Edición 122 Reporte Energía by Branko Zabala

ISSN 2070-9218

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

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PETRÓLEO & GAS

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LAS VENTAJAS DEL PLAN DE EFICIENCIA ENERGÉTICA

Nro. Del 16 al 31 de Mayo de 2014

Según el viceministro de Desarrollo Energético de Bolivia, Franklin Molina, se logrará al 2030 un ahorro de 62.972 kilo barriles equivalentes de petróleo (kBep).

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

P-54

Foto: Archivo YPFB / Inspección obras en Refinería de Cochabamba

YPFB: PRODUCCIÓN DE GAS ALCANZARÁ LOS 64,7MMMCD.

P-14-15

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PETRÓLEO & GAS

VOLÚMENES DE PETRÓLEO Y GAS DEL PRESAL SUMAN 18% Su relevancia como zona productora en Brasil crece cada día y se espera que esta tendencia se dispare aún más con prospecto Libra. P 30-31

PETRÓLEO & GAS

BOLIVIA: FAMILIAS POBRES REEMPLAZAN USO DE LEÑA POR GLP El analista Mauricio Medinaceli hace notar que eliminar a futuro la subvencion al GLP será muy complicado por su alto impacto social.

Foto: Vepica

P-18

alianzas público-privadas, un modelo exitoso a seguir Según el secretario ejecutivo de Arpel, Jorge Ciaciarelli, este tipo de acuerdos generan oportunidades bajo el esquema ganar - ganar para Estados y compañías que desarrollan trabajos conjuntos en los países de la región. La necesidad de inversión de exploración y producción de hidrocarburos en LAC para el periodo 2012-2035 superará los $us 60 mil MM por año. P-20 Con el auspicio de: Abril 05

8.92 $us/MMBTU

WTI ($us/BBl de petróleo)

Precio / gas boliviano p/ Brasil

Abril 08

Precio / gas boliviano p/ Argentina

Abril 09

Abril 10

Abril 11

Abril 12

92.7 93.36 94.2 94.64 93.51 91.29

Precio / diésel internacional Precio / gasolina internacional

10.51 $us/MMBTU 9.53 Bs/lt 9.19 Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 15/04

4.25 dollars per million BTU

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

PETRÓLEO & GAS

EXPERTA PLANTEA SEIS PASOS PARA ASEGURAR REMEDIACIÓN AMBIENTAL Según la consultora María Requiz, se puede disminuir probabilidades de derrames, fugas y otros accidentes en operaciones del sector. P-16-17

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EDITORIAL DIRECTOR: MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

LA POLÍTICA HIDROCARBURÍFERA

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

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Branko Zabala

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ecientemente en Lima, el presidente interino de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), anunció que el monopolio estatal hidrocarburífero “estima una inversión de $us 1.932 millones en proyectos de perforación exploratoria en 42 áreas con potencial de petróleo, gas y condensado”. El anuncio, que busca reforzar la tesis de que el país cuenta con un potencial gasífero de 60 Trillones de pies cúbicos (TCF en inglés), aún no certificados, se lanza a la par de los 42 proyectos exploratorios con potencial de petróleo, gas y condensado que, a mayo de 2014, son ejecutados prácticamente por las mismas empresas operadoras presentes en el periodo previo a la asunción del presidente Morales, salvo excepciones como Petróleos de Venezuela y la china Eastern Petroleum. YPFB publica que oficialmente las empresas operadoras son la francesa Total; la brasileña Petrobras; la española Repsol por sí misma y en sociedad con YPFB Andina S.A.; la argentina Pan American Energy (que se encuentra en proceso de disputa con la subsidiaria YPFB Chaco S.A.); la brtitánica BG Group; las argentinas Pluspetrol, YPF, Tecpetrol y Petrobras Argentina (PESA); la rusa Gazprom; la estatal venezolana PDVSA por si misma (y Socia de YPFB en Petroandina); la boliviana Matpetrol; la china Eastern Petroleum y YPFB (casa matriz y las empresas subsidiarias Chaco y Andina). Por la legislación boliviana, YPFB está autorizada a suscribir contratos, bajo el régimen de prestación de servicios, con empre-

sas públicas, mixtas o privadas, bolivianas o extranjeras, para que dichas empresas, a su nombre y en su representación, realicen determinadas actividades de la cadena productiva a cambio de recibir una retribución o pago por sus servicios. Sin embargo, la política energética y las condiciones del país para la inversión, desde la llamada nacionalización con el Decreto Supremo 28701, la Ley 3058 (en vigencia desde antes de la nacionalización) y la nueva Ley de Inversiones que reemplazará a la promulgada por Paz Zamora en 1990, además del discurso de seguridad jurídica que, contradictoriamente no admite tribunales internacionales para dirimir controversias, no han sido atractivas a los ojos de nuevas empresas que busquen desembarcar sus inversiones en Bolivia. Habrá que ir más allá del discurso y analizar, desde el ministerio de planificación y el de hidrocarburos y energía, por que no somos competitivos frente a otros países de la región, evaluando las ventajas impositivas y la misma seguridad jurídica que ofrecen otros estados que, configurando un buen clima para la inversión, son considerados para el traslado de recursos que generan nuevas fuentes de empleo, transfieren conocimiento y elevan los ingresos del país. El escenario del cuarto congreso organizado por la estatal petrolera, es una excelente oportunidad para aprender por qué países con fuerte presencia del Estado, son atractivos a la inversión privada. ▲

¿Quién es quién?

Publicación Destacada

Fue designado consejero delegado de Repsol. Anteriormente se desempeñaba director general del área industrial y nuevas energías de esta misma empresa. Es licenciado en la Facultad de Ciencias Químicas de San Sebastián y doctor en Ciencias Químicas por la Universidad del País Vasco.

En el presente documento YPFB presenta la evolución de la producción de los hidrocarburos en Bolivia, disgregada por producto, mostrando entre otros aspectos el destino de su comercialización. También se presenta datos de los ingresos para el Estado en términos de IDH, regalías y participación, además de inversión en el sector hidrocarburos comparando el año 2012 y 2013.

josu jon imaz, consejero delegado repsol

boletín estadístico enero - diciembre 2013 ypfb

La frase Álvaro Arnéz,

Viceministro de La visión y Industrialización, meta estatal Comercialización, Transporte y a mediano Almacenaje de plazo es ser Hidrocarburos también soberanos en la producción de diésel, a través de hallazgos de crudo o vía GTL p. 14

Resumen de la edición

$us 7.071 MM de inversión en 8 años de nacionalización Para esta gestión, la cifra ascenderá a $us 10.100 millones en toda la cadena de los hidrocarburos.

Beneficio de Repsol creció en 27,3% en primer trimestre La tasa de reemplazo de reservas llegó a 275%, la más alta del sector a nivel mundial en el 2013.

Afirman que urge explotar recursos no convencionales Fernando Meiter mostró inquietud por la sobreabundancia de hidrocarburos con reforma de México.

Plantean regulación energética que beneficia al usuario Entidades deben ofrecer seguridad de suministro, eficiencia, precios justos y protección del consumidor.

