Edicion 115 Reporte Energia by Branko Zabala

ISSN 2070-9218

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

www.reporteenergia.com

MINERÍA

115

AVANZAN OBRAS EN NUEVO INGENIO HUANUNI

Nro. Del 1 al 15 de Febrero de 2014

Buscan triplicar la producción promedio de 1.000 t/d de estaño y proveer concentrados a Vinto. La entrega de la planta está prevista para abril próximo.

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: diariolatercera.com/ Presidente del Perú, Ollanta Humala y su homólogo de Chile, Sebastián Piñera.

P-16-17

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PETRÓLEO & GAS

YPFB: RECURSOS PARA EXPLORACIÓN LLEGAN A $US 425,43 MM YPFB Corporación anunció la perforación de 23 pozos exploratorios, 14 adquisiciones sísmicas 2D/3D y 2 magnetotelúricas.

FALLO DE LA HAYA ABRE VÍA PARA FACILITAR ACUERDO ENERGÉTICO

P 6-7

PETRÓLEO & GAS

PETROBRAS CON ALTO ÍNDICE EN REPOSICIÓN DE SUS RESERVAS Durante el 2013, por cada barril de petróleo equivalente extraído por Petrobras se incorporaron 1,14 barriles dentro y fuera de Brasil.

Foto: YPFB Corporación

P-8

P-15

ronda petrolera de colombia ‘mueve’ la agenda regional Con el fin de subir la relación de reservas/producción a 10 años, la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia tiene previsto lanzar este año las bases de la licitación para una nueva subasta de exploración, que se espera esté dirigida mayormente al descubrimiento de crudo pesado, un desafío de la industria petrolera de ese país. Esperan grandes inversiones. P-12-14 Con el auspicio de:

WTI ($us/BBl de petróleo) Ene 24

Ene 27

Ene 28

Ene 29

Ene 30

8.64 $us/MMBTU

Precio / gas boliviano p/ Brasil Ene 31

96.6 95.7 97.4 97.3 98.2 97.4

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

10.17 $us/MMBTU 9.30 Bs/lt 8.91 Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 30/01

5.011 dollars per million BTU

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

PETRÓLEO & GAS

‘CONTENIDO LOCAL’ LLEGA AL 90% EN PLANTA ITAÚ En las últimas obras que inauguró la estatal petrolera boliviana se destacó la calidad de las empresas bolivianas y mano de obra local. P-10-11

1 al 15 de Febrero | 2014

EDITORIAL DIRECTOR: MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

¿inversión suficiente?

Staff

l presidente interino de YPFB, Carlos Villegas, ha estado reuniéndose con los medios de comunicación estos días, para dar a conocer el programa de inversiones de la estatal en toda la cadena de hidrocarburos. Debemos tener muy claro que la ejecución en el rubro más importante de la cadena, la exploración (upstream), recibió en 2013 sólo el 12,7% del total de inversiones en la cadena, con una inversión programada de $us 286.2 MM para la perforación de 11 pozos, en tanto que para este año, la inversión programada es de $us 425,43, para 23 pozos, lo que, a pesar de casi duplicarse aún es bajo, ya que solo representa el 14% del total de inversiones en la cadena. De este monto la inversión privada será de $us 198,19 y la de YPFB $us 227,24, recursos que provienen de la reinversión de utilidades. El análisis nos sigue mostrando cifras bajas en inversion exploratoria y no vamos a comparar los números con los de antes de 2006, como la hace el presidente del Estado, porque no corresponde. La inversión debe corresponder a las demandas futuras de reservas y producción para abastecer los mercados, sobre todo si se tiene la seguridad de que Brasil ampliará el GSA más allá del 2019, lo que está casi 100% garantizado por la politica energética brasilera, según anuncios oficiales.

Miguel Zabala Bishop Director General Franco García Lizzett Vargas Edén García Cristina Chilo Doria Añez Johnny Auza David Durán

Jefe de Redacción Periodista Periodista Proyectos Especiales Redes Sociales Corresponsal USA Diagramación

Branko Zabala

Gerente General

Ema Peris Kathia Mendoza Lauren Montenegro

Gerente Administrativa Gerente Comercial Gerente de Marketing

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¿Quién es quién?

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El retraso considerable en la certificación de nuevas reservas, aumenta la incertidumbre por el futuro, que pretende ser soslayada con las grandes cifras proyectadas en toda la cadena de hidrocarburos. Está claro que las inversiones anunciadas por las empresas operadoras, no responden precisamente a un gran entusiasmo exploratorio. Todas estas empresas están orientando su inversión a sostener una producción de petróleo, más que de gas, en condiciones desfavorables por los altos costos de producción. Los grandes conglomerados petroleros han enfocado este año sus intereses en zonas con potencial de producción de “bajo” costo, con precios de producción arriba de los $us 40/bbl, teniendo en cuenta que existen zonas en las que la producción de un barril está bordeando la franja de los $us 80-90/bbl. Mientras este es el escenario de inversión exploratoria en Bolivia, en Colombia y Ecuador se lanzan nuevas rondas exploratorias para atraer más inversiones con el objetivo de incremenar las reservas tanto de crudo como de gas natural. Perú se encuentra en un franco proceso de destrabar su aparato burocrático preparando un nuevo despegue del sector y Brasil reencamina las inversiones privadas en Libra (Pre-Sal) y grandes objetivos onshore.▲

Publicación Destacada Elaborado por Gerencia de la Subgerencia de Planificac Planificación, Coordinación ión Estratégica y Control Nacional de Energía Atómica

La frase

Comisión

MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA

ASOCIACIÓN NACIONAL

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

PRENSA

DE LA

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SÍNTESIS

DEL MERC

ADO ELÉC TRICO MAYO BLICA ARGE RISTA NTIN

DE LA REPÚ

Emilio Buogermini es viceministro de Minas y Energía de Paraguay, después de varios cargos en el Ministerio de Obras Públicas. Recientemente anunció que comenzará las exploraciones en búsqueda de petróleo a partir de abril de 2014 en este país. El alto funcionario, es además Presidente del Comité Organizador del Paraguay Energy Summit & Expo 2014, que se realiza por iniciativa del IGEF y Reporte Energía.

Este documento analiza el desempeño del sector eléctrico en Argentina, donde muestra la evolución de la demanda del MEM desde el año 2003 a diciembre de 2013. Asimismo señala el promedio diario de la generación neta para cubrir la demanda, donde destaca un crecimiento del 14,3% en 2013, en comparación a los datos de diciembre de 2012, además el mayor en los últimos cuatro años.

Emilio Buongermini, viceministro de Minas y Energía de Paraguay

Síntesis del mercado eléctrico mayorista de argentina, Cnea

Diciembre

2013

Comisión Nacional de Energía Atómica

Eleodoro

El fallo reciente Mayorga exgerente de del Tribunal de Petroperú La Haya disipará en algo tensiones y traerá algún tipo de tranquilidad... puede abrir las puertas al inicio de un comercio bilateral de energía más fluido p. 15

Resumen de la edición

YPFB anuncia $us 3.029 millones en inversiones el 2014 Se prevé destinar $us 425,43 millones, monto superior en $us 139,23 millones a los previsto en el 2013 ($us 286,2 millones).

Contratos deben cubrir cambios a las normas Sugieren que contratos de servicios deberían incluir disposiciones que establezcan para qué casos resulta aplicable una u otra ley.

Perú y Chile anuncian grandes inversiones mineras Ambos países compiten en Latinoamérica por captar la preferencia de capitales externos para el desarrollo de sus cuantiosas reservas.

Llegaron columnas para montaje en Gran Chaco Avanza la construcción de la Planta Separadora de Líquidos Gran Chaco. Las columnas son parte de los sistemas de procesamiento.

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Vamos a aprovechar todos los recursos renovables para dejar de lado el uso de los no renovables, los que podemos usar para la industrialización

Hortensia Jiménez, viceministra de Electricidad y Energías Alternativas de Bolivia

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Breves Foto: hashplace.com

Suben calificaciones de 12 aseguradoras bolivianas Reaseguros, BUPA Insurance, Compañía de Seguros y Reaseguros Fortaleza, Crediseguro Seguros Personales, La Boliviana Ciacruz de Seguros y Reaseguros, La Boliviana Ciacruz Seguros Personales, La Vitalicia Seguros y Reaseguros de Vida, Latina Seguros Patrimoniales, Nacional Vida Seguros de Personas y Seguros Illimani. Las calificaciones de fortaleza financiera de seguros de Moody’s son opiniones de la capacidad de compañías de seguros de pagar con puntualidad reclamos de asegurados y obligaciones. Foto: eiq.cl

La agencia calificadora de riesgo Moody’s Latin America subió calificaciones de fortaleza financiera de seguros en escala global, moneda local y escala nacional en Bolivia de 12 empresas como resultado de la mejora en el ambiente operativo de seguros en este país, según un comunicado de esta entidad enviado a Reporte Energía. De acuerdo a la opinión de Moody’s, la suba de calificaciones de las aseguradoras refleja en qué medida los perfiles crediticios de las compañías se benefician de la mejora del ambiente operativo de Bolivia, que toman en cuenta el impacto de factores como mejora de la fortaleza económica, institucional y susceptibilidad a eventos del país. También destaca que la mejora del ambiente operativo de las aseguradoras es particularmente importante, ya que las tendencias y los desarrollos específicos del país pueden con el tiempo “afectar tanto el perfil crediticio de largo plazo de las aseguradoras y su viabilidad como la fortaleza intrínseca de sus propias operaciones”. Entre las aseguradoras contempladas están Alianza Seguros y Reaseguros, Alianza Vida Seguros y Reaseguros, Bisa Seguros y

Calificaciones muestran una perspectiva estable.

Bolivia tiene un gran potencial de recursos naturales para la generación de energía.

para 2025 Prevén 165 MW de energías alternativas La viceministra de Electricidad y Energías Alternativas de Bolivia, Hortensia Jiménez, informó que hasta el 2025, se planifica incorporar por lo menos 163 megavatios (MW) al Sistema Interconectado Nacional (SIN) con energías alternativas, como la solar, eólica, geotérmica y biomasa. “Vamos a aprovechar todos los recursos renovables para dejar de lado el uso de los no renovables, los que podemos usar para la industrialización”, apuntó Jiménez a una

radio estatal. La autoridad explicó que antes del 2006 no existía en el país generación eléctrica a través de energías alternativas dentro del SIN y que se debe hacer un aprovechamiento sostenible y amigable con el medio ambiente. “Nuestra Constitución establece que el Estado desarrollará y promoverá la investigación y el uso de nuevas formas de producción de energías alternativas”, puntualizó.

