Edicion 116 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

PETRÓLEO & GAS

116

PARAGUAY: IGEF MOSTRARÁ POTENCIAL ENERGÉTICO

Nro. Del 15 al 28 de Febrero de 2014

El evento se realizará del 23 a 25 de abril en Asunción y congregará a expertos internacionales, representantes del gobierno y compañías inversoras.

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

Foto: YPFB / LLegada de equipos para la nueva unidad de crudo en la Refinería Gualberto Villarroel - Bolivia

P-5

ALISTAN MONTAJE DE NUEVA UNIDAD DE CRUDO EN GUALBERTO VILLARROEL P-14-15

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PETRÓLEO & GAS

ESPERAN REGLAMENTO PARA IMPLEMENTAR REFORMA ENERGÉTICA Tomará por lo menos tres años desde las firma de nuevos contratos para que México incremente su producción de petróleo. P 16

PETRÓLEO & GAS

PETROBRAS BOLIVIA SUMA 16 PROYECTOS Y 28 CURSOS DE RSE Las áreas de ejecución abarcarán cinco ciudades y 20 poblaciones del área de influencia de los activos operados por la compañía.

Foto: dconstruccion.cl

P-8

estatales lideran inversión petrolera en latinoamérica En el último informe de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe se señala que la inversión petrolera alcanzó su valor máximo, cercano a $us 70.000 millones, un 11% de la torta a nivel mundial, proveniente casi en su totalidad de cinco empresas estatales, Petrobras (Brasil), Pemex (México), Pdvsa (Venezuela), Ecopetrol (Colombia) e YPF (Argentina). P-12-13 Con el auspicio de:

WTI ($us/BBl de petróleo) Febrero Febrero Febrero Febrero Febrero Febrero 07 10 11 12 13 14

99.8 100.1 99.9 100.3 100.3 100.3

8.64 $us/MMBTU

Precio / gas boliviano p/ Brasil Precio / gas boliviano p/ Argentina

10.17 $us/MMBTU

Precio / diésel internacional

9.30 Bs/lt

Precio / gasolina internacional

8.91 Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 12/02

4.82 dollars per million BTU

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

ELECTRICIDAD

59% DE PROYECTOS ELÉCTRICOS SERÁN RENOVABLES EN CHILE En el perIodo 2010-2013 se autorizaron proyectos de generación para el SIC y el SING, en base a energías renovables no convencionales. P-6-7

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EDITORIAL DIRECTOR: MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

¿SEGUIRÁ INVIRTIENDO PDVSA?

Staff

ra el año 2009 y en el auge de la alianza entre Bolivia y Venezuela, la sociedad entre YPFB y PDVSA, denominada YPFB Petroandina S.A.M., anunció la exploración de 3.651.311 hectáreas en Bolivia y la perforación de 17 (!) nuevos pozos exploratorios para incrementar las reservas de hidrocarburos de Bolivia. Venezuela, a través de su estatal petrolera, PDVSA dijo disponer de 888,3 millones de dólares como capital de riesgo, por lo que YPFB anunciaba concederle 12 de sus 33 áreas bajo reserva fiscal, para la operación a través de la sociedad YPFB Petroandina. Según los Planes Mínimos de Inversión de esta sociedad mixta, para exploración y explotación de los bloques petroleros en el Subandino Norte y Sur, como consecuencia de las adendas a los contratos de PDVSA Bolivia entre 2007 y 2008, se prometieron actividades exploratorias, sísmica en Lliquimuni, alquiler de un equipo de perforación de origen chino operado por venezolanos para la perforación de dos pozos en el campo Víbora y la perforación del pozo Timboy X2 en Tarija con una inversión de 35 millones de dólares, que se inició finalmente en septiembre de 2013. La alianza petrolera entre ambos Estados generó grandes planes, pero pocos se concretaron y habrá que ver hasta

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

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dónde llegará la sociedad con PDVSA, ahora que la situación crítica en la economía venezolana obliga a su gobierno a restringir los gastos y quizás deba reorganizar sus inversiones fuera del territorio venezolano. La gran pregunta es si los compromisos con Bolivia en materia petrolera se van a cumplir. No se se ve muy claro el panorama de la política petrolera internacional de este país ya sea dentro de la ALBA o fuera de ella. Las donaciones a Cuba o los intentos de conformar un bloque en el caribe a través de Petrocaribe, parecen haber quedado en papeles, porque no llegan las inversiones prometidas por Hugo Chávez en el momento de su mayor crecimiento político, antes de caer enfermo y dejar el poder a su heredero político actual. De todas maneras, habrá que ver la reacción del gobierno boliviano respecto a una crisis de inversión de PDVSA en el futuro próximo. Existen contratos avalados por la fe del Estado, constitucionalizados a impulsos del gobierno, por tanto consideramos que deberán cumplirse o adoptar las medidas que los mismos contratos prescriben ante el incumplimiento de los planes de inversión. Por ahora, se cierne la incertidumbre. ▲

¿Quién es quién?

Publicación Destacada

Enrique Ochoa Reza, se desempeñó hasta hace poco como subsecretario de Hidrocarburos, un cargo que asumió al inicio del Gobierno de Peña Nieto, en diciembre de 2012. Además, es miembro del Consejo de Administración de Pemex y de sus organismos subsidiarios. De 1997 a 1999 fue asesor del secretario de Energía.

Este documento pretende ser una contribución de la CEPAL para la Comunidad de Estados Latinoamericanos y Caribeños. En este marco busca delinear con los datos, el análisis y las perspectivas de los recursos naturales una agenda de desarrollo regional en América Latina y el Caribe. Fue puesto en circulación en diciembre de 2013 por las Naciones Unidas.

Enrique Ochoa, dir. Comisión Federal de Electricidad de méxico

recursos naturales, situación y tendencias para una agenda

La frase Javier Saldaña, Director EA del Con los reViceministerio de sultados de Minas y Energías de Paraguay. estos estudios el panorama cambiará rotundamente, y la idea es que la inversión la haga el sector privado y no el Estado de Paraguay p. 9

Resumen de la edición

Paraguay: energía eólica y solar en matriz energética Prevén instalación de parques con estas fuentes para asegurar electricidad a largo plazo a toda su población.

Chihuido adicionará 637 MW al sistema eléctrico El emprendimiento puede ahorrarle a este país $us 385 millones por no utilizar combustible importado de forma directa.

YPFB abasteció con carburantes a zonas afectadas Se desplegó una acción logística para garantizar el abastecimiento de gasolina, diesel oil y GLP en poblaciones afectadas por riadas.

Alianza eléctrica reforzará mercado de baja tensión Novelec, será la empresa distribuidora mayorista de Schneider Electric y Electrored Bolivia SRL comercializará a nivel minorista.

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Foto: Cesar Bourdon / flicker.com

evento

Paraguay tendrá un congreso energético de alto nivel.

TEXTO: Cristina Chilo

l “International Gas & Energy Forum- (IGEF), continuará promoviendo el intercambio de experiencias y análisis de la industria energética latinoamericana con la organización del “Paraguay Energy Summit & Expo 2014”, que busca reunir a compañías que empiezan a explorar oportunidades de inversión en ese país y otras que tienen interés en la provisión de servicios con un mercado de gran potencial. “Esta iniciativa surge primero por la apertura demostrada por el nuevo gobierno a la inversión extranjera en el país y particularmente en el sector energético y de hidrocarburos, además del papel gravitante del Paraguay como principal

organizado por IGEF y reporte energía

Paraguay mostrará potencial energético en congreso El evento se realizará del 23 a 25 de abril en Asunción y congregará a expertos internacionales, representantes del gobierno y compañías que buscan invertir en ese país. exportador mundial de energía eléctrica”, dijo Miguel Zabala Bishop, presidente del IGEF. El evento se realizará del 23 al 25 de abril en el Hotel Bourbon Conmebol de Asunción y congregará a conferencistas de alto nivel, autoridades de gobierno y representantes de empresas locales y mundiales. Entre algunos de los participantes destacan representantes de la compañía Petróleos de Paraguay (Petropar), del proyecto de generación eléctrica Itaipú Binacional y de la Asociación Regional de Empresas de Petróleo y Gas Natural en Latinoamérica y El Caribe, (ARPEL), entre otras. El IGEF y Brücken Consult de Berlín, en alianza con el Instituto de la Competencia y Derecho Energético de la Universidad Von Humboldt de Alemania y la presti-

giosa consultora Pflüger, además del respaldo del Gobierno de la República del Paraguay, sienta las bases para un evento internacional de alto prestigio que apunta a las áreas de hidrocarburos, electricidad, energías renovables y minería. Emilio Buongermini, viceministro de Minas y Energía, se ha constituido en la cabeza del evento y se ha invitado a Gustavo Leite, ministro de Industria y Comercio y Ramón Jiménez Gaona, ministro de Obras Públicas y Comunicaciones, para dar conocer la política de inversiones de este país. “El evento es una excelente oportunidad para mostrar el potencial del Paraguay, pero también para compartir experiencias de otros países de la región”dijo Zabala. “Se ha invitado a todas las empresas del upstream que cuentan con concesiones petroleras en el Paraguay,

así como a aquellas que son parte de la actividad comercial de combustibles, servicios, sísmica y otros”. El IGEF organiza además una Misión Empresarial de Alemania al Paraguay, en alianza con Pflüger y la Asociación Empresarial de América Latina (LAV Lateinamerika Vereins) con quienes promueve oportunidades de inversión y negocios en la región. La visita al Paraguay incluirá encuentros con autoridades, organizaciones y empresas, además de la participación en la cumbre energética, según los organizadores. La cumbre podrá ser aprovechada por delegados de Europa, Estados Unidos y Asia para visitar las Cataratas de Iguazú y la hidroeléctrica de Itaipú, además de participar en la Noche Guaraní, y disfrutar de la cultura gastronómica y folclórica del Paraguay. ▲

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“

Energía renovable

Hay que destacar el despegue de las tecnologías renovables, tanto en proyectos de generación que se pusieron en marcha, como los desarrollos que están en construcción

“

Jorge Bunster, ministro de Energía de Chile

REporte Estadístico 2010-2013

59% de proyectos de generación aprobados en Chile serán renovables Un total de 17.315 megavatios se adicionarán en los siguientes años, destacándose la iniciativa solar y eólica. Proyectos aprobados por TECNOLOG

22%

Hidro > 20MW

32%

TEXTO: Edén García S.