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petróleo & gas

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La nacionalización de los hidrocarburos fue la decisión política, económica y social más importante que tomó el gobierno a la cabeza del Presidente Evo Morales

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Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación

EN OCHO AÑOS DEL PROCESO DE NACIONALIZACIÓN

YPFB destaca inversión histórica de $us 7.071 MM Para esta gestión se tiene previsto $us 10.100 millones. De este total, el 61% del aporte corresponde a la estatal YPFB, y el resto a las empresas operadoras privadas. LA CIFRA

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

n ocho de vigencia del proceso de la nacionalización, Bolivia consiguió una inversión histórica de $us 7.071 millones para el desarrollo integral de la industria de los hidrocarburos, afirmó el presidente ejecutivo de YPFB Corporación, Carlos Villegas, a modo de un balance general sobre la marcha de ese sector estratégico de la economía, señala una nota de prensa de la estatal petrolera. “Particularmente en los últimos años, hubo un repunte significativo en materia de inversiones en hidrocarburos”, ponderó en el programa “El Pueblo es Noticia” que se difunde simultáneamente por Bolivia TV y Radio Patria Nueva, al asegurar que las perspectivas son de mayor desarrollo en el marco del nuevo ciclo que encara el país a través de la industrialización de los hidrocarburos. Mientras que en el periodo de la capitalización y/o privatización la inversión en hidrocarburos apenas alcanzó a $us 1.855, ahora el país prácticamente cuadruplicó este índice, que ascenderá a $us 10.100 millones con la programación prevista para la presente gestión. De este total, el 61% del aporte corresponde a la estatal YPFB, y el resto a las empresas operadoras privadas. “El perfil del sector hidrocarburos es cualitativamente diferente el 2013 con relación al 2005. La Nacionalización de los Hidrocarburos fue la decisión política, económica y social más importante que tomó el gobierno a la cabeza del Presidente Evo Morales”, afirmó el ejecutivo de la estatal petrolera al poner de relieve la refundación y reactivación de YPFB en este periodo. Entre los resultados estructurales que arroja la Nacionalización de los Hidrocarburos a ocho años de vigencia, Carlos Villegas precisó que se contempla el aporte de YPFB al Producto Interno Bruto (PIB) con un 9%, la contribución tributaria que alcanza al 57 por ciento y a las exportaciones con el 50%.

22 mil MM/$US

es lo que recibió el Estado boliviano en todo el periodo de la nacionalización de los hidrocarburos, es decir de 2006 a 2013.

El presidente del Estado boliviano, Evo Morales, ha dado gran énfasis a la recordación de la nacionalización petrolera.

UTILIDADES Las utilidades netas de YPFB subieron de $us 135 millones a $us 1.203 millones entre las gestiones 2006 y 2012, cifra que demuestra la rentabilidad y eficiencia de la estatal petrolera. De ese total, YPFB Casa Matriz consiguió $us 864 y sus empresas subsidiarias (YPFB Andina, YPFB Chaco, YPFB Refinación, YPFB Transporte, YPFB Aviación, YPFB Logística) otros $us 339 millones. “Como nunca en la historia de YPFB estamos viviendo crecimientos insospechados gracias a la Nacionalización”, agregó Villegas que se animó a bautizar a este proceso como la época gloriosa de la estatal, fundamental para el desarrollo nacional. RENTA PETROLERA Entre las cifras históricas en este periodo, destaca la Renta Petrolera que percibe el Estado, en la forma de Regalías, Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), patentes, ingresos y otros impuestos vinculados a la exploración y explotación de hidrocarburos. El 2005, Bolivia recibió $us 671 millones, mientras que el 2013 YPFB generó $us 5.585 millones por este concepto. “Entre el 2006 y 2013, todo el periodo de la Nacionalización el Estado boliviano percibió $us 22.345 millones. Producto de la Ley de Hidrocarburos entre el 75 y 80% se canalizan a gobernaciones, municipios y universidades, un pequeño porcentaje al Tesoro General del Estado. Con la Nacionalización YPFB ha generado estos recursos nunca antes vistos en la historia de Bolivia”,

YPFB coloca a las cifras como su principal activo emergente de la gestión en la industria de los hidrocarburos.

afirmó Villegas. El ejecutivo de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos hizo hincapié en el uso de dichos recursos generados. “Hoy en día Bolivia tiene condiciones bastante favorables para ir superando los niveles de pobreza con inversiones que tendrían que realizar alcaldes y gobernaciones en educación, salud, vivienda, saneamiento básico y actividades productivas”. REDES DE GAS Con un enfoque social, YPFB dispone parte de sus ingresos para fomentar las instalaciones de redes de gas a domicilio

que mejoran la calidad de vida de los bolivianos a lo largo y ancho del país. De este modo, 1.7 millones de personas se beneficiaron en el período de la Nacionalización de los Hidrocarburos, con este esencial servicio. Las instalaciones de gas a domicilio subieron de 4.630 a 84.357 entre los años 2006 y 2013. En este período Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, invirtió $us 408.2 millones. Para la presente gestión se tiene previsto instalar 130 mil nuevas conexiones de gas a domicilio. A fin de alcanzar esta meta, la estatal petrolera, destinó $us 248.5 millones. ▲

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Villegas: ‘La Nacionalización beneficia a los bolivianos’ La Nacionalización de los Hidrocarburos permite al país dar pasos cualitativos para cambiar el perfil del sector hidrocarburífero y de la economía nacional, afirmó este miércoles el presidente de YPFB, Carlos Villegas en una evaluación de los ocho años del proceso encabezado por el Presidente Evo Morales Ayma (1º de mayo 2006-2014). “La Nacionalización, en los ocho años, está mostrando resultados, hay cosas que son incuestionables, nadie podría siquiera poner en cuestión la Nacionalización porque los resultados están a la vista de toda la población. Lo único que podemos decir como YPFB es que estamos cumpliendo un compromiso con el presidente Evo, un compromiso con Bolivia; de tal manera, que la población tengan la certeza de que la nacionalización arroja resultados para beneficiar a todos los bolivianos”. Carlos Villegas, quien junto al primer mandatario, parte del gabinete ministerial y representantes de los movimientos sociales presenciaron en la víspera el izaje de la columna criogénica de la Planta

Foto: YPFB

Foto: Archivo / Reporte Energía

petróleo & gas

Carlos Villegas.

Gran Chaco, señaló que la Nacionalización de los Hidrocarburos fue la decisión más importante y la más acertada que tomó el Presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma el 1 de mayo de 2006. INGRESOS ECONÓMICOS El año pasado la renta petrolera, como ingresos que percibe el Estado boliviano,

superó los $us 5.000 millones frente a la gestión 2005, cuando empezó la vigencia de Ley de Hidrocarburos, el Estado boliviano recibió $us 600 millones. “Hay un cambio, hay una captación de renta petrolera importante por la Nacionalización, por las decisiones que se han tomado desde el 2006”, afirmó el presidente de YPFB. YPFB –institución que destinó para la presente gestión una inversión de $us 3.029 millones– encara actualmente la construcción de la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco en Yacuiba, Tarija. La Planta de Amoniaco y Urea en Cochabamba, la ampliación de la Refinería Gualberto Villarroel, la Planta de Gas Licuado de Petróleo (GNL) y los complejos petroquímicos PropilenoPolipropileno y Etileno-Polipropileno. Las plantas de Separación de Líquidos Gran Chaco y Río Grande generarán para el país $us 1.000 millones. El 80% de la producción de fertilizante de la Planta de Amoniaco y Urea estará destinada al mercado externo y el 20 por ciento al mercado interno.

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TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) programó para esta gestión una producción promedia de 64,75 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas natural para la venta, volumen que duplica a la producida en 2005, informó el presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas Quiroga. “El 2005 Bolivia produjo 33 MMmcd, después de ocho años de Nacionalización este año para la venta estamos produciendo 64,75 MMmcd con una capacidad de producción de 66 MMmcd, prácticamente hemos duplicado la producción”, destacó Villegas. Resultado de la Nacionalización y los contratos establecidos, las empresas privadas que operan en el país realizan un trabajo de servicio y éstas solo invierten en actividades de exploración y explotación. “La producción que se genera pasa directamente a YPFB como propietaria de la producción de tal manera que las empresas privadas no tienen la mínima posibilidad de disponer de ésta. No es fácil duplicar la producción en ocho años, esto fue posible por las inversiones que se desarrollaron, porque las empresas privadas dijeron que aceptan las nuevas reglas del juego en términos de que la política hidrocarburífera y la estrategia está en manos del Estado boliviano”, ponderó Villegas. El incremento en la producción del energético se explica por las inversiones históricas realizadas en todo el proceso de la Nacionalización y que para este año se programó una inversión inédita de $us 3.029 millones. “El 2005 la oposición manifestaba que la nacionalización ahuyentaría a las empresas y que no se realizarían inversiones y que no va haber producción y por lo tanto vamos a incumplir todos los compromisos especialmente con el mercado nacional. Pero ocurre que hubo inversiones, se quedaron las empresas y este año se programó una inversión histórica”, recordó. Con la producción histórica de gas natural se cubre con holgura el mercado interno y los compromisos de exportación a Brasil y Argentina. EXCEDENTE DE PRODUCCIÓN YPFB envía gas natural a la termoeléctrica Mario Covas de Cuiabá, en Brasil debido a que existe un excedente en la pro-

