como uno de los mejores de ese país por sus características. Entre esas, se puede destacar el diámetro de la tubería que será de 42, 30 y 36 pulgadas e integrará sistemas de fibra óptica para cerrar las válvulas ante cualquier emergencia y para que haga que su estructura soporte ataques terroristas. La inversión total será de $us 4.200 millones y estará dividido en tres etapas que permitirán mejorar la capacidad de transporte de crudo desde Araguaney hasta el Puerto Marítimo de Coveñas. El tema de la ingeniería conceptual fue desarrollado “con talento colombiano“ y la ingeniería básica, y parte de la ingeniería de detalle se trabajó con una firma americana. Con este, Colombia cuenta con seis oleoductos que permiten llevar su producción hacia los puertos internacionales. ▲ Trabajar por primera vez con tubería de 42” de diámetro implicó cambios en los procesos y esquemas tradicionales de construcción.

OPINIÓN Fernando Gutiérrez, gerente general del Bicentenario

‘ES UN GRAN SALTO TECNOLÓGICO EN SEGURIDAD’ Bicentenario dio un gran salto tecnológico en materia de seguridad lo que le permite disminuir el impacto de hechos delictivos o afectaciones por fenómenos naturales. Transportar mayores volúmenes a través de una infraestructura moderna y segura incentiva la exploración puesto que los productores saben que existe una forma ágil y segura de movilizar su crudo. En este tiempo tomamos importantes decisiones como, por ejemplo, tener 31 válvulas de seccionamiento con distancias promedio entre ellas de tan sólo 7 kilómetros. Con ello, se reduce el riesgo ambiental que se pueda materializar ante una eventualidad. A diferencia de la mayoría de los oleoductos, Bicentenario no fue construido para atender un hallazgo específico sino que fue planeado con una visión de futuro que requiere el país.

Reconocimiento internacional al modelo de financiamiento El modelo de financiamiento de Bicentenario se basó en la metodología denominada Project Finance, que se aplica a proyectos de gran envergadura donde el crédito se sustenta en la capacidad del proyecto para generar flujos de caja que puedan atender el servicio de la deuda. El crédito de un grupo de bancos colombianos otorgó a Oleoducto Bicentenario de Colombia por $2,1 billones de pesos ($us1.200 millones). Recientemente dicha financiación

obtuvo el reconocimiento ‘Best Oil and Gas Financing’ por la prestigiosa publicación especializada internacional Latin Finance que la consideró la transacción “más destacada y digna de admirar” en Latinoamérica por encima de proyectos de países como Brasil y México. “Destacando la solidez de los bancos colombianos, el oleoducto Bicentenario fue financiado solo por prestamistas locales, convirtiéndose en un referente extraordinario del

progreso financiero del país”, señaló la publicación, que con 25 años de trayectoria abrió una categoría de premios especiales para el sector de infraestructura. “El tener un reconocimiento de clase mundial en los temas de financiamiento es una muy buena carta de presentación. En el momento en que se decida hacer las etapas futuras del Oleoducto y vayamos a los mercados internacionales tendremos una credencial”, enfatizó Manuel Zarama, gerente financiero de Bicentenario.

Fuente: Empresa Oleoducto Bicentenario.

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petróleo & gas

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será discutida Toda la tecnología disponible en todo los eslabones del upstream, desde el trabajo de gabinete hasta las propuestas de optimización de la explotación de gas

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Arpel

TALLER DE ARPEL/ypfb EN BOLIVIA CON EMPRESAS PETROLERAS DE LATINOAMÉRICA Y EL CARIBE

analizarán Recursos gasíferos convencionales y no convencionales La cita internacional se desarrollará el 7 y 8 de noviembre próximo en el Hotel Los Tajibos de Santa Cruz de la Sierra. El evento es organizado por Arpel con el auspicio y a iniciativa de YPFB Corporación. TEXTO: Franco García S.

l taller “Recursos Gasíferos convencionales y no convencionales”, organizado por la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (ARPEL), y auspiciado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) será el evento técnico de gas natural más relevante en la región, afirmaron los organizadores. En la cita, a efectuarse entre el 7 y 8 de noviembre en el Hotel Los Tajibos de Santa cruz de la Sierra, Bolivia, se intercambiarán experiencias sobre metodologías, y se plantearán los desafíos en la exploración y explotación de reservorios gasíferos convencionales y no convencionales, en el marco de las nuevas tecnologías, contexto actual y previsiones sobre un futuro alentador de la llamada “era del gas”. Al respecto, el gerente de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos de YPFB Corporación, Luis Carlos Sánchez, dijo a Reporte Energía que se trata de un evento gestionado por el máximo ejecutivo de la estatal petrolera boliviana, Carlos Villegas, ante Arpel, solicitud que fue bien recibida considerando que Yacimientos es un actor muy importante en la región del sector hidrocarburos. “YPFB Corporación tendrá una participación activa con presentaciones técnicas de estudios de casos en cada uno de los ejes temáticos. De igual forma se tendrá un espacio para presentar algunos trabajos en la modalidad de poster, en el que los autores de dicho trabajo podrán responder las preguntas que formulen los asistentes al taller”, explicó. En el transcurso de dos días, toda la tecnología disponible o por probarse, será discutida en todos los eslabones del upstream, desde el trabajo de gabinete para encontrar los potenciales leads hasta las propuestas de optimización de la explotación de gas natural en la región. En este sentido, los temas de discusión estarán enfocados en los avances de la exploración y desarrollo de proyectos de explotación en fajas plegadas, implementación de nuevas técnicas en la caracterización y modelaje dinámico de reservorios de gas, y resultados de la aplicación de sistemas de completamiento inteligente. También se debatirá sobre los avances

en el uso de nuevos materiales para instalaciones de producción HT-HP. Asimismo, motivados por la tendencia mundial, se tendrá un espacio importante para debatir temas específicos de la exploración y explotación de gas no convencional.

El taller está dirigido a gerentes operativos y corporativos responsables de las áreas operativas, de exploración, ingeniería de reservorios, de perforación y de producción de yacimientos gasíferos convencionales y no convencionales, además de represen-

tantes de empresas operadoras y contratistas en América Latina y el Caribe. Arpel es una asociación sin fines de lucro que congrega a empresas e instituciones del sector petróleo, gas y biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe. Fue

AGENDA Miércoles 6 de noviembre 11:00 – 15:00 18:00 – 21:00

Inscripciones - Hotel Los Tajibos

Jueves 7 de noviembre 07:30 – 08:30

Registro de Participantes

Apertura: Presidente Ejecutivo de YPFB, Lic. Carlos Villegas Presidente Comité de Exploración y Producción de ARPEL, Ing. Luis Macías Chapa (PEMEX) PANEL 1. - Exploración - Moderadores: Marcelo Arteaga, VP Geoscience - Pluspetrol Carlos Sensano, Gerente Exploración - YPFB Andina Naim Issa 09:00 - 09:30 Definición de Prospectos Exploratorios sobre el Bloque Lliquimuni Líder del Proyecto Internacional Bolivia YPFB Petroandina Gustavo Vergani - Gerente Exploración 09:30 - 10:00 Exploración de gas en el Pie de Monte del Subandino Sur, Bolivia Pluspetrol Bolivia Corporation S.A. 08:30 - 09:00

10:00 - 11:00 Refrigerio PANEL 2. - Exploración - Moderadores: Marcelo Arteaga, VP Geoscience - Pluspetrol Carlos Sensano, Gerente Exploración - YPFB Andina Germán Fernández - Gerente Exploración 11:00 -11:30 Metodología y filosofía exploratoria de Petrobras en Bolivia Petrobras Bolivia Proceso exploratorio y cronología del descubrimiento del campo Jean-Marc Fleury - Gerente Geociencias 11:30- 12:00 Incahuasi Total E&P Bolivia Marcelo Arteaga - VP Geociencias 12:00 - 12:30 Desarrollo del Proyecto Camisea. Principales logros y retos Futuros Pluspetrol S.A. Nuevas evidencias sismo-estratigráficas de formaciones pérmicas y Diego Venturo- Geofísico de Desarrollo 12:30 - 13:00 su influencia en el sistema de gas del Bloque 57 Repsol Exploración Perú 13:00 - 14:30 Almuerzo PANEL 3. - Reservorios - Moderadores: Edgar Sagarnaga, Gerente de Exploración y Desarrollo - YPFB Chaco Renan Ugarte Gareca, Gerente de desarrollo - YPFB Andina Flujo de trabajo de modelado geológico para reservorios Samael Fontenla - Geólogo de Desarrollo14:30 -15:00 naturalmente fracturados en un una faja plegada e inversa – Repsol Bolivia Ejemplo del campo Margarita en Bolivia Remoción de Bancos de Condensado por Inyección de Gas Natural Oscar Fabian Botero 15:00 - 15:30 Inhibido con surfactantes micelares en el Campo Cupiagua Ingeniero de Subsuelo - Ecopetrol Aplicación del método de balance de materia dinámico para la Pedro Adrian - Ingeniero Jr. de Reservorios 15:30 - 16:00 estimación del volumen in situ de reservorios de gas condensado YPFB Chaco S.A. del sistema devónico en el subandino central: casos de estudios. 16:00 - 16:30 Refrigerio PANEL 4. - Reservorios - Moderadores: Edgar Sagarnaga, Gerente de Exploración y Desarrollo - YPFB Chaco Renan Ugarte Gareca, Gerente de desarrollo - YPFB Andina Osiel Flore Brito Diseño y Planificación de Toma de Información Estratégica para la Ingeniero de Estudios 16:30 - 17:00 Caracterización de Yacimientos y su Impacto en la Estrategia de Diseño e Ingeniería de Proyectos, Desarrollo del Proyecto Tsimin-Xux. PEMEX Exploración y Producción Joaquin Teixeira Mercado Maximización del factor de recuperación final a través de modelos Ingeniero de Reservorios Consultor 17:00 - 17:30 integrados en campos maduros y naturalmente fracturados. Petrobras Bolivia 19:00 hs.

Cóctel de Bienvenida (Hotel Los Tajibos)

Exhibición de Posters tendrá lugar durante todo el Taller. Los autores estarán presente ambos días en el horario del refrigerio por la mañana

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se debatirá sobre los avances en el uso de nuevos materiales para instalaciones de producción HT-HP y se abordará la exploración y explotación de gas no convencional

Arpel

petróleo & gas

del petróleo y sus productos derivados. Parcialmente privatizada y relegada de la producción a partir de 1997, fue refundada como corporación el 1 de mayo de 2006, al disponer el gobierno de Evo Morales la nacionalización de los hidrocarburos y consecuentemente todas las etapas de su proceso productivo. ▲

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Foto: Reporte Energía

fundada en 1965 con el propósito principal de promover la integración y el crecimiento de la industria y de maximizar su contribución al desarrollo energético sostenible de la región. Sus socios representan más del 90% de las actividades del upstream y downstream en la región e incluyen a empresas petroleras nacionales e internacionales, a empresas proveedoras de tecnología, bienes y servicios para la cadena de valor de la industria, y a otras asociaciones del sector. Por su parte Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos creada el 21 de diciembre de 1936, es una corporación, con sede en La Paz, Bolivia, con actividades en la exploración, producción, transporte y refino de petróleo y gas. Es una empresa pública boliviana dedicada a la exploración, explotación, refinación, industrialización, distribución y venta

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YPFB tendrá una participación activa con presentaciones técnicas de estudios de casos en cada uno de los ejes temáticos. se presentarÁ trabajos COMO poster, DONDE LOS autores responderÁN las preguntas

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Luis C. Sánchez, YPFB

AGENDA

América Latina posee gran potencial de recursos gasíferos convencionales y no convencionales.