Gas Natural Carbón

Petróleo

Biomasa Hidro < 20MW Eólicas

14%

0% 1% 1%

25%

Geotermia Solar

Fuente: Reporte Estadístico Ministerio de Energía, Chile

DISTRIBUCIÓN DE PROYECTOS APROBADOS POR ENRC Y ENERGÍA CONVENCIONAL 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0

2010

2011

2012

2013

Convencional

ERNC

n el período 2010-2013 el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Chile autorizó proyectos de generación para el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), de los cuales un 59% corresponde a emprendimientos en base a energías renovables no convencionales, según el documento Reporte Estadístico del Ministerio de Energía, al que tuvo acceso Reporte Energía. El reporte señala que la iniciativa solar y eólica es la que más se destaca entre todos los proyectos aprobados por el SEA y que se construirán en los próximos años, ya que de un total de 17.135 MW (megavatios) que se pretende generar en base a diferentes fuentes, 32% provendrá de energía fotovoltaica y 25% de aerogeneradores. Mientras que un 22% se generará de centrales hidroeléctricas que tengan una potencia mayor a 20 MW y un 14% del carbón. La importante entrada de las energías renovables no convencionales representa un cambio relevante con respecto a lo que

ha ocurrido en este país durante en los últimos cuatro años, donde más del 50% de los proyectos eléctricos puestos en operación tuvieron como fuente al carbón, el recurso más contaminante para la generación eléctrica. Mientras que la energía solar, eólica, biomasa y microcentrales hidroeléctricas (menor a los 20 MW) alcanzaban una participación del 19%. El total de potencia añadido en este periodo tanto al SIC como al SING alcanzó los 4.253 MW. La situación mejora con los complejos que actualmente están en construcción y suman los 2.796 MW, en los que el 40% corresponde a centrales hidroeléctricas de más de 20 MW, 22% a plantas a carbón y un 34% aproximadamente a proyectos renovables no convencionales, destacándose la amplia participación de la energía eólica. Cabe señalar que las centrales hidroeléctricas mayores a 20 MW son consideradas como generadoras de energía renovable convencional. “Hay que destacar el despegue que están evidenciando las tecnologías renovables, tanto en lo referido a proyectos de generación, que se pusieron en marcha en este periodo, como a desarrollos que se encuentran actualmente en construcción”,

Fuente: Reporte Estadístico Ministerio de Energía, Chile

proyectos aprobados en el SIC y SING (en MW) Tip o de ge ner ación Hidro > 20 MW Gas Natural Carbón Petróleo Biomasa Hidro < 20 MW Eólicas Geotermia Solar Total

2010 174 - 1.172 13 48 65 508 - 18 1.998

2011 2.952 12 460 5 49 53 350 - 441 4.322

2012 20 - 740 18 7 70 1.889 50 2.568 5.363

2013 674 670 - 30 46 65 1.526 70 2.372 5.452

líneas puestas en servicio en el SIC y SING (en km.) Total 3.820 682 2.372 67 150 252 4.273 120 5.399 17.135

Fuente: Reporte Estadístico Ministerio de Energía, Chile

Te nsión (kV) 500 345 220 154 110 100 69 66 33 Total

2010 - - 1.273 7 116 - - - - 1.396

2011 - - 589 140 78 - - 62 - 870

2012 - - 368 - 56 - - 75 - 498

2013 - - 652 - 152 - 8 -30* 22 804

Total 2.881 147 402 8 107 22 3.567

Fuente: Reporte Estadístico Ministerio de Energía, Chile

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Se construyeron en Chile más de 3.500 líneas de transmisión eléctrica en los último cuatro años, principalmente de 220 KV.

manifestó Jorge Bunster, ministro de Energía. En Chile existen cuatro sistemas eléctricos interconectados, el SIC que se extiende entre las localidades de Taltal y Chiloé con un 71,03% de la capacidad instalada en el país, el SING que cubre el territorio comprendido entre las ciudades de Arica y Antofagasta con un 28,06%, el Sistema de Aysén que atiende el consumo de la Región XI con un 0,29% y el Sistema de Magallanes que abastece la Región XII con un 0,62%. Más de 3.500 km de líneas de transmisión De acuerdo al Ministerio de Energía, se construyeron 3.567 kilómetros (km) de redes eléctricas en el SIC y el SING en el pe-

riodo 2010 – 2013, dando mayor énfasis a las líneas de 220 kilovoltios (KV) de tensión que ocuparon el 81% del total. El 52% de las nuevas líneas que se pusieron en servicio en el periodo se localizó en el SIC, ubicadas mayoritariamente en las regiones Biobío y Los Lagos, mientras que en el SING la gran mayoría de los proyectos de transmisión que entraron en operación se localizaron en Región de Antofagasta, y en total, comprenden 1.697 km de extensión. Por su parte, las líneas de transmisión troncales actualmente en construcción o en proceso de licitación suman 1.455 km de longitud e involucran una inversión de $us 857 millones. Se localizan mayoritariamente en el SIC y se estima que estarán operativas entre 2017 y 2019.

En mayo se realizará cumbre de energía solar Las empresas CSP Today y PV Insider anunciaron la realización de la 2º Cumbre de Energía Solar en Chile (Chilesol), la que reunirá a la industria de concentración solar de potencia (CSP) y fotovoltaica (FV) en la ciudad de Santiago los días 27 y 28 de mayo próximo. De acuerdo a un comunicado de CSP Today, el encuentro contará con un primer día enfocado en los problemas macro de ambas industrias, mientras que la segunda jornada se orientará a las características que presenta cada tecnología por medio de sesiones en paralelo. Es así como durante el evento se abordarán tópicos como el desarrollo de la red eléctrica y opciones industriales para la industria solar, mecanismos de financiamiento de proyectos, desafíos

de la conexión de las iniciativas solares al sistema, desarrollar de la energía solar en Sudamérica, y aspectos críticos en el proceso de construcción de los proyectos energéticos. Mercedes Galindez, directora de Latam en CSP Today y PV Insider, ha confirmado la participación de ejecutivos de diversas empresas CSP, como es el caso de Abengoa, SolarReserve, BrightSourceEnergy y el Grupo Ibereólica, junto con compañías FV como Enel Green Power, SolarPack, Solairedirect y SunEdison. “Reuniremos a los líderes internacionales del mercado fotovoltaico y a las mejores empresas de ingeniería para que se consolide una alianza perfecta entre delegados, ponentes y sponsors”, señala la empresa organizadora. Foto: diariolatercera.com

Foto: dconstruccion.cl

Energía renovable

Chile es líder en la Región en generación de energía solar.

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RSE TEXTO: Edén garcía s

on el fin de fomentar el mejoramiento de ingresos y la generación de empleos, Petrobras Bolivia desarrollará este año un total de 16 proyectos y 26 cursos de responsabilidad social con un fuerte componente de transmisión de conocimientos, según un comunicado de la compañía de origen brasileño. Petrobras ejecutará este programa de responsabilidad social empresarial (RSE) principalmente en las comunidades localizadas en las áreas de influencia de sus operaciones, como ser Villa Montes, Yacuiba y Caraparí, además de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra y Tarija. El portafolio de proyectos, desarrollados en su totalidad en alianza con autoridades departamentales, regionales y locales, involucra un monto global de $us 1,2 millones y será ejecutado, en conjunto con 15 entidades, entre fundaciones, organizaciones civiles, institutos de formación, ONG y otros. Uno de ellos es el fortalecimiento de los programas de Cualificación de Experiencia Laboral, que incluye 26 cursos a ser dictados en el Chaco tarijeño, donde los beneficiarios podrán reforzar sus habilidades, aprender nuevos oficios y aumentar sus opciones laborales. A ello se suma la promoción de emprendimientos productivos a través de asistencia técnica agropecuaria, cualificación de microempresarios, desarrollo integral de las comunidades y el otorgamiento de becas de estudios universitarios. A través de los proyectos Habilidades Digitales y Habilidades para el Éxito, se prepara a los jóvenes en computación y se brinda apoyo a los bachilleres en nivelación de estudios, orientación vocacional y charlas motivacionales. La compañía también anunció que por segundo año consecutivo, se enfatizará en la educación ambiental y el respeto de los derechos de la niñez y la adolescencia, mediante microprogramas radiales educativos, a ser difundidos en Yacuiba, Villa Montes y Caraparí. El respaldo al deporte y el desarrollo integral está dado a través del proyecto denominado Clínicas Deportivas Petrobras Juego Limpio que, en alianza con la Academia Tahuichi Aguilera. Asimismo, la compañía dará continuidad a su participación en el concurso para la mejora y mantenimiento de espacios públicos denominado Barrios Pintudos, en Tarija y Santa Cruz, así como al concurso intercolegial Unidos y Movilizados por el Medio Ambiente. En los últimos 13 años, Petrobras Bolivia aseguró que destinó más de $us 14 millones al desarrollo y ejecución de proyectos de responsabilidad social y ambiental, principalmente en las regiones aledañas a sus áreas de operaciones. ▲

Programa de Responsabilidad social empresarial

Petrobras bolivia ejecutará 16 proyectos de rse este 2014 Las áreas de ejecución abarcarán cinco ciudades y 20 poblaciones del área de influencia de los activos operados por la compañía. Involucran una inversión de $us 1,2 MM.

