ISSN 2070-9218
INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE PETRÓLEO & GAS / ELECTRICIDAD / ENERGÍAS ALTERNATIVAS / MINERÍA / MEDIO AMBIENTE / AGUA / RSE / QHSE
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ELECTRICIDAD
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PERÚ CON PLAN DECENAL EN ELECTRIFICACIÓN RURAL
Nro. Del 15 al 31 de Enero de 2014
Se prevé beneficiar a 5.1 millones de habitantes logrando un cobertura del 98%, según el Plan 2014 – 2023 elaborado por el Ministerio de Energía y Minas.
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: YPFB Andina / Pruebas de producción pozo RGD 89-D
P-10-11
Nuevas técnicas incrementaron la producción de gas en YPFB Andina
SUSCRíBASE QR
P-8-9
ELECTRICIDAD
CRISIS DE ENERGÍA EN ARGENTINA ‘BAJO LA LUPA’ DE DOS EXPERTOS Mauricio Roitman y Héctor García explican las causas, responsabilidades y vías de solución a la problemática energética de ese país. P 8-9
ELECTRICIDAD
CRE CONSTRUIRÁ MÁS DE 1.000 KM DE LÍNEAS EN ESTA GESTIÓN 459 km de líneas serán en baja tensión, 556 en media y 50,4 en alta tensión. También se hará mantenimiento y cambios de equipos.
Foto: YPFB Transporte
P-13
Uruguay se encamina a ser el ‘laboratorio’ eólico mUNDIAL La generación de este tipo de energía alternativa se multiplicará casi por cinco en los próximos meses, según proyecciones de la UTE, con lo que la empresa estatal de electricidad de este país pasará de aportar 52 MW a 250 este año y 1.200 el 2016. La interconexión constituirá un desafío para la gestión de las redes, aspecto que representa un reto técnico importante. P-12 Con el auspicio de: Enero 06
8.64 $us/MMBTU
WTI ($us/BBl de petróleo)
Precio / gas boliviano p/ Brasil
Enero 07
Precio / gas boliviano p/ Argentina
Enero 08
Enero 09
Enero 10
Enero 13
93.1 93.3 91.9 91.3 92.3 91.4
Precio / diésel internacional Precio / gasolina internacional
10.17 $us/MMBTU 9.34 Bs/lt 8.95 Bs/lt
Henry Hub Natural Gas Price / 17/01
4.19 dollars per million BTU
Fuentes: hidrocarburosbolivia.com, theice.com, anh.gob.bo
PETRÓLEO & GAS
DOS ÚLTIMOS LOOPS DEL GASODUCTO GVT CON 75% DE AVANCE YPFB Transporte realiza trabajos de desfile de tuberías, curvado de tubos y soldadura en una zona de alto riesgo. También se cavan zanjas y entierran tubos. P-6-7
Energizando Bolivia.
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Š 2013 BZ Group.com
F: 951 2 2 445466
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EDITORIAL DIRECTOR: MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com
¿ofertas de campaña?
Staff
L
a energía nuclear podrá ser una realidad en Bolivia en los próximos años, de acuerdo al anuncio oficial del presidente del Estado, Evo Morales, durante su discurso-informe después de ocho años al frente del gobierno. Aunque el anuncio ya fue realizado en octubre del año pasado, durante la reunión de consultas para la agenda 2025, realizada en Tarija, en esta ocasión del mandatario agregó, como novedad, la construcción de un reactor nuclear para generación eléctrica, respaldándose en el derecho que tiene el país a desarrollarse y utilizar las tecnologías que considere oportunas. En noviembre pasado, el Foro Internacional del Gas y Energía, FIGAS, organizado anualmente por este medio, invitó al experto argentino Mauricio Roitman, a exponer los alcances de un proyecto nuclear para fines pacíficos, ya sean médicos o energéticos y quedó claro que un proyecto nuclear requiere grandes inversiones y un largo proceso hasta su puesta en marcha. Ya hemos dicho que programas como el de Argentina llevan casi cuarenta años en ejecución, pero han debido enfrentar un sinnúmero de dificultades por razones económicas y de impacto ambiental, que han retrasado su uso eficiente a favor de la seguridad energética de ese país. Otros países han sido más exitosos y Francia es un buen ejemplo. De los más de 400 reactores nucleares que funcionan de manera exitosa en el mundo, Francia es una de la más
Miguel Zabala Bishop Director General Franco García Lizzett Vargas Edén García Cristina Chilo Doria Añez Johnny Auza David Durán
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PRENSA
DE LA
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dependientes con 60 plantas, aunque Estados Unidos cuenta con 104. La reciente visita del viceministro de Exteriores para Asuntos Europeos y Americanos de Irán, Mayid Tajt Ravanchi al país, dos días antes del informe presidencial y del anuncio de la construcción de un reactor nuclear no debería llamar la atención. La cercanía de ambos gobiernos coloca a Irán en una posición privilegiada para asesorar a Bolivia en este delicado asunto, a pesar de que Irán se encuentra bajo la lupa internacional por sus aparentes afanes belicistas en el enriquecimiento de uranio, a pesar del anuncio reciente de cancelar el programa, después del acuerdo de Ginebra de princioios de año. De todos modos, el anuncio, así como el contexto, parecen enmarcarse definitivamente en la lista de ofertas con fines electorales que el gobierno empieza a proponer al electorado. No le restamos el derecho y pueden ofrecer lo que a criterio de los estrategas y del prooio presidente, consideren atractivo para el objetivo electoral. Sin embargo, temas como este deberían ser sometidos a un profundo análisis estratégico y técnico, a fin de no equivocar el camino. Ojalá volvamos sobre este tema después del proceso electoral, en el marco de un debate técnico, económico y ambiental necesario, respetando el derecho a la propuesta. ▲
¿Quién es quién?
Publicación Destacada
Es el nuevo secretario Ejecutivo de la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Combustibles en Latinoamérica y el Caribe (Arpel). Desde el cargo se comprometió a intensificar la cooperación y asistencia recíproca entre las empresas del sector. Anteriormente era Country Manager de la petrolera Repsol en Bolivia.
Este documento analiza el desempeño del sector hidrocarburos en Bolivia, con particular hincapié en la participación del Estado en la renta petrolera. Por otra parte, también estudia las medidas de política pública que podrían permitir a este país enfrentar los cambios en los mercados del gas natural, regional y mundial; entre ellas la mejora en el desempeño de la estatal petrolera, YPFB.
Jorge ciacciarelli, secretario ejecutivo de Arpel
El sector hidrocarburos en Bolivia, Mauricio Medinaceli
La frase Daniel Gómez
Investigador Se plantea Centro Uruguayo como hito de Tecnologías Apropiadas histórico la meta de tener una mayor participación de las energías renovables en la matriz de generación energética desde el 2016 p. 12
Resumen de la edición
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Medinaceli: ‘Sube producción de gas por 3 megacampos’ Pese a que las cifras oficiales parecen cada vez más fantásticas, no implican la realidad de toda la industria gasífera de Bolivia.
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Perú Energía, la cita en petróleo, gas y electricidad El 12 y 13 de febrero próximo, Lima se convertirá en el centro de atención del sector energético del Perú y la región sudamericana.
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La tecnología del futuro se lució en CES 2014 El gran show de tecnología se desarrolló del 7 al 10 de enero en Las Vegas, (EEUU), evento en el que estuvo presente Reporte Energía.
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Cummins Bolivia inauguró sus nuevas oficinas La compañía alcanzó un 57% de crecimiento el 2013 dando soporte a motores de alta potencia y grupos electrógenos.
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petróleo & gas
bolivia: ‘sin tres megacampos, realidad gasífera es dura’ El autor, señala que pese a que las cifras oficiales de incremento de volúmenes del fluido parecen cada vez más fantásticas, no implican la realidad de toda la industria. producción de gas natural por campos 60.0 Margarita / Huacaya 50.0 Tacobo 40.0
Sábalo San Alberto
30.0
Vuelta Grande 20.0
Bulo Bulo Río Grnade
10.0
2013 (p)
2012
2011
2010
2009
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2007
2006
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2000
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1999
Otros 1998
B
ien. Terminó el año 2013 y pese a que en un post anterior prometí que escribiría una nota a manera de evaluación antes de finalizar el año, caminos oscuros hicieron que recién lo pueda hacer ahora. Las cifras oficiales sobre el sector hidrocarburos en Bolivia no paran de encabezar titulares de prensa. Todos los días ellas no dejan de sorprendernos y uno piensa que esto no tiene fin. Pero, ¿qué está detrás de todo ello? ¿Cuáles son los factores de demanda y oferta que ocasionaron este resultado? Son estas y otras preguntas las que me llevan a compartir algunas cifras sobre este tema, es decir, el mercado (interno y externo) de gas natural en Bolivia durante los últimos años. ¿Cuál es el principal factor de crecimiento de la producción de gas natural en Bolivia los últimos años? La gráfica que se muestra nos ayuda a responder esta pregunta. Fue la demanda del Brasil (a través del proyecto de exportación GSA) la que explica, en mayor grado, dicho crecimiento. Este proyecto fue gestado durante el período 1974-1999 por ambos países, es decir, 25 años de trabajo (de siembra) ayudaron para que en la década pasada la producción (y así las exportaciones) de gas natural presenten tasas de crecimiento elevadas. Por otra parte, durante los últimos tres años es la demanda Argentina la que impulsa el crecimiento de la producción boliviana. Naturalmente no ahondaré en este texto acerca de las razones que impulsan a la República Argentina para incrementar, de semejante forma, la compra de gas desde Bolivia, lo que sí quiero mencionar es que el objetivo del hermano país, al menos de acuerdo a fuente oficial, es lograr la independencia energética en el mediano y largo plazo. Ello por el lado de la demanda. Por el lado de la oferta una lectura de la figura de la producción de gas natural por campos muestra de manera evidente que la producción de Sábalo y San Alberto “alimenta” la demanda de Brasil y por su parte, la producción de Margarita/Huacaya “alimenta” la demanda Argentina... y listo. Y así mi estimado lector, no pierda de vista: dos mercados y tres campos, expli-
REQUERIMIENTOS DE BRASIL Y ARGENTINA EXPLICAN INCREMENTO DE PRODUCCIÓN
MM mcd
TEXTO: Mauricio Medinaceli Monrroy*
Fuente: Mauricio Medinaceli
can (no del todo, por supuesto) gran parte de las magníficas cifras del sector. Con ello, por supuesto, no quiero desmerecer el esfuerzo de otros operadores por incrementar la producción, lo único que deseo notar es que, pese a que las cifras oficiales aparecen cada día más fantásticas, no es realidad de toda la industria, aislando estos tres campos y la exportación de gas, tenemos una realidad muy dura que se explica en: 1) Precios subsidiados en el mercado interno; 2) poca producción de petróleo (útil para obtener diésel oil); 3) un sistema impositivo delirante (con regalías del 50%); 4) un sistema legal difícil, donde coexisten la Ley de Hidrocarburos del año 2005, una nueva Constitución Política del Estado y varias leyes y disposiciones menores que dificultan el desarrollo del sector; 5) problemas ambientales; 6) relación compleja con pueblos indígenas... en fin, son varios
los temas que necesitan atención. Recuerdo una telenovela que se difundió cuando era niño que se llamaba: “El Bien Amado”. Gran parte de la trama giraba en torno a un alcalde excesivamente político que busca con ansias inaugurar el cementerio que él mando a construir, tal era la ausencia de muertos que dicho alcalde decide contratar un asesino para que haga sus fechorías. La discusión del pueblo (Sucupira) era, naturalmente, si el plan del alcalde tendría o no éxito y si finalmente podría inaugurar el cementerio. En este momento siento que las discusiones sobre el satélite, el Dakar, etc. nos desvían de lo sustantivo, nos desvían del largo plazo... ése donde, en el que de una manera u otra, todos terminaremos viviendo. * El autor fue mi-
nistro de hidrocarburos y ex coordinador de Hidrocarburos de Olade (La Paz, Enero 14, 2014). ▲
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En este momento siento que las discusiones sobre el satélite, el Dakar, etc. nos desvían de lo sustantivo, nos desvían del largo plazo... ése donde, en el que de una manera u otra, todos terminaremos viviendo
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Mauricio Medinaceli
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petróleo & gas
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Tomando en cuenta que en la actualidad Tarija recibe 17,3 mMpcd de gas natural, a partir de mayo próximo Tarija recibirá gas en cantidad suficiente para cubrir sus demandas
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YPFB Transporte
AMPLIACIÓN permitirá contar con una capacidad de transporte de 64 mmpcd
75% de avance en Construcción de dos últimos Fotos: YPFB Transporte
Se realizan trabajos de desfile de tuberías, curvado de tubos y soldadura en una zona de alto riesgo. También se cavan zanjas y entierran tubos.