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El 2005 la oposición manifestaba que la nacionalización ahuyentaría a las empresas…Pero ocurre que hubo inversiones, y se programó una inversión histórica

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Carlos Villegas, presidente de YPFB

DESDE 2005 HASTA LA FECHA SE HA DUPLICÓ LOS VOLÚMENES

destacan producción de 64,7 MMmcd de gas para la venta Según Yacimientos con la producción de este energético se cubre con holgura el mercado interno y compromisos de exportación a Brasil y Argentina. Foto: Archivo YPFB

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opininión Boris Gómez Úzqueda Consultor del sector privado

‘nueva ley para industrialización’ Todo incremento de producción de gas debe ser motivo de alegría para el país, puesto que significará mejor atención a la demanda interna de industriales para evitar que se estanque el crecimiento de la industria y generación de empleo y por supuesto para honrar los requerimientos exigidos por los contratos internacionales de exportación a Brasil y Argentina. Sin embargo insistimos en que es necesario volcar todos los esfuerzos a lograr una Ley de Hidrocarburos que sea moderna, atractiva de inversiones y permita joint-ventures entre Estado y multinacionales para procesos de exploración, producción, refino, transporte, comercialización e industrialización de gas natural. Ese instrumento legislativo permitirá no sólo el crecimiento en la producción en los actuales volúmenes sino, de una vez por todas, insertar al país a esa dinámica económica-energética de la que se viene esperando, analizando y estudiando durante 10 años como es la industrialización. El incremento en la producción del energético se explica por las inversiones históricas realizadas, señala la estatal petrolera.

ducción de gas natural. El nuevo contrato está vigente hasta el 31 de agosto de 2014. “Este año como tenemos un excedente de producción en comparación al mercado, hemos llegado a un acuerdo con Brasil para entregarles una nueva producción a Cuiabá. Estamos entregando en este momento 2,22 MMmcd de gas, hemos suscrito un contrato hasta agosto de este año y a partir del primero de septiembre va ir

un contrato que va ir hasta diciembre de 2016”, detalló Villegas. Explicó que se trata de una nueva producción y un nuevo precio que es inédito en la historia del sector hidrocarburos, producto de una negociación favorable con Brasil. “El nuevo precio tiene las características que el precio base que tenemos está más o menos en el orden de 10.26 dólares

el millón de BTU que es un precio similar al actual que estamos exportando a la Argentina y sobre ese precio vamos a obtener dos premios siempre y cuando aseguremos primero la nominación o la entrega diaria de gas. Si aseguramos la entrega diaria de gas vamos a tener un premio del 3% y si aseguramos la entrega semanal de gas vamos a tener un premio del 5%”, explicó Villegas. ▲

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petróleo & gas

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Este Congreso se ha convertido en un referente nacional donde discutimos, temas de actualidad para conocer el comportamiento del sector a nivel nacional e internacional

IV VERSIÓN se DESARROLLARÁ EL 15 Y 16 DE MAYO

relevantes de la agenda internacional del sector hidrocarburos, los retos del sector hidrocarburos en Bolivia hasta 2025 y la estrategia que YPFB Corporación implementará para cumplirlos. n el IV Congreso Internacional de “Este Congreso se ha convertido en YPFB Gas & Petróleo participarán un referente nacional donde discutimos, reconocidos expertos, ejecutivos y conversamos temas de actualidad que nos autoridades en materia de hidrocarburos permiten conocer con mayor profundidad de talla internacional, además de personal el comportamiento de la industria del pede la rusa Gazprom, de la china National tróleo y gas a nivel nacional e internacioPetroleum Corporation (CNPC), YPF de nal”, destacó Villegas. Argentina, PDVSA de Venezuela, la ecuaEn el mundo, la tendencia muestra toriana Petroamazonas, Petrobras, entre que las reservas hidrocarburíferas están otras petroleras. bajo control estratégico del sector público, Entre los disertantes figura Rafael Rasiendo las empresas privadas proveedoras mirez, presidente de PDVSA, Venezuela, de servicios a través de contratos de operaMiguel Matías Galuccio, gerente general ción y otros acuerdos contractuales regu& CEO de YPF SA de Argentina, Oswaldo lados por el Estado. Madrid Barrezueta, El posiciogerente general de El Estado de bolivia, a namiento de las Petroamazonas de través de YPFB, estableNOC’s a nivel munEcuador y Chen Jinció un conjunto de obdial se muestra a tao, Vicepresidente jetivos que buscan la través del creciCNPC (Américas) consolidación del país miento sostenido China, entre otros. como exportador de de las empresas El IV Congreso gas y el incremento de petroleras estataInternacional de producción de hidroles, las cuales admiYPFB Gas & Petrócarburos líquidos nistran los recursos leo centrará su tehidrocarburíferos mática en el posibuscando lograr el cionamiento de las mayor beneficio posible para el Estado y empresas petroleras estatales (NOC’s) y la una retribución adecuada para los inveractualidad de la industria del gas natural sionistas privados. En el caso boliviano, la en la región y el mundo. “Se va a tratar consolidación de YPFB como la empresa temas de actualidad como el posicionamás importante a nivel nacional se refleja miento de las empresas estatales en Améen el aporte a la economía nacional, en el rica latina y a nivel mundial y asimismo las incremento del PIB y mejores condiciones nuevas tendencias comerciales y técnicas de vida para la población. en la industria del gas natural”, dijo el preEl Estado boliviano, a través de YPFB, sidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscaestableció un conjunto de objetivos que les Bolivianos, Carlos Villegas Quiroga. buscan la consolidación de Bolivia como Esta nueva cita se llevará a cabo los un país exportador de gas natural y el indías 15 y 16 de mayo del presente año en cremento de la producción de hidrocarel Hotel Los Tajibos de la ciudad de Santa buros líquidos a partir de un incremento Cruz de la Sierra, Bolivia. En la oportuniconsiderable en las reservas hidrocarburídad, además se abordarán los temas más

Importantes CEO E de la región participan en Congreso de YPFB Entre los disertantes figura Rafael Ramirez, presidente de PDVSA, Miguel Matías Galuccio, CEO de YPF y Oswaldo Madrid, gerente general de Petroamazonas, entre otros. Programa Congreso 2014 DISERTANTE

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Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación

TEMA

Cleantho De Paiva Leite Director Comercial y de Desarrollo de Negocios, BRASKEM - IDESA. Brasil

Perspectivas y desarrollo de la petroquímica en los mercados regionales

Chen Jintao Vicepresidente, CNPC (Americas). China

La Importancia de las Operaciones de CNPC en Latinoamérica

Jorge Oscar de Zavaleta Presidente, Instituto Petroquímico Argentino (IPA). Argentina

Contexto y visión de la petroquímica en los mercados regionales

Oswaldo Madrid Gerente General, PETROAMAZONAS. Ecuador

Logros conseguidos, así como perspectivas y retos de PETROAMAZONAS en la próxima década

Patricio Norris Encargado del Grupo para Desarrollo de Negocios GLP, TRAFIGURA. Holanda

El GLP en la matriz energética de los países de la región

Daniel Monzon Jefe de Consultoría del Cono Sur, WOOD MACKENZIE. EEUU

Importancia de la Industrialización del gas natural en el desarrollo de un país

Miguel Galuccio Presidente & CEO, YPF S.A. Argentina

El liderazgo de YPF en Argentina y el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales

Rafael Ramirez Presidente, PDVSA. Venezuela

Logros conseguidos, así como perspectivas y retos de PDVSA en la próxima década

Hugo Repsold Executive Manager, PETROBRAS, BRASIL. Brasil

Visión y estrategia a futuro de Petrobras

Christofer Geisler Vicepresidente, IHS-CHEMICAL. EEUU

El escenario actual del gas y el petróleo y su impacto en el mercado regional.