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energías alternativas Foto: dasem.es

Medirán su potencial este año

Paraguay incluirá energía eólica y solar en su matriz energética Prevén instalación de parques con estas fuentes y asegurar a largo plazo, electricidad a toda su población. TEXTO: lizzett vargas

ste 2014, Paraguay asume el desafío de incluir la energía solar y la eólica en su matriz energética, para lo que planifica la medición de su potencial con el fin de aprovechar estos recursos y promover atractivos negocios en esta área. “Es importante aclarar que existen varias investigaciones que comprueban el potencial para el aprovechamiento solar y eólico a nivel país, especialmente en el oeste del Chaco paraguayo”, dijo a Reporte Energía Javier Saldaña, director de Energías Alternativas del Viceministerio de Minas y Energías de Paraguay. La autoridad explicó la importancia de tener conocimiento sobre estas fuentes de energía, a fin de promocionarlos como país y poder ubicar a Paraguay, dentro del mapa renovable mundial. Respecto a la medición del potencial de estas fuente renovables, aclaró que si

bien cuentan con estadísticas “muy buenas”, de la Dirección de Meteorología e Hidrología de la Dirección Nacional de Aeronáutica Civil (DINAC), estos datos no fueron tomados con este objetivo, más bien, obedecen a criterios relacionados a la meteorología. En este sentido, detalló que los estudios sobre el potencial solar y eólico, se desarrollarán bajo los estrictos criterios científicos y técnicos. Estas investigaciones, serán tomadas con cierta frecuencia, a ciertas alturas, dependiendo de la orografía de la zona donde se levantará la muestra. Una vez se cuenten con estos datos, servirán de base para un análisis de factibilidad o prefactibilidad que atraiga a la inversión y acerque al capital a este tipo de proyecto. “De esta manera será posible la instalación en el corto y mediano plazo, de parques solares y eólicos en todo el país, mediante los cuales podamos seguir asegurando, en el largo plazo, el suministro de

Paraguay se alista para conocer su potencial solar y eólico, los resultados permitirán diseñar proyectos de este tipo.

energía eléctrica a toda la población”, proyectó Saldaña. Cabe destacar que Paraguay comparte las grandes centrales hidroeléctricas Itaipú y Yacyretá, junto con Brasil y Argentina, y esos 8.000 megavatios de energía hidráulica lo convierten en un gran exportador de electricidad, sobre todo a Brasil. A pesar de esta considerable fuente de energía, Saldaña anticipó que su país tiene 15 años para desarrollar mecanismos que permitan sustituir la generación hidroeléctrica y así evitar que para el 2030 el país quede desabastecido por la electricidad que producen estas dos centrales. Actualmente la energía solar y la eólica no figuran en la matriz energética, solo existen proyectos de aplicación de ambas, en lugares muy aislados, y en tamaños muy poco considerables. Según datos proporcionados por el director de Energías Alternativas de este país, la matriz energética nacional de consumo, está compuesta en mayor proporción de biomasa (46%), derivados del petróleo

(38%) y energía eléctrica (16%, que proviene en un 99% de fuentes hidroeléctricas). Al respecto, Saldaña explicó que para contar con un mapa solar y eólico, se necesita cuatro meses para diseñar la planificación, pero adelantó que ya existen varias etapas, con sus correspondientes metas, dentro de su Plan de Mediciones. Entre ellas, señaló que se realizará un primer avance, el cual definirá, a pequeña escala, la planificación del gran Plan Nacional. Este trabajo se financia con fondos propios del Viceministerio de Minas y Energía, asesoría técnica nacional e internacional, y con estaciones de medición desarrolladas por la capacidad científica y técnica paraguaya, a través de los laboratorios de la Fundación PTI Paraguay, específicamente el Centro de Innovación en Automatización y Control (CIAC). Existen diferentes proyectos para este tipo de energía renovable, señaló Saldaña, pero que aún están en etapa de estructuración, por lo que aún no se puede dar detalles sobre los mismos.▲

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electricidad

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El combustible para la potencia producida por el Aprovechamiento Multipropósito Chihuido I es de 420 millones de litros gas-oil

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Secretaría de Energía de la República Argentina

APERTURA DE SOBRES DE LICITACIÓN EN ABRIL PRÓXIMO

Hidroeléctrica Chihuido I aportará 637 El emprendimiento puede recuperar para este país $us 385 millones por ahorro de combustible generado al no ser importado de forma directa. Además la obra proveerá energía media anual de 1.750 gigawatts/hora (GWh). TEXTO: FRANCO GARCÍA S.

ev0lución de la matriz energética argentina

to Chihuido I contará con una presa tipo CFRD, de 105 m de altura y un volumen de 6.300.000 m3. La longitud de coronamiento será de 1.039 m y el volumen de embalse de 5.496 Hm3. La central del aprovechamiento contará con 4 turbinas tipo Francis, con una potencia unitaria de 159,25 MW. Actualmente, este país cuenta con numerosos ríos que se constituyen en recursos hídricos disponibles y que, a través de las obras a desarrollarse en algunos de ellos, permitirán incrementar el aporte hidroeléctrico al sistema argentino de interconexión. El mercado eléctrico mayorista en Argentina se compone de una oferta integrada por: generadores independientes, generadores del Estado nacional y provincial, generadores binacionales e interconexiones internacionales. Los generadores satisfacen la demanda de los distribuidores, grandes usuarios e interconexiones internacionales. A su vez el mercado está conformado por operaciones spot y de mercado a término. La autoridad encargada de administrar y controlar el mercado eléctrico mayorista(MEM) es la Presidencia de la Nación, a través del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, que cuenta con dos organismos para esa tarea: el Ente Nacional de Regulación Eléctrica (ENRE) y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). ▲

41% de participación renovable al 2025 La estrategia desarrollada por la gestión de la Secretaría de Energía de Argentina para incorporar una mayor participación de fuentes renovables en la matriz eléctrica nacional prevé al 2025 alcanzar una mayor diversificación, llevando la participación hidroeléctrica al 41% y reduciendo la generación de energía térmica a la mitad. Desde 2003 a la fecha se lograron importantísimos avances en ese sentido, con la finalización de Yacyretá, Atucha II y la Presa Caracoles, entre otras. Este proceso de diversificación de la matriz se realiza de

forma gradual, mediante la incorporación progresiva de emprendimientos de distinta naturaleza. Para afrontar el desafío de impulsar el desarrollo de las energías renovables, como la hidroelectricidad, se tiene que analizar los recursos naturales, que posee la Argentina y su factibilidad de aprovechamiento. Cabe destacar que la Argentina se encuentra entre los lugares del mundo con mayor potencial hidroeléctrico sin utilizar, y es por ello que el Gobierno ha avanzado con este tipo de obras. Foto: yacyreta.org.ar

no de los proyectos importantes de fuente renovable que aportará 637 megavatios (MW) de potencia al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), avanza sin demora en su cronograma de licitación, por lo que se prevé para este 23 de abril próximo la apertura de sobres. Además la obra proveerá energía media anual de 1.750 gigawatts/hora (GWh) y se prevé que la construcción de la represa abarcará cuatro años. Según datos de la Secretaría de Energía de la República de Argentina, a los que tuvo acceso Reporte Energía, el aprovechamiento multipropósito Chihuido I conlleva también la regulación del río Neuquén para asegurar la provisión de agua para consumo humano, satisfacer las demandas de uso previstas, brindar seguridad aguas abajo frente a crecidas extraordinarias del río y por último obtener el líquido vital para riego y propósito industrial. El 20 de diciembre de 2013 fue publicada en el Boletín Oficial de la Secretaría de Energía de la República Argentina la convocatoria a participar de la Licitación Pública Nacional e Internacional del Aprovechamiento Hidroeléctrico Chihuido I, en la provincia de Neuquén. Se demandará una inversión de $us 2.103 millones. La obra se encuentra ubicada en el centro de la provincia del Neuquén sobre el río homónimo, aguas arriba del complejo Cerros Colorados, y se emplaza a 5,5 kilómetros aguas abajo de la confluencia del río Neuquén con el río Agrio. Geográficamente, el área de implantación de las obras de Chihuido I se encuentra en la Región del Comahue, al norte de la Patagonia argentina. Chihuido I permitirá maximizar la generación energética del tramo medio del río Neuquén, ya que se emplazará en ese lugar del Departamento de Confluencia, aguas arriba de Chihuido II. El combustible que hoy se requiere para generar la potencia producida por el Aprovechamiento Multipropósito Chihuido I es de 420 millones de litros gas-oil/ año, que equivalen a $us 402 millones a precio internacional. Si se contempla que el costo operativo de la central es de $us 17 millones al año, el emprendimiento puede ahorrarle a Argentina $us 385 millones por ahorro de combustible generado al no ser importado de forma directa. El aprovechamiento multipropósi-

La central hidroeléctrica binacional Yacyretá aporta más de 1.200 MW al Sistema Eléctrico Argentino.

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el aprovechamiento multipropósito Chihuido I conlleva también la regulación del río Neuquén para asegurar la provisión de agua para consumo humano

Secretaría de Energía de la República Argentina

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electricidad

MW al sistema eléctrico argentino el proyecto El Aprovechamiento Multipropósito Chihuido I contará con una presa tipo CFRD, de 105 m de altura y un volumen de 6.300.000 m3. La longitud de coronamiento será de 1.039 m y el volumen de embalse de 5.496 Hm3. La central del aprovechamiento contará con 4 turbinas tipo Francis, con una potencia unitaria de 159,25 MW y una potencia instalada de 637 MWh, lo que permitirá una energía media anual de 1.750 GWh.