Trabajos de bajado de tubería para el gasoducto en el sector de Narváez y Canaleta.
inversión GVT Fase I
$us 9,8 MM
GVT Fase II
$us 22 MM
GVT Fase III
$us 28 MM
Longitud
144 KM
La longitud del gasoducto suma en total 114 km y tiene un diámetro de 10”, según YPFB Transporte.
(Concluido 2007) incremento de capacidad de 7,5 a 8,8 MMpcd.
(Concluido 2008) incremento de capacidad de 8,8 a 13,8 MMpcd.
(Concluye Mayo 2014 ) incremento de capacidad de 13,8 a 64 MMpcd.
Inicia en la Planta Margarita hasta El Portillo en la ciudad de Tarija.
TEXTO: Franco García
E
l gasoducto Villa Montes – Tarija, (GVT) registró hasta el 19 de diciembre pasado un 75% de avance en los trabajos de ampliación, por lo que se prevé su puesta en operación para mayo de 2014, informó YPFB Transporte, subsidiaria de YPFB Corporación. Al momento Petrosur trabaja en la construcción de los dos últimos loops de 4,5 y 10,9 kilómetros de longitud en el tramo Entre Ríos – Tarija con aproximadamente 300 personas y más de 71 equipos pesados y livianos. La fiscalización está a cargo de DECS SRL. Según la compañía boliviana transportadora de hidrocarburos, se realizan trabajos de desfile de tuberías, curvado de tubos y soldadura en una zona de alto riesgo en el sector Narváez y Canaletas. Asimismo se efectúan los trabajos de cavado de zanjas y enterrado de tubos. Al respecto, el gerente del proyecto, Germán Mercado, explicó que con la culminación de estos loops en mayo de 2014 se logrará tener un gasoducto de 144 kilómetros de tendido desde la Planta Margarita hasta El Portillo en la ciudad de Tarija, donde operará el Puente de Regulación y Medición del GVT. Tendrá una capacidad de transporte de 64 millones de pies cúbicos de gas por día. “Tomando en cuenta que en la actualidad Tarija recibe 17,3 millones de pies cúbicos de gas por día, a partir de mayo próximo el departamento recibirá gas en cantidad suficiente para cubrir las demandas de gas domiciliario, gas natural vehicular, emprendimientos industriales y generación de energía eléctrica de éste y los siguientes años”, señaló Mercado. El alcance de la tercera fase comprende: la construcción de una línea paralela de 23 km y 10” de diámetro atravesando la TCO Itika Guazu en el tramo Palos Blancos - Entre Ríos, misma que ya está construida y en operación. Con ello se elevó la capacidad de transporte del gasoducto de 13.8 a 17.3 MMpcd. Asimismo, se incluye la construcción de tres líneas paralelas de 7.5 km, 4.5 km y 10.9 km de longitud con 10” de diámetro en el tramo Entre Ríos – Tarija, que están en etapa de construcción, además de la adecuación del Puente de Regulación y Medición El Portillo para manejar los nuevos volúmenes de gas que se transportarán. El GVT permitirá multiplicar por cuatro la capacidad de entrega de gas natural a la ciudad de Tarija y zonas de influencia del gasoducto en cantidad suficiente para cubrir la demanda en las dos siguientes décadas con más conexiones de gas domiciliario, gas natural vehicular, emprendimientos industriales y generación termoeléctrica. ▲
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petróleo & gas
últimos loops para gVT
Estación El Portillo. Aquí operará el Puente de Regulación y Medición del GVT.
La tercera fase comprende una línea paralela que atraviesa la TCO Itika Guazu en el tramo Palos Blancos - Entre Ríos.
Perú: II conferencia en petróleo, gas y electricidad El 12 y 13 de febrero próximo, Lima se convertirá en el centro de atención de los sectores hidrocarburos y electricidad del Perú y la región, puesto que se realizará Perú Energía: “II Conferencia de Petróleo, Gas y Electricidad”, una de las citas más relevantes que congrega a los principales empresarios, profesionales y especialistas de estos rubros. Durante los dos días del evento, a llevarse a cabo en el hotel Los Delfines, los expositores y asistentes analizarán la coyuntura de sus respectivos sectores y propondrán acciones para remediar algunas falencias e impulsar su desarrollo. En esta ocasión se ha convocado a especialistas nacionales e internacionales que llegarán para analizar el presente y futuro del mercado global energético. Del mismo modo, estarán presentes especialistas como Jérôme Ferrier, presidente de International Gas Unión de Francia, quien, basado en su amplia experiencia en empresas gasíferas del mundo, analizará la contribución de América del Sur en el desarrollo del mercado de gas natural global, y como este mercado experimenta cambios, debido al fuerte impulso del gas de esquisto. En tanto, para examinar la industria del petróleo se contará con la presencia de importantes especialistas como Gustavo Navarro, experto en hidrocarburos, y actual gerente comercial de Petroperú; y Telmo Paz, gerente comercial de Pacific Rubiales. El primero propondrá mecanismos que incentiven la exploración y desarrollo de pozos de petróleo y gas natural en el país, mientras que el segundo, comen-
tará sobre el desarrollo de los principales proyectos de exploración, e informará sobre los avances que viene alcanzando su empresa. El desarrollo de la industria eléctrica es vital para la economía de un país, pues to que permite el crecimiento y desarrollo de otras actividades económicas. Por ello en Perú Energía se tiene una amplia agenda de debate del sector. En este tema, César Butrón, presidente de directorio del Coes, expondrá las perspectivas de mediano y largo plazo del sector eléctrico, su proyección de desarrollo y las situaciones previstas para este y los próximos años. Otro especialista de este bloque, es Daniel Cámac, ex viceministro de Energía, quien revisará, junto a otros expertos, el desarrollo de la generación de energía, sus pros y contras, así como las principales variables –económicas, sociales y políticas– que influencian este proceso, recomendando las medidas a tomar en cuenta para un óptimo desenvolvimiento de este rubro. Por su parte, Pedro Gamio, consultor internacional y experto en energías renovables, disertará sobre la conveniencia de que Perú apueste por su desarrollo, revisando el marco legal que ampara estos emprendimientos y las experiencias. De igual forma Hamilton Moss, vicepresidente de energía de la Cooperación Andina de Fomento, indicará a los interesados la forma de financiar los proyectos en generación de energía de este tipo, explicando los requisitos y condiciones que permitan la concreción de estos proyectos.