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petróleo & gas

El sector hidrocarburos signa su esperanza de futuro intensificando exploración, con el descubrimiento de nuevas reservas de gas natural, petróleo y condensado

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Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación

YPFB CORPORACIÓN ANUNCIA PERFORACIÓN DE 23 POZOS

gas: Prevén aumentar en 32.7% la inversión De acuerdo al Programa de Inversiones 2014 de la estatal petrolera boliviana se prevé destinar en esta gestión $us 425,43 millones para exploración, monto superior en $us 139,23 millones a lo presupuestado el 2013. TEXTO: franco garcía S.

l requisito esencial para reponer y aumentar las reservas de hidrocarburos es el incremento de las actividades de exploración, por lo que se presupuestó para este 2014 un incremento del 32.7% en relación a lo programado el año anterior, según los planes anunciados para este sector por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). De acuerdo al Programa de Inversiones 2014 de la estatal petrolera boliviana se

prevé destinar $us 425,43 millones, monto superior en $us 139,23 millones a los previsto en el 2013 cuando se presupuestó $us 286,2 millones (aunque no se conoce su porcentaje de ejecución). Del total a invertirse en exploración este año, $us 17,40 millones corresponden a YPFB Casa Matriz, 209,84 a las empresas subsidiarias y 198.19 a las compañías operadoras. Para este año se tiene previsto contar con 23 pozos exploratorios, 14 adquisiciones sísmicas 2D/3D y 2 magnetotelúricas. A ello se suma un 20% de avance en la adquisición sísmica 2D Cuenca Madre de Dios: licencia ambiental, topografía e inicio

de adquisición (perforación y registración), 13 prospectos exploratorios en 28 áreas de estudio, 7 nuevas áreas con contratos aprobados para actividades exploratorias, 2 convenios de estudio concluidos e inicio de actividades en 4 contratos protocolizados. Los pozos exploratorios a perforarse en esta gestión son: Itaguazurenda-X3, Caigua-X1001D, Dorado Oeste-X1001, Dorado Oeste-X1002, Junín Este-X1000, Junín Este-X1001, Caigua-X12, Boquerón-04, Río Grande-4Re, Sirari-13e, Boquerón-5, Lliquimuni Centro-X1, Timboy-X2, Iiguazu-X1, San Isidro-X1, Tacobo-X1002ST, Curiche-

Evolución de Inversiones en el Sector Hidrocarburos

Fuente: Plan de Inversiones 2014 de YPFB Corporación

RENta petrolera (expresada en millones de dólares)

Fuente: Plan de Inversiones 2014 de YPFB Corporación

X1007D, Tacobo-X1003, Escondido-10, Aquio-1002, Margarita-1001 y San Alberto104i. A su vez los 14 proyectos programados de sísmica 2D y 3D son: Río Beni 2D, Nueva Esperanza 2D, Palacios Norte 2D, Sararenda 2D, Iñau 2D, Aguarague Sur B 2D, Aguarague Norte 2D, Tacobo 3D, San Antonio 3D, Huacaya 2D, Huacaya 3D, Margarita 2D, Aguarague Centro 2D, Itau 2D. Al respecto el presidente ejecutivo de YPFB Corporación, Carlos Villegas, manifestó que se requiere intensificar la exploración y que se constituya en la política y el objetivo estratégico fundamental del presente y del futuro de Bolivia. “El sector hidrocarburos signa su esperanza de futuro intensificando exploración, con el descubrimiento de nuevas reservas de gas natural, petróleo y condensado”, remarcó. De acuerdo a Villegas, YPFB Corporación y las empresas operadoras, que tienen contratos con el Estado boliviano, destinarán para este año una inversión de $us 3.029 millones para todas las actividades de la cadena hidrocarburífera. El 61,4% del presupuesto programado corresponde a YPFB Corporación y sus empresas subsidiarias ($us 1.860 millones) y el restante 38,6 % a las compañías operadoras ($us 1.169,5 millones). Este monto se destinará a la explotación, almacenaje, transporte, refinación, plantas de separación, instalación de redes de gas y comercialización de hidrocarburos. Paralelamente a las actividades netamente hidrocarburíferas, YPFB Corporación invertirá en el mejoramiento de la calidad ambiental del campo Sanandita, la reestructuración de YPFB, del edificio YPFB La Paz, del Complejo Deportivo Villa Fátima, del edificio de YPFB Santa Cruz, del edificio VPACF Villa Montes, proyectos de infraestructura para Redes Gas, y otros proyectos de infraestructura, construcción de accesos viales a la Planta Río Grande y la Central Termoeléctrica Bulo Bulo. La Corporación petrolera estatal está conformada por las empresas subsidiarias, YPFB Casa Matriz, YPFB Andina SA, YPFB Chaco SA, YPFB Petroandina SAM, YPFB Logística SA, YPFB Aviación SA, YPFB Refinación SA, YPFB Transporte SA y las empresas filiales GasTransboliviano, Flamagas y Bulo Bulo. Las empresas privadas que operan en el país, como socias de YPFB Corporación son Repsol E&P Bolivia, Petrobras Bolivia, Total E&P Bolivia, PlusPetrol, BG Bolivia, Petrobras Argentina, Vintage Petroleum, GTLI, Canadian Energy y Matpetrol. ▲

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petróleo & gas OPINIÓN

inversión en exploración

Boris Santos Gómez Úzqueda, Analista Energético

programa de inversiones 2014 ( en millones de $us) ACTIVIDAD

YPFB

EMPRESAS

TOTAL

EMPRESAS

TOTAL

CASA

SUBSIDIARIAS

YPFB

OPERADORAS

SECTOR

MATRIZ

CORPORACIÓN

198,19 971,33 1.169,52 38,60%

425,43 1.249,26 5,42 168,81 182,88 279,63 416,24 248,51 5,46 47.95 3.029,59 100,00%

Exploración Explotación Almacenaje Transporte Refinación Plantas de separación Industrialización Redes de gas Comercialización Otras inversiones TOTAL Porcentajes

17,40 4,01 279,63 416,24 248,51 4,98 41,95 1.012,72 33,43%

209,84 277,93 1,41 168,81 182,88 0,48 6,00 847,35 27,97%

227,24 277,93 5,42 168,81 182,88 279,63 416,24 248,51 5,46 47,95 1.860,07 61,40%

Foto: YPFB Andina

Fuente: Plan de Inversiones 2014 YPFB Corporación

YPFB Andina, subsidiaria de YPFB Corporación, incrementó en 120% su presupuesto de inversión en exploración y desarrollo.

Andan ofreciendo presupuesto de exploración en hidrocarburos para 2014 cercano a USD 425,43 millones aunque no hay un dato oficial de la ejecución del presupuesto para ese rubro en 2013. Inicialmente la cifra de 400 millones USD -de ser oficial- no es suficiente. En 2014 y por esfuerzo de compañías privadas ojalá se llegue a producir hasta 80 millones de metros cúbicos por días (MMm3d) pero como va el ritmo de inversiones en exploración/producción de parte del Estado boliviano seguramente no superará la barrera de 70 MMm3d. Seguramente a Argentina la exportación subirá hasta 4 MMm3d dependiendo de la disponibilidad. Gracias a la venta de gas natural, Bolivia puede mantener su economía: las exportaciones de hidrocarburos (genéricamente) llegaron a $us 5.986 millones hasta noviembre de 2013, con apenas $us 1.958 millones de inversión (explotación, exploración e industrialización de gas natural). Califican de “histórica” la producción de gas con 58 MMm3d que producen las operadoras privadas. Sin embargo, sería bueno que ya tengan lista la Ley de Hidrocarburos (esperándola desde 2006) y necesaria para el apalancamiento de nuevas inversiones en donde el Estado sea proactivo socio en proyectos de exploración, industrialización, comercialización, reforma y renovación de refino y gasoductos, acomodando como aporte de capital un porcentaje de hasta el

40% de las RIN (reserva internacional neta), que están semi-dormidas haciendo ganar intereses a bancos multinacionales. Las cifras anunciadas de inversión estatal (aprox $us 3.029 MM para proyectos de exploración y construcción de plantas procesadoras) es –lamentablemente- pequeña para el tamaño de los negocios en infraestructura energética, si comparamos con la reciente reforma energética mexicana que modificó su Constitución para permitir el ingreso de miles de millones de dólares a la cadena de gas/petróleo de México, o el upgrade de una refinadora de Perú (Talara) que llegará a costar $us 2 mil millones. No olvidemos que desde 2014 se consumirá un trillón de pies cúbicos (TCF) anuales de reservas de gas natural, pero no se reponen esos niveles de consumo encontrando mayores volúmenes de gas. A su vez no se está explorando a mejor ritmo ni menos certificando reservas que permitan tener un ratio/equilibrado consumo/explotación. Las reservas probadas de gas en el territorio boliviano actualmente llegan a 7,45 TCF. Hay que considerar la creciente demanda interna que no terminan de satisfacerse, la exportación (variable) a Brasil (hasta 31 Mmm3d) y Argentina (hasta 16 Mmm3d) y los proyectos como planta de urea y las plantas de separación de líquidos.

Foto: Archivo RE

Perspectiva financiera energética 2014

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PETRÓLEO & GAS

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el balance entre incorporaciones y ventas resultó en un incremento de 0,985 mil millones de boe a las reservas probadas, contra una producción de 0,861 mil mILLONES de boe

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Comunicado de Petrobras

DE ACUERDO AL CRITERIO DE LA ANP de brasil Y SPE

petrobras incorporó 1.14 barriles por cada uno que extrajo el 2013 Foto: wikimedia.org

Durante el 2013 se adicionó un volumen de 1,141 mil MM de barriles de petróleo equivalente (boe) a las reservas probadas. Ese año se realizaron ventas de participación de campos con reservas probadas de 0,156 mil MM de boe. TEXTO: Franco García S.

ara cada barril de petróleo equivalente extraído en 2013 se incorporaron 1,14 barriles, resultando en un Índice de Reposición de Reservas (IRR) del 114%, con lo que la relación Reserva/Producción (R/P) de Petrobras se situó en 19,2 años, según el criterio de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE por sus siglas en inglés). Estos datos, que forman parte del informe de reservas probadas del año pasado de Petrobras al 31 de diciembre, muestran que las reservas probadas de crudo, condensado y gas natural de Petrobras alcanzaron 16,565 mil millones de barriles de petróleo equivalente (boe), representando un aumento del 0,8% frente a 2012. Durante el 2013 se incorporó un volumen de 1,141 mil millones de boe a las reservas probadas. Este año se realizaron ventas de participación de campos con reservas probadas que totalizaron 0,156 mil millones de boe. A su vez, el balance entre incorporaciones y ventas resultó en un incremento de 0,985 mil millones de boe a las reservas probadas, contra una producción de 0,861 mil millones de boe, no habiéndose considerado, en estos volúmenes, la producción de las Pruebas de Larga Duración (TLD) en bloques exploratorios en Brasil ni la producción de Bolivia, ya que su Constitución prohíbe la divulgación y el registro de sus reservas. Según la compañía entre los aspectos destacados del 2013, en términos de reservas probadas en Brasil, figuran la declaración de comercialidad de dos áreas de la Cesión Onerosa del Presal de la Cuenca de Santos - campo de Búzios (Franco) y campo Sul de Lula (Sul de Tupi). En esos campos se incorporó un volumen de 0,720 mil millones de boe como reserva probada en 2013, correspondiendo al 23% del volumen contratado para estas áreas. Se informó que Petrobras tiene el derecho de extraer un volumen de petróleo de hasta 5 mil millones de boe, adquirido en 2010 a través del Contrato de Cesión Onerosa en áreas del presal. Los nuevos campos contemplan el derecho de extraer 3,186 mil millones de boe, siendo 3,058 mil millones de boe de Búzios y 0,128 mil millones de boe de Sul de Lula. El volumen contratado remanente de estos dos campos será incorporado