DATOS

MM/$US

es el costo operativo de funcionamiento de la Central Hidroeléctrica Chihuido I al año, ubicada en Argentina.

aporte hidroeléctrico al sistema argentino de interconexión

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petróleo & gas

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En Brasil y Colombia, se han tomado medidas para la atracción de capital privado como medio de asegurar inversiones en exploración y recuperar el nivel de reservas

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Informe 2013, Comisión Económica para América Latina y el Caribe

Informe 2013 de cepal

Cinco empresas estatales petroleras llevan la delantera en inversiones en latinoamérica

Un 11% de los recursos financieros mundiales destinados al petróleo provienen en su mayor parte de Petrobras (Brasil), Pemex petrol (Colombia) e YPF (Argentina). A nivel del Cono Sur Colombia y Brasil concentran las principales inversiones extranjera TEXTO: Lizzett vargas

n 2012 la inversión petrolera alcanzó su valor máximo, cercano a $us 70.000 millones, un 11% de la torta a nivel mundial, proveniente casi en su totalidad de cinco empresas estatales, Petrobras (Brasil), Pemex (México), Pdvsa (Venezuela), Ecopetrol (Colombia) e YPF (Argentina), señala el último informe de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL). De acuerdo a este documento, la inversión corresponde a gastos de capital en procesos de exploración y desarrollo de reservas en la región de las mayores empresas estatales y extranjeras, sin incluir inversiones por la compra de propiedades o áreas, destinadas a actividades de refinación, distribución y comercialización a nivel mundial. El análisis muestra, que de 70 empresas analizadas a nivel de la región en la gestión 2012, se sitúa en primer lugar la empresa estatal Petrobras de Brasil, con un total de $us 23 mil millones. En el caso de Petróleos de Venezuela SA (PDVSA) comparte el segundo lugar con Petróleos Mexicanos (Pemex), con lo que cada compañía invirtió $us 15 mil millones. En este mismo análisis, figura la Empresa Colombiana de Petróleos (Ecopetrol) con $us 4 mil millones, haciendo énfasis que la compañía posee cerca del 70% del mercado en su país. El último puesto en este informe lo ocupa la petrolera argentina Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) con $us 3 mil millones. Asimismo la investigación, estima que cerca del 77% del total (promedio mundial de estas inversiones) será destinado a actividades de exploración y producción, y el resto a refinación, distribución o comercialización. Según el informe de Cepal, este escenario es producto de dos tendencias relativas a las políticas de participación del capital extranjero, que tienen distinta incidencia en la inversión en el sector petrolero, específicamente en el área de exploración y desarrollo. El segundo aspecto, se refiere a que estos países (Argentina, Brasil, Colombia, México y Venezuela), emprendieron procesos de nacionalización o de ampliación del control estatal, como fue el de Venezuela a partir de 2000 y la Argentina en 2012. Esta situación se caracterizó, entre otros

cifras

MIL MM/$US

400

MIL MM/$US

es la inversión en exploración petrolera que destinaron cinco empresas estatales de este rubro en ALC. destinarán Argentina, Brasil, Venezuela, México y Colombia en hidrocarburos no convencionales.

motivos, por el establecimiento de la propiedad pública con respecto a la producción y los activos petroleros, renegociaciones que se materializaron en contratos de operación, de servicios y mixtos, además de una mayor participación de las empresas petroleras estatales y una imposición fiscal creciente. Estos puntos señalados, en todo caso, parecen no haber impedido que varios de estos países representen importantes destinos de la inversión extranjera. En el Brasil y Colombia, por un lado, se han tomado medidas para la atracción de capital privado como medio de asegurar inversiones en exploración y, de esa manera, recuperar el nivel de reservas y de producción que empezó a declinar hacia fines de los años noventa. Por lo tanto, resalta que estos países permitieron una mayor participación privada en la producción, al suscribir contratos de concesión con socios estratégicos privados; adjudicaron áreas tradicionales y no tradicionales en subasta internacional (en que las compañías petroleras nacionales, como Petrobras y Ecopetrol, también compitieron); efectuaron reformas fiscales incorporando regalías escalonadas, y emitieron licencias exploratorias con plazos más amplios. Por otro lado, México mantiene desde 1932 un monopolio estatal que limitó la participación del capital privado en la industria. Sin embargo, podrían surgir a mediano plazo nuevas oportunidades para la inversión extranjera a medida que se implemente la reforma energética aprobada, en la que está previsto mantener la propiedad estatal sobre el recurso y los activos de Pemex y permitir un incremento de la producción por medio de contratos de exploración y producción más activos, entre otros.

La brasileña Petrobras destina el 57% porcentaje de su presupuesto anual en exploració

AMéRiCA LATINA Y EL CARIBE: INVERSIóN EN EXpLORACIóN Y DESAROLLO DE HIDROCARBUROS (2005 - 2012) (en millones de dólares y porcentajes del total mundial)

Fuente: Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL)

De manera general para la región, el informe proyecta que en la medida en que el financiamiento de infraestructura y de actividades del sector petrolero esté ligado a la producción y entrega futura de petróleo, (petróleo por préstamos) que mantienen Colombia, Ecuador o Venezuela con bancos o compañías petroleras de China, podrían presentarse riesgos, debido a eventuales crisis de deuda y déficits públicos influidos por la volatilidad de los pre-

cios del crudo y los mercados de capitales. En este sentido, se asegura que la administración y control de los anteriores proyectos de inversión en una gestión eficiente, transparente e independiente por parte de las empresas estatales, junto con una alianza entre los grupos de interés en aspectos socioambientales y económicos, son consideraciones que propician una adecuada gobernanza de los recursos naturales. ▲

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Brasil proyecta replicar el éxito que se logró a partir de las rondas de licitación pasadas, con el nuevo esquema contractual que regirá a partir de la primera ronda del presal Informe 2013, Comisión Económica para América Latina y el Caribe

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petróleo & gas

puntos destacados del informe de cepal

llevan latinoamérica Foto: diario.latercera.com

x (México), Pdvsa (Venezuela), Ecoras directas de hidrocarburos.

ón y producción de hidrocarburos; incluyendo las operaciones en el presal.

Producción. México fue el principal productor regional tanto de petróleo (2,9 millones de barriles al día) como de gas natural (5.600 millones de pies cúbicos al día) en 2012. Precios. Si supera los 100 dólares por barril podría representar la antesala de una recesión económica y, por ende, de una reducción del consumo mundial de petró-

leo. Podría poner en peligro los ingresos fiscales de algunos países productores y que dependen en gran medida de sus materias primas. desafíos. Una tarea pendiente consiste en crear condiciones regulatorias, tecnológicas y de inversión que permitan el desarrollo de reservorios de recursos no convencionales en la Argentina y México,

yacimientos del presal en el Brasil, crudos extra pesados en Venezuela o recursos convencionales en los otros países. tendencias. Disponer de una oferta de energía proveniente tanto de fuentes renovables como no renovables. Buscar un desarrollo sostenible del recurso, que abarque: gestión económica, social y ambiental.

Brasil y Colombia acaparan la IED en hidrocarburos A nivel de país, Brasil y Colombia son los principales destinos de Inversión Extranjera Directa de Hidrocarburos (IED), principalmente por suscribir contratos de concesión con socios estratégicos privados. Entre ambos concentran un 50% del ingreso de capitales a nivel región, según estudio de Cepal en base a datos de 2012. La IED corresponde a los montos anuales medios de los periodos y en algunos casos pueden estar incluidas todas las actividades de la industria. Se consideran los montos de inversión en nuevas plantas, y las fusiones y adquisiciones de empresas o activos por parte de empresas no residentes en el país declarante. El informe señala que Brasil, en las nueve rondas anuales de licitación efectiva que se realizaron hasta 2008, se observa el importante flujo de inversión por parte de empresas extranjeras y nacionales en la re-

AMéRiCA LATINA Y EL CARIBE: invErsión ExtranjEra dirEcta (iEd) En hidrocarburos (1996-2012) (En miles de millones de dólares y porcentajes del total)

Fuente: Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL)

caudación por bonos a la firma de contrato, compromisos de exploración mínimos y contenido local en bienes y servicios. La recaudación media por bonos en cada ronda ascendió a $us 289 millones y las máximas expectativas de los inversionistas se reflejaron en 2007 (año de descubrimiento de los recursos del presal) cuando ofertaron casi $us 39.000 por kilómetro cuadrado (km2). Para actividades exploratorias se comprometieron en promedio $us 500 millones en cada ronda, y 2007 fue el año en que se alcanzó el mayor valor comprometido, que ascendió a $us 25.000 por km2. El promedio del contenido local por ronda ascendió a cerca del 57% para actividades de exploración, desarrollo y producción. Actualmente se proyecta replicar el éxito en la captación de inversiones que se logró a partir de las rondas de licitación pasadas, con el nuevo esquema contractual

que rige a partir de la primera ronda de licitación de áreas del presal efectuada a finales de 2013, caracterizado por contratos de producción compartida, con una cuota inicial mínima del 30% para Petrobras, en un escenario de mayor regulación estatal. En Colombia, una limitada capacidad del sistema de transporte, junto con una menor seguridad física, podría contribuir a demorar la ejecución de inversiones en exploración y desarrollo, y restringir los volúmenes exportables a los Estados Unidos. Asimismo, la balanza comercial energética entre ambos países podría verse influida por la importación de servicios petroleros e inversión con transferencia tecnológica estadounidense para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales en campos colombianos, aspectos dados por la potencialidad del acuerdo de libre comercio suscrito en 2012.

En 4 años el presupuesto para shale se duplicará El monto de inversión presupuestado para hidrocarburos no convencionales asciende a más de $us 400.000 millones para su ejecución en los próximos cuatro años, cifra que duplica el monto ejecutado en el 2013. En la región, la asociación entre compañías privadas y estatales en proyectos relacionados con los hidrocarburos no convencionales en la Argentina, México y Colombia, los yacimientos del presal en el Brasil o el crudo extrapesado en Venezuela, entre otros, enfrenta desafíos asociados al financiamiento y ejecución de este considerable monto destinado a este tipo de recursos.

Según el análisis de Cepal, este fenómeno se da ante la eventualidad de una futura caída de los precios internacionales y la urgente necesidad de desarrollar el recurso de hidrocarburos. Una eventual extracción acelerada del recurso petrolero, presionada por condicionantes financieras, podría asimismo poner en discusión aspectos asociados a su valoración en condiciones de incertidumbre, su disponibilidad, la generación sostenible de beneficios futuros para la sociedad y la vulnerabilidad que representa la dependencia respecto de mercados de exportación limitados.