Carlos Villegas Quiroga Presidente Ejecutivo YPFB - Bolivia, YPFB CORPORACIÓN. Bolivia

Los desafíos de YPFB Corporación en la operativa de la Agenda Patriótica 2025

Juan Jose Sosa Ministro de Hidrocarburos y Energía, Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Bolivia

La política de hidrocarburos y retos de la Agenda Patriótica

TEXTO: Franco García S.

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Al igual que en la anterior versión, el ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, será uno de los disertantes de la cita.

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YPFB

feras. Para ello, el sector hidrocarburífero determinó un conjunto de acciones que permitan alcanzar dichos objetivos hasta el 2025. Considerando la importancia de este evento en el contexto nacional y regional y como muestra del respaldo a la consolidación de la empresa más importante de Bolivia, el evento contará con la participación del presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, el vicepresidente del Estado Plurinacional, Álvaro García Linera y el ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa. El tercer congreso internacional “YPFB Gas & Petróleo 2013” se desarrolló en la ciudad de Santa Cruz entre el 23 y 24 de mayo de 2013. En la tercera versión asistieron cerca de 900 participantes nacionales e internacionales quienes tuvieron la oportunidad de escuchar las presentaciones de 13 disertantes del más alto nivel y que actualmente lideran compañías importantes de la industria de hidrocarburos a nivel mundial. La metodología adoptada para el desarrollo del Congreso fue el de exposiciones magistrales y consultas al final de las mismas, exponiéndose los resultados en las conclusiones del evento, los cuales fueron plasmados en un documento impreso. ▲

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petróleo & gas Foto: Archivo / YPFB

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El posicionamiento de las NOC’s a nivel mundial se muestra a través del crecimiento sostenido de las petroleras estatales, quienes buscan el mayor beneficio para el Estado

Se espera una gran afluencia de ejecutivos y funcionarios de compañías subsidiarias de YPFB Corporación en esta IV versión del Congreso Gas & Petróleo.

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Foto: portal.andina.com.pe

petróleo & gas TEXTO: lizzett vargas

epsol continúa con su exitosa actividad exploratoria, que le permitió el pasado año contabilizar una tasa de reemplazo de reservas del 275%, la más alta de la historia de Repsol y del sector a nivel mundial en 2013. Además, la compañía alcanzó en el primer trimestre del año un beneficio neto de 807 millones de euros, con una subida del 27,3%. El resultado neto ajustado, calculado en base a la valoración de los inventarios a coste de reposición (CCS), aumentó un 1,5% y ascendió a 532 millones de euros, según un reporte oficial de la compañía fechado en Madrid y distribuido por su filial en Bolivia. Este resultado se obtuvo en un entorno marcado por el descenso de los precios internacionales de crudo, la interrupción de las operaciones en Libia, la depreciación del euro frente al dólar y el mantenimiento de los márgenes de refino de la compañía frente al deterioro en Europa de dichos márgenes. Durante el trimestre, la producción de hidrocarburos alcanzó los 342.000 barriles equivalentes de petróleo al día (bep/d), con cerca de 21.000 bep/d de nueva producción, que compensaron parcialmente la pérdida coyuntural de actividad en Libia y Trinidad y Tobago. A finales de marzo, Repsol puso en marcha Kinteroni en Perú, uno de los proyectos clave de su Plan Estratégico 2012-2016, que producirá inicialmente un total cercano a 20.000 barriles equivalentes de petróleo al día (bep/d) que se esperan duplicar en el año 2016. A esto hay que añadirle la conexión desde febrero de dos nuevos pozos en Sapinhoa (Brasil), que aportan actualmente a la compañía 15.000 bep/d de gran calidad que llegarán a los 45.000 bep/d en 2016. Con la puesta en marcha de Kinteroni, Repsol ha iniciado la producción en siete de sus diez proyectos clave de crecimiento: Sapinhoa (Brasil), Midcontinent (EE.UU.), AROG (Rusia), MargaritaHuacaya (Bolivia), Lubina y Montanazo (España), Carabobo (Venezuela) y el citado Kinteroni (Perú). La compañía estima que el importante yacimiento de gas Cardón IV, en Venezuela, estará operativo antes de final de año, con lo que se añadirán en 2015 otros 22.000 bep/d a la producción de Repsol, con aumentos a lo largo de los próximos años. En lo que respecta al negocio de downstream, la calidad de los activos de la compañía ha permitido que mantenga su indicador de margen de refino en $us 3,9 por barril, en un entorno caracterizado por el continuo descenso de los márgenes en Europa. Las importantes inversiones realiza-

La petrolera española Repsol anuncia puesta en marcha de proyecto Kinteroni en Perú

redujo 12% de su deuda al cierre de 2013

Repsol tiene la tasa más alta en reposición de reserva Alcanzó en el primer trimestre del año un beneficio neto de 807 millones de euros, 27% más que el año anterior. La producción de hidrocarburos se registró en 342.000 bep/d. das en las refinerías de Cartagena y Bilbao, que las han convertido en referentes para el sector, han permitido añadir $us 2,6 por barril a estos márgenes. Por otro lado, la utilización de las unidades de conversión del sistema de refino de Repsol se situó en el 96,9% en línea con el mismo periodo del ejercicio anterior. Por su parte, en el negocio químico también se incrementaron las ventas, fundamentalmente en la química básica y además, se puso en valor la capacidad tecnológica y de ingeniería de la compañía con la venta a la china Jilin de una licencia para el uso de su tecnología y el proyecto de ingeniería básica con lo que podrán construir una planta de polioles flexibles y dos plantas de polioles poliméricos. Además de proporcionar esta tecnología de vanguardia, Repsol supervisará la construcción de las plantas. La actividad de Gas&Power de la compañía tuvo un gran comportamiento gracias a la flexibilidad de la planta de

Canaport, que quedó fuera de la venta de activos de GNL a Shell. En cuanto al Grupo Gas Natural Fenosa, su contribución se mantuvo en línea con el mismo período de 2013. Los menores resultados de generación y distribución eléctrica en España, por la regulación aprobada en julio del año pasado, y en Latinoamérica, por la depreciación del dólar y las monedas locales se compensan en parte con mejores resultados de comercialización de electricidad. Desde el 1 de enero de este año, Gas Natural deja de contabilizarse en las cuentas del Grupo por el método de integración proporcional y pasa a consolidarse por puesta en equivalencia. Al cierre del periodo, la deuda neta ascendió a 4.722 millones de euros, lo que supone un descenso del 12% respecto al cierre de 2013. Asimismo, Repsol cuenta con un alto nivel de liquidez de 8.900 millones de euros. ▲

CIFRAS

$3.9 por barril

1.5 %

El margen de refino en el primer trimestre de 2014, lo que demuestra la calidad de los activos de Repsol en un entorno caracterizado por el continuo descenso de los márgenes en Europa. Es el aumento de la petrolera española en su ganancia neta ajustada del primer trimestre de 2014, luego de que unos márgenes de refino estables compensaron las pérdidas de producción en Libia y Trinidad y Tobago.