Los aspectos destacados de 2013, en términos de reservas probadas de Petrobras en el exterior, fueron la venta del 50% de los activos en África, a través de la constitución de un joint venture para la exploración y producción de crudo, condensado y gas natural, y de participación en campos localizados en el Golfo de México estadounidense, totalizando 0,111 mil millones de boe. Incorporaciones en función de la extensión del contrato de concesión en Argentina y de la ejecución de la campaña de pozos prevista en campos onshore de Argentina y offshore en el Golfo de México. Las reservas probadas (0,166 mil millones de boe) de los activos vendidos por Petrobras en 2013 en Perú y en Colombia permanecen contabilizadas como tal hasta la aprobación de las transacciones por los órganos competentes.

La estatal petrolera brasileña cumplió con los objetivos de reposición de reservas.

como reserva probada a medida que los proyectos vayan siendo implantados. Otro asunto relevante de la gestión anterior para Petrobras tiene que ver con la declaración de comercialidad del campo de Lapa (Carioca), en el presal de la Cuenca de Santos, bajo Contrato de Concesión y la de los campos de Baúna Sul, en la Cuenca de Santos, y Paturi y Maçarico, en la Cuenca Potiguar. Asimismo, se considera importante la incorporación, a partir del éxito continuado de la actividad exploratoria en diferentes cuencas brasileñas, de volúmenes relativos a descubrimientos de nuevas acumulaciones, cercanas a la infraestructura existente que incluye: Para el presal, en los campos de Albacora, Caratinga y Marlim Leste, en la Cuenca de Campos y para el postsal, en el campo de Piracaba, en la Cuenca de Santos, en los campos de Taquipe y Araçás, en la Cuenca del Recôncavo, y en el campo de Rio Urucu, en la Cuenca de Solimões. Un tercer elemento igualmente relevante es el incremento de reservas probadas, en el presal, en función de la creciente actividad de perforación de pozos y respuestas positivas de los sistemas de producción en operación, tanto en la Cuenca de Santos como en la Cuenca de Campos. De esta incorporación de reservas, el 65% se originó de las concesiones de Lula, Lula/Área de Iracema y Sapinhoá, en la Cuenca de Santos y el 35% de las concesiones del Parque das Baleias y Marlim Leste, en la Cuenca de Campos. A su vez, se pondera el incremento del

destacan gran actividad petrolera fuera de brasil

factor de recuperación de los campos de Marlim Sul, Tartaruga Verde y Tartaruga Mestiça, en la Cuenca de Campos, y Leste de Urucu, en la Cuenca de Solimões. Las citadas incorporaciones compensaron la venta de la totalidad de la participación en las concesiones de Atlanta y Oliva, en la Cuenca de Santos, y en el Parque das Conchas (Concesiones Argonauta, Abalone, Náutilus y Ostra), en la Cuenca de Campos. ▲

Evolución de las Reservas Probadas de petrobras (criterio ANP/SPE) en 2013. Composición de las reservas probadas

Brasil (mil millones de boe)

a) Reservas Probadas Diciembre/2012 b) Incorporaciones de Reserva Probada en 2013 c) Ventas en 2013 d) Balance de 2013 (b+c) e) Producción del Año 2013 f) Variación Anual (d+e) g) Reservas Probadas Diciembre/2013 (a+f)

15,729 1,089 -0,045 1,044 -0,800 0,244 15,973

Internacional Total (mil Petrobras millones (mil de boe) de boe) 0,711 0,052 -0,111 -0,059 -0,061 -0,120 0,592

16,440 1,141 -0,156 0,985 -0,861 0,124 16,565 Fuente: Petrobras

Indicadores de Reservas (criterio ANP/SPE) en 2013 Indicadores IRR (%) R/P (años)

Brasil 131% 20,0

Internacional -97% 9,8

Total Petrobras 114% 19,2 Fuente: Petrobras

1 al 15 de Febrero | 2014

Polina Chtchelok - Mauricio Becerra, del estudio Becerra de la Roca Donoso & Asociados

as consecuencias del incremento salarial mínimo del 8%, junto con el segundo aguinaldo (a ser reglamentado por el Ministerio de Hidrocarburos para las empresas del sector), puede materializarse en un aumento de hasta el 30% en el costo de la realización de obligaciones contractuales de un contrato de servicios suscrito por una empresa petrolera, para efectuar las actividades de exploración o explotación. El mayor impacto se relaciona con el porcentaje de los costos laborales en comparación con otros costos del contrato, el cual disminuye el margen de ganancia de los operadores y proveedores e inclusive ocasiona pérdidas. En la industria petrolera, las partes usualmente eligen la ley que regula el contrato. Sin embargo, el mismo también establece disposiciones relacionadas con las leyes aplicables (las leyes, ordenanzas, reglas, reglamentos, estatutos, decretos, órdenes y similares, emitido por el Gobierno u otras autoridades que tienen jurisdicción sobre las partes del contrato y la locación donde el trabajo se realiza, y que son o pueden ser aplicables), que usualmente son diferentes a la ley que gobierna el contrato (norma que regula y se utiliza para la interpretación del contrato). Los contratos de servicios deberían incluir disposiciones que establezcan para qué casos resulta aplicable una u otra ley, además de la prioridad de aplicación en caso de inconsistencias, conflictos o contradicciones entre la norma que gobierna el contrato y las leyes aplicables. Si el contrato está bien redactado, contendrá provisiones que cubran las consecuencias económicas o costos derivados de un cambio de las leyes aplicables después

Para evitar pérdidas económicas

Contratos deben cubrir impacto de leyes aplicables Los expertos en derecho energético Polina Chtchelok y Mauricio Becerra analizan las implicaciones que conllevan las modificaciones a las normativas en un contrato petrolero. Foto: Gobernación de Santa Cruz

TEXTO: P. Chtchelk - M. Becerra

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Petróleo & GAS

Es fundamental fijar mecanismos de recuperación de costes para las empresas de servicios.

de la firma de dicho acuerdo. Un ejemplo práctico es que el operador petrolero se comprometerá a reembolsar a sus proveedores el aumento sustancial en el costo del contrato sobre la base de documentos que prueben satisfactoriamente al operador, que el cambio en la norma tuvo un efecto sobre el precio del contrato. Puede haber también una disposición específica que cubra el aumento de los impuestos. Sin embargo, por lo general el contrato podría incluir un porcentaje acordado por las partes para limitar la cantidad conside-

rada como incremento sustancial del precio del mismo. La presentación de la solicitud de reembolso por parte del proveedor de servicios debe seguir el proceso de Orden de Cambio, Change Order o Claim que se detalla en el contrato. Es muy importante que el proveedor de servicios pruebe y demuestre claramente el efecto sobre el precio del contrato como consecuencia de la modificación de la ley. También es necesario examinar las estipulaciones del contrato en caso que una solución satisfactoria no pueda ser acorda-

da mediante una Orden de Cambio y cuáles son los próximos pasos a seguir, que pueden incluir la negociación y conciliación a nivel ejecutivo o, en su caso, el arbitraje. Es importante observar también si existe alguna limitación contractual en relación a las inclusiones y exclusiones del precio para verificar si el ejemplo antes mencionado es aplicable, puesto que algunos contratos ya incluyen los incrementos salariales y el aguinaldo. Pueden surgir dificultades si el contrato ha excluido expresamente el aumento de impuestos, salarios y similares, de la consideración o definición de “cambios en las leyes” o que estos deben ser asumidos por los operadores o proveedores. El efecto de los “Cambios en las leyes” podría crear posibles reclamos a un operador petrolero en especial aquellos que están realizando campañas de perforación o construcción, ya que no solo incluirán los montos por cambio de ley reclamados por la empresa que efectúa dicho servicio de perforación sino también de sus subcontratistas. Es por ello que los mecanismos de recuperación de costes que el operador haya acordado en sus contratos de servicios serán fundamentales para analizar la posibilidad de recuperarlos como costos de operación. ▲

Energizando Bolivia. Confiabilidad, estabilidad y control para toda la cadena del suministro eléctrico

T F: 951 2 2 445466

“

Si el contrato está bien redactado, contendrá provisiones que cubran las consecuencias económicas o costos derivados de un cambio de las leyes aplicables

1 al 15 de Febrero | 2014

petróleo & gas

“

para mejorar la capacidad de procesamiento de gas natural, invertimos en los últimos cinco años $us 685 millones para tener en el país 11 nuevas plantas