OPINIÓN

Viernes 8 de noviembre PANEL 1. - Producción - Moderador: Omar Barreras, Desarrollo de Negocios - Weatherford 08:30 - 09:00

Mejores prácticas en limpieza y prueba de pozos en el campo Margarita-Huacaya

09:00 - 09:30

Beneficios de aplicaciones de plunger lift avanzado en pozos de gas no convencionales cargados de líquidos

09:30 - 10:00

Migración del sistema de control de planta de gas San Alberto PEB/STO

10:00 - 11:00

Refrigerio

Fernando Lema Ingeniero de Producción Repsol Bolivia Luis Montilva Product Line Specialist-Deliquification Systems Weatherford Ruben Montaño Gerente Soporte Técnico Operacional Petrobras Bolivia

PANEL 2. – Producción - Moderador: Omar Barreras, Desarrollo de Negocios - Weatherford Mario López Filtros Cerámicos: Solución innovadora para pozos productores de 11:00 - 11:30 Ingeniero de Petróleo arena BG Bolivia Eliminación de líquidos: primera inyección de tensoactivo Brian Marr desarrollada en un campo completo alrededor de válvulas de Global Business Development Manager 11:30 - 12:00 seguridad sub-superficiales controladas desde la superficie Renaissance Systems conduciendo a un crecimiento de producción mayor al esperado Weatherford Implementación de nuevas tecnologías para el incremento de la Hector Acuña David 12:00 - 12:30 productividad en los pozos de gas condensado del campo Ingeniero de Subsuelo Cupiagua en el Piedemonte Llanero Colombiano Ecopetrol 12:30 - 14:30 Almuerzo PANEL 3. - No convencionales - Moderadores: Ignacio Sainz, Desarrollo de Negocios - Halliburton Bolivia Héctor Acuña, Profesional Departamento Ingeniería de Subsuelo - Ecopetrol Roberto Ferreira da Cunha El déficit de gas natural en el Cono Sur Gas: ¿se abre el camino Socio de Investigación 14:30 - 15:00 para el suministro de gas no convencional? IHS CERA Enrique Aguilera Consideraciones técnicas sobre Exploración de Shale Gas en la 15:00 - 15:30 Geólogo Geoquímico cuenca del Chaco boliviano YPFB Caracterización Geológica-Geofísica de la formación Vaca Muerta Sebastián María -Geólogo Senior 15:30 - 16:00 (Neuquén, Argentina). Pluspetrol S.A. 16:00 - 16:30 Refrigerio PANEL 4. - No convencionales - Moderadores: Ignacio Sainz, Desarrollo de Negocios - Halliburton Bolivia Héctor Acuña, Profesional Departamento Ingeniería de Subsuelo - Ecopetrol Camilo Rojas Posibles oportunidades de shale gas – Formación IN SHINAI, 16:30 - 17:00 Geólogo de Desarrollo Bloque 57, Perú Repsol Perú Hugo Ávalos Torres Encargado Departamento Petrofisica, Calculo de Volumen de Arcilla (VCL); Importancia en la Evaluación 17:00 - 17:30 Activo Exploración Támipico Misantla Petrofísica en Yacimientos de Aceite y Gas en Lutitas PEMEX Exploración y Producción Cierre: Autoridad de YPFB 17:30 - 18:00 Autoridad de ARPEL

Exhibición de Posters tendrá lugar durante todo el Taller. Los autores estarán presente ambos días en el horario del refrigerio por la mañana

Luis C. Sánchez, Gerente Recursos Hidrocaburíferos de YPFB

‘bolivia tiene 60 tcf de recursos prospectivos’ Ninguna compañía o profesional en la rama de las geociencias pone en duda el potencial hidrocarburífero de Bolivia. Esta es una condición reconocida y aceptada a nivel mundial. Existen plays exploratorios que cuentan con una importante información sísmica, pozos perforados, aerogravimétría, magentometría y otro tipo de información adicional que así lo reflejan. Lo que corresponde es dar continuidad a los estudios de reinterpretación de la información, que puede incluir en algunos casos, nuevos procesamientos de líneas sísmicas, estudios de post mortem de pozos, estudios de campo, tal como YPFB lo hace en estos momentos, para que de esta forma se puedan madurar los proyectos exploratorios que validarán la existencia de estos recursos hidrocarburíferos. De acuerdo a estudios de YPFB se estima que Bolivia cuenta con aproximadamente 60 TCF de recursos prospectivos de tipo convencional presentes en las 104 áreas reservadas a YPFB y en 4 áreas que están hoy en día en fase exploratoria bajo contrato de operación pero que se encuentran en fuerza mayor por problemas de sobreposición de áreas protegidas. Más de 20 áreas de las 104 cuentan con contrato o están en proceso de autorización y aprobación por parte de la Asamblea Legislativa Plurinacional.

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petróleo & gas

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Este emprendimiento se encuentra bajo el respaldo de los más de $us 16.000 millones percibidos por la renta petrolera en estos últimos 7 años DE nacionalización

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

estrategia boliviana rumbo al bicentenario

Planta de urea es la punta de lanza de la petroquímica más allá del 2025 En dos años prevén que Bolivia tendrá su primera planta de industrialización de hidrocarburos. Las nuevas políticas permitirán una generación de valor agregado que aportará mayores ingresos y empleos a la población boliviana. TEXTO: Lizzett vargas o.

olivia atraviesa un hito histórico al iniciar la industrialización de sus hidrocarburos, siendo el proyecto de Amoniaco - Urea “la punta de lanza” de una visión que incluso va más allá del 2025, y es la de industrializar al país desarrollando su árbol petroquímico, así lo plantean las autoridades de este sector. Según la publicación del Ministerio de Hidrocarburos titulada: “Industrialización de los Hidrocarburos Rumbo al Bicentenario” se cuenta con las políticas que brindarán valor agregado generando mayores ingresos y empleos a la población. Este emprendimiento se encuentra bajo el respaldo de los más de $us 16.000 millones percibidos por la renta petrolera en estos últimos siete años de retoma y nacionalización de la propiedad de los recursos hidrocarburíferos, señala el documento. En ese contexto, la estrategia boliviana de industrialización al 2025 clasifica los proyectos en inmediatos y futuros, identificando polos de desarrollo donde se implementarán estos complejos. Entre ellos se destaca como inmediatos el “Complejo de Amoniaco y Urea” y el “Complejo de Etileno y Polietileno”, actualmente en ejecución, que permitirán pasar de la exportación de materias primas a la exportación de productos intermedios o terminados con valor agregado, generando polos de desarrollo industrial para el país. Para el último trimestre de la gestión 2015 entrará en operación el complejo de Amoniaco y Urea de Carrasco, cuyo contrato llave en mano para su construcción se firmó en septiembre de 2012, con la empresa surcoreana Samsung Engineering Co. Ltd., lo que la convertirá en la primera planta petroquímica del país. Uno de los proyectos más ambiciosos que impulsa el gobierno nacional, por el tamaño de la inversión, que se estima en $us 1.800 millones, es el complejo Petroquímico de Etileno y Polietileno a implementarse en el municipio de Yacuiba, al sur de Bolivia, el cual tendrá por objetivo procesar el etano producido en la Planta de Separación de Líquidos del Gran Chaco, inaugurada en mayo de 2013. Del mismo modo la Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco, se concretará hasta el segundo semestre de la

polos petrquímicos en estudio de GAS NATURAL 1.- Polo Petroquímico Centro: Rio Grande, Santa Cruz • a) Planta de Separación de Líquidos • b) Planta de GNL • c) Planta de GTL 2.- Polo Petroquímico Sur: Gran Chaco • a) Planta de Separación de Líquidos • b) Complejo de Etileno y Polietileno • c) Planta de Propileno y Polipropileno 3.- Polo Petroquímico Centro: Carrasco, Cochabamba • a) Complejo de Amoniaco y Úrea • b) Planta de Nitrato de Amonio 4 y 5.- Eje Industrial del Oeste: La Paz • a) Planta de Producción de Tuberías y Accesorios para Redes de Gas Natural y Films de Polietileno • b) Planta de Producción de Kits de Petrocasa del Bicentenario 6.- Eje Industrial del Este: Mutún, Santa Cruz • a) Complejo Petroquímico del Metanol En el caso de los proyectos futuros de YPFB y la EBIH, los estudios por desarrolarse identificarán su ubicación. Fuente y elaboración: VMICTAM 2013

gestión 2014, con la cual se obtendrá etano, propano, butano y gasolinas; el etano y el propano servirán de materia prima para el Complejo Petroquímico del Gran Chaco, para la obtención de Polietileno y Polipropileno. Como parte de la estrategia también propone la construcción de la Planta de Gas a Líquidos (Gas To Liquids-GTL) para solucionar el déficit de diésel oil en el mercado interno. El proyecto consiste en la producción de combustibles sintéticos a partir del gas natural a través del proceso Fisher– Tropsch. Esta tecnología pasará por un análisis y evaluación de su factibilidad técnica y económica. Asimismo, la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH), implementará los proyectos “Planta de Producción de Kits de Petrocasas del Bicentenario” y la “Planta de Producción de Tuberías y Accesorios para Redes de Gas Natural y Films de Polietileno”, cuya puesta en operación se dará a fines de la gestión 2014. A este tipo de plantas se las denomina

“Industrias de Transformación de Plásticos”, porque forman parte de la última etapa de la cadena petroquímica, aprovechando los productos obtenidos en las plantas petroquímicas, para su transformación en productos de consumo final. Por otro lado, proyectan a futuro la construcción de la Planta de Aromáticos, que consiste en la industrialización de los excedentes del GLP como materia prima para la obtención de hidrocarburos aromáticos (Benceno, Tolueno y Xilenos - BTX) la producción estará destinada a satisfacer la demanda del mercado interno. En el marco de esta planificación proponen también la implementación de una Planta de Poliestireno, su materia prima inicial es el etilbenceno, que a su vez es obtenido a partir del etileno, por lo cual proyectan que la Planta esté ubicada cerca al Complejo Petroquímico de Gran Chaco. La implementación de los proyectos responde a las necesidades y objetivos estratégicos del sector hidrocarburífero y del Estado Plurinacional de Bolivia, se indica. ▲

planificación proyectos inmediatos de ypfb: Complejo Petroquímico de Amoniaco y Urea Complejo de Etileno y Polietileno Planta de Propileno y Polipropileno Planta de Gas a Líquidos (GTL) proyectos futuros de ypfb: Planta de Aromáticos Planta de Poliestireno Proyectos inmediatos de la EBIH Planta de Petrocasas del Bicentenario (Petroquímica de tercera generación) Planta de Tuberías, Accesorios y Films de Polietileno (Petroquímica de tercera generación): Complejo Petroquímico del Metanol proyectos futuros de la ebih: Planta de Policloruro de Vinilo Planta de Óxido de Etileno – Glicoles Planta de Nitrato de Amonio

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Petróleo & GAs

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para hacer una exploración intensiva que es lo que se necesita acá hay que cambiar un poco, no sé si las reglas, pero sí dar incentivo en algunos aspectos

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Jorge Milathianakis, director de la Unidad de Negocios Bolivia de Repsol

Jorge Milathianakis a la cabeza de repsol bolivia

‘Para realizar exploración intensiva se debe mejorar las reglas del juego’ El nuevo director de la Unidad de Negocios Bolivia de Repsol busca “convencer a su organización” que el proyecto Margarita no concluye con la fase II, sino que se puede avanzar hacia una tercera fase que implica más desarrollo.