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Petróleo & gas

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Durante el 2015, Bolivia dejará de subvencionar la gasolina que actualmente importa, debido a que seremos soberanos en la producción interna

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Álvaro Arnez, viceministro de Industrialización, Comercializacion, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos

Proyección estatal a mediano plazo

‘ser soberanos en diésel implica alta inversión y estudios profundos’ Foto: ypfbrefinacion.com.bo

El viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos de Bolivia, Álvaro Arnez, señaló que se requiere encontrar en Bolivia crudos pesados o industrializar el gas mediante el GTL. TEXTO: Álvaro Arnez*

YPFB Refinación realizó diferentes ampliaciones en sus refinerías de Santa Cruz y Cochabamba.

mió el 20%. Cabe hacer notar que parte del transporte pesado también favorece las actividades de la agroindustria. Dentro del sector productivo de la agroindustria, la producción de soya en el 2013 alcanzó 2,7 MMTn (millones de toneladas), del cual el 80% se destinó al mercado de exportación como ser a Colombia, Venezuela, Perú y Ecuador, por un valor económico aproximado a $us 200 millones, ocupando así el primer lugar de las exportaciones no tradicionales de Bolivia. La visión y meta estatal a mediano plazo es ser también soberano en la producción de diésel, lo que se puede alcanzar a través de hallazgos de crudo pesado o procesos industrializadores como el Gas a Líquidos (GTL), los cuales implican elevadas inversiones y estudios técnicos profundos, dado que la Bolivia planificada para el 2025, de manera estratégica y geopolítica, en el sector económico depende directamente de la energía. ▲

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Las cifras del año pasado indican que el 40% del diésel consumido a nivel nacional se realizó en el departamento de Santa Cruz. para este año se proyecta que se consuma aproximadamente 45 por ciento

Foto: economiagricola.blogspot

l presupuesto para la subvención de carburantes en la gestión 2014 está garantizado y se estima en $us 904 millones, monto que toma en cuenta el crecimiento económico. El año 2013 la subvención fue alrededor de $us 981 millones. Esta disminución se debe a las inversiones realizadas en las refinerías estatales y al cambio de la matriz energética a gas natural. En el tema de la subvención debemos ser analíticos, de manera de ir disgregando factores implícitos, desde el tipo de carburante hasta la aplicación de este en los diferentes sectores. Por ejemplo, la gasolina tiene un impacto directo en el transporte, donde la subvención por importación para el presente año es de aproximadamente $us 290 millones para mantener estables las tarifas de transporte. Durante el 2015, Bolivia dejará de subvencionar la gasolina que actualmente importa, debido a que seremos soberanos en la producción interna a raíz de una serie de medidas acertadas de nuestro Presidente Evo Morales, como por ejemplo las plantas separadoras de Río Grande y Gran Chaco, incremento en la capacidad, unidades de reforma catalítica e isomerización en las refinerías y ejecución de programas de conversión de gasolina a gas natural vehicular. La subvención del diésel necesita ser estudiada a profundidad, por lo que aproximadamente el 70% de la subvención total es debida este carburante. En la gestión 2015, el 100% de la subvención por importación será de diésel, al dejar de importar insumos y aditivos (gasolina de alto octanaje). En el año 2013 se importó 894 mil metros cúbicos (Mm3) de diésel por un costo de $us 573 millones y, en la presente gestión, se proyecta una importación de 916 Mm3 a un costo de $us 607 millones. Las cifras cerradas del año pasado indican que el 40% del diésel consumido a nivel nacional se realizó en el departamento de Santa Cruz, para este año se proyecta que se consuma aproximadamente 45%, lo que representa 695 Mm3, debido al crecimiento económico de este departamento. Estudiando los sectores de consumo del año 2013 en Santa Cruz, la mayor proporción se direccionó al transporte pesado y público, el cual consumió 480 Mm3 que equivalen al 75% del total y el sector agroindustrial consu-

Las actividades de la agroindustria y el transporte pesado son los principales consumidores de diésel.

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La visión y meta estatal a mediano plazo es ser también soberano en la producción de diésel. esto se puede alcanzar a través de hallazgos de crudo pesado o procesos industrializadores como el GTL

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es el compromiso de ypfb logística de seguir trabajando en las mejoras de sus plantas porque esto garantiza el abastecimiento de combustibles a nivel nacional

Fernando Zubieta, gerente de YPFB Logística

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petróleo & gas Foto: Archivo YPFB

resolución de LA anh

otorgaN licencia a 16 plantas de almacenaje Las plantas de YPFB Logística cumplieron con los requisitos de la ANH y obtuvieron la certificación TEXTO: DORIA AÑEZ

PFB Logística recibió los documentos oficiales de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) que acreditan las licencias de operación para 16 plantas de almacenaje. Estos complejo han cumplido con los requisitos técnicos, legales y de seguridad, afirmó el director de Comercialización de Derivados y Distribución de Gas Natural (DCD) de la ANH, Andrés Lamas. Los permisos de operación de las plantas

fueron concedidos mediante la resolución administrativa ANH Nº 0989/2014 del 22 de abril de 2014. En el acto de entrega Lamas dijo que con las licencias se podrá mejorar la relación de supervisión y regulación con esta empresa del Estado. A su vez en representación de YPFB Logística estuvieron presentes el presidente del Directorio, Fernando Munguía y el gerente general, Fernando Zubieta. “Esta es nuestra primera licencia de operación. Después de muchísimo tiempo, hemos logrado conseguir y es el compromiso de YPFB Logística de seguir trabajando en las

YPFB Logística logró licencias en el 100% de sus plantas después de 13 años.

mejoras de sus plantas porque esto garantiza el abastecimiento de combustibles a nivel nacional”, dijo Zubieta. Asimismo indicó que después de 13 años han logrado las licencias en el 100% de sus plantas. “Es una responsabilidad, una obligación, un compromiso fundamental con el país para mantener nuestras operaciones dentro de los estándares técnicos, operativos, de medioambiente, de seguridad”, concluyó. Este hecho de YPFB Logística, empresa subsidiaria de YPFB Corporación se constituye en un ‘hito histórico’ de la estatal petrolera ya que por vez primera se dispone de

PLANTAS DE ALMACENAJE 1. Trinidad 9. Tarija 2. Riberalta 10. San José de Chiquitos 3. Camiri 11. Puerto Villarroel 4. Monteagudo 12. Oruro 5. Sucre 13. Villa Montes 6. Potosí 14. Senkata 7. Tupiza 15. Cochabamba 8. Uyuni 16. Santa Cruz

las licencias de operación para garantizar el suministro de hidrocarburos en todo el país, indicaron los ejecutivos de YPFB Logística. ▲

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petróleo & gas

Se espera que la región, que ya es líder en la producción de petróleo, sume alrededor de 7.5 billones de barriles al día, duplicando los resultados actuales de aquí al 2025

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María Gabriela Requiz, consultora ambiental

LA MEJOR ESTRATEGIA SIGUE SIENDO LA PREVENCIÓN

Experta plantea seis pasos para una remediación ambiental exitosa TEXTO: María Gabriela Requiz*

egún la Agencia de Protección Ambiental de EE.UU. (EPA, por sus siglas en inglés), cada año se reportan de 1.800 a 2.400 derrames de petróleo, generados por diversas fuentes, entre las cuales encontramos fugas en tanques de almacenamiento, derrames ocurridos en el proceso de producción y accidentes durante el transporte del material, entre otros. Esto equivale a millones de galones de contaminantes que inundan el ambiente cada año. La frecuencia de los derrames ha aumentado de forma alarmante durante las últimas décadas, pasando de 2.900 barriles de petróleo y otros productos químicos tóxicos derramados en 1980 a más de 4.400 barriles en 1990. Sólo en Estados Unidos, durante los primeros cinco meses de 2013, se documentaron tres grandes derrames. A medida que crece la demanda de energía, se prevé que la producción de petróleo aumente en todo el mundo. Con ricos depósitos en toda la región, América Latina tiene el 20% de las reservas mundiales de petróleo. Se espera que la región, que ya es líder en la producción de petróleo, sume alrededor de 7.5 billones de barriles al día, duplicando los resultados actuales de aquí al 2025. Derrame de petróleo en una refinería de Venezuela (2011) A pesar de un riguroso control y avanzados métodos de extracción, se presentan fallas en los equipos, los pozos tienen fugas, las tuberías se fracturan y los derrames ocurren. Sólo en Venezuela para el 2011, fueron documentados 4.052 derrames de petróleo y otras descargas de sustancias químicas en aguas superficiales, aguas subterráneas y suelo, un aumento de más del 69 % respecto al año anterior. En respuesta, el personal del área am-

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América Latina tiene 20% de reservas mundiales de petróleo. Se espera que la región, que ya es líder en la producción de petróleo, sume 7.5 billones de barriles al día, duplicando resultados actuales al 2025