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Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación

ubicación del CAMPO ITAÚ

TEXTO: lizzett vargas

Fuente: YPFB Corporación

obra conllevó una inversión de $us 136 MM

Destacan ‘contenido local’ en construcción de plantas de procesamiento de gas El 90% del personal que trabajó en la construcción del complejo de procesamiento de gas Itaú, es boliviano. El montaje de equipos fue prefabricado por empresas locales. Foto: YPFB

ecientemente fue inaugurada la onceava planta de procesamiento de gas en Bolivia, cuya construcción y montaje de este complejo gasífero, forma parte del Plan de Desarrollo del campo Itaú, que permitirá aumentar la capacidad de procesamiento de gas natural hasta 5,7 millones de metros cúbicos por día (MMmcd). La construcción de esta obra tuvo una inversión de $us 136 millones y destaca entre otros aspectos por tener la más alta tecnología disponible y por haber contado con un gran participación de empresas y mano de obra boliviana. En la oportunidad, el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, resaltó que más allá de la importancia para el sector gasífero nacional, esta planta tuvo un alto impacto económico y social, al posibilitar la contratación de empresas de servicios, bienes y mano de obra local, precisando que más del 90% del personal que participó en la construcción es boliviano. “En la edificación de este tipo de plantas requerimos técnicos de alta calificación, mucha gente dedicada a la soldadura fina, a la electricidad, mecánica y otros técnicas y especialidades. Ahora los resultados son importantes como ocurrió en el caso de Itaú en el levantamiento y el montaje de la planta. En todas las plantas que inauguramos hoy en día los profesionales y técnicos bolivianos son los que tienen mayor presencia, lo que permite mejorar la cualificación de la mano de obra nacional”, dijo Villegas. Consultado sobre la característica de una planta de procesamiento, la autoridad explicó que el gas natural que sale de una determinada profundidad de la tierra, lo hace conjuntamente determinados fenómenos combinados. “Una planta de procesamiento separa componentes como el gas, condensado, gasolina, agua, lodo y eso es producto de las inversiones que hemos realizado para aumentar la producción y llevar directamente al gasoducto, al oleoducto para su entrega al mercado interno o externo. Sin plantas de procesamiento todos los esfuerzos de aumento de producción prácticamente se interrumpirían porque no tendríamos posibilidad de hacer este fraccionamiento”, explicó. A su vez Villegas sostuvo que este año Bolivia producirá gas natural por primera vez por encima de la demanda, lo que le permite iniciar con Brasil una negociación para firmar un contrato para proveer gas a una planta termoeléctrica de la localidad brasileña fronteriza de Cuibá. Por su parte, en su discurso inaugural, el Presidente del Estado, Evo Morales, recordó el 1 de mayo de 2006, fecha en la que nacionalizó el campo San Alberto, donde actualmente se encuentra la nueva Planta de Procesamiento de Gas Natural Itaú.

cifras

136 MM/$US

685 MM/$US

es la inversión que demandó la planta de procesamiento de gas Itaú, con una capacidad de 5,7 MMmcd de gas. se han invertido en mejorar la capacidad de procesamiento de gas natural en varios campos del país en los últimos cinco años. Así luce la Planta de procesamiento de gas Itaú, ubicada en dentro del megacampo San Alberto, Bloque XX.

“

técnicos locales tienen mayor presencia, lo que permite mejorar la cualificación de la mano de obra boliviana

“

“Queríamos socios y no patrones de nuestros recursos naturales”, recordó Morales a tiempo de recalcar que antes del 2006, el 82% de los ingresos por hidrocarburos eran para las empresas petroleras. Mientras que Bolivia sólo quedaba con el

18%. “Ahora el 70% es para los bolivianos y el 30% para las empresas. Ahora nosotros somos dueños y la mayor cantidad de los recursos son para el pueblo de Bolivia. Nuestra economía no se privatiza, se socializa”, sostuvo. ▲

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petróleo & gas

ubicación. La planta Itaú se encuentra dentro del megacampo San Alberto, Bloque XX, en el municipio de Caraparí de la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija. Itaú es operada por Petrobras Bolivia (30%), en sociedad con Total (41%), BG (25%) e YPFB Chaco con una participación del 4%. proceso. Hasta 5,7 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas natural. La planta se encarga de eliminar los contaminantes, separar el gas de los hidrocarburos líquidos y del agua, para estabilizarlo y tratarlo antes de ser enviado a YPFB, que a su vez lo reparte al mercado interno y externo. VOLUMEN. El complejo Itaú permitirá aumentar este año la oferta de gas natural hasta un volumen global de 67 MMmcd y la capacidad de procesamiento del país hasta 97,9 millones, según el presidente de YPFB, Carlos Villegas.

97 mmmcd de capacidad en complejos Para 2014 Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) programó una producción de gas natural de 67 milllones de metros cúbicos por día (MMmcd). A su vez con la planta Itaú se alcanzó una capacidad de procesamiento de 97 MMmcd. “Los aumentos de producción que van a venir en el transcurso de estos próximos meses y años no necesitan de capacidad de procesamiento porque hoy en día lo tenemos”, destacó su presidente Carlos Villegas. De 2009 hasta inicios de 2014, YPFB invirtió más de $us 685 millones en la mejora de capacidad de procesamiento de gas natural en once plantas de procesamiento de gas natural. Se trata de trabajos de ampliación en Tacobo, San Antonio, Margarita, Yapacaní y la construcción de la nueva planta de procesamiento de gas natural Itaú. La Nacionalización de los Hidrocarburos ha generado una época de bonanza en Bolivia y la estatal petrolera gracias a las significativas inversiones destinadas en el sector. “YPFB está viviendo una época de oro porque en los años de la Nacionalización hemos invertido $us 7.071 millones y este 2014 vamos a destinar $us 3.029 millones y tenemos resultados incuestionables”, pon-

Foto: ABI

NUEVo complejo itaú

El presidente boliviano, Evo Morales, (der) junto al ejecutivo de Petrobras Bolivia, Erick Portela, (izq) inauguran la planta Itaú.

deró Villegas. Como dato, el Gobierno boliviano aseguró el año pasado que sus reservas aumen-

taron de 9,9 a 11,2 trillones de pies cúbicos (TPC), equivalente a unos 317.000 millones de metros cúbicos.

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“

Alejandro Martínez Villegas, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo

GESTIÓN ANTERIOR DEJÓ CIFRAS POSITIVAS

Colombia apuesta por elevar la producción petrolera el 2014

producción histÓRIca promedio anual de crudo - kbpd 1.200 1.007

1.000

800

600

400

200

Se estima contar con 1 millón 30 mil barriles diarios de crudo e incrementar actividades sísmicas en 6%. Se mantendrá perforación de pozos exploratorios del 2013.

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013e

“

Estamos trabajando con las autoridades públicas para superar estos retos y poder aportar, según las proyecciones, a la estabilidad macroeconómica de corto y mediano plazo

Producción promedio año - kbpd

especial colombia

Producción petróleo (KBD)

16.000 30%

14.000

50% 32% 41% 38% 32% 37% 35% 40% 34% 30%

20% 21% 16%16% 11%

12.000 10.000

20%

8.000

-5 %

6.000 4.000

-34% -16%

10% 0% -10%

2.000

-20%

-30%

% Participación sector petrolero

18.000

2013e

2012

2010

2011

2009

2008

2007

2005

Inversión al sector petrolero

2006

2004

2003

2001

2002

-40% 2000

Las cifras de la anterior gestión Colombia mantuvo durante el 2013 un nivel promedio de producción por encima del millón de barriles, superior en un 7 por ciento al alcanzado el año anterior. De la misma manera, se registraron altos niveles de actividad exploratoria, destacándose la sísmica marina en el mar caribe con una cifra histórica en el año que termina. De esta forma, el sector generó ingresos fiscales por cerca de $us 15.3 mil millones (22 por ciento de ingresos corrientes del Gobierno Nacional y alrededor de $us 3.9 mil millones en regalías para las regiones) y representó más del 50 por ciento del total de las exportaciones del país y un tercio de la inversión extranjera directa total del país. Esto consolida a la industria como la

Fuente: ANH

INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA A COLOMBIA

1999

ras las cifras positivas que dejó la anterior gestión, la industria petrolera de Colombia esboza los nuevos desafíos para este 2014, que incluye contar con una producción diaria de un millón 30 mil barriles de petróleo en promedio, que a su vez implica un incremento de más de 20 mil barriles diarios respecto a 2013. El análisis del año anterior y la proyección para esta gestión corresponde a la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), agremiación que agrupa a las compañías privadas que desarrollan actividades de exploración, explotación, transporte y distribución de petróleo, la distribución de combustibles líquidos y lubricantes, y el gas natural en ese país. De acuerdo a los datos de la ACP, a los que tuvo acceso Reporte Energía, en materia de actividad sísmica el incremento oscilaría el 6 por ciento frente a lo que la industria esperaba el 2013, mientras que para la perforación de pozos exploratorios se mantendrá el nivel de programación de año pasado (209). Por otro lado, se calcula en regalías un incremento del 21% frente a 2013, con $us 4.9 mil millones. En impuestos, derechos económicos y dividendos de Ecopetrol se calcula un incremento del 12 por ciento frente a 2013, con $us 12.4 mil millones. Con esto, el total del aporte al Estado por parte del sector se estima en $us 17,3

Todas las cifras de 2013 son proyectadas a diciembre por la ACP.

USD Millones - Corrientes

TEXTO: Franco García S.

mil millones, es decir 14 por ciento más que el 2013. Así, el Estado continuará siendo el que mayor participación tiene de la renta petrolera total generada (81 por ciento). La dinámica de inversión, en 2014, estará sujeta a un mejoramiento en la seguridad de las operaciones y en el proceso de consulta previa, en la prevención de los bloqueos a las actividades petroleras, así como en la reducción de las restricciones y demoras en las licencias ambientales. “Estamos trabajando con las autoridades públicas para superar estos retos y poder aportar, según las proyecciones, a la estabilidad macroeconómica de corto y mediano plazo”, afirmó el presidente de la ACP, Alejandro Martínez.

Inversión al resto sectores

(%) participación sector petrolero Todas las cifras de 2013 son proyectadas a diciembre por la ACP.

mejor oportunidad que tiene el país para acelerar su desarrollo económico y social. Sin embargo, el 2013, fue relevante el impacto de las dificultades que tuvo el sector para poder ejecutar sus operaciones. A pesar de que se mantiene el interés por invertir en Colombia, se estima que este año

Fuente: Banco de la Republica.

habrá una disminución del 5 por ciento de la inversión extranjera directa en el sector hidrocarburos. Esto es reflejo de la disminución del 12 por ciento en el número de pozos exploratorios perforados, del 10 ciento de la contratación de taladros y del 52 por cien-

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“

Asociación Colombiana del Petróleo

PIB TOTAL Y DEL SECTOR PETROLERO

SISMICA (MILES DE KMS EQUIVLENTES) 35,00

20% 30

30,00 26 24

20,00

20 18 16

15,00 12

1999

2000

15%

12% 10% 8%

-1%

4% 2%

Fuentes: ANH, ACP y Ecopetrol

Crecimiento PIB petrolero

Todas las cifras de 2013 son proyectadas a diciembre por la ACP.

Fuente: DANE.

EXPORTACIONES TOTALES Y DE PETRÓLEO Y SUS DERIVADO 70.000

140 126 112

115

70 56

11 11

30%

2% 20%

20.000

10%

2012

2011

2010

2009

2008

0% 2007

Exportaciones de Petróleo y derivados

Total Exportaciones del país 2013e

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1995

1996

25% 26% 26% 24%

10.000

Fuentes: Minminas, ANH y Ecopetrol. Todas las cifras de 2013 son proyectadas a diciembre por la ACP. *Orden público, consulta previa, bloqueos, licencia ambiental y restricción ambiental. Al 10 de diciembre había 101 pozos perforados, 11 en perforación, 2 en movilización y 4 firmes

to de la exploración sísmica en tierra firme, frente a los resultados de 2012. De igual manera, se estima una disminución del 10 por ciento en la perforación de pozos de producción. Al cierre de 2013, según la ACP, se calcula que la producción de crudo (1.007 kbd)

26%

2006

30.000

50%

2013e

40.000

60%

40%

32% 31%

2003

50.000

2005

42%

2004

Millones de USDFOB

Numero de pozos exploratorios

120

60.000

131

55% 53% 50% -3 %

% Participación sector petrolero

PERFORACION POZOS EXPLORTRIOS

100

2013e

Crecimiento PIB Total

2012

2011

2009

2008

2007

2006

2013e

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

Todas las cifras de 2013 son proyectadas a diciembre por la ACP. *Orden público, consulta previa, bloqueos y restricción ambiental. Al 10 de diciembre se había ejecutado 28,500 Kms de sísmica equivalente.