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TEXTO: Lizzett vargas o.

a nueva Unidad de Crudo de la Refinería Gualberto Villarroel en Bolivia, registra un 51% de avance, lo que le permitirá el montaje de los equipos de gran dimensión y alta ingeniería, arribados recientemente hasta el lugar. “Este importante proyecto tiene una inversión de $us 93,6 millones y se constituirá en la segunda Unidad de Crudo de esta refinería”, destacó hoy Guillermo Achá, gerente General de YPFB Refinación. Para cumplir con este hito histórico del sector de hidrocarburos desde la construcción de los complejos refineros, YPFB a través de su subsidiaria YPFB Refinación, realiza todos los esfuerzos para la llegada temprana de los equipos que forman parte de la ruta crítica del proyecto. “Prueba de ello es el arribo de la columna debutanizadora y el separador de nafta, además de la columna diésel Stripper y el separador de antorcha. También se suman acumuladores, tambores, separadores de drenaje, filtros de gas combustible, accesorios de instrumentación, de control, y más de 500 toneladas de tuberías”, detalló Achá. Aclaró que estos equipos serán mon-

la experiencia y dedicación de los responsables de este proyecto permiten garantizar que todos los equipos llegarán a la refinería Gualberto Villarroel hasta marzo de 2014

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Guillermo Achá, gerente general de YPFB Refinación

Refinería boliviana gualberto Villarroel

Unidad de crudo con 51% de avance y alistan montaje Recientemente arribó parte del equipo de la “ruta crítica” del proyecto, que fue transportado vía marítima y terrestre.La construcción tiene una inversión de $us 93.6 MM. tados en las bases de hormigón ya construidas y de esta forma el cronograma del proyecto siga de acuerdo a lo planificado. “Estos equipos están siendo trasportados vía marítima-terrestre. Son equipos del orden de los 25 a 30 metros de largo y unos 3 a 5 metros de ancho, para esto se han considerado unidades de transporte especiales como ser sistema de módulos, lowboy deprimido, lowboy extensibles, coordinando constantemente para una logística efectiva con la obtención de los permisos viales correspondientes”, dijo Achá. Los equipos fueron fabricados en España, Corea, China, México, Francia, Italia, Portugal, entre otros y son construidos a medida, resultado de la ingeniería desarrollada para el proyecto.

Foto: YPFB

petróleo & gas

Los equipos serán montados en las bases de hormigón ya construidas en la refinería Gualberto Villarroel .

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“El tiempo de fabricación de los equipos mayores generalmente se convierte en una variable crítica, sin embargo por la experiencia y dedicación de los profesionales responsables de este proyecto permiten garantizar que todos los equipos llegarán a la refinería Gualberto Villarroel hasta marzo y de esta manera concluir la planta hasta septiembre de 2014”, indicó Achá. El proyecto se inició en febrero de 2012 con el desarrollo de una ingeniería conceptual, seguida de una ingeniería básica e ingeniería básica extendida. Inició su etapa más importante el 7 de septiembre de 2013 con la inauguración del inicio de obras (construcción), misma que concluirá con la entrega de la nueva planta en septiembre de este año. Una vez concluida, la planta tendrá una capacidad de procesamiento de 12.500 barriles por día (BPD) de petróleo crudo de 59°a 61°API. Permitirá principalmente contar a Bolivia con mayores volúmenes de producción de diésel oil por un volumen de aproximadamente 20 millones de litros por mes, 63 toneladas métricas por día de Gas Licuado de Petróleo. Además volúmenes adicionales de gasolina media que serán procesados en la Nueva Unidad de Reformación Catalítica (proyecto en ejecución), permitiendo

entregar al mercado interno a partir de la gestión 2016, 34 millones de litros de gasolina especial por mes, garantizando de esta forma un autoabastecimiento y finalizando el periodo de importación de gasolina para elpaís. El beneficio socio económico de esta Planta considerando los ahorros por concepto de subvención, mayor recaudación de Impuesto Especial a los Hidrocarburos y sus Derivados (IEHD) e ingresos generados por la comercialización de diésel y GLP, serán en promedio $us 275.692.954 anuales. Esta cifra permite que la inversión pueda ser recuperada en un promedio de cuatro meses y medio, haciendo de esta Planta un proyecto de inversión económicamente viable, con retorno garantizado, indicó en una nota de prensa YPFB Corporación. ▲

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esta obra Permitirá a Bolivia con mayores volúmenes de producción de diésel oil por un volumen de aproximadamente 20 millones de litros por mes y 63 toneladas métricas por día de Gas Licuado de Petróleo.

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Foto: YPFB

petróleo & gas

Llegada de los equipos críticos destinados a la construcción de la nueva Unidad de Crudo. Arribaron más de 500 t de tuberías.

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TEXTO: Edén gArcía S.

omará por lo menos tres años desde las firma de nuevos contratos con compañías privadas para que México incremente su producción de petróleo, que ha venido en descenso paulatino desde el 2005, según expertos de la consultora estadounidense IHS consultados por Reporte Energía. Si bien ya se aprobó la nueva Reforma Energética, aún se espera la reglamentación que defina las sociedades, remuneraciones y el rol de empresas locales y foráneas, lo que puede llevar algún tiempo más. De acuerdo a Bob Fryklund, director de Estrategia de Upstream, la reforma que abre al capital privado nacional y extranjero los recursos energéticos de este país, ayudará a proporcionar la inversión, tecnología y las alianzas que se necesita para incrementar la producción en aguas profundas y de hidrocarburos no convencionales. “Estas inversiones llevarán algo de tiempo para mostrar el crecimiento de la producción, probablemente entre tres a cinco años desde la firma inicial de los contratos”, señaló el experto en hidrocarburos. En esta misma línea, Steve De Vito, director Senior Regional Equipos las Américas de IHS, aseguró que ahora que la industria petrolera mexicana abrió el segmento de exploración y producción a empresas multinacionales habrá un impacto positivo importante en la producción de petróleo. “Históricamente los principales problemas han sido la insuficiente inversión del gobierno mexicano y la falta de acceso a las nuevas tecnologías”, acotó De Vito. México ha sufrido en los últimos años un descenso considerable en la producción de petróleo pasando de explotar 3,4 millones de barriles por día (MMbpd) en el 2004 a 2,5 MMbpd el 2013, según datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Gran parte de este declive se debe a que el gigantesco campo Cantarell entró en un proceso acelerado de declinación. En el mismo periodo mencionado, la producción pasó de 2,1 MMbpd a 380 mil barriles por día (Mbpd). Fue gracias al desarrollo de otros campos como Ku-Maloob-Zaap y Activo Litoral de Tabasco que el descenso de la producción petrolera de México no fue aún mayor. En este sentido, el director general de

La facultad que tiene el Gobierno para realizar contratos con privados detonará la inversión, sin necesidad de sacrificar recursos en otras áreas, como sucede hasta ahora

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Oscar Roldán, director general de la Comisión Nacional de Hidrocarburos

expertos de IHS optimistas

México: esperan reglamento a reforma energética para elevar producción petrolera Se tuvo un descenso en la producción de crudo en los últimos diez años, debido al declive acelerado del campo Cantarell. Se espera mejorar el desempeño a mediano plazo. Foto: metalandsoul.blogspot

Petróleo & GAS

Industria Cantarell. Fue el principal activo de producción de México y del mundo hasta el 2008. Tiene más de 30 años de vida productiva. Gas. La producción de gas ha mantenido un nivel importante; sin embargo aún se importa GNL para cubrir el consumo. En el 2013 se produjo 6.370 millones de pies cúbicos día. Reforma. Luego de aprobarse la Reforma se espera la reglamentación que defina las sociedades, remuneraciones y el rol de empresas locales y foráneas.

Operación de la CNH, Oscar Roldán, señaló a Reporte Energía que México posee una gran cantidad de recursos petrolíferos en diversos tipos de cuencas y que la reforma recientemente aprobada permitirá multiplicar la capacidad de ejecución en exploración y extracción de hidrocarburos. “La facultad que ahora tiene el Gobierno para realizar contratos con privados detonará la inversión en el sector, sin necesidad de sacrificar recursos en otras áreas prioritarias, como sucede hasta ahora”, puntualizó Roldán, al momento de señalar que los contratos que podrá realizar el Estado mexicano permitirán atender los distintos segmentos de la cadena petrolera, mientras Pemex (Petróleos Mexicanos) se fortalece y concentra en aquellas áreas donde tiene la mayor experiencia y conocimiento a nivel internacional. Destacó que Pemex es actualmente la empresa líder en producción de crudo en aguas someras y es en esta área en la que debe concentrar todos sus esfuerzos, ya que además le genera la mayor rentabilidad en el país. ▲

La producción del campo Cantarell llegó hasta los 2,2 millones de BPD de petróleo en sus mejores momentos.