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biental de Vepica, en base a su experiencia de primera mano y la experiencia de nuestros ingenieros, desarrolló un plan de seis pasos para usarse como una guía para alcanzar una limpieza ambiental exitosa. Paso 1: Evaluación Preliminar Este es el punto de partida. Se recopila información del sitio y se analiza. Se identifican lagunas o falta de información. Se trata de un estudio teórico; un procedimiento de revisión de todos los documentos disponibles relacionados con el sitio. Esto incluye la revisión de la historia y antecedentes del sitio, la geología e hidrogeología del sitio, así como fotografías aéreas. También se debe revisar la legislación nacional e internacional aplicable. El resultado de este primer paso es el plan de remediación preliminar, que se puede ajustar a medida que avance el plan. Paso 2: Caracterización del sitio Este segundo paso, denominado Evaluación Ambiental del Sitio (ESA, por sus siglas en inglés) Fase I, consiste en entrevistar a los propietarios, a los entes involucrados, vecinos y representantes del alcaldías. La caracterización del sitio complementa, y en algunos casos verifica, la información obtenida a través de la evaluación preliminar. Al terminar la Fase I, inicia una Fase II de la ESA. En la mayoría de los casos se trata de un estudio de muestra de gases del suelo, que es un método de inspección para la detección de compuestos orgánicos volátiles (COV) - el grupo más abundante de compuestos contaminantes de las aguas subterráneas. Si la conclusión de esta evaluación indica una elevada posibilidad de encontrar contaminantes en el suelo y en las aguas subterráneas, el siguiente paso es la instalación de pozos de monitoreo. Durante este proceso son captadas muestras de suelo y aguas subterráneas para determinar la concentración de contaminantes. Los resultados obtenidos a partir de la instalación de los pozos de monitoreo permiten identificar el tipo y concentración de los contaminantes presentes, la extensión del área afectada y la dirección del flujo subterráneo del agua. Esta información

Foto: Vepica

La frecuencia de derrames aumentó de forma alarmante durante las últimas décadas, pasando de 2.900 barriles de petróleo y otros productos químicos tóxicos vertidos en 1980 a más de 4.400 en 1990. es la clave para el desarrollo de la estrategia de remediación que se menciona a continuación, lo cual permite estimar el tiempo y el costo de la limpieza.

Paso 3: Desarrollo de la estrategia de remediación En este punto, el equipo de remediación evalúa las posibles tecnologías de limpieza a utilizar, teniendo en cuenta todas las variables. Estas variables incluyen el tipo y concentración de contaminantes, el tamaño del área afectada, la accesibilidad al sitio y uso de la tierra. El uso de la tierra es la variable más importante, ya que indica los valores de limpieza que se deben alcanzar. Las tecnologías y metodologías que se aplican con mayor frecuencia en las estrategias de remediación consisten en sistemas de bombeo y tratamiento, la remoción de tanque de almacenamiento subterráneo, equipos de extracción de vapores del suelo (SVE, por sus siglas en inglés), inyección de aire, bioremediación, entre otros. Paso 4: Implementación de la tecnología de remediación Un sistema de bombeo y tratamiento es el sistema de recuperación de producto libre (contaminante) mayormente utilizado. El cual es instalado en un pozo de recuperación, que consta de una tubería ranurada, que se extiende desde el límite superior del producto flotante hasta por debajo del nivel acuífero. En este se coloca una bomba de succión de tal manera que pueda bombear el agua y a la vez el producto. Estos sistemas son relativamente económicos y fáciles de operar, sin embargo pueden introducir compuestos orgánicos solubles al agua durante el proceso de extracción, por eso es ocasiones es necesario un sistema de tratamiento de agua. El suelo contaminado con compuestos orgánicos volátiles (COV) puede ser remediado utilizando un SVE. Este proceso es análogo al sistema de bombeo y tratamiento para las aguas subterráneas y funciona mediante el movimiento de aire a través del área de contaminación en la zona denominada no saturada, que es el área entre el nivel acuífero y la superficie. El contaminante se moviliza

con el aire y se retira, de manera similar al agua en movimiento a través de un acuífero, el aire fluirá naturalmente a través de los materiales más permeables y pasará por alto las zonas de baja permeabilidad. Es importante tener en cuenta los vapores de hidrocarburos que migran a través del suelo y se acumulan en los sótanos, donde podrían incendiarse o explotar. En algunos casos, se instala un sistema de SVE junto con un sistema de inyección de aire para acelerar el proceso de remediación. En el sistema de inyección de aire, el aire se inyecta en el acuífero a través de un tubo de perforación que se encuentra debajo de la zona de contaminación del agua subterránea. La idea es que las burbujas de aire aceleren el proceso de remoción de los compuestos orgánicos volátiles que se encuentran solubilizados en el agua subterránea y en los espacios intersticiales del suelo, para luego ser recuperados por el sistema SVE. Un ejemplo de cómo se utilizan estas tecnologías sucedió durante los estudios preliminares para la construcción de una segunda línea del sistema metro en Caracas, Venezuela. Durante los estudios realizados por los técnicos especializados, se encontraron con que varias estaciones de servicio presentaban derrames de gasolina en el suelo, a lo largo de la ruta sobre la cual se iba a construir la línea subterránea del metro. Expertos en remediación instalaron sistemas SVE para reducir la concentración de COV y evitar explosiones potenciales, especialmente cuando la máquina perforadora pasara a través de esa área. Finalmente, la remediación fue exitosa y el túnel se terminó a tiempo, sin incidentes. Paso 5: Remediación y mitigación Por lo general, la etapa más larga y más costosa, este paso implica la operación y mantenimiento del sistema de remediación instalado. También incluye actividades de monitoreo a largo del tiempo. La remediación y la mitigación incluyen la operación

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Las tecnologías aplicadas en remediación consisten en sistemas de bombeo y tratamiento, remoción de tanque de almacenaje, equipos de extracción de vapores, inyección de aire, bioremediación, entre otros

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Al contemplar criterios ambientales en las primeras etapas de ingeniería y mediante inclusión de medidas de contingencia se pueden minimizar probabilidades de derrames

María Gabriela Requiz, consultora ambiental

Paso 6: Reurbanización / Reutilización del Sitio Con la limpieza completa, el dueño del sitio y/o los entes involucrados pueden analizar todos los datos obtenidos durante los primeros cinco pasos para empezar a planear la remodelación o reutilización del área remediada. Sin embargo, es importante mencionar que no se puede hacer modificación alguna al sitio hasta que se obtenga la liberación o declaración de limpieza absoluta del sitio. En algunos casos esta autorización legal la otorga el Ministerio del Medio Ambiente, y/o en algunos casos, el ayuntamiento local. Como ejemplo de una limpieza exitosa, en un pequeño pueblo al sur de Caracas, Venezuela, En una estación de servicio, uno de los tanques de almacenamiento subterráneo presentó fugas, se derramaron alrededor de 3.300 galones (12.500 litros) de combustible en el subsuelo. Debido a la topografía local, la gasolina comenzó a infiltrarse en dos terrenos del pueblo situados a menos de 500 metros gradiente abajo de la estación. En una de las propiedades, el producto químico apareció sobrenadante en el suelo

petróleo & gas Foto: diariolatercera.com

del equipo junto con la detección de las variaciones de las concentraciones de contaminantes, que por lo general se monitorea mediante el análisis de muestras de aguas subterráneas y/o del suelo. Los cambios en la concentración de contaminantes en el sitio podrían indicar el agotamiento de la fuente, rebote o efectos estacionales creados por períodos lluviosos y secos. Todos estos factores se deben evaluar con el fin de identificar posibles problemas durante el proceso de remediación y para poder hacer modificaciones y optimizar las actividades de saneamiento. La supervisión de estos cambios también garantiza que el equipo está operando de acuerdo con las especificaciones y ayuda a determinar si se necesitan aportes económicos adicionales.