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petróleo & gas
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Además de las labores de desarrollo, en 2013 se desarrollaron actividades importantes en materia exploratoria en busca de mayores reservas de hidrocarburos para el país
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YPFB Andina
la compañía INVIRTIÓ MÁS DE $US 700 Mm EN 5 AÑOS
Nuevas técnicas exploratorias ampliaron producción de YPFB Andina Se aplicaron con éxito métodos como Well Life Analysis, ElastiCem, ElastiSeal, SwellPackers, Resina WellLock, Casing Drilling, logrando mayores niveles de eficiencia. mente 43 millones de pies cúbicos diarios. TEXTO: Franco García
Y
PFB Andina SA continuó consolidando su rol protagónico en la industria petrolera boliviana el año pasado, al incrementar su capacidad de producción en 25%, informó la compañía. “La gestión 2013 se ha caracterizado por el desarrollo de actividades innovadoras buscando la excelencia en la consecución de los objetivos que nos trazamos. Eso nos permitió consolidarnos como el mayor productor de gas y petróleo del país, lo que a la vez ratifica el compromiso de la empresa con la estrategia sectorial de exploración para reponer e incrementar reservas”, afirmó Jorge Ortiz Paucara, presidente del directorio de YPFB Andina. YPFB Andina realiza actividades de exploración y desarrollo en 18 Áreas de Contratos en los que es operador, así como socio estratégico de los campos San Alberto y Sábalo, operados por Petrobras Bolivia y en los cuales la empresa tiene una participación accionaria del 50%. En la gestión 2013 la empresa alcanzó una inversión de $us 114,4 millones en sus campos operados y no operados. Los recursos fueron destinados a la perforación de 11 pozos, cuatro exploratorios, siete de desarrollo y la intervención de cuatro pozos, principalmente en los campos Yapacaní y Río Grande, que cuentan con las mayores reservas a cargo de la compañía. Para el desarrollo de estas actividades, la compañía apostó a la implementación y utilización de nuevas técnicas exploratorias, entre ellas Well Life Analysis, ElastiCem, ElastiSeal, SwellPackers, Resina WellLock, Casing Drilling, las cuales contribuyeron a la consecución de mayores niveles de eficiencia en sus resultados. Los proyectos de desarrollo que coadyuvaron al incremento en la producción de YPFB Andina fueron la perforación de los pozos YPC-23, YPC-25, YPC-27 y YPC-28D en el campo Yapacaní, al norte del departamento de Santa Cruz; y RGD88, RGD-87D y RGD-78D en el campo Río Grande, en el Área Centro del mismo departamento; proyectos que derivaron en una producción adicional de aproximada-
INVERSIÓN HISTÓRICA Entre 2009 y 2013, periodo en que se instaló el nuevo modelo de gestión de la compañía, la subsidiaria de YPFB Corporación desarrolló una inversión acumulada de $us 708 millones, recursos que permitieron duplicar la producción de gas natural en campos operados y un incremento de 41% en San Alberto y San Antonio, pasando de un nivel consolidado de producción (a la participación de YPFB Andina) de 459 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) en 2009 a 701 MMpcd a fines de la gestión pasada. Al culminar el 2013, la empresa alcanzó una capacidad de entrega máxima promedio de 213 MMpcd, un incremento del 25% respecto de los 170 MMpcd de capacidad máxima registrada a fines de 2012. Según Ortiz, las actividades de perforación e intervención en los campos Operados permitieron incrementar la producción para cumplir el objetivo de
desarrollar e incorporar nuevas reservas, además de superar los compromisos asumidos con YPFB - mediante Acuerdos de Entrega de Hidrocarburos (AEH), para la atención de mercado interno y de exportación de gas natural al Brasil; situación que le permitió a YPFB Andina demandar participación en nuevos mercados para la comercialización de los volúmenes excedentes. Además de las otras labores en materia de desarrollo, en 2013 se desarrollaron actividades importantes en materia exploratoria en busca de mayores reservas de hidrocarburos para el país. En ese marco, se iniciaron trabajos de exploración, mediante la adquisición Sísmica 2D para los proyectos Sararenda y Palacios Norte -en las Áreas Sur y Norte, respectivamente- para coadyuvar a la obtención de datos que proporcionen mayor certeza sobre la existencia de nuevos reservorios hidrocarburíferos, cuyo potencial se estima en 1TCF (trillón de pies cúbicos). ▲
Las cifras Producción. A fines de 2013 la empresa alcanzó una capacidad de entrega máxima promedio de 213 MMpcd un incremento del 25% respecto de los 170 MMpcd de capacidad máxima registrada a fines de 2012. INVERSIÓN. YPFB Andina alcanzó una inversión de $us 114,4 millones en sus campos operados y no operados.
YPFB Andina realiza actividades de exploración y desarrollo en 18 Áreas de Contratos en la que es operador.
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petróleo & gas
perforación exitosa en Iquiri-1 y San Telmo Ws
El pozo RGD-89D-ST suma 7 millones de pies cúbicos a la producción del campo Río Grande.
En el pozo RGD-89D_ST se habilitó los reservorios Iquiri-1 (devónico), que produjo inicialmente 5 millones de pies cúbicos por día (MMpcd ), y San Telmo Ws que aportará a la producción 2 MMpcd, haciendo un total de 7 MMpcd. La perforación se inició a fines de agosto de 2013, alcanzando una profundidad final de 3.740 metros bajo boca de pozo (mbbp), sumando en total una inversión que ronda los $us 7.8 millones. Gracias a este pozo, la producción diaria del campo Río Grande se incrementará desde 71 MMpcd a 78 MMpcd, informó YPFB Andina. El Plan de Desarrollo del Campo Río Grande, uno de los más ambiciosos de YPFB Andina, contempla la perforación de 21 pozos adicionales en el área Sur de la estructura (iniciando en la gestión 2014 que contempla la perforación de 5 pozos en cronograma), pozos que permitirán in-
INVERSIONES 2009-2013
Fuente: YPFB Andina
crementar aún más la producción de este campo, que se constituye en uno de los más importantes de los Campos Operados por la Compañía. Próximas actividades de exploración tienen como objetivo investigar nuevas posibilidades en el reservorio Iquiri-1 al norte de la estructura, tal es el caso del pozo RGD-4Re (Re-entry), proyecto que de resultar positivo permitirá la generación de nuevos proyectos de perforación para el desarrollo de las reservas que puedan incorporarse. El campo Río Grande, ubicado aproximadamente a 55 Kilómetros al sudeste de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, fue descubierto en Julio de 1961, iniciando su producción en 1962, mismo que cuenta con varios reservorios ubicados en niveles someros del Cretácico y otros más profundos del Carbonífero y Devónico, todos productores de gas y condensado.
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ELECTRICIDAD
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La electrificación rural en el Perú muestra poca accesibilidad de sus localidades, el consumo unitario reducido, poblaciones y viviendas dispersas y bajo poder adquisitivo
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Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) 2014 –2023
EN LOS PRÓXIMOS 10 AÑOS
Perú destinará $us 16 MIL Mm EN PROYECTOS DE electrificación rural Foto: minem.gob.pe
Con los proyectos a ejecutarse en este rubro se prevé beneficiar a 5.1 millones de habitantes logrando una cobertura del 98 %, según el Plan Nacional de Electrificación Rural 2014 – 2023 difundido por el MEM. TEXTO: Franco García S.
P
ara alcanzar las metas planteadas en un horizonte de 10 años, el Gobierno Nacional, Gobiernos Regionales y locales del Perú, así como empresas distribuidoras, invertirán en electrificación rural hasta el 2023 $us 16 mil millones, en un esfuerzo conjunto por cerrar brechas de infraestructura básica y servicios, que permitirán implementar las acciones requeridas para lograr el desarrollo y la inclusión social. Estos datos se encuentra en el Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER) 2014 – 2023, elaborado por la Dirección General de Electrificación Rural del Ministerio de Energía y Minas (MEM) del Perú, en el que también se especifica que con los proyectos a ejecutarse en este rubro se beneficiarán a 5.1 millones de habitantes. En este marco, y de acuerdo al segmento de la cadena, se señala inversiones por $us 780 millones para líneas de transmisión, $us 9.9 mil millones para sistemas eléctricos rurales, $us 415 millones para centrales hidroeléctricas, $us 2.811 millones para módulos fotovoltaicos y $us 2.118 millones para obras de empresas eléctricas. Según el documento, se ha concentrado la mayor inversión en los primeros años del horizonte de planeamiento, debido al mayor grado de información que se dispone en ese periodo. A su vez los proyectos formulados en los siguientes años, tienen menor certeza en su configuración, por lo que requerirán un desarrollo previo de estudios de pre-inversión para su actualización en las siguientes versiones del Plan. Para el año 2023, se tiene como visión alcanzar un coeficiente de electrificación rural de 98% contribuyendo a reducir la pobreza, mejorar el nivel y la calidad de vida del poblador de hogares rurales, ais-
Desde el año 2001 y hasta noviembre del 2013, la ejecución de obras de electrificación rural ha permitido que 4,3 millones de habitantes hayan sido beneficiados con este servicio.
lados y de zonas de frontera del país en proceso de inclusión. La situación actual La electrificación rural en el Perú presenta características especiales como son: la lejanía y poca accesibilidad de sus localidades, el consumo unitario reducido, poblaciones y viviendas dispersas, además de bajo poder adquisitivo de los habitantes. Asimismo, no existe suficiente infraestructura vial, encontrándose aislados. Tampoco cuentan con infraestructura social básica en salud, educación, saneamiento, vivienda, obras agrícolas y otros. Esta situación determina una baja rentabilidad económica para los proyectos de electrificación rural, lo que motiva que no sean atractivos a la inversión privada y requieran de la participación activa del Estado. Estos proyectos en cambio tienen una
alta rentabilidad social, ya que integra a los pueblos a la modernidad, educación, comunicación con el mundo, mejoras en salud, amplía el horizonte de vida, facilita las labores domésticas a las amas de casa, y además sirve para promocionar proyectos de uso productivo, como bombeo de agua potable y regadío, panaderías, pequeñas soldadoras, aserraderos, entre otras pequeñas industrias. Avances de los trabajos Desde el año 2001 y hasta noviembre del 2013, la ejecución de obras de electrificación rural permitió que 4,3 millones de habitantes se beneficien con este servicio. Para lograr este objetivo, se invirtió un monto de $us 11 mil millones, que comprende la instalación de Líneas de Transmisión, Sistemas Eléctricos Rurales, Pequeñas Centrales Hidroeléctricas, Grupos Térmicos y Programas de Paneles Solares. ▲
Metas • Lograr que en los próximos 10 años 5,2 millones de habitantes cuenten con acceso a los servicios públicos de electricidad. • Impulsar el desarrollo rural de las zonas más alejadas de difícil acceso y zonas de frontera, con mayor predominancia de proyectos a base de infraestructura que utiliza energías renovables. • Ubicar al país en el ámbito latinoamericano en el primer tercio de países con el más alto índice de cobertura eléctrica. • Realizar intervenciones articuladas con otros programas sociales orientadas al cierre de brechas de infraestructura básica.
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La electrificación rural, busca la igualdad de los derechos ciudadanos, en particular el de acceso al servicio básico de electricidad y vivienda
ELECTRICIDAD
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Dirección General de Electricidad Rural del Perú
OPINIÓN
EVOLUCION DEL COEFICIENTE DE ELECTRIFICACION RURAL (1993 - 2013) 80 70,0
70 69,0
60
45,2 38,0
40 30 20 10 0
‘se busca resolver las brechas en infraestructura’
83,0
66,0
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14,8
18,6
20,1
28,0 29,6 25,8 26,2 24,4 24,7 25,0 23,2 21,6 22,3
7,7 10,2
1993 1994 1955 1996 1997 1998 1999 200 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 201 2011 2012 2013 Fuente: xxx
EVOLUCION DEL COEFICIENTE DE ELECTRIFICACION NACIONAL (1993 - 2013) 100 90 80 70 60
56,8 58,0
63,1 60,5 61,6
64,8
69,8 70,2 70,8 71,1 67,2 68,5
72,8 73,4 74,1
76,0
78,5
82,0
85,2 87,2
90,0
50 40 30 20 10 0
Dirección de Electrificación Rural del Perú
1993 1994 1955 1996 1997 1998 1999 200 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 201 2011 2012 2013
La electrificación rural, tiene como propósito la igualdad de los derechos ciudadanos, en particular el de acceso al servicio básico de electricidad y a la vivienda, resolviendo así las enormes brechas existentes en infraestructura entre las zonas urbanas, áreas rurales y de frontera del país. El Perú, a pesar de todo lo avanzado en materia de electrificación, sigue rezagado en comparación con los países de Latinoamérica, lo que representa una desventaja respecto a los demás países. Es por ello que la DGER/MEM ha diseñado un plan que en los próximos cinco años impulsará la ejecución de obras de electrificación que permitan alcanzar la meta prevista en el mediano plazo; implementando además la optimización eficiente y productiva de la electricidad que lleven a un incremento productivo a sus beneficiarios. Para la formulación del presente plan, la DGER/MEM ha realizado coordinaciones con los Gobiernos Regionales y Locales, empresas distribuidoras de electricidad y demás entidades públicas y privadas, a fin de compatibilizar su contenido con los respectivos Planes de Desarrollo Regional y Local y con la noción de un trabajo articulado de los diferentes niveles de gobierno, así como con entidades públicas y privadas.