¿Qué planes y desafíos asumirá Repsol Bolivia luego de haber concluido la segunda fase de Margarita? Primero se debe terminar la fase II y luego quiero convencer a mi organización de que hay más posibilidades, que esto no se termina ahí. Habrá una fase IIb intermedia y, probablemente, si la exploración resulta exitosa creo que hay fase III e incluso, tal vez, algo más. ¿En qué consiste la fase IIb? Nosotros tenemos la fase IIa y IIb en función de los tiempos. Ahora estamos en la fase IIa que abarca hasta el 2015 y a partir del 2015 la fase IIb que es el mantenimiento de plató. Estamos trabajando en esto y visualizando nuevas oportunidades. Caipipendi tiene más o menos 110 kilómetros (Km) de largo y estamos trabajando en 30 km. Tenemos todo con registro de sísmica 2D y 3D, con puesta de pozos y, ahora, con las dos sísmicas de exploración, abriremos los 45 km al norte y los 40 km hacia el sur que nos faltan. Se mapeará todo Caipipendi, puesto que si bien hay sísmicas o líneas de YPFB, debemos profundizar los estudios y en función de lo que veamos probablemente hagamos sísmica 3D. Como parte de la Fase II, en el 2004 hicimos una 3D que llegó hasta la mitad del área Huacaya y de ahí salió el Huacaya X1 como propuesta. Nos está faltando otro pedazo más. Son 537 Kilómetros cuadrados (km2) que vamos a hacer ahora y para ello estamos negociando la firma del contrato. Aparte tenemos dos sísmicas 2D con 90 km2 en una y 160 km2 en la segunda con lo cual terminamos de cubrir Huacaya desde el borde de la nueva sísmica 3D hasta el límite con Itacaray. Asimismo, el mantenimiento del plató implica la perforación de tres pozos más, entre ellos el Huacaya 2, 3 y 4. ¿A qué se refiere con tratar de convencer a su organización? Mi organización esta acá, es mi equipo de trabajo y me refiero a que esto no se termina con la fase II. En toda la comunicación tanto interna como externa de Repsol se ha dado a entender que llegamos hasta fase II y ahí quedamos, pero no, lo que tengo que

PERFIL

Foto: Franco García/Reporte Energía

entrevista: Edén García S.

Jorge Milathianakis nació en Comodoro Rivadavia, Argentina y lleva 18 años trabajando en la industria. Es ingeniero civil. Trabajó en diferentes empresas de Argentina del sector petrolero como, Roch, Astra Evangelista, para luego pasar a Repsol YPF. En el 2008 llegó a Bolivia para ocupar la Gerencia de Operaciones en YPFB Andina y en julio del 2010 pasó a Repsol para hacerse cargo del Proyecto Margarita, ejecutando la Fase I y Fase II.

convencer a mi gente es que no nos quedamos ahí, hay más cosas para hacer.

tiene la licencia ambiental. Estamos a la espera de la firma del contrato y empezar. Con la 2D, esta semana estamos terminan¿La ejecución de la fase III depende do la del Sur, en la del Norte ya se hizo la de los resultados de la sísmica 2D y 3D consulta previa y participación y hemos enque realizarán? viado la información al Ministerio de HidroPara la fase III sí, en la fase II está todo carburos para que apruebe una resolución. contemplado, tenemos ya actividades, En el Sur el problema que tuvimos fue registros, el cubo reprocesado del 2004 que nosotros trabajamos con las comunial 2011, hay modelos nuevos de fracturas, dades que están reconocidas por el INRA y modelos dinámicos y sobre eso es lo que que tienen personería jurídica o que estaestamos trabajando ahora en lo que es fase ban en vía de obtenerla. El tema fue que a II, la fase III es toda la parte hacia el Norte y medida que el inicio de la realización de la Sur que nos queda por explorar. sísmica fue dilatándose en el tiempo, aparecieron comunidades nuevas. ¿El optimismo que existe en Repsol Entonces la traba fue que aparecieron por estas zonas está basado en algunos cuatro comunidades nuevas desde que estudios previos de potencialidad? empezamos hasta ahora que no están reTenemos visualizados leads en el norte gistrada en el INRA y estuvimos dos meses y sur que para eso con el Ministerio estamos haciendo viendo que es lo las sísmicas, las líque íbamos a haEn toda la comunicaneas anteriores nos cer, si se le iba a ción de Repsol se ha sirvieron y en base invitar a la consulta dado a entender que a eso se ve algunas pública o no. Sin llegamos hasta fase II y potencialidades que embargo, lo que ahí quedamos, pero no, serán confirmadas nosotros comunilo que tengo que concon estos estudios camos es que indevencer a mi gente es que 2D y 3D. pendientemente no nos quedamos ahí, que participen en hay más cosas por hacer ¿Se ha llegado la consulta o no, a acuerdos con las vamos a sentarnos comunidades indícon ellos a negogenas que habitan la zona para la realiciar. zación de la sísmica? Todo lo que es el área de influencia de Para la sísmica 3D ya está cerrado y se Itika Guasu ya tenemos el permiso, se hizo

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la consulta pública y participación. Aparte de Margarita ¿Cuál es el estado de los otros proyectos en los que opera Repsol Bolivia? Estamos trabajando en Mamoré con la producción de líquidos, en los dos contratos del Norte. Tenemos previsto perforar 5 pozos y ya terminamos uno en este año. El tema de líquidos estaba un poco complicado en su momento, pero después del decreto (1202 de Incentivo a la Producción de Hidrocarburos) se reactivó la actividad, se ha estabilizado la producción y a partir de fin de año debería incrementarse la oferta. De igual manera estamos trabajando en campos maduros y somos socios de YPFB Andina en proyectos tanto de exploración como de desarrollo. YPFB Andina como compañía está muy bien. Tiene una producción operada de cerca de los 5 millones de metros cúbicos día, la planta de Yapacaní tiene 130 millones de pies cúbicos de capacidad de proceso y hoy está funcionando en su máxima capacidad. En Río Grande los pozos de la formación Iquiri producen entre 5 y 9 millones de pies cúbicos día y están trabajando con la sísmica de Sararenda el año que viene. ¿Le interesa Repsol poder trabajar en algunas de las áreas reservadas a favor de YPFB? ¿Han tenido algunos avances en negociaciones? Hemos tomado un par de estudios y

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los hemos devuelto porque no habían interés prospectivo, pero sí evidentemente lo que planteamos siempre es hay que cambiar un poco la regla de juego en lo que es la exploración. Bajo el contrato que tenemos hoy en operación va bien y para hacer una exploración intensiva que es lo que se necesita acá hay que cambiar un poco, no sé si las reglas pero sí dar incentivo en algunos aspectos. En su momento lo había dicho el vicepresidente y después Carlos Villegas, nosotros estamos esperando la conjunción de la aplicación de los incentivos, por un lado, y ver que ofrece YPFB de áreas como para que estemos interesados en trabajar. Si las condiciones están dadas nosotros vamos a trabajar, hoy estamos invirtiendo cerca de $us 350 millones en exploración, una parte en Caipipendi y otra, a través de YPFB Andina. ¿Hasta fin de año cuánto es lo que prevén invertir, tanto en producción como en exploración, en Margarita y todas las áreas que operan? El presupuesto anual en lo que es fase II de Margarita, la cual iniciamos en el 2012, tenemos ejecutado cerca de $us 350 millones. Este año llegamos a cerca de $us 170 millones. En exploración se hizo el pozo Sararenda X1 y otros pequeños trabajos

de Andina. Estamos un poco atrasados por el tema de las licencias en la parte sísmica, arrancaremos con las 3D en estos días y en las dos sísmica 2D del año pasado se invirtió cerca de $us 22 millones. ¿A cuánto asciende aproximadamente el presupuesto para el siguiente año? Estamos trabajando en ello, pero va a ser el nivel de actividad respecto a lo que es Caipipendi, lo que baja un poco es el tema de la inversión en facilities porque ya la tenemos hecha, pero sí continúan las sísmicas que entre las tres ascienden a cerca de $us 60 millones y los dos pozos que son cerca de $us 80 millones cada uno y una serie de proyectos pequeños. En Mamoré hicimos un pozo. Llevamos invertido este año cerca de $us 20 millones y para el año que viene están quedando los otros cuatro pozos, unos $us 45 millones más o menos. Vamos a estar con cifras parecidas, bajará un poco porque la planta ya está construida. Para nosotros mientras estén dadas las condiciones trabajamos. Estamos cómodos, las reglas están suficientemente claras, aunque siempre hay interpretaciones disímiles por parte de los actores, pero consideramos que están establecidas como para seguir haciendo actividad. ▲

Foto: Franco García/Reporte Energía

Petróleo & GAS

Repsol ejecutará sísmica 2D y 3D en el norte de Huacaya y al sur de Margarita.

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especial figas 2013

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El Foro es considerado en su quinta versión por los entendidos de la industria como el evento internacional en hidrocarburos más importante del sur de Bolivia

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FIGAS

TEXTO: Franco García S.