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La experta afirma que este plan de seis pasos ha demostrado ser muy exitoso en la rehabilitación de sitios que han sido contaminados para que puedan ser reutilizados o para modificar su uso.

cuando este estaba siendo preparando para la siembra de cultivos. En la otra casa, ubicada al frente de la primera, los olores de la gasolina comenzaron a impregnar el cuarto de baño. Unos días más tarde, la gasolina flotaba visiblemente sobre el agua del inodoro. La estrategia de remediación inicio con la ejecución de una Fase I, mediante un estudio de gases en suelo, fueron perforados más de 30 puntos. Con base en los resultados obtenidos, se instalaron 65 pozos de monitoreo en toda la ciudad. Fue instalado un sistema SVE en la primera casa junto con un sistema de bombeo para recuperar el producto libre. La segunda casa fue demolida y los propietarios fueron trasladados a otra casa local. Dentro de las áreas contaminadas, el producto libre se recuperó mediante pozos de recuperación de forma manual. El proceso de remediación tuvo una duración de cinco años, en el cual fueron realizados muestreos de aguas subterránea se-

mestral, como parte del plan de monitoreo. El sistema SVE funcionó de forma continua durante 12 meses. Después del primer año, la operación se redujo a cada dos semanas, hasta que la concentración de COV fue inferior a 100 ppm. Se recuperaron aproximadamente 2.200 galones (8.330 litros) de gasolina. El área donde alguna vez estuvo la casa demolida se usó para construir una cancha de baloncesto. En cambio en la primera casa, el propietario esperó un año más, a que la atenuación natural para completar el proceso de remediación. En resumen Este plan de seis pasos ha demostrado ser muy exitoso en la rehabilitación de sitios que han sido contaminados para que puedan ser reutilizados o para modificar su uso. Aún así, la mejor estrategia de remediación siempre se basa en la prevención. ¿Es posible lograrlo con el alto índice de

actividad de producción en todo el mundo en los próximos años? Creemos que sí. Se requiere conciencia ambiental, la cual debe ser incluida durante la fase de diseño y planificación de la construcción de cualquier sitio donde se va a procesar o manipular sustancias químicas, incluyendo estaciones de gasolina, refinerías, sitios de almacenamiento de productos químicos y otras instalaciones. Al tener en cuenta los criterios ambientales en las primeras etapas de la ingeniería para cualquier sitio y mediante la inclusión de medidas de contingencia para contención del derrames de contaminantes, los propietarios y administradores de proyectos pueden minimizar las probabilidades de derrames, fugas, fracturas de tuberías u otros accidentes. ▲ * La autora es consultora ambiental en Vepica, líder mundial en ingeniería ambiental y consultoría para la industria energética.

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PETRÓLEO & GAS

consumo de leña bajó y el de GLP y gn se incrementó... el 2005 sólo el 3% de las familias utilizó este producto para cocinar, mientras que el 2012 esta cifra ascendió al 11%

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Mauricio Medinacelli, ex ministro de Hidrocarburos y Energía de Bolivia

Consumo de gas natural y pobreza en Bolivia

‘Eliminar el subsidio de GLP conllevará una ingeniería social nada despreciable’ El experto analiza los datos del consumo de energía para cocinar en Bolivia durante 2005-2012.Identifica un mayor consumo de GLP en área rural y GN en el área urbana.

TEXTO: Mauricio Medinacelli*

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consumo de energía para cocinar a nivel agregado en Bolivia (CUADRO 1) Tipo de energía para cocinar

o existe situación más agradable que escribir un paper sin presiones y sólo por el gusto de hacerlo, de hecho, uno puede darse ciertas concesiones que no siempre son admitidas en algunas instituciones. Una de ellas es compartir con los amigos algunos resultados preliminares de dicha investigación. En este sentido, a continuación presento datos sobre el consumo de energía en los hogares, en particular, la energía utilizada para cocinar. Para el lector curioso quiero comentarle que la fuente de datos son las encuestas de hogares que (heroicamente) realiza el INE y la pregunta que analizo es: ¿Qué tipo de combustible o energía utiliza para cocinar? Si bien las familias utilizan otras fuentes de energía también (por ejemplo en la ducha), en esta oportunidad me concentro en la que mencioné debido a que dichas encuestas de hogares son de carácter general, es decir, no realizan preguntas específicas al consumo de energía... dicho sea de paso, estoy “paseando” por las instituciones públicas (desde hace algunos años atrás) intentando convencerles de realizar este tipo de encuestas. Bien, vayamos a los datos. La tabla (cuadro 1) que presento a continuación se refiere al consumo de energía para cocinar a nivel agregado en Bolivia para el período 2005-2012. ¿Qué llama la atención de esta tabla? Pues que el consumo de leña disminuyó y el de GLP y gas natural se incrementó, de hecho, las cifras para el gas natural son muy buenas, el año 2005 sólo el 3% de las familias utilizó este producto para cocinar, mientras que el año 2012 esta cifra ascendió al 11%. Como diría mi buen amigo José Espinoza: “Albricias”. Bueno... albricias sí, pero no tanto. Cuando esta información se segmenta por hogares pobres de las áreas urbana y rural, la situación es menos alentadora. En la siguiente tabla (cuadro 2) presento el consumo de energía para las familias pobres del área urbana, en ella

2005

Leña Guano/Bosta Kerones GLP Gas natural por redes Otro Electricidad No cocins

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2007

2008

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26% 27% 28% 21% 18& 17& 14% 3% 2% 0% 1% 2% 1% 1& 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 66% 63% 64% 69% 7% 68% 70% 3% 3% 4% 6& 7& 11% 11% 0% 0% % 0% 0% 0% 0% 0% 0% 1% 1% 1% 0% 1% 2% 5% 3% 2% 3% 3% 2% Fuente: Encuestas de horgares - INE

consumo de energía en familias pobres del área urbana (cuadro 2) Tipo de energía para cocinar

2005

Leña Guano/Bosta Kerones GLP Gas natural por redes Otro Electricidad No cocins

2006

2007

2008

2009

2011

2012

9% 7% 11% 4% 4% 4% 3 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 87% 87% 84% 89% 88% 81& 83% 2& 2% 4% 5% 7% 14% 12% 0% 0% % 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 1% 4% 1% 1% 1% 1% 1% Fuente: Encuestas de horgares - INE

consumo de energía en familias del área rural (CUADRO 3) Tipo de energía para cocinar

2005

Leña Guano/Bosta Kerones GLP Gas natural por redes Otro Electricidad No cocins

2006

2007

2008

2009

2011

2012

73% 76% 79% 68& 95% 61% 54% 9% 5% 2% 4% 8% 5% 6& 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 18% 14% 19% 27% 32% 34% 39% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% % 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% Fuente: Encuestas de horgares - INE

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no realizan preguntas específicas al consumo de energía... dicho sea de paso, estoy “paseando” por las instituciones públicas hace años intentando convencerles de realizar este tipo de encuestas.

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queda clara la sustitución de GLP por gas natural, por ejemplo, el año 2005 el 87% de estas familias utilizó GLP y sólo el 2% gas natural; por otra parte, el año 2012 el 83% utilizó GLP y el 12% gas natural. En el sector rural (cuadro 3) lo que sucede es una paulatina sustitución de leña por GLP (no gas natural), si bien estos datos no me llaman la atención, dado que es muy difícil que el gas natural llegue a las áreas rurales. Sí preocu-

pa el hecho de que las familias pobres del área rural utilicen GLP para cocinar... ¿Por qué me preocupa? Porque el precio de este combustible en Bolivia está subvencionado, entonces eliminar dicho subsidio conllevará una “ingeniería social” nada despreciable. ▲ * El autor fue ex ministro de Hidrocarburos y Energía de Bolivia y ex coordinador de hidrocarburos de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade).