Fuente: xxx
INVERSIONES Y METAS N° I. 1 2 3 4 5 II.
PROYECTO INVERSIONES Líneas de transmisión Sistemas eléctricos rurales Centrales hidroeléctricas Módulos fotovoltaicos Obras empresas eléctricas TOTAL INVERSIONES METAS Población beneficiada (habitantes)
PROYECCION DEL COEFICIENTE DE ELECTRIFICACION RURAL (2013 - 2023)
PERIODO 2014-2023 Millones de Soles 218,7 2 778,1 116,5 787,9 593,8 4 495,0 5 178 108
Fuente: Dirección General de Electrificación Rural del Perú.
120 100 80
70,0
78,0
86,1
91,6
94,2
95,0
95,6
96,2
96,8
97,4
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60 40 20 0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2001 2022 2023 Fuente: xxx
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Energías alternativas
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a partir de la incorporación de los primeros 600 MW, Uruguay será el laboratorio del mundo, al pasar a ser el país con mayor porcentaje de eólica volcada a la red
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Daniel Luis Gómez, docente e investigador del Centro Uruguayo de Tecnologías Apropiadas
según experto en energía renovable de uruguay
Uruguay rumbo a ser el ‘laboratorio mundial’ en energía eólica Foto: ccfm-uruguay.com
El anuncio de la UTE de incrementar sustancialmente la participación de esta fuente en la matriz energética uruguaya en los próximos dos años, hasta alcanzar los 1.200 MW, ha causado un gran impacto en la Región. TEXTO: Edén garcía S.
L
a gran apuesta uruguaya por masificar la energía eólica en los próximos dos años representará un desafío importante para las redes eléctricas de este país sudamericano, por lo que puede convertirse en el “laboratorio del mundo” en materia eólica, afirmó a Reporte Energía Daniel Luis Gómez, docente e investigador del Centro Uruguayo de Tecnologías Apropiadas, y presidente de la Asociación de Ingenieros Tecnológicos de ese país. Y es que la generación eólica de Uruguay se multiplicará casi por cinco en los próximos meses, según proyecciones de UTE, con lo que la empresa estatal de electricidad, pasará de aportar 52 megavatios (MW) a 250 MW, al poner en marcha 100 nuevos aerogeneradores. Los mismos son producto de proyectos e inversiones privadas como resultado de las licitaciones que el Estado, por intermedio de UTE, ha promovido. Este crecimiento, de acuerdo al presidente de la estatal eléctrica, Gonzalo Casaravilla, es el punto de partida para lograr una generación eólica de 1.200 MW en 2016. Para Gómez, independientemente de los beneficios ambientales que supone la implementación de esta tecnología “verde”, Uruguay, al no contar con recursos hidrocarburíferos propios, tendrá una oportunidad para reducir la participación de estos en la matriz energética. Además, se mantendrá un respaldo que garantizará la oferta eléctrica en este país, conjuntamente la construcción de una nueva planta térmica de 500 MW, y la incorporación de una regasificadora, proyecto resultante de la asociación de UTE y la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (Ancap). Pese a ello, el experto uruguayo ve que de momento los beneficios “son solo una señal”, ya que, el aporte total de las incorporaciones de fuentes renovables no incide sustancialmente en el abastecimiento de la demanda, representando menos de un 5% de participación anual. “Se está planteando como un hito histórico la meta de tener una mayor participación de las energías renovables en la matriz de generación energética desde el 2016, cuando si miramos hacia atrás hace poco más de dos décadas contábamos ya con una fortísima
100 nuevos aerogeneradores se instalarán en los próxmos tres meses en este país.
participación de las fuentes renovables, al contar con un 95% de generación hidroeléctrica y no depender de tanta participación de centrales térmicas”, añadió. De acuerdo a datos de la UTE, actualmente más del 50% de la oferta eléctrica proviene de hidroeléctricas, destacándose la central binacional de Salto Grande de 1.890 MW de capacidad instalada, que es compartida en partes iguales con Argentina. Mientras que la generación térmica alcanza un 36% y solo el 5% de la oferta procede de fuentes alternativas como la eólica, biomasa y fotovoltaica. Gómez indicó que el desafío real no solo está en alcanzar un 90% de generación renovable, sino en la alta participación de las centrales eólicas en la matriz de generación eléctrica, “ya que, ahí sí, Uruguay a partir de la incorporación de los primeros 600 MW a la red, constituirá un desafío para la gestión de las redes, aspecto que el ente energético deberá afrontar junto a su equipo técnico”. Condiciones para el desarrollo eólico La iniciativa eólica en Uruguay comenzó a finales de los años 80 con un proyecto piloto que no tuvo mayores repercusiones porque, según el experto, no existían en ese momento reales necesidades energéticas, y el proceso de esa experiencia desde la concepción hasta su puesta en marcha
Fuente de generación
Fuente: UTE
requirió 12 años. “A fines de los 90 y principios de los 2000, cuando ese proyecto piloto entró en funcionamiento, el 95% de la energía producida era de origen hidráulico, se contaba con contratos de respaldo para el abastecimiento de energía firme con Argentina”, acotó. En el 2001 Argentina pasó por una crisis económica y energética que la llevó a incumplir su contrato de suministro eléctrico. A esto se sumó que en el 2005, Uruguay sufrió los embates de los fenómenos climatológicos de El Niño y La Niña que alteraron los ciclos hidrológicos de la región, ocasionando que
la generación hidráulica de Uruguay cayera estrepitosamente. “A partir de entonces, se abre nuevamente la oportunidad para diversificar estratégicamente la matriz energética, mediante la incorporación de plantas térmicas asociadas al proyecto de regasificación, fuentes renovables, el aprovechamiento de las biomasas y los biocombustibles, así como la incorporación de programas y políticas de eficiencia energética tanto para uso industrial como residencial”, puntualizó Gómez quien también fue disertante en el V Foro Internacional del Gas (FIGAS) 2013, en Tarija, Bolivia. ▲
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Electricidad
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a Cooperativa Rural de Electrificación (CRE) destinará en esta gestión $us 36 millones para diferentes proyectos de electrificación y generación, entre los que se destaca la construcción de más de 1.000 kilómetros (km) de líneas de alta, media y baja tensión. En este tema Carmelo Paz, gerente general de CRE, afirmó a Reporte Energía que se construirán 459 kilómetros de líneas de baja tensión, 556 km en media tensión y 50,4 en alta tensión. “Se construirán más de mil kilómetros de líneas en alta, media y baja tensión, para atender el crecimiento natural de los domicilios, comercio e industria”, añadió el ejecutivo. Además de la ampliación de red, la CRE realizará trabajos de mantenimiento de líneas y cambio de equipos tanto en el área integrada como en los sistemas aislados, que beneficiarán a 14 provincias del departamento de Santa Cruz y dos municipios de Chuquisaca. Para garantizar la generación de energía eléctrica, a los cinco equipos instalados en 2013 en las plantas de San Ignacio, Mataral, Camiri e Ipías, se pondrán en marcha este
En la gestión 2014
CRE construirá más de 1.000 kilómetros de líneas También se realizarán trabajos de mantenimiento y cambios de equipos y la instalación de nuevas turbinas en las termoeléctricas de Charagua, Chiquitos y Las Misiones. año otras turbinas en las plantas termoeléctricas de Charagua, Chiquitos y Las Misiones. Consultado acerca de las intenciones de una nueva empresa denominada Emdeecruz de prestar servicios de distribución de electricidad en Warnes y si esta entorpecerá la labor que realiza CRE en la zona, Paz afirmó que el tema es muy delicado y el Consejo de Administración de la Cooperativa ha dispuesto que se interpongan los recursos que la ley los faculta. “En realidad nos ha sorprendido la noticia ya que el área pedida está dentro de nuestra área de influencia, con líneas de CRE cruzándola, incluso la Autoridad Eléctrica nos solicitó un cambio en el programa de inversiones que incluya la planta de generación de Warnes y aprobó nuestra nueva propuesta”, puntualizó. ▲
Foto: CRE
TEXTO: Edén García S.
Se invertirán $us 36 millones en diferentes proyectos de electrificación y generación.