DATOS Producción del proeycto 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Producción Nac. Aceite (mbd) 3,371 3,383 3,333 3,256 3,076 2,792 2,601 2,577 2,553 2,548 2,522 Cantarell 2,108 2,125 2,029 1,788 1,464 1,009 646 501 449 404 380 Akal 2,028 2,038 1,937 1,701 1,388 925 543 370 314 234 203 Otros 79 87 92 87 75 84 104 131 135 170 176 Chicontepec (ATG) 11 22 25 23 23 29 30 41 53 69 66 Ku-Maloob-Zaap 294 304 322 404 527 706 808 839 842 855 864 Ku 197 191 203 269 327 364 353 337 311 277 258 Maloob 50 53 47 54 73 113 170 218 243 279 298 Zaap 41 57 69 71 113 225 277 274 280 290 299 Otros 6 3 3 10 14 4 7 10 8 8 9 Activo Litoral de Tabasco 39 66 96 143 194 192 212 248 284 319 299 Crudo Ligero Marino 39 66 96 141 187 186 194 199 199 193 159 Yaxché - - - 2 6 7 19 44 84 122 111 Tsimin-Xux - - - - - - - - - 9 29 Otros 0 0 0 0 0 0 0 5 1 0 0 Región Sur 483 473 497 491 465 459 498 532 531 508 481 Otros 437 393 364 406 403 397 407 416 394 392 433

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Breves

negociación, inclusive de los precios”, destacó Álvaro Arnez, viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos. Actualmente, Bolivia exporta a Brasil por el contrato GSA 31,6 MMmcd y a la Argentina 19 MMmcd de gas natural, mientras que la demanda en el mercado interno bordea los 10 MMmcd. “Bolivia llegaría a exportar aproximadamente cerca de 53 MMmcd, que es una cifra histórica. Si incluimos el mercado interno llegamos a procesar 63 MMmcd, esto genera certidumbre para la gestión 2014”, puntualizó Arnez. También afirmó que estos nuevos recursos beneficiarán económicamente a las gobernaciones departamentales, municipios, universidades y los sectores de salud y educación. Foto: Archivo Reporte Energía

Los 20 día de exportación interrumpible de gas a Brasil significará para Bolivia un ingreso de $us 16,6 millones, según el Ministerio de Hidrocarburos y Energía de este país. Durante este tiempo la estatal petrolera, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) enviará un volumen de 2,24 MMmcd (millones de metros cúbicos día) con destino a la termoeléctrica de Cuiabá, Brasil. Este incremento en la demanda brasileña se debe al movimiento económico que genera la organización del Mundial de fútbol el 2014 y las Olimpiadas el 2016. El contrato suscrito permitirá trabajar en un nuevo acuerdo interrumpible de largo plazo, a ser suscrito por los presidentes de YPFB y Petrobras, una vez sean acordados los términos y condiciones del mismo. “Este escenario hace favorable a la

Foto: radiopatuju.blogspot

Se recibirá $us 16,6 MM por contrato interrumpible

Los 20 días de exportación interrumpible de gas a Brasil significará para Bolivia un ingreso de $us 16,6 millones.

Trinidad, Riberalta, Guayaramerín y Cobija cuentan con suficiente combustible, según YPFB.

abastecen con carburantes a comunidades afectadas Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) desplegó una acción logística para garantizar el abastecimiento de gasolina especial, diesel oil y Gas Licuado de Petróleo (GLP) en las poblaciones afectadas por las inundaciones en el norte de Bolivia, señaló un comunicado de prensa de la estatal petrolera. Las zonas comerciales de Yacimientos en Trinidad, Riberalta, Guayaramerín y Cobija cuentan con el suficiente producto almacenado para abastecer a la población con los carburantes mencionados, afirmó el gerente Nacional de Comercialización de YPFB, Mauricio Marañón. “En Trinidad existe afluencia de producto continuo desde Santa Cruz, vía terrestre; en Guayaramerín la afluencia es continua desde Trinidad vía fluvial; en Riberalta existe afluencia normal de carburantes; y en Cobija

la comercialización es regular con productos que vienen desde Guayaramerín vía terrestre”, explicó Marañón. Los puntos de despacho de los productos cuentan con un saldo de 1.800.000 litros de gasolina, 2.900.000 litros de diesel oíl y un equivalente a 22.812 garrafas de GLP, y el transporte hacia los puntos de despacho sigue sin restricciones. En coordinación con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y Ademaf, se busca dar soluciones al abastecimiento de combustibles en los diferentes municipios. “YPFB, en función a su obligación de abastecimiento y en base a las instrucciones y acciones efectuadas desde la Presidencia del Estado, realiza los esfuerzos para llegar con combustible a las comunidades afectadas por las inundaciones”, indicó la estatal petrolera.

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Minería

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Lamentamos que el grupo de la GNRE haya contratado directamente a la consultora alemana Ercosplan cuando debía haber dado oportunidad a las empresas bolivianas

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Saúl Escalera, experto en ingeniería

Saúl Escalera, experto en ingeniería*

PLANTA DE POTASIO: ¡EN BOLIVIA SE CUENTA CON EL CONOCIMIENTO TECNOLÓGICO! El autor critica a la Gerencia Nacional de Recursos Evaporíticos de Comibol por contratar una empresa europea para el diseño de una planta de flotación de KCI, siendo que existe los recursos humanos formados en el país para tal fin.

Proceso de Flotación del Cloruro de Potasio En el proceso para concentrar silvita (KCl),

Foto: evaporiticos.gob.bo

n varios discursos el presidente del Estado Plurinacional, Evo Morales, ha pregonado que “Bolivia debe liberarse de la dependencia tecnológica que tiene de las potencias extranjeras, formando profesionales de alto nivel científico para crear Ciencia y Tecnología (C&T) en el país”, inclusive ha otorgado becas a Corea, Francia y China a jóvenes profesionales para entrenarse en tareas de Investigación y Desarrollo (I&D), que les permita luego crear C&T cuando regresen a su patria. Aplaudimos todas estas acciones del Gobierno Nacional porque apuntan a llenar un sentido vacío en las áreas tecnológicas no tradicionales en Bolivia, v.g. petroquímica y espacial-satelital. Pero cuando se trata de tecnologías para concentrar minerales por el proceso de flotación, Bolivia tiene una rica tradición tecnológica, donde Comibol y las empresas mineras medianas y pequeñas las utilizan actualmente con eficiencia para producir concentrados de estaño, zinc, cobre y otros de calidad de exportación. Por lo expuesto, llama mucho la atención que la Gerencia Nacional de Recursos Evaporíticos (GNRE) de Comibol haya contratado en forma directa y pagado $us 4,8 millones a la consultora alemana Ercosplan, financiados con recursos del crédito del Banco Central de Bolivia (BCB), para el diseño de una planta de flotación para producir 700.000 toneladas por año de cloruro de potasio (KCl) con 95% de pureza, a partir de la salmuera del Salar de Uyuni. Cabe reconocer que Ercosplan es una firma de ingeniería que tiene 50 años de experiencia en el diseño de plantas de cloruro de potasio, por lo que estamos seguros que realizó un buen trabajo. Pero, si la licitación hecha por la GNRE hubiera sido abierta, las consultoras bolivianas en ingeniería habrían respondido positivamente garantizando calidad de trabajo y prontitud de entrega del diseño y especificaciones de la planta de flotación, e inclusive ofertando precios más económicos que la alemana Ercosplan. Además y tal vez más importante, se habrían abierto fuentes de trabajo para ingenieros y técnicos bolivianos expertos en flotación, tal como demostramos en el presente artículo.

Escalera sugiere que se construya un módulo de flotación y no dos como tiene diseñado Ercosplan.

la primera operación que se realiza es la cosecha de la silvinita (KCl+NaCl) cristalizada de las piscinas de evaporación, que es una operación mecánica realizada con bulldozers y palas mecánicas, y luego es transportada a una planta de molienda del mineral seguido de una operación de tamizado para producir mineral clasificado en tamaños apropiados para su flotación. Este material es luego enviado a la planta de flotación donde es colocado en buzones de alta capacidad para alimentar las celdas de cada circuito de flotación grueso y estándar. La flotación de KCl se realiza para separarlo de la halita (NaCl) en medio de salmuera (solución supersaturada de sales en agua) a un pH natural y una pulpa de 20% sólidos, utilizando celdas de flotación revestidas con material resistente a la corrosión y los ductos de transporte son fabricados con PVC de alta densidad. En la industria canadiense, la mayor productora de potasio en el mundo, el proceso para flotar silvita KCl se realiza en dos circuitos separados: granulado (–6+25 mallas) y estándar (–25+150 mallas). La flotación del circuito estándar (–25+150 mallas) no presenta ningún problema y se usa una amina primaria (RNH2) de cadena carbónica larga (R=C20) como colector catiónico y MIBC (alcohol compuesto) como agente espumante. La amina primaria es muy selectiva y se adsorbe a las partículas de KCl para flotarlas fácilmente y sacarlas de la celda por medios mecánicos; las aminas primarias no tienen ningún efecto sobre las partículas de NaCl

que se depositan el fondo de la celda, el concentrado obtenido sale con ley de 98% KCl y la recuperación es del 93%. La flotación del circuito granulado (–6+25 mallas) es más difícil por el tamaño grande de las partículas de KCl, por lo tanto, además del colector amina primaria hay necesidad de añadir fuel-oil como “agente extensor” para dar mayor hidrofobicidad a la partícula, también se añade un óxido de amina como “promotor–espumante”, que actúa sobre la espuma haciéndola más resistente y estable para que las partículas flotadas de KCl sean removidas de la celda con facilidad. El agente “óxido de amina” fue ideado y desarrollado por el autor del presente artículo cuando trabajó como investigador Senior en la Sherex Chemical de USA y fue aplicado con éxito en la planta de COMINCO de Saskatchewan, Canadá, para la flotación de KCl gruesa (–6+25 mallas) produciendo concentrados de 96% KCl y una recuperación de 90%. Estos excelentes resultados permitieron que el autor del presente artículo obtenga la patente de invención: US PATENT No. 4.325.821 el 20 de Abril 1982. Desde el año 2009 el autor ha ofrecido transferir la tecnología de su invención al Ministerio de Minas y Metalurgia y al grupo GNRE de Bolivia y hasta hoy no ha recibido ninguna respuesta. Proceso de Flotación de KCl Desarrollado por la GNRE-Bolivia Recordamos que el año 2008 el Gobierno Nacional conformó la Comisión Científica llamada CCII– REB de técnicos bolivianos bajo la supervisión de Luis Alberto Echazú,

gerente de la GNRE de Comibol, para desarrollar el proceso de producción del litio y del potasio del Salar de Uyuni con financiamiento inicial de $us 5,7 millones del Gobierno Boliviano. Luego de cuatro años de hermetismo total, en Marzo 2012, José Bustillos, de la GNRE en su conferencia Avance en la Industrialización de los Salares de Bolivia, en Codepanal, La Paz, presentó el diagrama de flujo del proceso de flotación de KCl desarrollado por esta gerencia en cuatro años de trabajo y en base al que se construyó la planta de Llipi-Llipi. Explicó además que la demora se debió a que se trabajó en la investigación de un proceso propio y luego se procedió a la construcción de la planta piloto de 1.000 TM/ mes de silvinita (KCl+NaCl), con un costo total de $us 17 millones. Finalmente, la planta de KCl en Llipi-Llipi fue inaugurada en Septiembre del 2012. En Noviembre 2013, durante el Primer Congreso de Ingeniería Industrial de la FNI– UTO, el autor del presente artículo presentó una ponencia con el análisis técnico sobre los resultados obtenidos en la Planta de Llipi–Llipi y los comparó con los de la planta Cominco de Saskatchewan en Canadá. Esta comparación dio como resultado las siguientes observaciones, las 21 piscinas de evaporación que tiene la GNRE son muy lentas y demoran más de un año en producir la silvinita alimentada a la planta de flotación de KCl. Además producen una silvinita con ley pobre en contenido de K (40% KCl) para ser alimentada en la planta de flotación. Esto quiere decir que no se está controlando bien