Hacia dónde se encamina Bolivia en materia de hidrocarburos y energía rumbo al Bicentenario de su Fundación, el 2025?. Esta y otras preguntas complementarias serán respondidas en las exposiciones, análisis y debates a cargo de los funcionarios de la cartera gubernamental de este sector, expertos nacionales independientes y representantes de compañías del rubro, en el marco de la V versión del Foro Internacional del Gas y Energía (FIGAS). El Foro, considerado como el evento internacional del sector hidrocarburos y energía más importante del sur de Bolivia, se llevará a cabo el 13, 14 y 15 de noviembre de este año en el Hotel Los Parrales de Tarija, sede del evento desde 2009. La versión 2013 del FIGAS, se realizará bajo el lema “Avances y Desafíos de la Nacionalización de los Hidrocarburos y Electricidad y la Visión 2025″, sustentados en la agenda planteada por el jefe de Estado, Evo Morales, y particularmente en el propósito de aportar al séptimo pilar de la misma, que consiste en la “soberanía sobre los recursos naturales, con nacionalización, industrialización y comercialización en armonía y equilibrio con la Madre Tierra”. En este sentido, está prevista la exposición sobre los “Avances y Desafíos de la Nacionalización de los Hidrocarburos y Electricidad y la Visión 2025”, por parte del ministro del área, Juan José Sosa, y la inclusión de los hidrocarburos y energía en la Agenda Patriótica, a cargo del delegado presidencial César Navarro. Otra ponencia muy esperada por parte de las compañías del sector petrolero será sin duda la referida a los “Incentivos exploratorios para hidrocarburos”, que estará a cargo del viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Eduardo Alarcón. La participación gubernamental será a su vez complementada con la presentación “Proyectos y Desafíos de la Cadena Eléctrica en Bolivia”, a cargo de Arturo Iporre, presidente ejecutivo de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE Corporación). El cierre analítico de este primer segmento correrá por cuenta del director del portal especializado HidrocarburosBolivia. com, Bernardo Prado Liévana. Por otro lado, las propuestas y proyectos técnicos también tendrán un espacio relevante en la cita internacional con las

El año pasado, el Foro Internacional del Gas y Energía convocó a una masiva presencia de ejecutivos de compañías petroleras, representantes gubernamentales sectoriales, expertos na

informes y registros en figas.org

FIGAS 2013: La agenda en hidrocarburos

Participarán representantes de la cartera gubernamental del rubro, expertos internacionales, les compañías que operan y prestan servicios petroleros. La cita será del 13 al 15 de noviembre exposiciones de Carlos E. Peláez, del Instituto de Competencia y Derecho Energético, Universidad von Humboldt de Berlin, Alemania, quien disertará sobre “La participación de energías renovables y sistemas híbridos en la matriz energética”. A ello se añade la presentación de Pablo Andino, gerente MI-ES Schlumberger Bolivia, con “Nuevas Tecnologías de Desorción Térmica para recortes impregnados”. A su vez, Luis María Villar, gerente general de Técnicas Reunidas Bolivia, compañía que ejecuta la construcción de la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco, explicara lo concerniente al “Diseño y construcción de unidades para hidrocarburos”.

los datos

Paneles

versiones

Se efecturán durante los dos días que dura el Foro, con temáticas distintas. Del FIGAS se llevaron a cabo hasta la fecha desde 2009 cuando se inició el primer evento.

En el panel de Gas y Electricidad, la visión boliviana será representada por la viceministra de Electricidad y Energías Al-

ternativas, Hortensia Jiménez, quién manifestará: “La situación actual y proyección del sector eléctrico y energías alternativas al 2025”. En esta línea, el gerente general de la Transportadora de Electricidad (TDE), Roberto Peredo, expondrá sobre “El plan de desarrollo del sistema de transmisión y proyección al 2025”. A estas presentaciones se suma la referida a “Los alcances de la regulación del sector eléctrico”, a cargo del director ejecutivo de la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE), Richard Alcócer. De parte del sector privado Oscar Zamora de la compañía Cobee tendrán a su cargo la ponencia: “Hidroelectricidad:

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el potencial hidroeléctrico de Bolivia le permite proyectar no solo el abastecimiento de su demana eléctrica nacional sino su comercialización a otros países vecinos

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Fotos: Archivo Reporte Energía

MHE de Bolivia

la exportación de energía en la segunda jornada Uno de los temas destacados del segundo día de conferencias del Foro es la presentación sobre “Exportación de energía boliviana en el contexto de la integración energética regional”, por parte del viceministro de Desarrollo Energético, Franklin Molina. El Ministerio de Hidrocarburos y Energía ha mencionado en anteriores oportunidades que el potencial hidroeléctrico de Bolivia le permite proyectar no solo el abastecimiento eléctrico a nivel nacional sino para los países de la región sudamericana. De igual forma la “Situación actual y proyección al 2025 de la Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje

de Hidrocarburos en Bolivia”, será explicada por el viceministro de esta área Álvaro Arnez, mientras que el director de la ANH, brindará un panorama actualizado del “Rol del fiscalizador en la cadena de los hidrocarburos”. Por otro lado, el gerente para la región andina de Confipetrol, Oscar Nava, mostrará la “Gestión de activos críticos en el mantenimiento de facilidades gasíferas y petroleras según la norma PAS 55”. Por su lado, el experto internacional en arbitraje petrolero y director del FIGAS, Iver Von Borries, dará a conocer la temática “Proceso arbitral nacional e internacional en la Industria del Gas y Petróleo”.

especial figas 2013 Para saber * El Foro Internacional del Gas y Energía (FIGAS) ó International Gas & Energy Forum (IGEF), es una organización de pensamiento y un espacio de encuentro de los actores públicos y privados de la industria de los hidrocarburos y la energía. * Existe gran expectativa entre los participantes de las compañías petroleras privadas, de servicios, suministros y analistas por la ponencia del viceministro de Exploración y Explotación, Eduardo Alarcón, referida a “Incentivos exploratorios para hidrocarburos”. * En esta V versión, el sector eléctrico tendrá una amplia cobertura, puesto que efecturán exposiciones autoridades gubernamentales y empresas público - privadas ligadas, a la temática, además del organismo regulador. * Al igual que en años anteriores la presencia internacional será bastante nutrida con expositores de Perú, Uruguay, Alemania, Colombia y España. * Los organizadores prometen una divertídisima “Noche Chapaca”, que este año se llevará a cabo en Bodegas Casa Grande, con un festejo especial.

acionales e internacionales, medios de comunicación y autoridades locales.

Las empresas tienen un espacio importante para dar a conocer su gestión empresarial.

hidrocarburos y electricidad al 2025 en debate

analistas bolivianos y las principae en el Hotel Los Parrales de Tarija. Potencial y condiciones para su desarrollo de cara al 2025”. En el análisis del sector energético a nivel internacional figuran el investigador y docente uruguayo Daniel Gómez con su ponencia: “Actualidad de los biocombustibles en la matriz de energías renovables” y Eleodoro Mayorga, Consultor de Laub & Quijandría del Perú, quién disertará sobre “El papel del Gas y las fuentes renovables de energía en las políticas energéticas”. Para registrarse en el Foro descargue el formulario de registro de figas.org, llene sus datos y envíe un correo a la dirección eperis@gasenergyforum.org. Consultas info@ figas.org Telf:591 3415941 / 75003302. ▲

expofigas, la ‘vitrina’ energética del sur de bolivia

En la ExpoFigas 2011 el CNMCH de YPFB mostró las últimas tecnologías en medidores ultrasónicos.

Al igual que en años anteriores, en la ExpoFIGAS 2013 se brindará un amplio espacio para que las compañías y entidades ligadas a la industria de los hidrocarburos y electricidad expongan sus proyectos en operación, nuevas tecnologías y otros. La necesidad de información por parte de sectores, instituciones y público en general de Tarija es creciente, puesto que este departamento concentra las mayores reservas de gas de Bolivia y se ejecutan importantes proyectos de electricidad, por lo que la ExpoFIGAS servirá para cumplir con este propósito, afirmaron los organizadores.

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la riqueza de las propuestas y análisis estará garantizada por la presencia de expertos nacionales independientes y ejecutivos de empresas del sector privado

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FIGAS

Juan José Sosa

CÉsar Navarro

eduardo alarcón

bernardo prado

De profesión ingeniero petrolero. Fue vicepresidente de Administración Contratos y Fiscalización de YPFB. Desde enero de 2012 es ministro de Hidrocarburos y Energía.

Se desempeña como Delegado Presidencial para la Agenda Patriótica 2025. Anteriormente cumplió la función de Viceministro de Coordinación con Movimientos Sociales.

Es viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos desde el 17 de febrero de 2010. En aquella oportunidad se comprometió en aumentar el potencial hidrocarburífero nacional.

Es ingeniero civil, analista, consultor independiente y fundador director del portal informativo especializado en temas energéticos HidrocarburosBolivia.com.

carlos e. Pelaez

Luis maría villar

arturo Iporre

PABLO ANDINO

Es Phd del Instituto de la competencia y derecho energético de la Universidad de Berlín (EWeRK Institut). Se desempeñó como asesor legal energético en diversos consorcios alemanes.

Gerente General de Técnicas Reunidas Bolivia. Tiene un doctorado en Estructuras Especiales para Plantas de Gas. Ha desarrollado su profesión en el sector de ingeniería, gas y petróleo.

Presidente ejecutivo de ENDE Corporación. Es ingeniero electroenergético y antes de asumir este cargo era presidente del Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC).

Es especialista en manejo de desecho, control de sólidos y tratamiento de aguas en operaciones de perforación, terminación y producción. Es gerente de operaciones – M-I Swaco, Schlumberger.

Hortensia Jiménez

Richard Alcócer

Roberto Peredo

OSCAR ZAMORA

Viceministra de Electricidad y Energías Alternativas, posesionada el 23 de agosto de 2012. Tiene experiencia en el sector eléctrico y tiene como reto la universalización de este servicio en el país.

Director de la Autoridad de Electricidad (AE), de profesión ingeniero eléctrico. Realizó Maestría en Sistemas Eléctricos de Distribución y Maestría en Dirección y Administración de Empresas.

Gerente general de la nacionalizada Transportadora de Electricidad (TDE). Peredo ejerció como Viceministro de Electricidad desde mayo del 2010, hasta su nombramiento en la nacionalizada

Arce es Ingeniero Eléctrico y actual gerente de Ingeniería y Comercialización de la Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A.

conferencistas internacionales presentes

TEXTO: franco garcía S.

disertantes con U conocimiento amplio del sector energético Viceministros, directores, reguladores, ejecutivos de compañías público - privadas y expertos figuran en la lista.

no de los aspectos destacables de las personalidades que forman parte de los paneles de la quinta versión del Foro Internacional del Gas y Energía (FIGAS) tiene que ver con su amplio conocimiento de la realidad energética boliviana, afirmaron los organizadores. En este marco y dada la agenda se indicó que es clave la participación de los disertantes representantes de la cartera de Hidrocarburos y Energía, puesto que expondrán los planes actuales y futuros para estos sectores, lo que servirá de marco informativo oficial para las organizaciones, compañías privadas y actores relacionados a estas temáticas.