-2%

0,00

7% 4%

17%

14%

7 2

15%

10,00 5,00

17%

16%

25,00

18%

Crecimiento anual

Miles de Kms - Equivalentes

especial colombia

2010

“

Al cierre de 2013, se calcula que la producción de crudo (1.007 kbd) estaría por debajo de lo proyectado en enero (1.060 kbd), debido a restricciones operativas y de orden público

estaría por debajo de la proyección hecha en enero (1.060 kbd), debido a restricciones operativas y de orden público. En cuanto al nivel de producción de gas (1.180 mpcd) éste estará por debajo de la meta para 2013 (1.230 mpcd), debido a una demanda inferior a la proyectada a inicio del año. ▲

(%) Participación Exportaciones Petróleo y derivados Todas las cifras de 2013 son proyectadas a diciembre por la ACP.

Fuente: DANE, Banco de la Republica.

Actividad esperada para este año 1. Se estima para 2014 un nivel promedio de producción de un millón 30 mil barriles diarios de petróleo. 2. Sísmica: 30 mil km eq. • Incremento del 6% frente a programa de inicio 2013. • Aprox. 17 mil kms eq. en tierra firme. • Aprox. 13 mil kms eq. en costa afuera.

3. Pozos exploratorios: 209 pozos. • Se mantiene el nivel de programación de 2013 (206). • 3 pozos costa afuera. 4. Pozos de desarrollo: entre 900 pozos y 1.000 pozos. Fuente: Asociación Colombiana del Petróleo.

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especial colombia

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No estamos en el mejor momento para esta actividad y ruidos de proyectos en el Congreso para aumentar esos gravámenes se pueden espantar a la inversión

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Ministro de Minas y Energía de Colombia, Amylkar Acosta

LA META PARA LOS PRÓXIMOS 10 AÑOS

piden incrementar pozos exploratorios y recobro de campos existentes Según la ACP se debe mantener las reglas de juego tributarias y contractuales, que implican un government take competitivo, sin que sea baja la participación estatal en la renta petrolera. El Gobierno de Colombia apoya esta posición.

1.350

1.237

Amylkar Acosta, ministro de Minas y Energía de Colombia

Promedio anual = 1.143 kbpd

1.150

1.089

950 Kbpd

os colombianos están conscientes que para mantener el aporte positivo del petróleo a su desarrollo económico y social se requiere destinar altos niveles de capital de riesgo en exploración de nuevas áreas y en campos existentes, que les permitan incrementar las reservas actuales de crudo de 6,9 años a por los menos 10 en el mediano plazo. Para ello es fundamental que este país sea competitivo a nivel global para atraer dichas inversiones. Según declaraciones del presidente ejecutivo de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Alejandro Martínez Villegas, a su revista institucional, se debe aumentar el nivel de reservas de hidrocarburos para hacer posibles las metas macroeconómicas de Colombia. “Para alcanzar la metas fijadas en el marco fiscal de mediano plazo del país, durante los próximos 10 años, es necesario un aumento significativo en el número de pozos exploratorios perforados y en el mejoramiento del recobro en campos existentes”, manifestó. En esta línea, Martínez indicó las reglas de juego tributarias y contractuales implican un government take que es competitivo en el plano internacional sin que sea baja la participación estatal en la renta petrolera en el país. De hecho para un campo petrolero con 50 millones de barriles de reservas el Estado de Colombia participa con el 70 por ciento de la renta que genera cada barril producido. “Tenemos un sistema de gravámenes contractuales como tributarios que se autoajusta y se asegura de que el Estado esté haciendo un buen negocio, y que es flexible en la medida en que responde a las variables que determinan la competitividad económica de un país”, aseveró. Por esta razón y tomando en cuenta que este sistema ha funcionado correctamente y ha generado incrementos en la actividad exploratoria y de producción no requiere cambios, aún más si se necesita aumentar las reservas de hidrocarburos. En este sentido les preocupa los proyectos de ley que en la actualidad cursan en el Congreso de Colombia porque de ser aprobados cambiarían negativamente un modelo que ha funcionado correc-

OPINIÓN

META FISCAL DE PRODUCCION VS DECLINACION ESPERADAS

Las metas fiscales del gobierno implian una producción de 1.237 kbpd en 2018 y de 1.089 kbpd en 2023.

750 550 350 150

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Meta Fiscal de producción*

Promedio Meta Fiscal

* Tomado del Marco Fiscal de Mediano Plazo junio 2013 - Minsterio de Hacienda y Crédto P{ublico Fuente: Marco Fiscal de Mediano Plazo 2013 de Colombia.

META FISCAL DE PRODUCCION VS PRODUCCION DE CAMPOS EXISTNTES 1.350 1.150

Las proyeccion de la produccion en campos existentes segun ANH señala una declinacion promedio anual de 15%

950 Kbpd

TEXTO: Franco García S.

750 550

‘No es momento de más cargas y tributos’ No es tiempo de pensar en ponerle mayores cargas y tributos a la actividad minera y petrolera, entre otras razones, por lo que ya expuse anteriormente. No estamos en el mejor momento para esta actividad y esos ruidos de proyectos en el Congreso tendientes a aumentar esos gravámenes se pueden convertir en una especie de espantapájaros para la inversión en momentos en los que el país más la requiere. No es oportuno ni conveniente. Desde luego hay que estar abierto para ver de qué manera las empresas que desarrollan los proyectos, por la vía de su responsabilidad social empresarial, se pueden comprometer más con la suerte de las regiones donde operan.

350 150

Principales retos

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Produccion estimada ANH Promedio Meta Fiscal

Meta Fiscal de producción*

* Tomado del Marco Fiscal de Mediano Plazo junio 2013 - Minsterio de Hacienda y Crédto P{ublico Fuente: Marco Fiscal de Mediano Plazo 2013 de Colombia

tamente, se afirmó. Según la ACP se pretende introducir cambios importantes en materia fiscal y contractual, pero también más allá, en otras áreas de gran impacto para la competitividad del país y la atracción de inversiones. “Proyectos de ley como el cobro de ICA a las petroleras, la no deducibilidad de regalías en imporenta, las restricciones en contratación laboral y de bienes y servicios, las ventas de tierras a extranjeros, y la licencia ambiental para la actividad sísmica, afectan dicha competitividad.”, señaló. De todos modos, la expectativa es grande en Colombia tomando en cuenta que este año la Agencia Nacional de Hi-

drocarburos (ANH) tiene previsto lanzar las bases de la licitación para la nueva ronda de exploración, que se espera esté dirigida al descubrimiento de crudo pesado, uno de los desafíos de la industria petrolera nacional. ▲

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TEnemos un sistema de gravámenes contractuales como tributarios que se autoajusta y asegura que el estado haga buen negocio y que es flexible porque responde a la competitividad económica del país

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En lo ambiental: • Nuevo modelo de licenciamiento ambiental. • Evitar obstáculos innecesarios a través de reglamentaciones de uso de suelo. Orden público y conflictividad social: • Reducción de ataques a la infraestructura petrolera. • Esquema de coordinación Industria-Gobierno para la prevención de crisis, además de su atención. • Mejoras en el proceso de consulta previa Competitividad del sector: • Estabilidad del Government Take • Impulsar competitividad y viabilidad de crudos pesados, yacimientos no convencionales y campos costa afuera. • Impulso al desarrollo de infraestructura de transporte y de servicios petroleros.

1 al 15 de Febrero | 2014

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Petróleo & GAs

El fallo reciente De la haya disipará en algo tensiones y, mirando hacia el largo plazo, puede abrir las puertas al inicio de un comercio bilateral de energía más fluido

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Eleodoro Mayorga, ex gerente de Petroperú

en un mediano y largo plazo

Fallo de la Haya coadyuvará a integración energética Chile - Perú Foto: perulng.com

En un principio se habla de venta de energía eléctrica, aunque existe cierto recelo de los agentes del sector eléctrico chileno. Por su parte, el gobierno peruano analiza la posibilidad de exportar el GNL, que actualmente vende a México. TEXTO: Edén García s.

Se requiere voluntad política de ambos países para generar un proceso energético de cooperación.

tituido con gas natural licuado (GNL) del mercado mundial. ANALIZAN EXPORTACIÓN DE GNL Al respecto, el gobierno peruano mostró su interés para vender a Chile el GNL que actualmente exporta a México, con lo cual resultaría más beneficioso para Perú en cuanto a recibir mayor cantidad de regalías. “Ahora que con Chile ya se definieron las cosas del pasado, tenemos que mirar al futuro. Son nuevos momentos, una nueva visión. Siempre que sea un buen negocio para el Perú”, manifestó el ministro de Energía y Minas, Jorge Merino en el programa televisivo La Hora. Explicó que existen contratos de exportación de gas a México que se deben volver a evaluar, ya que se paga un precio menor y, por lo tanto, Perú recibe menos regalías gasíferas, cuando existen mercados más lucrativos. La alternativa de reemplazo podría ser “Chile, o el mismo mercado local peruano”.