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TEXTO: Mauricio E. Roitman*
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as cosas se hicieron mal en materia eléctrica, los hechos son irrefutables. Y los resultados no fueron los esperados por la gran mayoría de los que durante años creyeron que se podía tener un servicio eléctrico eficiente y abundante pagando tarifas que no cubrían ni los costos de generación, ni los de transporte ni los de distribución. Está claro ahora que, como reza la canción de Los Redonditos de Ricota citada al comienzo “el futuro llegó” y nada bueno trajo con él. ¿Deberíamos sorprendernos? Quizá el lego se sorprenderá. Pero casi nadie con un mínimo de conocimiento técnico del sector eléctrico podrá aducir sorpresa. Hasta me animaría a calificar a esta crisis como la “crónica de los cortes anunciados”. Para dimensionar el problema actual, se señala que los cortes llegaron en el primer pico de la crisis, el día martes 17 de diciembre a 75.600 hogares sin electricidad. 60.700 Edesur, 11.400 Edenor y 3.500 Edelap. En los días siguientes se llegó, según cifras extraoficiales, a más de 100.000 usuarios sin servicio. ¿Cuáles son las razones del problema? 1º) Al incrementarse la temperatura y por ende la demanda, se supera la capacidad térmica de las líneas y de la potencia instalada de los transformadores, principalmente en los barrios con instalaciones más antiguas de CABA y GBA. En términos hogareños, el problema es análogo a cuando se enchufa en una sola “zapatilla” más y más artefactos eléctricos. Llega un punto donde, o bien se agranda la sección del cable de aquella, o nos arriesgamos a que el calor destruya ese conductor. 2º) Tarifas en distribución, generación
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El martes 17 de diciembre se produjo un récord de demanda de potencia con 23.794 MW a las 14:20hs, una reserva rotante de 800 MW y una reserva térmica de 62 MW
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Mauricio Roitman, miembro del Estudio Montamat & Asociados de Argentina.
preocupación sobre la situación en marzo y en invierno en CABA y GBA
Crisis eléctrica argentina: ¡el futuro Para el experto Mauricio Roitman el haber llevado el sistema eléctrico al límite de fragilidad, se debe a la falta de inversiones e incentivos correctos en toda la cadena. y transporte que no cubren los costos. Para muestra, sobra un botón: el año pasado se creó por Resolución ENRE 347/2012 un cargo fijo denominado “Monto Fijo para inversiones en infraestructura y mantenimiento” que autorizó a Edenor y Edesur a aplicar un monto fijo diferenciado por cada una de las distintas categorías de usuarios. Lo recaudado formó un fideicomiso con el cual no solo las empresas, sobre la base de criterios estrictamente técnicos, sino el gobierno y los intendentes del GBA, definen las inversiones. En 2013 el costo de generación de energía fue de $828,69 MWh (era $360 en 2008, pero acá no hay inflación) mientras que el precio mayorista autorizado por CAMMESA mediante un sistema que supone oferta suficiente de gas para generación, vaya a saber uno el porqué, es de $120 MWh. El resto se cubre con subsidios (Cercanos a los 80.000 millones de pesos en 2013 para el sector energético). Esa es una de las razones por las cuales ningún privado invierte en generación. Nadie quiere ser rehén de los subsidios del Estado. Desde el 2003, la inversión en generación eléctrica fue casi exclusivamente estatal o privada “compulsiva”. Desde 2007 a 2012 se incorporaron 7.623MW mientras que en 2013 solo 101,6MW. Ahí comienzan a aparecer los problemas que produce el creciente déficit fiscal sobre las inversiones en el sector eléctrico. Según el Observatorio Económico del IAE “Gral. Mosconi”, se observa que en los
Foto: Archivo / Reporte Energía
electricidad
Mauricio Roitman
ejercicios 2010, 2011 y 2012 las empresas Edesur, Edenor y Edelap (ahora bajo la órbita de la provincia de Buenos Aires) tuvieron resultados negativos, a valor constante. En 2013, hubo una mejora “cosmética” de los resultados de Edenor y Edesur como consecuencia de la Res. SE Nº 250/13 (Mecanismo de Monitoreo de Costos) para el período 2007-2013. Por dicha resolución, se le reconocieron como ingresos 2.212,6 millones de pesos a EDENOR y 2.025,9 millones de pesos a EDESUR, en el 2do trimestre del año 2013 al solo efecto contable de evitar que tengan patrimonio netos negativos. Ese reconocimiento no mejoró la caja de las compañías para realizar tareas operativas de mantenimiento e inversiones. 3º) Generación al límite, casi sin reserva de potencia, con crecimiento de la deman-
da acelerado, y casi sin incorporación de nuevo parque generador en 2013. Algunos detalles dan cuenta de la característica de la situación: El martes 17 de diciembre se produjo un récord de demanda de potencia con 23.794 MW a las 14:20hs con una temperatura promedio en GBA y Litoral de 35,5ºC, una reserva rotante de 800MW y una reserva térmica de 62 MW. Ello es una muestra de la fragilidad del sistema. Si ese día hubiera salido de funcionamiento una central importante o una línea de transporte de alta tensión hubiera sufrido un inconveniente, podría haberse producido un apagón generalizado. En lo que hace al parque generador propiamente dicho, Central Puerto no está a plena capacidad por retrasos en trabajos de mantenimientos, la central nuclear Embalse trabaja con intermitencia para no “gastar” el plazo que dio la IAEA (Agencia Internacional de la Energía Atómica) de 180 días para que salga de servicio mientras que Atucha II (que iba a compensar la salida de Embalse) no entra este año a generar porque tuvo fallas en las primeras pruebas y con mucha suerte entrará en funcionamiento en el segundo semestre de 2014, con más de dos años de atraso. Podría denominarlo, la “planificación sin plan”. 4º) Deterioro institucional del organismo de control (ENRE) e incumplimiento de acuerdos. El ENRE posee nombrados tres de los cinco directores que debería tener,
TEXTO: héctor garcía*
Para hablar con propiedad, es necesario señalar que en Argentina no hay una crisis de provisión eléctrica, sino que hay un serio problema de distribución, es decir en la última etapa de suministro a los clientes. La producción de energía eléctrica es suficiente para los requerimiento del mercado, incluso para los picos de altos consumos. Precisamente aquí es donde radica el verdadero problema local, dado que en la década del 90’ se han privatizado los servicios, quedando el Estado como responsable de la generación, y el transporte. Independientemente de quienes operen estos servicios, las inversiones siempre las realiza el Estado nacional, y en ese sentido se avanza en cubrir las exigencias de un mercado en expansión. En lo que respecta a la distribución, las
Foto: Archivo / Reporte Energía
‘AJUSTE DE TARIFAS NO MOTIVA INVERSIÓN DE DISTRIBUIDORAS’
Héctor García, director de Resources Energy Consulting
empresas responsables de este servicio no han realizado las inversiones necesarias, debido a un reclamo histórico sobre el congelamiento de las tarifas, generado por los sucesos acaecidos en el año 2001, que dio lugar a subvencionar las tarifas, a través del Tesoro Nacional, lo que a su vez generó un distorsión en los ingresos, que resulta a través del tiempo una encrucijada de muy difícil salida.
Especialmente cuando el Gobierno no quiere transferir la carga del problema a la gente. La verdad es que el pago de las subvenciones también sale de las arcas del pueblo, en forma de inflación, pero esto resulta ser un tema político, por lo que cada Gobierno asume la responsabilidad de aplicar los correctivos, de acuerdo con su mejor entender. Por otra parte, el desarrollo de la industria y en particular el incremento de las ventas de artículos electrodomésticos, requiere de ampliaciones de las redes de distribución, para cubrir demandas puntuales, (calefacción, y mayor iluminación en invierno, pero mucho mayor consumo en refrigeración en verano), como así también los requerimientos de los grandes centros de distribución de mercaderías, ya se trate de supermercados, o grandes negocios de ropas, como ser los shopping . El mejoramiento de los ingresos de la población, como las mejoras en lo que hace a la reducción del desempleo traen algunas
consecuencias no deseables, y si a los nuevos requerimientos de infraestructura no se los acompaña con inversiones genuinas, especialmente cuando los concesionarios no tienen los mismo objetivos que el Gobierno central, se hace imposible ver una solución en el corto o mediano plazo. Si bien algunos subsidios se eliminaron, el ajuste de las tarifas no resulta suficiente para que las distribuidoras asuman las inversiones necesarias, por lo tanto, creo que con el servicio de distribución, se va a tener que buscar una solución muy parecida a la que se adopta con los ferrocarriles, es decir, que el gobierno tendrá que recuperar estas empresas y analizar si las opera el mismo o llama a licitación, para buscar nuevos operadores dispuestos a realizar las inversiones necesarias. De lo que si estoy seguro es que como estamos no se puede seguir, y que los cambios se verán pronto.* El autor es director de Resources Energy Consulting y del IGEF.