Además, la riqueza de las propuestas y análisis estará garantizada por la presencia de expertos nacionales independientes y ejecutivos de empresas del sector privado. A ellos se suma la participación de académicos y consultores internacionales, quienes con su experiencia ligada a importantes organizaciones, brindarán aportes tomando en cuenta el contexto regional y mundial. Asimismo, el insumo técnico enmarcado en el uso de tecnologías para equipos, servicios y actividades de la industria petrolera y eléctrica está contemplada con la participación de funcionarios de compañías líderes a nivel internacional en áreas de su especialización. Finalmente, los entes reguladores del sector eléctrico y de hidrocarburos brindarán el marco legal y técnico que norma y organiza el funcionamiento de estas industrias. ▲

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el uso de tecnologías para equipos, servicios y actividades del rubro petrolero y eléctrica está contemplada con participación de funcionarios de compañías líderes

FIGAS

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especial figas 2013

Eleodoro Mayorga

Daniel Gómez

Oscar Nava

Iver Von Borries

Es socio de Laub & Quijandría, Perú, de profesión ingeniero petrolero. Fue director del Proyecto Camisea, gerente general de Petroperú SA y trabajó más de 20 años en el Banco Mundial.

Es ingeniero tecnológico en la Gerencia de Eficiencia Energética de UTE (Empresa eléctrica de Uruguay). Ha dictado más de 110 conferencias en el ámbito nacional e internacional.

Gerente Región Andina de Confipetrol. Magister en Ingeniería de Confiabilidad y Riesgo con experiencia internacional en dirección de proyectos de ingeniería, (industrias petrolera, gasífera y minera).

Presidente del Comité Ejecutivo del Centro de Arbitraje de la CBHE. Es abogado con especialidad en Derecho corporativo, con una maestría en Derecho Internacional Privado.

Álvaro Arnez

Franklin Molina

Gary Medrano

MARIO ROJAS

Viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos. Es doctor en Petroquímica. Hizo una pasantía en la refinería Pemex de México.

Viceministro de Desarrollo Energético, la autoridad es economista y planificador, además participó en la preparación del proceso de nacionalización de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE).

Director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, de formación militar. Es oficial del ejército de Bolivia e ingeniero comercial. En 2009 fue Gerente Nacional de Comercialización.

Mario Rojas estudió ingeniería eléctrica e ingeniería económica. Es máster en Administración de Empresas. Actualmente es presidente de la Cámara Boliviana de Electricidad.

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la Noche Chapaca se realizará en Bodegas Casa Grande, en un espacio que promete brindar a los asistentes un inolvidable encuentro con los mejores vinos de Tarija

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Sin duda una de las atracciones adicionales tradicionales del Foro Internacional del Gas y Energía (FIGAS), que se ha convertido en el sello que distingue esta cita internacional, es la tradicional “Noche Chapaca”, evento social de confraternización entre los participantes, que brinda una inigualable oportunidad para el encuentro anual entre amigos del sector en un ambiente de total informalidad, alegría y camaradería. Cada año se elige una bodega donde se realiza la tradicional cata del mejor vino tarijeño, a lo que se suma los mejores jamones serranos, quesos y otras delicias culinarias que preparan el paladar para el

Fotos: Archivo / Reporte Energía

La Noche Chapaca, el ‘aderezo’ esperado convite posterior en los que se suele servir el típico chivo y chancho “a la cruz”, acompañado de una variedad de ensaladas. Asimismo los bailes y música típica del lugar forman parte del espectáculo que ensalza la cultura local y provee a los visitantes una nueva experiencia de vida en el marco de un clima agradable que incita al descanso y al goce de los buenos momentos. Para este año la organización ha dispuesto que la Noche Chapaca se realice en Bodegas Casa Grande, en un espacio que promete brindar a los asistentes al ágape un inolvidable encuentro con los mejores vinos de Bolivia.

La oferta culinaria de la Nocehe Chapaca es variada y acaorde a la calidad de los visitantes.

Gente de la industria petrolera del sector estatal y privado comparten insuperables momentos que se concretan gracias a esta cita anual. (Foto: Figas 2009)

Variedades de quesos de cabra y gourmet, jamones serranos y horneados típicos forman parte de la apetitosa entrada previa al “platillo fuerte” de la noche (2011).

Ejecutivos de Total, Prosertec y Transierra asiduos participantes al Figas desde 2009.

FIGAS

Foto con el chancho ‘a la cruz’. Un exquisito y clásico recuerdo (2012).

La música local brinda el marco melódico de la desbordante alegría que invade a los participantes de la Noche Chapaca, al son del folklore y baile tradicional de Tarija.

Se aprovecha la ocasión para afianzar lazos que perduran en el tiempo.

Una de las delegaciones más alegres en la “Noche Chapaca”, fue la de GTB (2010).

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El baile típico de la zona es uno de los más vistosos de Bolivia.

La calidad de la producción de uvas forma parte del orgullo tarijeño.

Foto: Archivo Reporte Energía

Foto: quiebreeconomico.wordpress.com

Pese a la adopción de la modernidad, Tarija aún conserva en su arquitectura y cotidianeidad vestigios de una rica cultura colonial. Foto: Archivo / Reporte Energía

Si hay un lugar en Bolivia cuya geografía y clima son propicios para atraer visitantes y “enamorarlos” con sus encantos, sumergiéndolos en un apacible espacio de sosiego, tranquilidad y disfrute, es Tarija. El clima de esta ciudad y el Valle en la que se encuentra es llamado “paraíso de la primavera”, ya que durante la mayor parte del año es templado o mesotérmico. A su vez, uno de sus orgullos principales tiene que ver con la producción de vinos y singanis de gran calidad para el consumo nacional y la exportación, lo que la convierte en la ciudad por excelencia para aprender vivencialmente sobre ello. Sus calles angostas, enmarcadas en el centro por viejos casones señoriales, sus íntimas y soleadas plazas, su amplia avenida ribereña y todos sus lugares públicos, mostrando todavía el grato oficio de la vida de sus gentes compartida a plenitud de una pequeña villa de antaño, evoca el recuerdo de un siglo XIX de auge e invita a conocer sobre la vida durante la época de la colonia española.

Foto: economiabolivia.net

descanso, vinos y cultura, la invitación para el turismo en tarija

Abundan las variedades de vinos y singanis.

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es una agenda que tiene un alto nivel de participación como nunca se ha visto en la historia de Bolivia. Es una reunión altamente participativa, constructiva y propositiva

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César Navarro, representante Presidencial de la Agenda 2025

César Navarro, Representante Presidencial de la Agenda patriótica del bicentenario

‘Tenemos desafíos múltiples para industrializar los hidrocarburos’ Foto: Abi

La autoridad, que será disertante en el Foro Internacional del Gas y Energía (FIGAS), sugirió incrementar la inversión para elevar las reservas y la producción hidrocarburífera, tareas pendientes del Estado. TEXTO: lizzett vargas o.

AGENDA PATRIÓTICA. Muestra una visión de país para el año 2025, en la que se proponen anular los desequilibrios, desarrollar las capacidades, erradicar la extrema pobreza y universalizar los servicios básicos.

¿En qué consiste la Agenda Patriótica del Bicentenario? Es una visión de país para el año 2025, que toma en cuenta al Estado, a la economía, a la producción, a la industrialización, a la cultura y a la sociedad. La Agenda Patriótica busca materializar la Constitución Política del Estado y parte de las concepciones filosóficas con la Ley Marco de los derechos de la Madre Tierra y el Manifiesto de la Isla del Sol. Además tienen tres elementos conceptuales y transversales a esta agenda: Soberanía, Madre Tierra y Vivir Bien. La Agenda 2025 consta de 13 pilares que guardan relación con la erradicación de la extrema pobreza, la universalización de los servicios básicos, el acceso a los servicios de salud, educación y deporte, soberanía científica, financiera y productiva, con diversificación y desarrollo. ¿Cuál es la función principal de su delegación presidencial? La función es que nosotros podamos recoger las iniciativas a de las organizaciones e instituciones de la sociedad civil en su conjunto, pero también de las instituciones públicas de todo el país. En este sentido estamos organizando diferentes eventos departamentales, municipales y nacionales. Estamos tomando por ejemplo a la región (departamento) como la unidad territorial de planificación y a la reunión donde concurren diferentes gobiernos municipales y nacionales. Podemos decir entonces que en la agenda patriótica están participando por lo menos el 90% de los gobiernos municipales de todo el país. Por lo tanto, es una agenda que tiene un alto nivel de participación como nunca se ha visto en la historia de Bolivia. Es una reunión altamente participativa, constructiva y propositiva. ¿Desde cuando se inició la recolección de los criterios y para cuando se prevé su culminación? Hemos trabajado en esta fase desde mayo hasta julio, con un proceso largo de información y planificación de actividades. Desde agosto iniciamos los eventos municipales, departamentales y nacionales. Tenemos previsto concluirlos hasta mediados de noviembre. Una vez realizadas todas las actividades deliberativas, simultáneamente

apuntes

avance. Hasta ahora han visitado los nueves departamentos del país, a más de 80 provincias, de las 112 del mapa político boliviano y a cerca de 300 municipios. encuentro energético. La primera reunión nacional para tratar el tema del sector de hidrocarbuífero se realizará el 29 y 30 de octubre en Tarija. figas. Se expondrá acerca de la Agenda del Bicentenario en el V FIGAS, a efectuarse del 13 al 15 de noviembre de 2013.

César Navarro, explicó la importancia de la agenda patriótica para Bolivia.

el equipo técnico está trabajando sistematizando la información que emergen de los diferentes encuentros. A finales de esta gestión estaríamos presentando el informe final al presidente del Estado Plurinacional de Bolivia. ¿Qué tipo de propuestas en el área de hidrocarburos se espera incluir en la Agenda? Para el tema hidrocarburos tenemos previsto una reunión nacional en la ciudad de Tarija. A la cita asistirán autoridades nacionales, empresas públicas y empresas privadas vinculadas al sector hidrocarburífero en el país, además de las universidades públicas y privadas; municipios, gobernaciones, organizaciones sindicales y sociales. Es decir, vamos a concurrir todos en este evento, donde vamos a debatir desde la nacionalización, desarrollo de la cadena productiva y el rol que cumplimos todos los actores que somos parte de este eslabón. Por otro lado, tenemos que aumentar las reservas y la producción para garantizar

el consumo interno, como también nuestros compromisos internacionales, pero también el suficiente gas para entrar a la etapa de industrialización. Igualmente se analizará el proceso de cambio de matriz energética que estamos impulsando, y el resultado básicamente es que estamos preservando los derechos de la Madre Tierra. Es decir, no podemos destruir aquello que es la fuente de riqueza para el mundo en su conjunto. ¿Cuál es su opinión sobre la situación actual del sector hidrocarburos y energía en Bolivia? Creo que está atravesando un momento histórico importante. Estamos dando pasos cualitativos que no se dieron en el capitalismo, ni en el neoliberalismo de Estado. Hemos heredado un recurso importante para el país que no fue desarrollado y hoy en día podemos manifestar que la producción y la venta de hidrocarburos es el recurso que está generando importante movimiento económico en todo el país. Hoy en día estamos dando el salto cuali-

tativo a la industrialización, la que nos va a permitir construir polos importantes de desarrollo, pero además generar importantes insumos para el desarrollo y la soberanía alimentaria como la Planta de Urea que se está construyendo en el departamento de Cochabamba. ¿Cuáles son los desafíos pendientes en este sector? Son muchos desafíos. Uno de ellos es ampliar nuestras capacidades institucionales para aumentar nuestras reservas y eso implica mayor inversión en exploración en todo el país, este es un elemento vital. En segundo lugar es importante mantener la producción para cumplir nuestros compromisos internacionales pero también para satisfacer una demanda importante que es la industrialización. Por lo tanto, manifestaría que tenemos un desafío múltiple en consolidar la cadena productiva del país con todos los actores, pero también se debe desarrollar el conocimiento científico, fomentado por el Estado y el sector privado. ¿En qué consistirá su participación en el Figas 2013? Explicaremos nuestra propuesta y la visión con la que estamos trabajando en ese importante encuentro, como es la agenda para el 2025. ▲