En esta misma línea, el expresidente de Perupetro, Aurelio Ochoa, afirmó que una vez superado el dilema de La Haya, no existe obstáculo geopolítico para hacer factible la exportación de GNL a Chile y que la única limitante radicaría en los aspectos comerciales. “Actualmente, no existe integración energética entre Perú y Chile. Los últimos acontecimientos geopolíticos derivados del fallo de La Haya, seguramente coadyuvarán a revertir ese panorama”, puntualizó. Para la gerente general de Energética SA, María Isabel Gonzáles, el fallo de La Haya significa una oportunidad para superar los problemas entre Chile y Perú y que los únicos obstáculos que existen para la integración energética son políticos. “Esperamos que en el futuro cercano contemos con interconexión eléctrica entre ambos países. Respecto a la venta de gas, creo que podría ser beneficioso para ambos, Chile requiere este energético y Perú venderlo mejores precios” apuntó la consultora chilena. ▲

Foto: minem.gob.pe

l reciente fallo emitido por la Corte Internacional de Justicia de La Haya sobre los límites marítimos entre Chile y Perú coadyuvará a aliviar las tensiones geopolíticas entre ambos países y puede facilitar la ejecución de planes de integración energética, según analistas consultados por Reporte Energía. Sin embargo, este proceso de vinculación, que se vaticina principalmente para el área eléctrica, no se dará en un corto plazo por los diferentes escenarios energéticos de ambos países y la necesidad de una decisión política para encarar proyectos en conjunto. Para Eleodoro Mayorga, exgerente de Petroperú, la economía de Chile demanda una mayor cantidad de energía de la que produce internamente y necesita, por lo tanto, asegurar un suministro económico y continuo en el largo plazo. En el caso de Perú se tiene igualmente un consumo creciente, pero se cuenta con recursos internos, de gas natural en particular, para hacer frente. “El fallo reciente del Tribunal de La Haya disipará en algo tensiones y traerá algún tipo de tranquilidad y, mirando hacia el largo plazo, puede abrir las puertas al inicio de un comercio bilateral de energía más fluido”, indicó. De momento, el también consultor de Laub & Quijandría indicó que Perú realiza esfuerzos de inversión para desarrollar la infraestructura de transporte y crear un mercado para el gas natural. Por ello se construirá el Gasoducto Sur Peruano (GSP), que permitirá poner a disposición de las ciudades del sur gas natural como electricidad y, posiblemente, exportar el excedente de energía eléctrica a Chile. A su turno Sebastián Bernstein, ex director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía de Chile y socio de la consultora Synex, señaló que una posible importación de energía eléctrica desde Perú no tiene un “visto bueno” de los agentes del mercado eléctrico chileno, quienes lo consideran riesgoso para el sistema de este país. En cambio, aseguró que se ve positiva la importación de gas, ya que ante un eventual corte del mismo puede ser sus-

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Existen contratos de exportación de gas a México que se deben volver a evaluar, ya que se paga un precio menor y Perú recibe menos regalías gasíferas, cuando existen mercados más lucrativos

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Jorge Merino, ministro de Energía y Minas del Perú

1 al 15 de Febrero | 2014

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minería

La empresa tiene muchas obligaciones, pero no se las puede dejar de lado, pese a las dificultades económicas, continuamos con las operaciones mineras

“

Hugo Tola, gerente de la Empresa Minera Huanuni

la inversión asciende a $us 50.3 mm

Nuevo ingenio de Huanuni triplicará producción

a Empresa Minera Huanuni (EMH) registra un avance general del 85% en la construcción de su nuevo ingenio de estaño y un 60% en obras civiles, una vez concluidas incrementará su producción promedio de 1.000 a 3.000 toneladas diarias (t/d) de estaño. La mega obra se construye en el cerro Posokoni, ubicado en el departamento de Oruro, Bolivia. Se trata del mayor productor de estaño de este país, que para el mes de abril tiene prevista su entrega. La empresa inició el proyecto con el propósito de aumentar sus niveles de producción y así sostener sus costos de operación. Según el Ministerio de Minería y Metalurgia, con el nuevo ingenio, que demanda una inversión de $us 50.3 millones, se triplicará su producción y agregará mayor cantidad de concentrados al horno Ausmelt, de la Metalúrgica Vinto. Al respecto Walter Arias, fiscal general del ingenio de la EMH, aclaró que, desde mayo se realizarán pruebas al vacío y posteriormente con carga para que de manera paulatina se alcance las 3.000 t/d de capacidad que tiene el ingenio. Estas pruebas se harán de manera sistemática hasta fines de diciembre, adelantó. En cuanto a los detalles técnicos de la obra, informó que actualmente en el lugar se tiene todo el equipo de baterías y ciclón falcon (aparato que sirve para recuperar partículas finas del estaño) además ya están instalados todos los molinos con sus clasificadores y los dos ejes vibratorios que formarán parte del circuito.

Señaló que en la parte inferior del ingenio se instalarán las mesas concentradoras, permitiendo un proceso de gravimetría y posibilitando la recuperación del estaño. Para ello resaltó que todo el cuerpo técnico está preparando y acumulando la carga de manera paulatina hasta alcanzar los volúmenes que requiere el ingenio. Asimismo, destacó que el equipo y maquinaria para el ingenio se encuentra en Huanuni, en los containers enviados desde la República de China, tomando en cuenta que la empresa Vicstar es la encargada de la construcción de la obra bajo la supervisión de la compañía Caduch. Precisó que los equipos ya están listos para su montaje una vez terminadas las obras civiles, las instalaciones mecánicas y eléctricas y todo lo concerniente a la puesta en marcha de la planta. Por otro lado, añadió que la EMH está construyendo un dique de colas provisional al lado del nuevo ingenio, que permitirá hacer las pruebas metalúrgicas correspondientes, por un tiempo de seis a siete meses. Según datos del Ministerio del rubro de Bolivia, los bajos precios internacionales de los minerales registrados en 2013 no afectaron a Huanuni, puesto que pese a este hecho obtuvo utilidades por Bs 6.7 millones (alrededor de un millón de dólares). La firma estatal pagó por concepto de regalías Bs 36.4 millones en igual periodo. En la actualidad, alberga a 4.700 trabajadores y tiene previsto ejecutar varios proyectos en 2014. También fabricará su propia tecnología, además de abrir nuevos yacimientos de zinc y plata, que di-

Antecedentes de la EMH • Ubicación. El distrito minero de Huanuni está ubicado en las faldas del cerro Posokoni, en el departamento de Oruro. • Construcción. El nuevo ingenio tiene seis plataformas escalonadas, en la primera se instalará el ingenio de trituración, en la segunda los molinos, luego las mesas concentradoras, después las celdas de flotación de pirita, en la quinta la remolienda y mesas concentradoras, y en la última estarán las bodegas de depósito.

• Cronograma. La empresa china Vicstar entregará la obra en abril próximo. La EMH inicirá las pruebas en mayo de manera paulatina hasta el mes de diciembre donde se pondrá en marcha operaciones con su capacidad máxima. • Situación actual: La capacidad de producción de Huanuni es de 1.000 t/d por día, volúmenes que son tratados en el ingenio de Santa Elena y en Machacamarca.

versificarán su producción, que por ahora se concentra en el estaño. Asimismo, figura la prospección y exploración del cerro Posokoni y Cuchillani en busca de nuevas reservas de minerales, además de la construcción de un ingenio para concentrados complejos en Sajsani y la implementación de una rampa auxiliar. ▲

cifras

6.7 MM/BS

es lo que Huanuni obtuvo de utilidades el 2013, a pesar de los bajos precios internacionales.

BOORING: S. Elena reemplaza explosivos por tecnología Foto: Archivo / Reporte Energía

TEXTO: Lizzett vargas O.

Foto: minem.gob.pe

El proyecto, que estará listo en abril de este año, Subirá la producción a 3.000 t/d de estaño y proverá concentrados a Vinto. Hasta la fecha registra un avance del 85%.

Trabajadores de la empresa Vicstar apuran la construcción de una de las plataformas del nuevo ingenio.

Con el propósito de retomar los niveles de producción, la Empresa Minera Huanuni (EMH) está realizando, paralelamente a la construcción del nuevo ingenio, una serie de trabajos en el ingenio de Santa Elena, que actualmente procesa 1.000 toneladas al día. Al respecto, el gerente de la EMH, Hugo Tola, informó que la empresa atraviesa con algunas dificultades técnicas que deben ser solucionadas y por ello están implementando nuevos equipos, entre ellos el empleo del taladro de raíz booring. Esta tecnología permitió que la perforación mediante el uso de explosivos quedara atrás, además deja abrir chimeneas de ventilación al interior de la mina para una

mayor eficiencia. En cuanto a los actuales trabajos que se ejecutan detalló que consisten en el reconocimiento de nuevas áreas al interior de la mina con taladros a diamantin. Asimismo encaran la construcción del dique de colas para el ingenio de 3.000 t/d y la habilitación de la rampa Dolores. Manifestó que uno de sus propósitos es el cambio en el sistema de explotación al interior de la mina; es decir, pasar del sistema selectivo al convencional para realizar trabajos de recortes, desarrollos y preparaciones, además del cambio de los equipos (taladros y máquinas pequeñas) por taladros largos para subir el rendimiento del trabajador en la mina.

1 al 15 de Febrero | 2014

Foto: Foto: Archivo / Reporte Energía

minería OPINIÓN José Padilla, experto en minería y metalurgia

Hugo Tola, gerente de la Empresa Minera Huanuni

‘Huanuni debe generar mayores utilidades’

‘Cambiaremos los sistemas de explotación’

La empresa minera Huanuni tiene importantes proyectos con la finalidad de mejorar su tecnología y subir la producción de estaño, pero principalmente para suministrar materia prima al nuevo horno de fundición de Vinto. Ahora se tiene que esperar que la inversión realizada en el ingenio genere mayores utilidades a futuro y garantizar ese retorno de recursos, considerando que tienen cerca de cinco mil trabajadores, los que les generan un gran costo de mano de obra. Por otro lado, es destacable la adquisición de nuevos equipos de perforación puesto que les permitirá explotar sus potenciales reservas de este mineral en el ingenio Santa Elena.

Nuestra intención es volcar la mano de obra a trabajos convencionales. En este momento estamos trabajando la mina de una manera rudimentaria. Queremos tecnificar la mina cambiando los sistemas de explotación y así subir la producción de la EMH. La producción en la mina debe subir en los próximos meses tomando en cuenta que el nuevo ingenio requerirá mayores volúmenes de estaño. Para ello los trabajadores han puesto todo su esfuerzo, la parte ejecutiva está apoyando con materiales, insumos, equipos y maquinaria, más adelante se evaluará su renovación. La empresa tiene muchas obligaciones, pero no se las puede dejar de lado. Pese a las dificultades económicas, continuamos con las operaciones.

Complejo minero Huanuni, ubicado en el cerro Posokoni de Oruro. Produce actualmente 1.000 toneladas de estaño por día.