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electricidad
futuro ya llegó! ninguno de los cuales fue seleccionado por concurso como marca la ley. En los últimos años el ENRE vivió un creciente proceso de politización y con la consiguiente pérdida de relevancia en las decisiones de sus valiosísimos cuadros técnicos. Asimismo, la ley de emergencia económica Nº25.561 continua vigente y permite al gobierno continuar “renegociando” los términos contractuales y tarifarios de los contratos con las empresas distribuidoras. Ello pone en duda la aplicación del marco regulatorio impuesto por la ley 24.065 mientras esa incertidumbre contractual esté vigente. En simples palabras, todo acuerdo entre el gobierno y las empresas de distribución fue y es un arreglo ad-hoc con resoluciones que intentaron compensar de algún modo la no realización de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) que el marco regulatorio exigía. Como las empresas tenían patrimonios netos y resultados negativos (Edenor, Edesur y Edelap) y fueron compensadas parcialmente con subsidios, sería un contrasentido “multarlas” para que pidan más subsidios para la operación o pago de las multas. La propia Edesur, hoy virtualmente intervenida por el gobierno nacional, en su Memoria y Balance 2012 decía: “La Resolución ENRE Nº324/08 constituyó, además, el final del congelamiento de tarifas que regían desde 2002, para los clientes residenciales de más altos consumos. No obstante, el ENRE ha omitido hasta la fecha destinar semestralmente al servicio los aumentos de la tarifa que se correspondieran con las variaciones sustanciales que desde 2007 se dan en los costos de EDESUR” (P. 7) 5º) Deterioro de la calidad del servi-
cio.- Con el crecimiento de la generación térmica y del consumo de combustibles líquidos, también creció la ineficiencia del parque térmico global. Esta observación se desprende del indicador CESPE (consumo específico medio) que mide la relación, kilocaloría por kilowatt hora generado, y es un indicador de la eficiencia en el uso de combustibles para la generación. Hacia fines del año 2001 el CESPE rondaba los 1.600 kcal/kWh, en la actualidad se encuentra en 2.000 kcal/kWh promedio. Ello impacta directamente sobre el incremento del costo de generación. Por su parte, la indisponibilidad del parque térmico pasó de 26,8% en 2011, 26% en 2012 a 29,4% en 2013. Para dar una referencia, en 1993 era de 41,2%, 23,2% en 1997 y 21,7% en 2002. Los cortes del servicio eléctrico se incrementaron 25% entre 2008 y 2013. En 2008 las interrupciones del servicio fueron 5,71 siendo en promedio de 13 horas, mientras que en 2013 aumentaron a 7,13 con un promedio de 26 horas. Estos datos dejaron de publicarse en el ENRE hace tiempo. Un análisis contrafáctico Otra forma de encarar la discusión “problemas de generación versus problemas de distribución” que se está planteando es mediante el análisis contrafáctico. Si no hubiera cortes “preventivos” por saturación de las redes de distribución, la demanda de potencia hubiera crecido más y como no hay reserva de potencia se cortaría el servicio por insuficiencia de generación. Si se aumentaran tarifas el gasto en subsidios sería mucho menor, la demanda
residencial no crecería tan abruptamente y el impacto en las economías hogareñas no sería de una magnitud tan importante por efecto de incentivos a la eficiencia energética (compra de artefactos más eficientes y elasticidad precio de la demanda). El gasto de hogares en electricidad (11%) y gas (7%) es mucho menor a transporte (60%) pero el gasto fiscal en subsidios es 36% y 29% respectivamente para los dos primeros. En 2013 el costo de generación de energía fue de $828,69 MWh ($360 en 2008… pero acá no hay inflación) mientras que el precio mayorista autorizado por Cammesa es de $120 MWh. Este incremento del costo de la generación tiene dos componentes: inflación e ineficiencia cada vez mayor del parque generador (por menor eficiencia de máquinas incorporadas y/o mayor uso de combustibles líquidos más caros). Esa misma elevación, pega en las finanzas de las empresas distribuidoras, haciendo que, aún en provincias con tarifas más altas (Córdoba y Santa Fe) tengan problemas para hacer las inversiones necesarias para sostener el crecimiento de la demanda. ¿El responsable es el gobierno o las empresas distribuidoras? Ambos. Pero el responsable final y principal es el gobierno en cuánto autoridad concedente del servicio, regulador del mismo y gerenciador de facto del mercado mayorista a través de CAMMESA. Muchos abogan en la coyuntura por soluciones mágicas como la estatización de las distribuidoras. Sin embargo, no parece haber aquí un problema de malos incentivos por ser los operadores privados. Perspectivas y posibles caminos de solución En enero y febrero podrá mejorar gradualmente la situación de emergencia en la zona metropolitana de Buenos Aires pero
los problemas se trasladarán a la costa atlántica, con inconvenientes propios en materia de transporte y distribución. En Cammesa existe preocupación sobre la situación futura en marzo y en el invierno próximo en CABA y GBA. En definitiva, es la falla de un sistema al que llevaron al límite de fragilidad por la falta de inversión y de incentivos correctos en generación, transporte y distribución. Las soluciones pasan por hacer cumplir el marco regulatorio existente, en términos de exigencias de calidad del servicio e inversiones, pero también en corregir los desfasajes tarifarios, con mecanismos de tarifa social. Una política adicional es la de eficiencia energética, una parte inducida por tarifas más elevadas pero otra parte por obligaciones de estándares como los etiquetados de electrodomésticos con requisitos mínimos para venta en el mercado. Otras alternativas son las tarifas horarias (variables entre picos y valles) para el usuario residencial pero implica el cambio de medidores. La generación distribuida (por ejemplo con paneles solares edificios) es un camino que hay que transitar gradualmente con cambios en la legislación. Adicionalmente, el uso de energía solar-térmica (calefones solares) y las modificaciones al código de edificación para que las construcciones nuevas posean mejores asilamientos térmicos también pueden contribuir marginalmente, entre muchas otras medidas urgentes de ahorro en todo el sector energético y de transporte. A corto plazo, el manejo de la demanda con precios e incentivos será clave para mitigar la crisis hasta que las correcciones de política energética incrementen la oferta de energía. Eso sí, siempre y cuando no sigamos llamando al gato con silbidos. * El autor forma parte del Estudio Montamat & Asociados de Argentina. ▲
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tecnología Foto: cdn.ph.upi.com
el mayor evento mundial en las vegas, EEUU
ces 2014 mostró la tecnología del futuro
Foto: Branko Zabala / RE
Paul Pan, de Innovaciones DJI, demuestra una cámara voladora Phantom II en el CES Unveiled, un evento de prensa antes de la feria electrónica de consumo, en el Mandalay Bay de Las Vegas, Nevada.
Gafas de realidad aumentada, el fabricante japonés Sony presentó su dispositivo de observación personal, el diseño cuenta con un sistema de comunicación óptico.
Toyota lanzó su i–ROAD, el auto eléctrico de tres ruedas con una batería de iones de litio recargable y sistema de propulsión eléctrica de alta eficiencia. Foto: Branko Zabala / RE
El concepto de movilidad futura de Toyota puede apenas visualizarse como un coche, pero Toyota piensa que es el futuro de conducción de la ciudad.
Foto: Branko Zabala / RE
Foto: Branko Zabala / RE
Una impresora Deezmaker Bukobot 3D fue una de las grandes atracciones en el mayor evento anual de innovación del mundo. Se presentaron en diferentes marcas.
Ford dio a conocer su modelo C-MAX Solar Energi Concept, un vehículo eléctrico que utiliza la energía solar como fuente de alimentación. Esta unidad funciona con un sistema híbrido formado por un motor de combustión y por uno eléctrico. Foto: Branko Zabala / RE
E
n un mundo obsesionado por las últimas tendencas tecnológicas se realizó el CES 2014, la mayor vitrina internacional de esta industria y donde más de 3.000 expositores muestran las novedades de este sector en una feria que recibe a más de 150.000 visitantes. El gran show de tecnología se desarrolló del 7 al 10 de enero en Las Vegas, Estados Unidos, el evento es organizado por la Asociación de Consumidores Electrónicos (CEA, por sus siglas en inglés) desde 1995. El CES 2014 mostró desde drones hasta vehículos inteligentes, pasando por cerraduras controladas a distancia y gafas interactivas, los objetos conectados a Internet fueron la gran atracción de este año. En el marco del evento, John Chambers, presidente de Cisco Systems, aprovechó para centrarse en el Internet de las cosas o, como él lo llama, el “Internet of Everything”. No se trata de conectividad, sino todas las cosas que la gente puede hacer al procesar la información. Como ejemplo, se presentó a Barcelona como ciudad ‘smart’, por su capacidad de relacionar y aplicar la tecnología en el urbanismo y la transformación de la ciudad. ▲
Foto: Branko Zabala / RE
TEXTO: lizzett vargas
Foto: cdn.ph.upi.com
Este año sorprendieron los múltiples productos que funcionan con aplicaciones para teléfonos móviles.
Pioneer presentó dos vehículos, cada uno con aplicación única de entretenimiento móvil. Los modelos tienen un sistema de navegación y un receptor de audio y video, diseñado especialmente para el estilo de vida de conectividad.
Yuneec FlyingEyes HX3, puede tener una ventaja gracias a su reportado tiempo de vuelo de hasta 90 minutos.Además tiene capacidad para dotar a una cámara Canon 5D de tamaño (se permite una carga útil de hasta a 4,4 libras) .
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En 2013 cummins bolivia alcanzó el 57% de crecimiento gracias al liderazgo de la marca a nivel mundial y al soporte que brinda la empresa en todo el país
EMPRESA
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Mauricio Salas, gerente general de Cummins Bolivia
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iniciativas para el 2014
con nuevas oficinas, cummins bolivia refuerza su atención al cliente Foto: Cummins Bolivia
Luego de alcanzar un 57% de crecimiento en 2013 dando soporte a motores de alta potencia y grupos electrógenos, la empresa apunta a los motores de rango medio y transporte, además de estrenar sus nuevas instalaciones. TEXTO: Cristina Chilo
C
on el objetivo de impulsar la gestión comercial a nuevos segmentos de mercados y brindar mayor comodidad a los clientes, Cummins Bolivia inauguró sus nuevas oficinas sobre la carretera al norte, a la altura del kilómetro 9 en Santa Cruz de la Sierra. Al respecto Mauricio Salas, gerente general de la empresa, indicó que el 2014 seguirán representando los motores americanos de alta potencia, pero ahora que tienen cubierto este mercado, se expandirán al segmento de motores agrícolas y de transporte de rango medio proveyendo partes y brindando soporte técnico. “La expectativa de este nuevo segmento es muy buena ya que Cummins provee motores a muchos fabricantes de maquinaria agrícola y automotriz. Es por eso que hemos decidido trasladarnos a la zona norte de Santa Cruz que es una de las más estratégicas para la comercialización de este tipo de repuestos”, dijo Salas. En las nuevas instalaciones de Cummins Bolivia, están todas las áreas de la empresa trabajando integradamente. Esto incluye la parte de logística, taller, servicio técnico, comercial, repuestos y el
Los ejecutivos Carlos Salvatierra y Mauricio Salas.
área administrativa. Desde las nuevas oficinas también se atiende a los clientes en el resto del país, aunque las perspectivas de la empresa a corto plazo es abrir nuevas sucursales en la ciudad de La Paz y Cochabamba para luego planificar la expansión a otros puntos del país que lo requieran. “Analizamos la opción de tener otros representantes de la marca en repuestos y filtros en Santa Cruz. Otras de las metas, tienen que ver con los proyectos de generación donde tenemos las condiciones para proveer proyectos llave en mano”, dijo. En este marco, Salas destacó que la empresa tuvo el 2013 resultados satis-
Las nuevas oficinas de Cummins Bolivia, sobre la Avenida Cristo Redentor en la capital cruceña .
factorios que se traducen en un 57% de crecimiento, atribuido al liderazgo de la marca a nivel mundial, al equipo técnico para atención a los clientes, y al desarrollo de las compañías del país que ejecutaron proyectos en los que Cummins ha participado. Uno de ellos es el proyecto de asistencia técnica en la minera San Cristóbal para dar soporte a dos unidades de palas cargadoras Komatsu PC-8000 que operan desde junio de 2013. Asimismo, en generación eléctrica Cummins Bolivia desarrolló el proyecto
de respaldo para la trasnacional Kimberly Bolivia que incluyó la venta, instalación y puesta en marcha de un equipo generador de 1.750 KV a gas, que dará soporte a la producción de este importante fabricante. En ambos proyectos, la empresa garantiza un equipo de técnicos certificado por el fabricante de motores de alta potencia. Cabe destacar que Cummins Bolivia, ofrece una variedad de equipos instalados en proyectos de energía en Trinidad, Bermejo, Entre Ríos y San Cristóbal. ▲
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ESTADÍSTICAS HIDROCARBUROS Fecha
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Cushing, OK
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FOB (Dollars
(Dollars per
FOB (Dollars
(Dollars per
per Barrel)
Barrel)
per Barrel)
93,41 92,05 92,55 93,61 95,83 96,97 97,14 97,48 97,1 98,32 97,25 97,21 96,27 97,18
112,04 111,32 111,07 111,49 113,06 113,27 112,07 111,5 110,07 108,91 109,47 108,99 108,08 110,3
Nov 26, 2013 Nov 27, 2013 Nov 29, 2013 Dic 02, 2013 Dic 03, 2013 Dic 04, 2013 Dic 05, 2013 Dic 06, 2013 Dic 09, 2013 Dic 10, 2013 Dic 11, 2013 Dic 12, 2013 Dic 13, 2013 Dic 16, 2013
Dic 17, 2013 Dic 18, 2013 Dic 19, 2013 Dic 20, 2013 Dic 23, 2013 Dic 24, 2013 Dic 26, 2013 Dic 27, 2013 Dic 30, 2013 Dic 31, 2013 Ene 02, 2014 Ene 03, 2014 Ene 06, 2014 Ene 07, 2014
Barrel)
96,99 97,59 98,4 99,11 98,62 98,87 99,18 99,94 98,9 98,17 95,14 93,66 93,12 93,31
MINERíA
2
10,2875
0,9253
0,8414
3,1788
19,7500
1237,50
3 DICIEMBRE 10,1968
0,9231
0,8421
3,1500
19,1700
1219,00
0,9281
0,8441
3,1636
8,60
9100,00
211,74
19,0500
1213,00
19,4600
1234,00
9100,00
IRON & STEEL 211,87 19,4900
201310,2739 10,4780
6
ZINC $us/L.F.