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se implementó nuevas tecnologías de rectificación durante la perforación en el campo casabe.. el tiempo de las operaciones se redujeron de 15.3 a 6.8 días

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Carlos Reyes, experto de la compañía Schlumberger Foto: infosurhoy.com

petróleo & gas TEXTO: lizzett vargas O.

na alianza tecnológica entre Ecopetrol y Schlumberger para optimizar las operaciones del campo maduro Casabe logró aumentar la producción de 5.000 barriles diarios en 2004 a 24 mil barriles a mediados del 2013. Este trabajo se encuentra en ejecución desde junio del 2004 en el campo Casabe ubicado en la cuenca del Río Magdalena de Colombia, con el fin de incrementar las reservas, manejar los programas de inyección de agua en forma más eficiente y abordar los problemas relacionados con los procesos de perforación. De acuerdo con el experto de la compañía Schlumberger, Carlos Reyes, fue necesario implementar un “plan de redesarrollo de componentes múltiples” con nuevas técnicas introducidas en materia de análisis geológico. Entre ellas se destaca la interpretación de los datos sísmicos 3D visualizados en un software Petrel, el cual ayudo a posicionar el pozo y evitar las fallas. El esquema de inyección y producción aplicado del campo Casabe incluyó inicialmente cuatro pozos por localización de inyección, destinados a inundar las areniscas multiestratificadas. En este punto el experto explica que actualmente se limita la perforación a un solo pozo por localización, cambio que redujo los costos y también la incidencia del colapso de los pozos inducido por la proximidad. Durante la Alianza Casabe se han perforado 25 pozos productores y se han realizado 80 trabajos de reacondicionamiento (52 en pozos productores y 28 en pozos inyectores). Adicionalmente, durante los últimos dos años Ecopetrol ha contratado la realización de 55 operaciones de limpieza de arena en pozos productores e inyectores con Unidad de Coiled Tubing logrando buenos resultados técnicos y económicos. Al respecto, Reyes explicó que esta tecnología permite acceder a través de un puerto de entrada en espacio anular (Tubing-Casing) sin necesidad de recuperar Sistema Artificial instalado en el fondo del pozo. El principal beneficio de esta tecnología es que permite realizar limpieza de arena, estimulaciones y servicios en fondo como Wireline y corrida de Sensores,

Campo Casabe ubicado en la cuenca del Río Magdalena de Colombia aumentó su producción después de 50 años.

optimización de campos maduros / ecopetrol y schlumberger

ALTA TECNOLOGÍA MULTIPLICÓ PRODUCCIÓN EN CASABE Con nuevos mecanismos de interpretación de datos sísmicos, inyección de agua y perforación lograron aumentar la producctividad de 5 a 24 mil barriles diarios de petróleo. ideal para pozos con alta producción de sólidos. Por otro lado, se implementó nuevas tecnologías de rectificación durante la perforación con barrera bicéntrica que produjeron un impacto considerable, mejorando la calidad del pozo, reduciendo los tiempos totales de viajes de entrada y salida del pozo, minimizando el riesgo de atascamiento de la tubería, reduciendo las operaciones de rectificado. Los tiempos promedio de las operaciones de perforación se redujeron de 15.3 días a 6.8 días. A la fecha, las inversiones totales rea-

lizadas por la Alianza Casabe superan los $us 68 millones. Para el próximo año se tienen recursos comprometidos para la perforación de 36 pozos (22 inyectores y 14 productores), 53 trabajos de reacondicionamiento en pozos inyectores y corrida de sísmica 3D. descubra + Con estos trabajos se proyecta inundar reporteenergia.com con agua dos áreas nuevas del campo y perforar varios pozos de avanzada. ▲

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la presentación en PDF de Shlumberger

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campo casabe Ubicación. Localizado en la cuenca del Río Magdalena en Colombia. antecedentes. Fue descubierto en 1941. Su pico lo alcanzó hace casi 50 años, con 46 mil barriles por día.La declinación lo llevó a producir 4.400 diarios a finales de los 70. experiencia. Schlumberger ha realizado trabajos similares para mejorar la explotación de los campos en Venezuela, Estados Unidos y Brasil.

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Petróleo & GAs

e acuerdo a técnicos de Petróleos Mexicanos (Pemex) la explotación de petróleo en campos maduros, aplicando el método de bombeo mecánico con tubería flexible tiene ventajas, en relación al bombeo tradicional que presenta una “baja eficiencia en fluidos pesados y viscosos”. El bombeo mecánico es un procedimiento de succión y transferencia continua de petróleo desde el yacimiento hasta la superficie. Con el uso de la tubería flexible, la compañía mexicana señala que se puede circular químicos reductores de viscosidad para la producción de aceites pesados. Asimismo, también permite un mejor manejo y limpieza de la arena producida que con el bombeo mecánico tradicional significaba un frecuente problema, durante la vida productiva de los pozos petroleros. Según Pemex, para el diseño de este método de explotación se debe tomar en cuenta los efectos de temperatura, pistón, aglobamiento y flambeo. Las mejoras tecnológicas en la explotación y desarrollo de campos maduros, ya sean adquiridas u obtenidas a través de la investigación y desarrollo, son fundamentales para la estatal petrolera, las cuales pretenden

Alternativa de explotación en campos maduros

Destacan bombeo mecánico con tubería flexible Se obtiene una mayor eficiencia en la producción de fluidos pesados y viscosos y el manejo y limpieza de la arena, durante la vida útil de los pozos petroleros. generar un aumento en el valor de la empresa a medida que se orienten hacia el usuario. “Petróleos Mexicanos ha sido usuario de tecnología de gran complejidad técnica y ha demostrado en diversas ocasiones que, cuando la mejora tecnológica se orienta hacia el usuario, la asimila y aprovecha con efectividad”, añadió la petrolera en una publicación sobre las ventajas de las tuberías flexibles y la innovación. Esta orientación de las nuevas tecnologías hacia el usuario que propone Pemex busca la reducción del costo de inversión y operación, el rendimiento de materiales, equipo e infraestructura, la creación de procesos productivos más eficientes, el incremento de la seguridad y protección al medio ambiente y la producción de bienes y servicios de mayor valor agregado. ▲

Foto: farm4,staticflickr

TEXTO: Edén García S.

Las nuevas tecnologías aumentan el valor y genera un crecimiento de las empresas que las aplican.

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Electricidad

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Se busca la disponibilidad de las mejores tecnologías de iluminación, generando ahorros a los hogares, mejorando su confort y la captura de ventajas económicas

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Estrategia Nacional de Iluminación Eficiente 2013-2017

Chile busca ahorrar 2,8 TWh en consumo anual de energía eléctrica Foto: wikimedia.org

Según analistas chilenos, su país ha tenido un gran avance en materia de eficiencia energética, pero que aún resta por mejorar, principalmente en los sectores de la pequeña industria y el residencial. TEXTO: Edén García s.

on el objetivo de mejorar la eficiencia energética, Chile implementará la Estrategia Nacional de Iluminación Eficiente (ENIE) 2013–2017 que entre sus principales beneficios prevé un ahorro anual de 2,8 teravatio hora (TWh) de consumo en electricidad, representando un 4,8% del total nacional y $us 486,4 millones. Según este documento elaborado por el Ministerio de Energía y la Fundación Chile, en el marco de la iniciativa internacional En.lighten del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente, en estos cinco años se promoverá la reducción del consumo de energía eléctrica, a través de la innovación tecnológica y el cambio de productos tradicionales de iluminación por unidades eficientes. La ENIE prevé que las actuales y futuras tecnologías de iluminación producirán cambios significativos no solo en eficiencia energética, con ahorros que pueden alcanzar el 70%, sino que también en confort visual, diseño y estética y nuevas oportunidades de negocios innovadores. “Se busca garantizar la disponibilidad de las mejores tecnologías de iluminación, generando ahorros a los hogares, mejorando su confort y la captura de las ventajas económicas, sociales y ambientales para el país”, añade el texto. Una de las acciones más importantes que se tiene prevista es el reemplazo de las lámparas incandescentes en el sector residencial por las halógenas y LED. Cabe señalar que el sector residencial es el que mayor cantidad de lámparas utiliza en Chile con el 72% del total que, de acuerdo a En.lighten, en el 2010 alcanzaba los 106,8 millones de unidades. De los 71,5 millones de lámparas que utiliza el sector residencial, el Ministerio de Energía de este país, detalla que 35 millones son incandescentes y 28,5 millones de fluorescentes compactas, mientras que halógenas solamente 2,2 millones y LED 1,1 millón. Aparte del cambio de tecnología de iluminación, la ENIE tiene como objetivo aportar a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero calculado en 1,2 millones de toneladas de emisiones de CO2e (dióxido de carbono equi-

De los 71,5 millones de lámparas que utiliza el sector residencial en Chile, 35 millones son incandescentes.

valente) al año. “Además, se puede evitar la emisión de 77 kilogramos de mercurio, 2.500 toneladas de dióxido de sulfuro y 4.600 toneladas de óxido nitroso a la atmosfera al disminuir la combustión de carbón, debido a la menor demanda de electricidad”, puntualiza la ENIE. Para María Gonzáles, gerente general de la consultora Energética S.A, en Chile se ha avanzado bastante en eficiencia energética, particularmente en la industria de la minería, en la cual aseguró que se han hecho importantes innovaciones. “Sin embargo aún quedan potenciales por aprovechar principalmente en la pequeña y mediana industria y el sector residencial. De cualquier forma se debe tener presente que Chile, como cualquier país en desarrollo, requiere aumentar su consumo de energía eléctrica”, puntualizó a Reporte Energía. En esta misma línea, Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores, indicó que la eficiencia energética y los precios de la electricidad en Chile son temas de preocupación generalizada, tanto para la industria, minería y domésticos. En el caso específico de la iluminación Aguirre aseguró que existe un gran avance porque se ha logrado un cambio importante hacia dispositivos eficientes.