Santa Cruz: Calle Turquesa L-34, Barrio El PeriodistaTelf.: +591 352 4244

1 al 15 de Febrero | 2014

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minería

Para 2021, Chile producirá unas 6.400.000 toneladas anuales de cobre fino, lo que representa un aumento del 6,6% respecto de la producción de 2012

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Orlando Castillo, gerente general de la Corporación de Bienes de Capital de Chile

Análisis y proyecciones

chile y perú disparan inversiones mineras mientras bolivia se rezaga TEXTO: lizzett vargas o.

hile y el Perú compiten en Latinoamérica por captar la preferencia de capitales externos para el desarrollo de sus cuantiosas reservas mineras. Para este año ambos países destinarán más de $us 88 mil millones para su desarrollo. Al respecto, analistas consultados coinciden en que el buen desempeño económico, la estabilidad política y el interés en “abrir las puertas” al capital privado le han dado un matiz especial a estas naciones, a diferencia de otros países, como Bolivia que cuenta con atractivas reservas pero que no acompañan las mismas con un alto nivel de inversión en este sector. Según un reciente sondeo del centro de estudios canadiense Fraser Institute, Chile se ubica en el octavo lugar a nivel global como destino potencial para las inversiones mineras, mientras que el Perú aparece en el puesto 48. En esta línea, por ejemplo las inversiones mineras de Chile se destinarán unos $us 47.500 MM en el periodo 2013-2017, mientras que en el vecino país, Perú, suman $us 14 mil millones para esta gestión. Perú tiene un potencial mineralógico bastante interesante y lo está desarrollando, “pero en Chile estamos en presencia de cifras históricas, que son consecuencia del incremento en los últimos años de la demanda de minerales por parte de los paí-

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Orlando Castillo, gerente general de CBC de Chile. Foto: Archivo / RE

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Uno de los desafíos más importantes de la minería chilena es enfrentar la escasez hídrica y energética... mayores estándares de protección del medio ambiente

La producción minera en cobre aumentará en un 6.6% en Chile.

ses emergentes (especialmente China). Por otra parte, de la necesidad de reemplazo y adaptación de gran parte de la infraestructura minera en los principales yacimientos mineros en operación del país (Escondida, Chuquicamata, Teniente, Collahuasi, Andina, entre otros)”, opinó el gerente general de la Corporación de Bienes de Capital (CBC) de Chile, Orlando Castillo. Un punto destacado por el analista es que en el caso del cobre, de acuerdo con la Comisión Chilena de Cobre (Cochilco), los yacimientos en operación más los proyectos que actualmente se ejecutan y aquellos cuya construcción es probable, producirán en el año 2021 unas 6.400.000 toneladas anuales de cobre fino (mina), lo que representa un aumento de 6,6% respecto de la producción de 2012. En el caso de Perú, su gobierno nacional definió como prioridad para este año el destrabar los proyectos de inversión que se están desarrollando. De acuerdo con analistas y actores de este rubro, uno de los sectores más dinámicos del país l andino es la minería, y con la entrada en operación de los proyectos Toromocho (Junín),

Las Bambas (Apurímac) y la ampliación de Cerro Verde continuaría el auge. Para el analista chileno, este año y al igual que el 2013, las empresas chilenas del sector estarán enfocadas en la reducción de sus costos operacionales. “Uno de los desafíos más importantes de la minería local, que no sólo es para este año, es enfrentar la escasez hídrica y energética en las zonas mineras, y los mayores estándares de protección del medio ambiente que exige la comunidad y el Estado, a través de nuevas normativas más exigentes” remarcó Castillo. A comparación de estas importantes inversiones en estos dos países, Bolivia tiene un nivel muy bajo de inversiones tanto programadas y peor ejecutadas, según el análisis del ex ministro de Minería de este país, Dionisio Garzón. El experto nota que en el informe de gestión 2013, la inversión minero metalúrgica fue de $us 118 millones en el sector público y $us 80 millones en la privada, y que se proyecta una inversión de $us 5.000 millones para la minería manejada por el Estado hacia el 2025 y de $us 4.000 millo-

nes para el sector privado. Esto daría promedios anuales mucho menores a los $us 1.000 millones anuales que se menciona como inversión para la presente gestión que habría anunciado el Gobierno. Para Garzón, las tareas inmediatas debieran apuntar a concretar la Ley Minera, desarrollar una política de apertura a la inversión privada con estímulos tributarios, arancelarios y administrativos para las nuevas inversiones en exploración; garantizar la seguridad física y jurídica de las actuales operaciones mineras, formalizar las operaciones mineras artesanales y cooperativas en unidades empresariales técnica y tributariamente eficientes. “También en la escala mayor de operaciones mineras, diseñar los términos de referencia para los Contratos de Asociación con el Estado que permitan el flujo de capitales y el diseño de lo que será el papel de la empresa privada en el sector” señaló. Según los expertos, el 2014 será un año de crecimiento moderado para la minería en la región, a la espera de mejores condiciones de precio y costos. Estará marcado por una estructura de precios bajos, y pocas perspectivas de aumento. Entre los precios de los principales minerales producidos por América Latina, la proyección para el cobre es de un promedio de alrededor de los $us 3.28 por libra. Para el oro, los pronósticos de precio son de un promedio de $us 1.300 por onza. ▲

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En Bolivia Las tareas inmediatas debieran apuntar a concretar la Ley Minera y desarrollar la apertura a la inversión privada con estímulos tributarios, arancelarios y administrativos

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Dionisio Garzón, ex ministro de minería de Bolivia Foto: Archivo / RE

Foto: nuevamineria.com

Las recursos para el periodo 2013-2017 en Chile suman $us 47.500 MM, mientras que en el Perú alcanzan a $us 14.000 MM solo en el 2014. En el caso boliviano, hasta 2025 se prevé contar con $us 9.000 MM en inversiones.

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estos equipos están en Yacuiba y en el transcurso de los próximos días empieza su montaje y para ello ya tenemos grúas para realizar el trabajo correspondiente

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Carlos Villegas, presidente ejecutivo de YPFB Corporación

Avanza la construcción de la Planta Separado de Líquidos de Gran Chaco ubicada en Yacuiba, Tarija, donde recientemente llegaron las gigantes columnas de proceso que serán montadas en el transcurso “ de los próximos días”, según Carlos Villegas, presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). “Todos estos equipos están en Yacuiba y en el transcurso de los próximos días empieza el montaje de los mismos y para ello ya tenemos grúas para realizar el trabajo correspondiente”, indicó Villegas. Las columnas que fueron construidas en España, se trasladaron en un convoy compuesto por camiones de alto tonelaje desde Puerto Zárate, República de Argentina hacia

Yacuiba, municipio donde se construye la planta Gran Chaco. Las columnas son parte de los sistemas de procesamiento con los que contará la Planta Gran Chaco. El complejo tendrá un área criogénica en la que se efectuará la separación de líquidos de la corriente de gas natural que se envía a Argentina. Contará con columnas criogénicas y de fraccionamiento para la obtención de etano, Gas Licuado de Petróleo (GLP), isopentano y gasolina natural. Otras columnas como la deetanizadora, debutanizadora y deisopentanizadora también son trasladadas hasta el complejo separador de líquidos. Las fundaciones para equipos de proceso están completadas.

La producción de gas natural en Brasil en diciembre de 2013 alcanzó un volumen récord de 81,6 millones metros cúbicos por día (MMmcd), superando el promedio de 80.0 MMmcd registrado en junio del mismo año, según un boletín de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP). El total producido también aumentó un 7,1%, respecto a diciembre de 2012 y de 3,2% en relación al mes anterior. La producción de petróleo en Brasil fue aproximadamente 2,1 millones de barriles

La llegada de las gigantes columnas generó expectativa y asombro en la ciudadanía de Yacuiba.

Foto: defonline.com.ar

Brasil logró récord de producción de gas en diciembre

Cada vez es mayor la participación del Presal en la producción de hidrocarburos.

por día (MMBPD), un aumento de alrededor de 0,2%, en comparación con el mismo mes en 2012 y de 1,4% con el mes anterior. También se destaca la producción del Presal en diciembre, que alcanzó los 346,1

Recuento quincenal Foto: YPFB

gran chaco recibe sus columnas criogénicas

mil barriles por día (MBPD) de petróleo y 12,1 MMmcd de gas natural, totalizando 422,1 mil barriles de petróleo equivalente por día (Mboe/d), un aumento de 2,5% con respecto el mes anterior.

Amigarse realizó encuentro anual con estudiantes La Fundación Amigos de la Responsabilidad Social Empresarial (Amigarse) desarrolló el IV Encuentro Eclipse Lunar, evento anual de su programa Luz de Luna que apoya a estudiantes de excelente rendimiento universitario y de escasos recursos económicos. Luz de Luna nació el 2008 con el propósito de crear lazos de colaboración entre empresas, universidades e instituciones para beneficiar a jóvenes de escasos recursos que se destacan por su gran desempeño académico, pero que no cuentan con los recursos para profesionalizarse. A la fecha, el programa cuenta con 20 jóvenes universitarios titulados.

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empresa

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la upsa apunta a reforzar la internacionalización de los estudiantes mediante programas de intercambio y pasantías en el exterior e incentivar la movilidad académica

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Lauren Müller de Pacheco, Rectora de la UPSA

ANIVERSARIO

La UPSA cumple 30 años formando profesionales PARA El desarrollo

l año 1984 como una iniciativa de la Cámara de Industria, Comercio, Servicios y Turismo de Santa Cruz, (Cainco) empieza a funcionar la Universidad Privada de Santa Cruz de la Sierra (UPSA), que en estos 30 años de actividad ha contribuido formando profesionales enfocados al desarrollo productivo y tecnológico de la región. Al respecto Lauren Müller de Pacheco, rectora de la casa superior de estudios, destacó que en estas tres décadas de actividad, la Universidad ha sido parte de la evolución de la ciudad brindando profesionales competentes y con participación en el desarrollo tecnológico y productivo local. “Es un orgullo para quienes forman parte de la UPSA, ya que con su esfuerzo continúan consolidando a la institución como pieza fundamental del progreso sostenido de la región”, señaló. Parte del prestigio de la UPSA se sustenta en sus cinco certificaciones y acreditaciones de la calidad académica, cuatro internacionales y una nacional. Además su reconocimiento institucional y el de sus programas, es destacada por sus docentes y por sus más de 6.000 graduados de pregrado y más de 1.500 de postgrado, que se desempeñan en el ámbito laboral dentro y fuera del país. “Nuestros estudiantes se forman con 270 docentes que integran nuestro cuerpo docente y realizan prácticas de su aprendizaje teórico en los 40 laboratorios con los que contamos en nuestro campus”, dijo la rectora. En el área de investigación, en el 2009 se suscribió el convenio con la Academia Nacional de Ciencias de Bolivia, departamental Santa Cruz, que incentiva la producción inte-

DATOS

HECTÁREAS

6.000 GRADUADOS

1.500 GRADUADOS

de terreno tiene el campus de la UPSA, siendo uno de los más modermos del país.

de pregrado han optenido su título académico con orientación empresarial. de postgrado tiene la UPSA, demostrando el prestigio de esta unidad académica.

lectual de profesionales en diferentes áreas científicas a través del financiamiento de proyectos de investigación en Ciencias de la Naturaleza y Ciencias de la Cultura. Además cuenta con varios programas de intercambio con instituciones educativas en todo el mundo y ha consolidado programas que tienen un aporte significativo a la sociedad. Algunos son: la Vivienda Germinal de la Facultad de Arquitectura, Diseño y Urbanismo, los proyectos de valorización del Patrimonio realizados para los municipios de nuestro departamento, el Proyecto de la Universidad para Policías en convenio con la Gobernación de Santa Cruz y el concurso arquitectónico que premia la Obra Destacada del Año en Santa Cruz. En adelante, la UPSA apunta a reforzar el apoyo a actividades de internacionalización para los miembros de la comunidad universitaria, con seguimiento de las oportunidades de intercambio internacional y pasantías en

ORION amplía sus oficinas para la venta de buses La empresa boliviana encargada de la representación, distribución y asistencia técnica de buses e implementos rodoviarios, “Orion S.R.L.”, inauguró sus nuevas y modernas instalaciones ubicadas sobre el cuarto anillo, entre avenidas San Aurelio y 3 Pasos al Frente. Las nuevas oficinas administrativas,

el showroom, talleres y servicios de postventa suman en total 3.000 metros cuadrados, que requirieron una inversión de más de 1 millón de dólares. A su vez la compañía Orion S.R.L. es representante exclusiva de los buses MarcoPolo y de las marcas Volare y Librelato, se informó.