COBRE $us/L.F.
PRECIOS DE MINERALES 0,9405 0,8537 3,2117
10,4326
0,9367
0,8537
BISMUTO $us/L.F.
ANTIMONIO $us/T.M.F.
WOLFRAM $us/U.L.F.
- METAL BULLETIN
3,2255
8,60
PLATA $us/O.T.
9 DIAS
ESTANO
10,4893
PLOMO
ZINC 0,9457
COBRE
0,8668 BISMUTO
ANTIMONIO
3,2386
WOLFRAM
PLATA
ORO
Hierro Concent.
ORE
HBI
10
$us/L.F. 10,5460
$us/L.F.
$us/L.F. 0,9539
$us/L.F. 0,8791 $us/L.F.
$us/T.M.F. 3,2500
$us/U.L.F.
$us/O.T.
$us/O.T.
China
Lat Am
11
10,2285 10,2875 10,1968 10,2739 10,2739 10,2965 10,4780 10,4326 10,3623 10,4893 10,3192 10,5460 10,2285 10,3147 10,2739 10,3623 10,2965 10,3623 10,3646 10,3192 10,3646 10,3147 10,3623 10,4054 10,3646 10,3646 10,4099 10,4054 10,3306 10,4099 10,3306
0,9253 0,9587 0,8414 0,9231 0,9584 0,8421 0,9281 0,8441 0,9405 0,9593 0,8537 0,9367 0,9757 0,8537 0,9457 0,8668 0,9539 0,9750 0,8791 0,9587 0,9666 0,8854 0,9584 0,8852 0,9593 0,9693 0,8884 0,9757 0,9836 0,9036 0,9750 0,9022 0,9666 0,9956 0,9047 0,9693 0,8963 1,0083 0,9836 0,9163 0,9956 1,0244 0,9396 1,0083 0,9417 1,0244 1,0156 0,9593 1,0156 0,9546
2 12 3 4 13 5 16 6 9 17 10 18 11 12 19 13 20 16 17 23 18 19 24 20 27 23 24 30 27 30 31
0,8854 3,1788 3,1500 0,8852 3,1636 8,60 0,8884 3,2117 3,2255 0,9036 8,60 3,2386 0,9022 3,2500 3,2518 0,9047 8,60 3,2792 0,8963 8,60 3,2740 3,3226 0,9163 3,3046 0,9396 8,70 3,2786 3,2740 0,9417 3,2949 8,70 3,2885 0,9593 3,3012 0,9546 8,70 3,3448 3,3505
3,2518 3,2792
8,60 19,7500
9100,00
211,74
9100,00 3,3226
211,87
3,2740
3,3046 9100,00 3,2786
212,52
3,2740 9200,00
212,52
3,2949 3,2885 9350,00 3,3012
209,17
9400,00
207,50
3,3505 9400,00
207,50
3,3448
19,1700 19,0500 8,60 19,4600 19,4900 19,5000 20,0500 20,3900 8,70 19,8000 19,5500 19,5000 8,70 20,0200 19,9400 19,3400 19,3300 19,3700 8,70 19,4000 19,9200 19,6500
$us/T.M.
9100,00 1237,50 1219,00 1213,00 9200,00 1234,00 1230,75 1228,50 1245,75 1255,25 9350,00 1243,50 1222,75 1229,50 9400,00 1237,25 1233,25 1205,25 1195,00 1192,75 9400,00 1196,50 1209,25 1201,50
136 137 139 139 139 139 139 138 138 137 136 134 134 133 133 133 133 134 134
ORO $us/O.T.
1230,75
BILLET
SLABS
19,5000
$us/T.M.
212,52
Lat Am Lat Am 20,0500
$us/T.M.
20,3900
$us/T.M.
19,8000
212,52
INDIO 1228,50
1245,75
$us/Kg
1255,25
1243,50
19,5500
1222,75
290
500 19,5000
20,0200
1237,25
209,17
19,9400
1233,25
310
19,3400 500
207,50
19,3300
19,3700
19,4000
480
480
1205,25 680 1192,75
500
480
310
19,6500 500
480
19,9200
680 1229,50
1195,00
310
207,50
Día Feb 1 1,140.5 2 1,082.5 3 1,002.6 4 1,148.1 5 1,160.6 6 1,145.8 7 1,137.4 8 1,111.0 9 973.6 10 931.7 11 879.9 12 878.4 13 1,028.2 14 1,095.1 15 1,104.1 16 1,054.3 17 1,018.6 18 1,128.0 19 1,112.9 20 1,151.5 21 1,141.7 22 1,151.7 23 1,070.2 24 1,014.3 25 1,094.3 26 1,070.7 27 1,108.5 28 1,174.5 29 30 31 Max. 1,174.5
1196,50 680
1209,25 1201,50 680
$us./L.F. 3
4
5
6
9
10
11
12
13
16
17
18
19
20
23
24
27
30
31
$us./L.F.
ZINC
2
3
4
5
6
9
10 11 12 13 16 17 18 19 20 23 24 27 30 31
ORO
$us./O.T.
$us./L.F. $us./L.F. $us./O.T.
1359 1339 1319 1299 1279 1259 1239 1219 1199 1179 1159 1139
PLOMO
2
2
3
4
GAS. PREMIUM
4,79 Bs./Lt
GAS. DE AVIONES 4,57 Bs./Lt KEROSENE
2,72 Bs./Lt
JET FUEL
2,77 Bs./Lt
DIESEL OIL
3,72 Bs./Lt
AGRO FUEL
2,55 Bs./Lt
FUEL OIL
2,78 Bs./Lt
PRECIOS INTERNACIONALES GASOLINA
8.95 Bs./Lt
DIESEL OIL
9,34 Bs./Lt
JET FUEL
7,82 Bs./Lt
Fuente: eia.gov
Fuente: ANH
5
6
9
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
GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (Febrero 2013 - Enero 2014) Abr 1,141.4 1,176.4 1,095.5 1,114.6 1,094.8 1,060.2 994.6 1,089.1 1,134.5 1,147.7 1,142.8 1,096.7 1,024.3 976.2 1,100.7 1,117.1 1,136.0 1,129.6 1,127.7 1,062.2 999.2 1,119.7 1,148.9 1,151.9 1,169.7 1,139.9 1,046.0 1,021.1 1,153.7 1,147.2 1,176.4
May 1,005.6 1,168.0 1,174.5 1,069.8 981.1 1,103.4 1,110.9 1,119.2 1,135.4 1,133.1 1,075.8 1,005.3 1,154.9 1,157.4 1,176.0 1,074.5 1,036.1 972.4 933.7 1,082.3 1,113.3 1,098.7 1,107.8 1,102.9 1,012.9 969.5 1,087.2 1,152.7 1,149.5 1,010.3 1,095.0 1,176.0
Jun 1,051.4 988.2 1,101.1 1,106.0 1,126.2 1,164.5 1,156.2 1,087.8 1,015.4 1,171.2 1,178.4 1,163.3 1,186.7 1,169.0 1,068.3 1,033.6 1,116.0 1,149.4 1,118.0 1,077.5 996.8 1,016.9 965.2 1,072.9 1,115.8 1,117.6 1,124.4 1,120.6 1,041.5 944.4 1,186.7
Jul 1,057.7 1,070.5 1,098.0 1,117.9 1,118.5 1,034.8 930.4 1,065.3 1,080.2 1,106.2 1,127.3 1,134.4 1,044.5 980.2 1,089.3 1,073.8 1,127.8 1,161.9 1,123.2 1,070.3 977.2 1,089.9 1,114.9 1,120.5 1,120.3 1,109.6 1,047.2 992.2 1,137.0 1,154.7 1,157.1 1,161.9
Ago 1,142.6 1,147.1 1,070.6 1,004.7 1,084.9 1,021.9 1,145.6 1,173.3 1,104.7 1,054.9 1,014.7 1,130.9 1,135.5 1,116.2 1,112.8 1,104.4 1,055.3 1,002.7 1,140.2 1,174.9 1,180.8 1,196.0 1,094.5 1,026.1 991.8 1,105.9 1,125.6 1,117.6 1,123.3 1,122.8 1,062.7 1,196.0
Sep 1,061.0 1,167.9 1,208.1 1,173.9 1,178.4 1,187.3 1,114.0 1,044.9 1,155.5 1,184.7 1,202.0 1,185.3 1,119.8 1,042.8 1,022.6 1,100.1 1,113.8 1,128.4 1,133.0 1,164.7 1,113.7 1,011.6 1,091.7 1,077.0 1,129.9 1,159.8 1,184.8 1,135.3 1,064.8 1,116.8 1,208.1
Oct 1,125.6 1,153.3 1,122.9 1,114.9 1,070.9 996.6 1,156.6 1,190.9 1,219.6 1,201.4 1,204.3 1,127.4 1,057.8 1,156.6 1,172.0 1,194.1 1,167.4 1,165.2 1,092.9 1,067.0 1,174.6 1,187.2 1,205.9 1,184.8 1,096.4 1,070.6 998.1 1,139.2 1,166.5 1,198.8 1,184.8 1,219.6
Nov 1,067.2 913.4 971.9 1,141.6 1,183.7 1,203.8 1,215.6 1,209.3 1,108.1 1,041.8 1,101.6 1,153.9 1,213.2 1,233.0 1,227.0 1,092.4 1,051.6 1,201.0 1,194.4 1,143.1 1,180.1 1,207.7 1,133.2 1,071.5 1,222.2 1,229.3 1,228.8 1,259.8 1,249.8 1,088.6 1,259.8
Dic Ene(al 16) 1,066.7 898.5 1,196.7 1,094.5 1,238.4 1,108.2 1,229.3 1,070.8 1,226.9 1,040.8 1,201.9 1,158.1 1,134.4 1,167.1 1,044.0 1,143.0 1,188.6 1,136.7 1,167.7 1,159.0 1,192.2 1,107.0 1,158.4 992.1 1,177.8 1,155.5 1,105.3 1,174.5 999.6 1,138.0 1,200.9 1,166.3 1,191.4 1,179.2 1,213.3 1,229.8 1,156.4 1,094.7 1,166.6 1,175.5 1,005.7 1,176.3 1,209.1 1,143.7 1,078.9 1,161.5 1,141.0 1,238.4 1,174.5
DEMANDA MAXIMA DE POTENCIA DE CONSUMIDORES (MW) EN NODOS DEL STI - (Febrero 2013 - Enero 2014)
PRECIOS DIARIOS - METAL BULLETIN (DICIEMBRE 2013)
0,98 0,96 0,94 0,92 0,90 0,88 0,86 0,84 0,82 0,80 0,78 0,76
3,74 Bs./Lt
Los valores de potencia aquí informados corresponden a registros instantáneos obtenidos del sistema SCADA
Elaboración: Unidad de Politica Sectorial. Fuente: Metal Bulletin - LME. Fuente: Metal Bulletin - LME