NÚmero de lámparas promedio por tipo de tecnología y total nacional sobre 5,4 millones de viviendas Tipo de tecnología Lámparas Fluorescentes Compactas Incandescentes P < 60W Incandescentes P > = 60W Lámparas Fluorescentes Tubulares Lámparas Halógenas Lámparas LED Número total de lámparas

No de lámparas por vivienda 5,3 3,4 3,1 0,9 0,4 0,2 13,3

No de lámparas a nivel nacional 28.509.792 18.289.300 16.675.539 4.841.285 2.151.682 1.075.841 71.543.440

Fuente: Modificado de Estudio de Usos Finales y Curva de Oferta de Conservación de la Energía en el Sector Residencial de Chile, 2010

Cinco desafíos por superar La ENIE ha identificado cinco barreras que pueden dificultar la ejecución de las acciones que plantea este documento. Entre ellas están la falta de conocimiento técnico de productos de iluminación, tecnologías y desempeño, ya que en Chile no existe producción de lámparas y, por ende, tampoco profesionales que conozcan de estos dispositivos. También hay una gran diferencia de precio de las tecnologías eficientes en comparación con las lámparas incandescentes y, según la ENIE, es necesario lograr que el sector público apoye en la masificación del mercado, permitiendo que las nuevas unidades sean más accesibles. Asimismo, las nuevas tecnologías

poseen características diferentes que pueden ser interpretadas por los consumidores como baja calidad. “Se debe difundir el conocimiento en forma oportuna y sencilla a los usuarios finales con el apoyo de los organismos de apoyo a los consumidores”, propone la estrategia para superarlo. Las otras dos barreras mencionadas por la ENIE hacen referencia a que no existe una fiscalización sobre los niveles de mercurio que contienen los productos de iluminación, ni obligación de su disposición en forma sustentable y que los laboratorios de ensayo y organismos de certificación locales de productos de iluminación son insuficientes para dar respuesta a demanda de proveedores. ▲

1 al 15 de Noviembre | 2013

legal IVER VON BORRIES, PRESIDENTE DEL CENTRO DE ARBITRAJE DE LA CBHE

‘80% de contratos comerciales tienen cláusula compromisoria o arbitral’ TEXTO: franco garcía S.

a vigencia del Centro de Arbitraje de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), es “fundamental”, puesto que actualmente más del 80% de todos los contratos comerciales contienen una cláusula arbitral o compromisoria, por lo que con el respaldo de la normativa existente están dadas las condiciones para llevar a cabo este tipo de procesos. Este dato fue proporcionado por el nuevo presidente de la organización especializada en resolver controversias en materia de hidrocarburos y energía, con sede en Santa Cruz de la Sierra, Iver Von Borries, quien destacó que este Centro de Arbitraje es pionero

en la Región Sudamericana. “Todos los abogados en distintos países a los que se les informó sobre este tema en foros y eventos internacionales, han aplaudido y ven con muy buenos ojos esta iniciativa”, remarcó. Respecto al funcionamiento y alcances del organismo arbitral, indicó que el objetivo es contar con un centro especializado -a nivel de la Región- en resolver todo tipo de controversias entre empresas en materia energética y de hidrocarburos (Upstream, Downstream y Servicios); lo anterior, como una alternativa que goce de mayor celeridad y especificidad con relación a los procesos judiciales tradicionales. Actualmente el Centro cuenta con 36 árbitros de catorce distintas nacionalidades, expertos a nivel internacional en materia de

arbitraje.” Somos conscientes que el listado de árbitros define en gran parte el prestigio e idoneidad de una institución de este tipo”, sostuvo. Informó que para llevar a cabo un proceso ante el Centro de Arbitraje de la CBHE es fundamental que las partes del contrato acuerden que éste será el foro donde se resolverán todas sus eventuales controversias, puesto que un laudo arbitral tiene los mismos efectos jurídicos que una sentencia judicial. Para ello, se han redactado “reglamentos arbitrales de vanguardia”, cuyo objeto principal es precisamente evitar las dilaciones y retardaciones procesales, tomando en cuente que acorde a lo dispuesto por la Ley de Arbitraje y Conciliación No. 1770 de Bolivia, este proceso no puede durar más de seis meses. ▲

Foto: Archivo RE

36 árbitros de catorce diferentes nacionalidades están a cargo de resolver cualquier controversia para las partes que soliciten intervención de la organización que es pionera y referente a nivel de la región del Cono Sur en este temática.

Hoja de Vida Iver von Borries es abogado y cuenta con tres post grados en arbitraje comercial internacional, arbitraje de inversión y derecho corporativo. Es máster en derecho internacional privado y docente de maestría. Asesora empresas del upstream, downtream y servicios. Socio del Estudio Jurídico Wayar & Von Borries Abogados.

1 al 15 de Noviembre | 2013

Electricidad

“

es necesario establecer un marco normativo estable que oferte incentivos y seguridad jurídica para que la inversión privada crezca en el país

“

Mario Rojas, presidente de la Cámara Boliviana de Electricidad

De acuerdo al presidente de la CBE, Mario Rojas

Planificación y normativa: temas pendientes en el sector eléctrico Foto: jornadadiaria.com

La participación privada y la actualización del POES resulta fundamental para garantizar las inversiones en las nuevas infraestructuras de la cadena eléctrica y el suministro de energía con un costo accesible para los bolivianos. TEXTO: Edén García S

i bien el desempeño de la oferta eléctrica estuvo acorde a la demanda registrada en esta gestión, gracias al plan de emergencia ejecutado por la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) en los últimos dos años, aún queda pendiente el desarrollo de una normativa que incentive y garantice la inversión privada y la actualización del Plan Óptimo de Expansión del Sistema Interconectado Nacional (POES) 2012 – 2022. De acuerdo a Mario Rojas, presidente de la Cámara Boliviana de Electricidad (CBE) todos los proyectos en ejecución y los que están anunciados se encuentran en el POES, sin embargo se requiere un “reajuste” del mismo y analizar su factibilidad para garantizar a los bolivianos el suministro de electricidad al menor costo. El POES prevé una inversión de $us 2.333,3 millones en la ejecución de infraestructura en generación y transmisión, cambiando significativamente la matriz energética del sector eléctrico, para pasar de la dependencia de las termoeléctricas a una participación del 53% de energía proveniente de la hidroelectricidad en el año 2022. “Los niveles de inversión eficiente como su sostenibilidad son un desafío importante en el marco de una estrategia que apunta a la incorporación mayoritaria de fuentes de energía renovables que normalmente tienen mayores costos de potencia instalada pero menores costos de producción de energía”, apuntó el ejecutivo de la CBE. Rojas sugiere no olvidar la participación del sector privado en la actividad eléctrica, tomando en cuenta las altas inversiones que se necesitan en la ejecución de proyectos en toda la cadena. Después que el gobierno iniciara el proceso de Nacionalización de diferentes empresas del sector eléctrico en generación y transmisión y reactivara ENDE Corporación, la participación privada quedó prácticamente relegada, dejando un margen de acción en el segmento de distribución. En este sentido, Rojas señaló que es necesario establecer un marco normativo estable que oferte incentivos y seguridad jurídica para que la inversión privada crezca, complementando a la del Estado, a tra-

La electrificación rural es una tarea en la que las gobernaciones del país tienen que poner mayor énfasis.

Demanda prevista y real 2013 - bolivia DEMANDA DE ENERGIA PREVISTA (*) PREVISTA REAL AJUSTADA (**) GWh GWh GWh ENE 588.9 586.7 595.0 FEB 535.5 533.5 526.5 MAR 611.6 609.4 585.0 ABR 594.5 592.3 569.1 MAY 585.8 576.8 577.4 JUN 559.3 553.0 557.7 JUL 588.1 581.8 576.4 AGO 604.6 596.2 584.4 SEP 611.5 604.6 582.0 OCT 638.0 627.2 NOV 623.6 612.2 DIC 635.6 629.0

DEMANDA DE POTENCIA PREVISTA (*) PREVISTA REAL AJUSTADA (**) MW MW MW 1131.2 1107.5 1127.7 1138.7 1115.0 1122.6 1168.8 1145.1 1106.4 1173.9 1150.1 1115.2 1162.1 1144.1 1120.4 1140.0 1126.1 1127.6 1140.1 1128.3 1111.1 1189.6 1176.9 1141.2 1211.1 1195.7 1157.5 1217.6 1203.1 1212.9 1198.5 1222.1 1207.6 Fuente: Centro Nacional de Despacho de Carga

vés de ENDE y su subsidiarias. Del mismo modo, aseguró que se debe clarificar el rol de todos los actores institucionales en el sector eléctrico, de acuerdo a las competencias establecidas en la Constitución Política del Estado (CPE), para que de ese modo se construya un “sistema sinérgico” en beneficio de los consumidores finales. Apoyo de las gobernaciones en área rural Otro desafío de magnitud, según Ro-

jas, será la universalización de la cobertura eléctrica en el área rural, no solo por los niveles de inversión y tecnología, sino también por la sostenibilidad de los diferentes operadores finales en el marco de tarifas iguales campo-ciudad, que se generan a través de mecanismos de subvención. Afirmó que las inversiones en electrificación rural están en manos, de forma determinante, de los gobiernos departamentales y el desarrollo de la misma depende de las disponibilidades de cada región, habiendo un desarrollo diferenciado en cada

uno de ellos. “Aunque hay avances importantes en el tema, se necesita una planificación más precisa de la actividad y que sea prioritaria en los programas anuales de inversión de las Gobernaciones, para que junto a los distribuidores de cada lugar se pueda avanzar sostenidamente para cumplir el objetivo de universalizar el servicio”, puntualizó. Gestión sin inconvenientes En general el sector eléctrico ha presentado una oferta adecuada para la demanda y la implementación en cronograma de los programas de inversión en distribución, lo que, a criterio de Rojas, ha permitido garantizar la demanda del país. Además, indicó que se ha anunciado el desarrollo de proyectos estratégicos de generación, como la hidroeléctrica de Rositas, que generan una gran expectativa en todo el sector, ya que incrementarán de manera importante la oferta de energía eléctrica en los próximos años. Cabe recordar que ENDE ejecutó un plan de emergencia con inversiones en generación para una adecuada reserva de potencia, que permitieron superar las restricciones existentes dos años atrás, por lo que en el corto plazo, salvo eventos extraordinarios la probabilidad, de riesgo de interrupciones es baja, según Rojas. ▲

1 al 15 de Noviembre | 2013

Electricidad $us 32 millones de inversión

Línea eléctrica Chaco - Tarija iniciará operaciones en enero del 2014 TEXTO: Edén García S.

a construcción de la línea de transmisión Chaco – Tarija de 230 kilovoltios (KV) de tensión cuenta con más del 42% de avance en ejecución física y 33% en financiamiento y se espera que inicie operación en enero del 2014, de acuerdo a datos al primer semestre de este año de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE). El proyecto, ejecutado por ENDE y construido por la subsidiaria Transportadora de Electricidad (TDE), conectará la energía generada en la Termoeléctrica del Sur al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Se invertirá $us 32 millones

aproximadamente. “Es un proyecto que permite satisfacer los requerimientos de potencia del Sistema Interconectado Nacional y adicionalmente posibilita la incorporación de los sistemas aislados de Yacuiba, Villamontes y Caraparí, en los que incrementará la confiablidad del servicio”, declaró Roberto Peredo, gerente general de TDE. Adicional a este proyecto Peredo indicó que la TDE también avanza en los proyectos de construcción de las subestaciones Uyuni, La Cumbre, Bulo Bulo, Warnes, entre otros trabajos menores. “La TDE ha asumido la responsabilidad tanto de la operación como la ejecución de proyectos de la mayor parte de los proyectos que realizaba ENDE”, puntualizó. ▲

SIMMER

Foto: skyscrapercity.com

El proyecto es ejecutado por la Empresa Nacional de Electricidad de Bolivia y construido por la Transportadora de Electricidad. Conectará la potencia generada en la Termoeléctrica del Sur con el SIN.