La Universidad UPSA entró en funcionamiento el año 1984 y desde entonces ha crecido en calidad educativa y alumnos

el exterior, a través de la Coordinación de Internacionalización, unidad que inició sus actividades este año y que busca incentivar la movilidad estudiantil internacional. Si bien a lo largo este año se dará a conocer el nuevo Plan de Acción Estratégico 2014-2017, que dará dirección a todas las actividades que se realicen en ese periodo, de acuerdo a objetivos trazados en el plan, la

orientación para esta nueva etapa se enfocará en la investigación. “Se hará mayor difusión de la investigación hecha en la Universidad, publicando artículos basados en los trabajos finales de grado y tesis que los mismos estudiantes elaboran antes de graduarse y que consideramos un gran aporte al desarrollo científico”, dijo Lauren Müller de Pacheco. ▲

Foto: ORION

TEXTO: CRISTINA CHILO

Foto: UPSA

Para esta nueva etapa, la Universidad Privada de Santa Cruz reforzará la investigación y la internacionalización de sus estudiantes mediante intercambios y pasantías para optimizar aún más el nivel académico de sus graduados.

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Analizado a detalle el laudo, se decidirá la próxima acción legal a seguir. En consecuencia cualquier otra comunicación de Rurelec no está basado en datos ciertos

Raúl Montero, procurador General del Estado Plurinacional de Bolivia

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Lo último

$us 28,9 millones más intereses

Ordenan indemnizar a Rurelec; PGE analiza opciones para revertir fallo Concluye el proceso de arbitraje iniciado por la empresa del Reino Unido que vio afectada sus operaciones en mayo del 2010, cuando el Estado boliviano nacionalizó las acciones que poseía en la Eléctrica Guaracachi S.A. (EGSA).

n fallo del Tribunal de la Corte Permanente de Arbitraje de La Haya favorece a Rurelec y obliga al Estado boliviano a indemnizar con $us 28,9 millones más intereses a la compañía del Reino Unido, por la nacionalización de sus acciones en la Eléctrica Guaracachi S.A. (EGSA). Esta cifra fue dada a conocer por la Procuraduría General del Estado (PGE). Sin embargo, según un comunicado en la página web de Rurelec, el monto llega a los $us 41 millones; $us 35,5 millones por compensación total y $us 5,5 millones por dividendos obtenidos antes de la nacionalización. Rurelec, que desarrolla y posee plantas de generación de energía eléctrica a nivel internacional, indicó que La Haya encontró ilegal la nacionalización del 50% de las acciones que esta compañía poseía en EGSA, a través de su filial Guaracachi America Inc. (GAI). “Este reconocimiento pone fin a un proceso iniciado en 1ero de mayo de 2010, cuando el gobierno Plurinacional de Bolivia nacionalizó todos los activos de generación de Rurelec. Representa una reivindicación de los esfuerzos de la dirección de esta empresa para obtener a justicia para sus accionistas”,

añadió la compañía. En contrapartida, el procurador General del Estado, Raúl Montero, anunció que se analizan dos opciones para revertir el fallo dictado por La Haya. La primera es pedir la nulidad del laudo o sino solicitar la reducción de la compensación “a su mínima expresión” Pese a ello, destacó que el fallo contiene decisiones que son importantes para los intereses del Estado boliviano. La más importante es que los demandantes (GAI y Rurelec) pretendían una compensación total de cerca de $us 143 millones, por la nacionalización de las acciones, más otros perjuicios considerados por Montero como “totalmente irracionales, valuados con datos exagerados”. El laudo estableció un monto mucho menor de $us 28,9 millones y solo para Rurelec. “Analizado a detalle el laudo, se decidirá la próxima acción legal a seguir conforme las reglas del arbitraje. En consecuencia cualquier otra comunicación de Rurelec no está basado en datos ciertos”, expresó Montero. Cabe recordar que el 1ero de mayo de 2010, mediante Decreto Supremo Nº 493, el gobierno boliviano nacionalizó las acciones de la GAI en EGSA. Como consecuencia el 24 de noviembre de 2010, Bolivia fue demandada en arbitraje internacional en materia de inversiones por las empresas GAI y su controlante británica Rurelec. ▲

Foto: Archivo Reporte Energía

TEXTO: Edén García S.

Guaracachi es la mayor empresa de generación del país.

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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)

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

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 FEBRERO 2014 1,66 Bs./M³

GLP

2,25 Bs./Kg

GAS. ESPECIAL

3,74 Bs./Lt

GAS. PREMIUM

4,79 Bs./Lt

GAS. DE AVIONES 4,57 Bs./Lt KEROSENE

2,72 Bs./Lt

JET FUEL

2,77 Bs./Lt

DIESEL OIL

3,72 Bs./Lt

AGRO FUEL

2,55 Bs./Lt

FUEL OIL

2,78 Bs./Lt

PRECIOS INTERNACIONALES GASOLINA

8.91 Bs./Lt

DIESEL OIL

9,30 Bs./Lt

JET FUEL

7,73 Bs./Lt

Fuente: eia.gov

Fuente: ANH

ESTANO $us/L.F.

PLOMO $us/L.F.

ZINC $us/L.F.

COBRE $us/L.F.

2 3 6 7 8 9 10 13 14 15 16 17 20 21 22 23 24 27 28 29 30 31

10,1990 9,7863 9,7500 9,8498 10,0017 9,8883 9,9042 9,9337 10,0879 10,0221 10,1605 10,1491 10,1083 10,0357 10,0856 10,0471 10,0244 9,9768 10,0244 10,0425 10,1151 9,9337

1,0031 0,9829 0,9680 0,9779 0,9646 0,9491 0,9507 0,9607 0,9893 0,9752 0,9970 0,9866 0,9920 0,9870 0,9895 0,9770 0,9730 0,9680 0,9643 0,9716 0,9593 0,9485

0,9439 0,9271 0,9185 0,9299 0,9278 0,9135 0,9160 0,9231 0,9507 0,9317 0,9442 0,9376 0,9412 0,9385 0,9410 0,9301 0,9156 0,9106 0,9058 0,9072 0,8902 0,8913

3,3743 3,3271 3,3171 3,3353 3,3416 3,3026 3,3489 3,3135 3,3303 3,3149 3,3316 3,3471 3,3271 3,3255 3,3230 3,3042 3,2838 3,2795 3,2724 3,2695 3,2450 3,2160

BISMUTO $us/L.F. 8,70 8,90 8,90 9,00

ANTIMONIO $us/T.M.F.

WOLFRAM $us/U.L.F.

PLATA $us/O.T.

ORO $us/O.T.

9400,00 9400,00 9500,00 9600,00

204,82 204,82 201,49 204,64

19,9400 20,1800 20,0400 20,0200 19,5200 19,5400 19,8000 20,0900 20,2700 20,0900 20,0000 20,0100 20,2900 20,0300 19,8700 20,1100 20,1900 19,8300 19,7200 19,6800 19,4100 19,3100

1219,75 1232,50 1238,00 1237,50 1226,50 1226,00 1232,25 1246,00 1248,75 1238,00 1237,25 1241,00 1254,75 1247,75 1239,50 1244,25 1259,25 1270,00 1253,50 1254,75 1254,00 1246,50

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.

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

GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (Marzo 2013 - Febrero 2014) 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 1,066.7 1,196.7 1,238.4 1,229.3 1,226.9 1,201.9 1,134.4 1,044.0 1,188.6 1,167.7 1,192.2 1,158.4 1,177.8 1,105.3 999.6 1,200.9 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

Ene 898.5 1,094.5 1,108.2 1,070.8 1,040.8 1,158.1 1,167.1 1,143.0 1,136.7 1,159.0 1,107.0 992.1 1,155.5 1,174.5 1,138.0 1,166.3 1,180.6 1,112.6 1,043.4 1,185.3 1,157.2 1,065.5 1,165.9 1,142.1 1,022.7 968.2 1,115.3 1,128.1 1,125.1 1,176.7 1,151.4 1,185.3

Feb(al 3) 1,073.6 1,025.1 1,110.8

1,110.8

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

DEMANDA MAXIMA DE POTENCIA DE CONSUMIDORES (MW) EN NODOS DEL STI - (Marzo 2013 - Febrero 2014)

Mar CRE - Santa Cruz 430.4 DELAPAZ - La Paz 274.0 ELFEC - Cochabamba 178.3 ELFEC - Chimoré 10.2 ELFEO - Oruro 55.0 ELFEO - Catavi 27.9 CESSA - Sucre 40.3 SEPSA - Potosí 43.8 SEPSA - Punutuma 7.0 SEPSA - Atocha 11.5 SEPSA - Don Diego 6.2 ENDE - Varios (2) 19.9 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 47.7 Otros - C. No Regulados 16.4 Varios (1) 2.2 TOTAL COINCIDENTAL 1,106.4

PRECIOS DIARIOS - METAL BULLETIN (ENERO 2014)

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 436.9 284.0 178.8 11.7 52.5 22.2 44.5 43.8 4.7 11.0 5.7 26.1 49.1 20.4 2.0 1,134.5

Feb(al 3) 359.3 276.6 173.2 9.5 50.0 16.9 36.1 39.4 4.6 10.8 5.5 18.9 47.2 19.1 1.9 1,055.7

(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 - (Marzo 2013 - Febrero 2014)

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

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 225.0 138.3 87.9 5.0 27.9 8.4 20.6 23.8 2.4 5.8 2.6 10.6 32.5 10.6 0.7 602.1

Feb(al 3) 19.8 13.0 8.2 0.4 2.5 0.7 1.6 2.1 0.2 0.6 0.3 0.9 3.1 1.2 0.1 54.8

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

PRECIOS DE MINERALES - METAL BULLETIN (ENERO 2014) DIAS

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

ELECTRICIDAD

Alianza estratĂŠgica