1,04 1,02 1,00 0,98 0,96 0,94 0,92 0,90 0,88 0,86 0,84 0,82
2,25 Bs./Kg
GAS. ESPECIAL
10 11 12 13 16 17 18 19 20 23 24 27 30 31
11,45 11,25 11,05 10,85 10,65 10,45 10,25 10,05 9,85 9,65 9,45 9,25
3,43 3,39 3,35 3,31 3,27 3,23 3,19 3,15 3,11 3,07 3,03 2,99 2,95
23,05 22,55 22,05 21,55 21,05 20,55 20,05 19,55 19,05 18,55 18,05 17,55 17,05
ESTAÑO
2
3
4
5
6
9
10
11
12
13
16
17
18
19
20
23
24
27
30
31
COBRE
Feb CRE - Santa Cruz 464.4 DELAPAZ - La Paz 273.4 ELFEC - Cochabamba 174.8 ELFEC - Chimoré 10.0 ELFEO - Oruro 53.4 ELFEO - Catavi 17.3 CESSA - Sucre 41.1 SEPSA - Potosí 42.9 SEPSA - Punutuma 6.5 SEPSA - Atocha 10.9 SEPSA - Don Diego 5.9 ENDE - Varios (2) 18.5 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 49.9 Otros - C. No Regulados 14.9 Varios (1) 2.1 TOTAL COINCIDENTAL 1,122.6
Mar 430.4 274.0 178.3 10.2 55.0 27.9 40.3 43.8 7.0 11.5 6.2 19.9 47.7 16.4 2.2 1,106.4
Abr 415.3 279.3 179.2 10.4 56.0 19.4 41.5 42.4 7.2 11.7 6.4 20.2 49.0 17.6 2.4 1,115.2
May 418.5 283.0 180.0 10.4 54.3 19.8 41.7 43.6 7.7 12.1 6.4 20.2 48.4 16.7 2.4 1,120.4
Jun 391.0 297.0 178.9 10.2 57.7 20.9 44.5 44.5 8.4 12.3 6.4 19.4 47.3 20.0 2.7 1,127.6
Jul 386.4 290.3 182.3 10.4 57.8 19.0 45.1 43.6 8.0 12.1 6.3 18.9 49.1 16.6 2.8 1,111.1
Ago 422.4 290.5 183.3 11.0 58.6 18.8 45.7 44.0 8.2 12.1 6.6 20.1 49.0 16.9 2.8 1,141.2
Sep 432.6 285.5 185.1 11.1 58.9 19.0 45.6 43.8 7.5 12.0 6.6 20.3 49.3 17.3 2.8 1,157.5
Oct 449.0 283.5 188.2 10.9 57.6 19.1 45.9 44.5 7.1 11.7 6.6 20.7 51.6 17.5 2.7 1,166.4
Nov 492.6 283.9 188.3 11.5 54.7 19.1 45.5 44.6 7.0 11.5 6.5 22.3 46.8 20.0 2.7 1,201.8
Dic 472.9 285.7 186.1 11.5 54.6 18.1 45.0 44.3 7.1 11.2 6.3 23.9 48.5 20.9 2.5 1,181.6
Ene(al 16) 436.9 280.5 178.8 11.7 52.5 17.9 44.5 43.2 4.6 11.0 5.7 26.1 49.1 15.1 2.0 1,122.5
(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 - (Febrero 2013 - Enero 2014)
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PLATA
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ELABORACION: MINISTERIO DE MINERIA Y METALURGIA - UNIDAD DE ANÁLISIS DE POLÍTICA MINERA ELABORACION: MINISTERIO DE MINERIA Y METALURGIA - UNIDAD DE ANÁLISIS DE POLÍTICA MINERA
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London Metal Fuente: London Fuente: Metal Exchange - MBExchange - MB
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
Feb 205.0 118.2 76.9 4.1 24.0 6.6 18.2 21.2 2.7 5.1 2.2 8.3 25.4 8.0 0.6 526.5
Mar 217.3 132.4 89.2 4.5 28.3 8.2 17.3 25.0 3.3 6.2 2.7 9.4 31.9 8.5 0.7 585.0
Abr 204.3 132.2 86.9 4.3 27.4 9.2 19.1 24.0 3.3 6.1 2.7 8.9 31.3 8.6 0.7 569.1
May 200.2 137.6 89.5 4.5 27.0 8.6 20.4 25.1 3.7 6.5 2.8 8.9 32.1 9.8 0.8 577.4
Jun 188.1 136.8 86.3 4.2 27.6 10.1 20.3 24.5 3.4 6.4 2.6 8.3 27.2 11.0 0.9 557.7
Jul 194.7 138.9 91.2 4.4 28.2 10.0 21.9 24.7 3.6 6.4 2.6 8.5 32.1 8.3 0.9 576.4
Ago 199.5 140.4 91.1 4.4 28.4 9.6 21.1 25.1 3.6 6.3 2.7 8.5 32.1 10.6 0.9 584.4
Sep 205.9 134.1 89.6 4.7 28.0 9.5 21.9 24.5 3.5 6.1 2.7 9.0 31.9 9.7 0.9 582.0
Oct 227.2 140.7 95.1 4.8 29.9 9.2 22.2 25.6 3.4 6.3 3.0 9.7 29.4 9.7 0.9 617.3
Nov 231.1 134.4 90.7 4.9 27.8 8.6 22.3 23.9 3.1 5.9 2.8 10.2 29.8 9.9 0.8 606.0
Dic 249.7 138.5 90.6 5.3 28.8 8.5 22.1 25.6 2.7 5.9 2.8 11.0 31.3 12.3 0.8 635.9
Ene(al 16) 117.2 70.2 45.0 2.6 14.2 4.0 11.3 11.6 1.1 3.0 1.4 5.8 16.7 4.6 0.3 309.1
(1) Consumos de Sacaca, Mariaca, Ocurí, Lípez. (2) Consumos de Yucumo, San Borja, San Ignacio de Moxos y Trinidad Los valores de potencia aquí informados corresponden a los registros de potencia integrados en períodos de 15 minutos obtenidos del Sistema de Medición Comercial (SMEC).
AGENDA ENERGéTICA 29 y 30 de enero 2014 | bogotá - Colombia
Del 5 al 7 DE marzo 2014 | new orleans - EEUU
Del 17 al 21 de marzo | Bogotá - Colombia
Es un foro internacional para ejecutivos del sector hidrocarburos que radican en Sudamérica y Centroamérica. Ofrece una excelente oportunidad para hacer nuevos contactos, amistades y aprender sobre oportunidades de negocios con los presidentes y directivos financieros de diferentes empresas.
Desde su lanzamiento en 2006, el Congreso Mundial de Petróleo Pesado ha sido el evento líder de la industria global de este sector. La cita reúne a profesionales dando a los ejecutivos de negocios y expertos una plataforma para fomentar las relaciones y avanzar en el desarrollo de petróleo pesado.
El curso tiene como objetivo formar profesionales capaces de gestionar adecuadamente las relaciones con los pueblos indígenas y sus organizaciones federativas, con la finalidad de mejorar la interrelación con todos los actores.
Contacto: oilcouncil.com/event/latam
Contactos y registro: bradridler@dmgevents.com
Contacto: vferreira@arpel.org.uy
4 al 6 de febrero 2014 | Texas - usa
DEL 17 AL 19 DE MARZO 2014 | CALIFORNIA - eeuu
DEL 26 AL 28 DE marzo 2014 | lima - perú
Es organizado por la Sociedad de Ingenieros Petroleros a nivel Internacional. El evento se centrará en la tecnología para el desarrollo de los recursos no convencionales. Contará con una mezcla dinámica de sesiones y demostraciones de fracturamiento hidráulico.
El tema de este año es “El viaje continúa,” con la presencia de más de 1.700 profesionales de la salud, seguridad y medio ambiente, dentro y fuera del sector de petróleo y gas. El evento bienal promete grandes desafíos.
Es un foro de diálogo y exposición de negocios enfocados tanto en la promoción de oportunidades de inversión ofrecidas por gobiernos y empresas para el desarrollo de negocios en la exploración y producción de petróleo y gas en Latinoamérica y el Caribe.
Contacto: fernando.ferreira@olade.org
Contacto: www.latinvep.org
2014 Latin America Assembly
Hydraulic Fracturing Technology Conference
Contacto: spe.org/events/hftc/2014/
World Heavy Oil Congress
Health, Safety, and Environment in Oil and Gas Exploration and Production
Pueblos Indígenas y la Industria de Hidrocarburos
LatinvE&P
Fuente: CNDC
PLOMO $us/L.F.
Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia
PRECIOS DE MINERALES - METAL BULLETIN (DICIEMBRE 2013) ESTANO $us/L.F.
5
1,66 Bs./M³
GLP
ELECTRICIDAD
DIAS
4
GNV
108,91 109,56 110,78 112,15 111,58 111,57 111,65 112,06 110,47 109,95 107,94 106,57 106,71 107,01
Fuente: eia.gov
PrecioS FINALES de los combustibles ENERO 2014