La línea incorporará al SIN los sistemas aislados de Yacuiba, Villamontes y Caraparí.

1 al 15 de Noviembre | 2013

EVENTOS

Elizabeth Jaldín, gerente de Marketing y Manuel Sauma, gerente comercial de La Boliviana Ciacruz.

Erwin Gonzáles, Angelina Vogtschmidt, Rosario Caedo y Luis Barrientos, gerentes de ECOJET.

La compañía ECOJET SRL ingresa a operar con vuelos nacionales en nueve ciudades, conectando los puntos extremos de Bolivia, enlazando las ciudades intermedias con el servicio de transporte de pasajeros y carga. El nuevo operador volará con aviones de cuatro motores, AVRO RJ85, fabricados por British Aerospace, que se destacan por tener un mínimo índice de accidentes. Estas naves tienen capacidad para 93 pasajeros y una carga de 3 mil kilos. Esta es una de las premisas de la línea aérea: el transporte seguro de pasajeros, una experiencia de vuelo agradable, además de la puntualidad como muestra de respeto a los clientes.

Fotos: Cristina Chilo / Reporte Energía

ECOJET ingresa al mercado aeronáutico nacional

La Boliviana Ciacruz lanza seguro Esencial

Boris Banzer y Cleidy Zambrano, gerente comercial de ECOJET.

EsencialVida 1 año y Esencial Vida 5 años, son los seguros que la Boliviana Ciacruz lanzó al mercado, ambas opciones otorgan el pago del 100% contratado a los beneficiarios, doble indemnización si la muerte por accidente y la devolución del 40% y el 50% del monto total cancelado, si el beneficiario fallece durante la vigencia del seguro. Según la compañía, el seguro responde a la necesidad de un segmento de la población que no contaba con un seguro.

1 al 15 de Noviembre | 2013

ESTADÍSTICAS HIDROCARBUROS Fecha

Fecha

Cushing, OK

Europe Brent

Cushing, OK

Europe Brent

WTI Spot Price

Spot Price FOB

WTI Spot Price

Spot Price FOB

FOB (Dollars

(Dollars per

FOB (Dollars

(Dollars per

per Barrel)

Barrel)

per Barrel)

108,72 108,31 106,54 105,36 108,23 106,26 104,7 103,62 103,22 102,68 103,1 102,86 102,36 102,09

113,11 113,31 110,86 109,05 109,09 110,66 110,22 108,56 107,68 109,46 108,86 109,45 107,85 107,32

Sep 12, 2013 Sep 13, 2013 Sep 16, 2013 Sep 17, 2013 Sep 18, 2013 Sep 19, 2013 Sep 20, 2013 Sep 23, 2013 Sep 24, 2013 Sep 25, 2013 Sep 26, 2013 Sep 27, 2013 Sep 30, 2013 Oct 01, 2013

Oct 02, 2013 Oct 03, 2013 Oct 04, 2013 Oct 07, 2013 Oct 08, 2013 Oct 09, 2013 Oct 10, 2013 Oct 11, 2013 Oct 14, 2013 Oct 15, 2013 Oct 16, 2013 Oct 17, 2013 Oct 18, 2013 Oct 21, 2013

Barrel)

104,15 103,29 103,83 103,07 103,54 101,63 103,08 102,17 102,46 101,15 102,34 100,72 100,87 99,28

MINERíA

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

9.03 Bs./Lt

DIESEL OIL

9.41 Bs./Lt

JET FUEL

7.76 Bs./Lt

Fuente: eia.gov

Fuente: ANH

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. 23,9700

ORO $us/O.T.

9,5821

0,9752

0,8471

3,2545

9,6479

0,9757

0,8471

3,2582

24,2100

1391,25

9,8656

0,9616

0,8337

3,2316

8,10

10200,00

232,42

23,7100

1403,75

1391,25

10,1378

0,9623

0,8344

3,2210

23,5200

1391,75

10,2398

0,9752

0,8473

3,2523

23,0500

1368,25

10,5120

0,9680

0,8369

3,2618

23,6400

1386,00

10,4099

0,9637

0,8332

3,2527

23,3200

10,3532

0,9612

0,8335

3,2486

8,10

10300,00

219,14

22,9100

1365,25

10,1718

0,9446

0,8274

3,1947

22,6700

1340,25

10,2625

0,9353

0,8314

3,1878

8,10

10300,00

209,18

21,7200

1308,25

10,3850

0,9249

0,8276

3,1976

21,8800

1314,75

10,3873

0,9172

0,8267

3,2005

21,9700

1317,25

10,4009

0,9310

0,8278

3,2160

8,20

10300,00

209,05

21,4700

1299,75

1373,00

10,5800

0,9487

0,8507

3,3117

23,0000

1363,50

10,5868

0,9412

0,8428

3,3087

8,20

10300,00

209,18

22,7400

1355,25

10,3850

0,9262

0,8357

3,2570

21,6800

1321,75

10,3963

0,9274

0,8367

3,2386

21,4400

1316,50

10,4213

0,9262

0,8351

3,2452

8,20

10400,00

215,82

1,6800

1320,25

10,5574

0,9344

0,8437

3,2749

21,9700

1332,50

10,6345

0,9446

0,8525

3,2895

8,20

10400,00

199,22

21,6100

1321,50

10,6095

0,9408

0,8509

3,3067

21,6800

1335,75

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

Día 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Max.

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

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

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

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

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

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

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

Sep Oct(al 24) 1,061.0 1,125.6 1,167.9 1,153.3 1,208.1 1,122.9 1,173.9 1,114.9 1,178.4 1,070.9 1,187.3 996.6 1,114.0 1,156.6 1,044.9 1,190.9 1,155.5 1,219.6 1,184.7 1,201.4 1,202.0 1,204.3 1,185.3 1,127.4 1,119.8 1,057.8 1,042.8 1,156.6 1,022.6 1,172.0 1,100.1 1,194.1 1,113.8 1,167.4 1,128.4 1,165.2 1,133.0 1,092.9 1,164.7 1,067.0 1,113.7 1,174.6 1,011.6 1,187.2 1,091.7 1,205.9 1,077.0 1,184.8 1,129.9 1,159.8 1,184.8 1,135.3 1,064.8 1,116.8 1,208.1 1,219.6

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 - (Noviembre 2012 - Octubre 2013)

Nov CRE - Santa Cruz 433.7 DELAPAZ - La Paz 266.1 ELFEC - Cochabamba 175.9 ELFEC - Chimoré 10.2 ELFEO - Oruro 53.5 ELFEO - Catavi 19.6 CESSA - Sucre 39.6 SEPSA - Potosí 41.0 SEPSA - Punutuma 6.6 SEPSA - Atocha 10.9 SEPSA - Don Diego 6.1 ENDE - Varios (2) 18.9 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 46.9 Otros - C. No Regulados 14.6 Varios (1) 2.4 TOTAL COINCIDENTAL 1,101.5

PRECIOS DIARIOS - METAL BULLETIN (JULIO 2013)

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

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

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

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

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

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

Oct(al 24) 449.0 283.5 186.9 12.0 57.6 18.7 45.9 44.6 9.6 11.7 5.7 20.7 51.7 16.5 2.0 1,163.8

(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 - (Noviembre 2012 - Octubre 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

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

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

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

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

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

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

Oct(al 24) 174.9 109.0 73.3 3.8 22.9 7.3 17.2 19.5 2.7 4.8 2.0 7.5 26.7 7.4 0.5 479.7

AGENDA ENERGéTICA del 5 al 7 de noviembre | calgary - canadá

11 al 13 de noviembre | brisbane - australia

Del 20 al 22 DE NOVIEMBRE BOGOTÁ | COLOMBIA

La Conferencia organizada por la Sociedad Internacional de Ingenieros del Petróleo ofrece a los profesionales las últimas técnicas y mejores prácticas para el descubrimiento, desarrollo y producción de recursos no convencionales en América del Norte.

La creciente importancia del desarrollo de cuencas “líquidos ricos” ofrece retos adicionales en la optimización de la producción y la gestión de depósito. Esta conferencia se centra en abordar el interés en todos los recursos no convencionales.

La Asociación Colombiana de Ingenieros Petroleros realiza este evento hace 29 años, posicionado hoy como el más grande congreso petrolero de Colombia. Habrán conferencias magistrales que destacarán la importancia y beneficios de la industria petrolera en el desarrollo económico de ese país.

Contacto: www.spe.org/events/curc/2013/

Contacto: spekl@spe.org

Contactos y registro: lrodriguez@acipet.com

7 al 8 de noviembre | santa cruz - bolivia

DEL 13 AL 15 DE noviembre | tarija - bolivia

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

El evento es organizado por la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (ARPEL), y auspiciado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB)

El evento es organizado por el periódico Reporte Energía desde 2009. Reúne a analistas y representantes de gobierno en diferentes áreas del rubro energético. Este año tratará el tema Avances y desafíos de la nacionalización de los hidrocarburos y energía y la visión 2025.

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

Contacto: vferreira@arpel.org.uy

Contacto: figas.org

Contacto: fernando.ferreira@olade.org

SPE Unconventional Resources

Taller Recursos Gasíferos Convencionales y No Convencionales

Conferencia y exhibición de Recursos No Convencionales - Asia Pacífico

V Foro Internacional del Gas y Energía

XV Congreso Colombiano de Petróleo y Gas

VIII Foro de Integración Energética Regional

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 (SEPTIEMBRE 2013)

DIAS

GNV

109,09 109,49 109,42 109,66 110,56 109,02 111,63 110,65 110,13 110,67 110,79 109,55 109,4 109,47

Fuente: eia.gov

PrecioS FINALES de los combustibles OCTUBRE 2013