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Sugerimos que el Gobierno encargue a la GNRE que contrate firmas bolivianas para la construcción de la infraestructura de la planta de KCl en Uyuni a ser adjudicada

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Saúl Escalera, experto en ingeniería el proceso de cristalización en las piscinas de evaporación. Otra observación es que la ley de la mena alimentada a la planta de Llipi–Liipi es de apenas 20% KCl, un material muy pobre comparado con la alimentación a la planta en Atacama, Chile, que es de 34% de KCl y la planta canadiense que generalmente tiene una ley de silvinita de 40% KCl. Además, el concentrado de silvita obtenida en Llipi–Liipi es de baja calidad con ley de 76 % KCl haciendo que el radio de concentración sea de 10, lo que quiere decir que hay mucha pérdida de KCl en las colas (nonfloat). La recuperación de KCl es de apenas 80%, esto quiere decir que hay mucha pérdida de KCl en las colas (non–float), mientras que el concentrado producido tiene un tamaño de grano de –14+48 mallas (Serie Tyler), que no es granulado ni estándar y no se ajusta a las exigencias del mercado internacional de potasa (KCl) que tradicionalmente ofrece tres tamaños. Ellos son: granulado (– 6+20 mallas) con ley de 96% KCl, estándar (–20+65 mallas) con ley de 98% KCl y fino (–65+150 mallas) con ley de 95% KCl, donde el precio del granulado ($US 200/TM) es mayor al del estándar ($US 100/TM) porque es más apetecido por los agricultores por tener un efecto residual en su función como fertilizante para las plantas. Entonces, consideramos que el producto concentrado de KCl de la GNRE no podrá competir en el mercado sudamericano, especialmente Venezuela que compra KCl del Canadá para su planta NPK en el Estado de Valencia, porque no producen los tamaños grueso y estándar que normalmente requiere la industria de fertilizantes NPK en el mundo. Como resultado del análisis concluimos que el proceso de flotación de KCl desarrollado en laboratorio por el grupo GNRE no ha seguido el protocolo científico de investigación acostumbrado, porque ha cometido errores conceptuales y de procedimiento, sin tomar en cuenta lo que se practica en la industria mundial del potasio y por ello los resultados son pobres. Solo esperamos que la Ercosplan, como expertos mundiales que son, hayan mejorado el proceso para luego diseñar la planta industrial de KCl, según los estándares que exige el mercado mundial de potasio; sólo así se podría justificar el alto precio cobrado por la consultora alemana para realizar el estudio y diseñar la planta. Capacidad de la Planta de

bre y otros metales Flotación Diseimportantes, y que ñada por ERCOSEn la industria canainclusive operaron PLAN diense, la mayor proen plantas de hasta El gerente de la ductora de potasio en 1.000 TM/día en ColGNRE ha informado el mundo, el proceso quiri de Comibol. que la capacidad de para flotar silvita KCl se Entonces operar la planta diseñada realiza en dos circuitos una planta de flotapor la alemana ERseparados: granulado ción de silvita será COSPLAN es para la (–6+25 mallas) y estánrelativamente fácil producción de 700 dar (–25+150 mallas) para los ingenieros mil toneladas/año bolivianos, tal vez el de cloruro de potamanejo de algunos equipos modernos de sio con 95% de pureza en términos de KCl. flotación, celdas cilíndricas, sea un tanto diTambién informó que la planta utilizará ferente que el de las antiguas celdas cúbicas como materia prima 2,20 millones de mede flotación; sin embargo nada difíciles de tros cúbicos por año (6.100 metros cúbicos/ aprender. día) de KCl+NaCl cristalizada, que proveerán Cabe resaltar que la Facultad Nacional las piscinas de evaporación instaladas en el de Ingeniería (FNI) de la UTO en Oruro, posee salar de Uyuni. La planta será construida en la capacidad de realizar pruebas de laboraun área de 500 por 500 metros y podría estar torio para desarrollar tecnología de flotación concluida el 2016. de minerales. En la misma ciudad está SpecAhora bien, como el radio de concentratrolab, un centro donde se realizan estudios ción en el proceso desarrollado por la GNRE mineralógicos, composición, granulometría, y probado en la planta de Llipi-Llipi es de 10 determinación de (calculado por el auleyes de minerales tor en base a los rey productos prosultados informados La ley de la mena alicesados, utilizando por la GNRE), para mentada a la planta de métodos modernos producir las 700.000 Llipi–Liipi es de apenas por espectrografía TM/año de concen20% KCl, un material de emisión, de ratrado KCl, en la planmuy pobre comparado yos X y de absorción ta diseñada por la con la alimentación a atómica. Ercosplan se requiela planta en Atacama, Asimismo, en ren de 7 millones de Chile, que es de 34% de Bolivia existen emTM/año de mena silKCl presas que poseen vinita, o sea, 19.500 el conocimiento TM/día de silvinita, para elaborar proyectos, dimensionar equiesto significa que cada una de las 21 piscinas pos y diseñar plantas de flotación con solde evaporación que tiene la GNRE en Uyuni vencia tecnológica y a un costo menor que tendrá que producir 925 TM/dia de costra de las firmas de ingeniería del exterior. silvinita para ser cosechadas y alimentadas a En efecto, en La Paz está la empresa la planta de flotación de KCl. Mineral Processing, una consultora de deLa pregunta obligada es ¿Podrán las 21 sarrollo y diseño de procesos metalúrgicos; piscinas de evaporación producir suficiente en Santa Cruz está la empresa metal mecácantidad de mena silvinita para alimentar a la nica Carlos Caballero de Santa Cruz, que es planta de flotación de KCl? dudamos que lo la más grande y más completa de Bolivia y hagan y al final tendremos una planta sobreconstruyó el horno Ausmelt y toda su estrucdimensionada al igual que la de Karachipamtura para la fundición de estaño de Vinto en pa, que también fue diseñada y construida Oruro. por una empresa alemana Klockner, que por En Cochabamba está la empresa falta de mineral no entró en funcionamiento Enabolco, con experticia en proyectos de inhasta el día de hoy. geniería, construcción de estructuras metálicas y utiliza tecnología de punta aplicando Expertos Bolivianos en Flotación robótica para diseñar y construir sistemas de Por lo expuesto anteriormente, la flotacontrol de calidad para diversas industrias. ción de silvita para separarla de la halita no También hay industrias nacionales exdebe ser un problema para los ingenieros y pertas en la fabricación de equipos y accesotécnicos bolivianos, porque estamos acosrios para plantas de concentración de minetumbrados a flotar minerales con mucha rales de buena calidad y precios económicos eficiencia desde hace muchos años produque nada tienen que envidiar a las importaciendo concentrados de estaño, zinc, co-

“

Minería das del exterior, v.g. Aceros Tesa en Oruro. Habiendo demostrado en este artículo que existen empresas bolivianas calificadas para el diseño de la planta de KCl en Uyuni, lamentamos que el grupo de la GNRE haya contratado directamente a la consultora alemana Ercosplan cuando debía haber dado oportunidad a las empresas bolivianas para realizar dicho trabajo. Sin embargo, con la finalidad de aportar con ideas creativas, recomendamos al MMM y la GNRE que tome las siguientes medidas. Primero, consideramos necesario y urgente que el Gobierno Boliviano encargue al MMM formar una Comisión Científico–Técnica de alto nivel, contratando a expertos bolivianos en el rubro del procesamiento de evaporitas para realizar una auditoría técnica sobre el trabajo realizado por el grupo de la GNRE así como el diseño de la planta entregado por la Ercosplan, con el fin de determinar si el proyecto de industrialización del KCl del Salar de Uyuni elaborado garantiza una viabilidad económica y financiera, antes que la GNRE licite la construcción, el montaje, el equipamiento y la puesta en marcha de la fábrica este 2014. Segundo, se ha informado que el diseño de la planta entregada por la Ercosplan fue hecha para dos módulos de flotación, llamados trenes por la GNRE, cada uno produciendo 350.000 TM/año de concentrado KCl. Nuestra recomendación es que se construya solamente uno de ellos con el fin de satisfacer la demanda nacional que es de 100.000 TM/año de KCl y el resto de la producción de 250.000 TM/año de KCl podrá ser exportada para cubrir la demanda de fertilizantes potásicos de los países de la subregión andina, como Venezuela que importa potasa desde el Canadá. Finalmente, sugerimos que el Gobierno Nacional encargue a la GNRE que contrate firmas bolivianas de ingeniería para la construcción de la infraestructura de la planta de KCl en Uyuni a ser adjudicada. El tiempo de construcción civil, el montaje de los equipos y maquinaria, y la puesta en marcha será de dos años a partir de la orden de proceder y terminada en 2016. Si se les da la oportunidad, estamos seguros que las empresas bolivianas participarán con solvencia. Esto significará hacer patria. ▲

(*) Saúl Escalera es Ph.D. en Ingeniería en USA. Fue Investigador Senior de la Sherex Chemical Co, USA, donde obtuvo la Patente: US PATENT No. 4.325.821 en base a sus investigaciones sobre evaporitas del Canadá. Actualmente es Profesor Emérito de la UMSS y Consultor en Procesos Industriales con sede en CBBA.

16 al 28 de Febrero | 2014

petróleo & gas

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Schneider Electric está posicionado en media tensión en sector minero, cementero e ingenios azucareros. La fortaleza está el stock, porque garantiza marca y reposición

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Jerome Julien, director de Novelec

FIRMA ALIANZA ESTRATÉGICA CON COMPAÑÍAS NACIONALES

Gigante eléctrico mundial refuerza presencia en Bolivia Foto: Franco García Salazar

Novelec, será la empresa distribuidora mayorista de Schneider Electric, fabricante transnacional de productos para baja tensión. Electrored Bolivia SRL comercializará los mismos a nivel minorista. TEXTO: FRANCO GARCÍA .S

unque el fabricante Schneider Electric ya es conocido en el rubro industrial de Bolivia por sus productos para el área de media tensión, ahora la transnacional apunta al mercado de baja tensión con la meta de brindar productos de calidad con la experiencia y tecnología europea. Para concretar este objetivo, Schneider Electric firmó una alianza con la empresa Novelec, que será la distribuidora mayorista encargada de proveer estos insumos a sus canales de comercialización como Electrored Bolivia SRL cuya central está en La Paz, mientras que a nivel de tableros, ingeniería y construcción se concretó un acuerdo con la compañía Andia & Fernández de Cochabamba. A su vez, para el sector domiciliario se trabajará con la empresa con base en Santa Cruz, denominada JH, y con el rubro de los tableros industriales y breakers de distribu-

ción en plantas se tiene otra alianza con KG Automation. La idea según Jerome Julien, director de Novelec, es ordenar el mercado actual teniendo una red de canales “homogéneos y coherentes” divididos por roles y secciones como ser: distribuidores, que tienen el stock y efectúan la venta de mostrador; integradores que están ligados a proyectos, y los “tableristas”, enfocados en el área de construcción y armado de tableros. En este marco, hizo conocer que rubricaron un contrato por cuatro años con Schneider para ordenar el mercado, posicionar la marca, establecer una política de precios y brindar un servicio de calidad, considerado como uno de los factores más importantes por los clientes. Consultado acerca de la situación del mercado de baja tensión en Bolivia, Julien enfatizó que es el momento oportuno para ingresar a este segmento, tomando en cuenta el accionar de Schneider orientado a la optimización de la energía y el continuo crecimiento de la cobertura eléctrica en el país. “Schneider Electric ya está posicionado en media tensión en el sector minero, cementero y de ingenios azucareros. Entonces hay que seguir, mantener esa presencia y aumentar la oferta del producto. El enfoque mayor será el tema del stock, puesto que ello va a garantizar la marca y reposición”, aseguró.

René Jallaza, gerente general de Electrored Bolivia SRL, Jérome Julien, director de proyecto Novelec y Fernando Chaves, VP Partner Bussiness Unit dieron a conocer detalles de su alianza.

Ofrecen protección diferencial a clientes Uno de los productos novedosos que ofrece Schneider a sus clientes es la protección diferencial, que es un interruptor que quita la energía del equipo cuando la electricidad afecta accidentalmente a una persona, con lo que se evita desgracias personales mayores. Los dispositivos diferenciales residuales (DDR), o interruptores diferenciales (ID), están destinados a detectar las corrientes de defecto a tierra que pudieran producirse en una instalación disparando en un tiempo mínimo para garantizar la seguridad de las personas por un contacto indirecto y evitando la muerte por electrocución. En una instalación eléctrica sin toma de tierra, cuando una persona toca un equipo con falta de aislamiento, la corriente de defecto pasa a través del cuerpo de la persona, que al estar en contacto con el suelo hace de conductor y provoca el disparo del diferencial, sin embargo en una instalación con toma de tierra, el interruptor diferencial dispara cuando la corriente de defecto se deriva a tierra a través de la propia instalación, evitando que la persona reciba descarga eléctrica alguna.

Por su parte Fernando Chaves, VP Partner Business Unit de Schneider Electric, explicó que ofrecen energía segura, instalaciones de distribución con interruptores y térmicos para proteger casas y fábricas, además que pueden ser considerados como “inteligentes”, porque miden el tiempo de vida útil del equipo y la necesidad de mantenimiento. Los equipos “inteligentes” de Schneider Electric tienen que ver con instalaciones eléctricas, componentes, tableros o la instalación completa, llegando a sistemas de monitores de consumo y producción. Según Chaves, es posible utilizar la tec-

nología de los artefactos de Schneider para medir el consumo y de esta forma reducir el mismo. Por ejemplo, un proyecto ejecutado en Perú conllevó el aviso del uso de potencia en tiempo real, con lo que la compañía pudo ahorrar $us 2 millones en los primeros seis meses de aplicación de esta medida. Schneider es un grupo multinacional dedicado al rubro eléctrico en 180 países, que factura $us 30 mil millones, focalizado en equipos de baja y media tensión, que coadyuva a la implementación de sistemas de automatizaciones y es líder en soluciones de energía segura. ▲

DATOS

MMM/$US

es lo que facturó en el 2012 la compañía multinacional Schneider Electric en los 180 países en los que opera.

Electrored será el distribuidor principal En el marco de la alianza con Schneider y Novelec, Electrored Bolivia SRL apunta a captar el 25% del presupuesto de la firma internacional, manteniendo además similar porcentaje de crecimiento comercial a nivel nacional, anunció su gerente general, René Jallaza. “Somos comercializadores de material eléctrico. Venimos trabajando hace 16 años. El interés ha sido buscar líneas top y en esta oportunidad se nos presenta de hacer alianza con Schneider, una línea de primerísima calidad, de procedencia europea. Nuestros clientes buscan productos de este nivel”, sostuvo.

16 al 28 de Febrero | 2014

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)

92,39 91,45 92,15 93,78 93,54 93,96 94,51 96,35 97,23 96,66 95,82 97,49 97,34

106,44 108,02 107,12 108,09 107,46 108,45 108,01 109,17 109,69 109,69 109,14 108,72 109,1 108,83

ene 10, 2014 ene 13, 2014 ene 14, 2014 ene 15, 2014 ene 16, 2014 ene 17, 2014 ene 20, 2014 ene 21, 2014 ene 22, 2014 ene 23, 2014 ene 24, 2014 ene 27, 2014 ene 28, 2014 ene 29, 2014

ene 30, 2014 ene 31, 2014 feb 03, 2014 feb 04, 2014 feb 05, 2014 feb 06, 2014 feb 07, 2014 feb 10, 2014 feb 11, 2014 feb 12, 2014 feb 13, 2014 feb 14, 2014 feb 18, 2014 feb 19, 2014

Barrel)

98,25 97,55 96,44 97,24 97,4 97,84 99,98 100,12 99,96 100,38 100,27 100,31 102,54 103,46

MINERíA

GNV

109,36 108,16 106,55 107,04 106,81 108,15 110,12 110,18 109,21 108,62 108,98 108,63 110,14 110,37

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 Feb(al 18) 898.5 1,073.6 1,094.5 1,025.1 1,108.2 1,110.8 1,070.8 1,130.6 1,040.8 1,145.9 1,158.1 1,140.2 1,167.1 1,118.5 1,143.0 1,021.8 1,136.7 945.9 1,159.0 1,081.3 1,107.0 1,125.0 992.1 1,134.0 1,155.5 1,121.6 1,174.5 1,172.6 1,138.0 1,111.8 1,166.3 1,058.2 1,180.6 1,185.6 1,112.6 1,242.7 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 1,242.7

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 2013)

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 436.9 284.0 178.4 10.5 52.6 22.2 44.5 44.5 4.8 11.1 6.1 22.1 48.2 20.7 2.1 1,134.3

Feb(al 18) 443.6 287.0 180.3 11.4 53.5 19.3 45.2 44.6 5.2 12.2 5.7 22.9 48.9 21.1 2.1 1,183.7

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

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

Fuente: London Metal Exchange - MB

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 225.0 138.1 87.9 4.9 27.9 8.4 20.6 24.3 2.4 5.9 2.6 10.8 32.5 10.6 0.7 602.8

Feb(al 18) 125.4 81.6 51.5 2.8 16.1 5.4 11.2 14.5 1.5 3.6 1.5 5.6 15.8 7.4 0.4 344.3

AGENDA ENERGéTICA Del 5 al 7 DE marzo | new orleans - EEUU

del 17 al 21 de marzo | bogotá - colombia

DEL 26 AL 28 DE marzo | lima - perú

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 susu organizaciones federativas, con la finalidad de mejorar la interrelaión con todos los actores.

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.

Contactos y registro: bradridler@dmgevents.com

Contacto: vferreira@arpel.org.uy

Contacto: www.latinvep.org

DEL 17 AL 19 DE MARZO | CALIFORNIA - eeuu

del 18 al 19 de marzo| Río de Janeiro - Brasil

Del 23 al 25 de abril | Asunción- paraguay

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.

Una vez más, IADC (International Association of Drilling Contractors) celebrará su Conferencia Internacional de perforación en aguas profundas en Brasil, uno de los lugares preeminentes en aguas profundas del mundo.

Congreso y Exposición especializado en Electricidad, Hidrocarburos y Energías Renovables, organizado por IGEF, reunirá a compañías que empiezan a explorar oportunidades de inversión y otras en la provisión de servicios, aprovechando la apertura a capitales extranjeros del Gobierno paraguayo.

Contacto: fernando.ferreira@olade.org

Contacto: joshua.sanchez@iadc.org

Contacto: info@gasenergyforum.org

World Heavy Oil Congress

Health, Safety, and Environment in Oil and Gas Exploration and Production

Pueblos Indígenas y la Industria de Hidrocarburos

IADC International Deepwater Drilling Conference & Exhibition

LatinvE&P

Paraguay Energy Summit & Expo 2014

Fuente: CNDC

PRECIOS DE MINERALES - METAL BULLETIN (ENERO 2014) DIAS

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

ELECTRICIDAD