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TEXTO: DORIA AÑEZ S.

l secretario ejecutivo de la Asociación Regional de Empresas de Petróleo y Gas Natural en Lationamérica y el Caribe (Arpel), Jorge Ciaciarelli, destacó que las alianzas público-privadas generan oportunidades bajo el esquema ganar - ganar para los Estados y las compañías. Ciaciarelli explicó que resulta crucial crear condiciones para recibir inversiones desde empresas internacionales que están interesadas en la Región. Estas compañías también tienen que aportar tecnología para “llegar a obtener esos recursos de difícil acceso”, afirmó en referencia a cuencas de geología complicada, que requieren mayor inversión. Entre las ventajas competitivas para atraer inversiones a la Región, mencionó que son importantes las Políticas de Estado en materia energética, la Seguridad Jurídica en los Contratos, los Permisos y Licencias socio ambientales. También manifestó que se debe contar con información geológica de los bloques a licitar y la disponibilidad de mano de obra especializada y talento humano. En cuanto a las políticas de Estado en materia energética, estas deben tener reglas claras en cuestiones claves con el área económica, legal, fiscal, comercial y administrativa. Destacó el caso de la política energética de Uruguay al 2030 que integra de manera simple una visión política multidimensional de todas las temáticas energéticas incluyendo aspectos económicos, tecnológicos, ambientales, geopolíticos, éticos, sociales, culturales. Además para atraer inversiones, dijo, es necesaria la seguridad jurídica porque las empresas que invierten necesitan 30 años o más para recuperar inversiones y por lo tanto condiciones estables a lo largo de ese periodo. Otro punto importante son los permisos y las licencias socio ambientales porque se ha demostrado el valor de la consulta pre licitatoria por parte de los gobiernos centrales con las comunidades regionales, destacó. Este paso previo evita posteriores renegociaciones entre gobierno, comunidad e industria y debe ser incluirlo en los pliegos licitatorios desde el comienzo. También resulta ser un factor crítico la información geológica de los bloques a licitar, porque gracias a estos datos Uruguay tuvo sus primeras rondas licitatorias exitosas, recordó. “Lo que hizo este país fue contratar a las empresas de sísmica mas importantes del mundo para efectuar la prospección de los lotes que se licitarían años más tarde y para eso utilizó un modelo que permitió que las empresas que desarrollaran esa información pudieran comercializarla

hay una oportunidad para laS ALIANZAS PÚBLICO PRIVADAS Y DEBE SER APROVECHADA EN LA REGIÓN, EN PARTICULAR SE DESTACAN SOCIEDADES DE ESTATALES LOCALES CON INTERNACIONALES

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Jorge Ciaciarelli, secretario ejecutivo de ARPEL

compañías estatales y privadas en la región

Ganar-GAnar debe ser la consigna de las alianzas El secretario ejecutivo de Arpel, Jorge Ciaciarelli, dijo que hay empresas extranjeras que pretenden seguir en la región y se debe crear las condiciones para recibir inversiones. Foto: Edén García / Reporte Energía

petróleo & gas

Ciaciarelli dijo que los hidrocarburos continuarán siendo un componente importante en la matriz energética de los países de América Latina y el Caribe

y recuperar la inversión realizada”, señaló. La única restricción era que al término de 10 años esa información quedaría en manos del Estado uruguayo. De esta manera las compañías internacionales se convirtieron en aliadas para los road shows y el Estado no tuvo necesidad de invertir en información geológica. A su vez mencionó que para atraer inversiones es importante la disponibilidad de mano de obra especializada y la región cuenta con capital humano en ingeniería petrolera y operaciones. Sin embargo, existe carencia de profesionales formados en ciencias del suelo, geología y geofísica. En cuanto a las ventajas que consiguen los Estados a través de las asociaciones gobierno-industria indicó que en primer lugar está la transferencia parcial o completa del riesgo exploratorio a las empresas contratistas, luego aparece el aprovechamiento del capital y las tecnologías en poder de las empresascontratistas. En tercer lugar nombró a la consolidación de la matriz energética nacional, además del ingreso de divisas y fortalecimiento de la economía del país. Finalmente señaló la disponibilidad de fondos propios para al desarrollo de infraestructura. Durante la ponencia denominada ‘Las alianzas público-privadas para el desarrollo Energético’ presentada por Ciaciarelli,

Necesidades de inversiones en la Región 2010-2035

INVERSIÓN REQUERIDA PARA E&P: >60 mil millones de dólares/año explicó que a nivel regional la necesidad de inversión de exploración y producción para el periodo 2012-2035 superarían los $us 60 mil millones por año en promedio según la agencia internacional de la energía. Sin embargo aunque las necesidades de inversión son difíciles de afrontar con los recursos propios de los Estados, empresas de países como Japón Rusia China, Corea, India, Portugal, Reino Unido se encuentran operando en la región con interés de seguir invirtiendo en exploración y producción de hidrocarburos. ▲

Fuente: International Energy Agency

JORGE CIACIARELLI Asumió el cargo de Secretario Ejecutivo de ARPEL desde diciembre de 2013, institución que cumplirá 50 años el próximo año. Se menciona a Arpel como ejemplo de alianza público privada ya que nació para la asistencia recíproca petrolera estatal latinoamericana. Ciaciarelli es ingeniero químico de profesión con una larga trayectoria en la industria.

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petrÓleo & Gas

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hay momentos difíciles pero siempre se establecen sistemas necesarios para analizar información y obtener lo que requiere el proyecto hidrocarburífero dentro del tiempo

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Oscar Ramírez, gerente de Operaciones Sur América, Schlumberger, Colombia.

Oscar Ramírez, gerente de operaciones Sur América, schlumberger

Proyectos integrados optimizan recursos y bajan riesgos exploratorios Foto: Edén García / Reporte Energía

La experiencia de Schlumberger en la industria hidrocarburífera demostró mejores resultados en operaciones onshore con un modelo que viabiliza las actividades de exploración en zonas con dificultad logística y tecnológica. TEXTO: lizzett vargas

n las operaciones onshore (costa adentro) se realizan actividades con diferentes variables tecnológicas y logísticas, por lo que los proyectos integrados ofrecen optimización de recursos, racionalización de procesos e identificación de manejos de riesgos, puntualizó, Oscar Ramírez, gerente de operaciones para Sur América de Schlumberger, Colombia. “El modelo de la industria tiene ahora grandes desafíos. El primero es el escudriño público, puesto que hoy en día cada operación es observada minuciosamente, tenemos mayor exigencia de todos los entes reguladores en cada uno de los países donde nos desempeñamos y la industria no ha tenido la mejor de la imágenes”, reflexionó. Ante este escenario, el experto afirmó que para responder a estos desafíos al interior de la industria de los hidrocarburos se tiene tres modelos vigentes, que son los servicios discretos, agrupados e integrados, siendo este último modelo el que ofrece mejores beneficios en las operaciones. Entre las características principales de un proyecto integrado resaltó la rápida movilización de recursos, para lo que es necesario contar en un buen número de recursos humanos y tecnológicos para desarrollar el trabajo. En esta línea Ramírez indicó que lo importante es que cuando se desarrolla este tipo de proyectos no se debe tener duplicidad de funciones o de roles, sino que se busca tener sinergia entre las compañías operadoras y de servicio. “Entonces solo nos enfocamos en proveer los servicios que la compañía operadora no tenga”, dijo. Asimismo, explicó que se usan procesos de optimización continua, como proyectos Lean, transferencia de conocimiento y tecnología (Know-How). También se aplica la optimización técnica que consiste en la adecuación de tecnologías a las especificaciones propias del país, para ello se hace un análisis previo y se traen equipos adecuados que permitan hacer los pozos en el tiempo y el costo óptimo, señaló. Otro punto importante que mencionó el experto, es el involucramiento temprano en el proyecto que puede incrementar el valor agregado, enlazando planeación, diseño y ejecución. A su vez Ramírez explicó que sí bien, to-

Oscar Ramírez presentó la amplia trayectoria y experiencia en el rubro hidrocarburífero de Schlumberger en la región

dos los trabajos pasan por el mismo proceso, el objetivo no es siempre la exploración y la producción. “Involucra también la adquisición de información, la toma de muestra y la medición del yacimiento”, añadió. Por otro lado, remarcó que este tipo de modelos identifica los riesgos operacionales para evitar problemas durante la ejecución. ”En el caso de Paraguay, un país nuevo en la actividad hidrocarburífera y requerirá de un trabajo conjunto entre las operadoras y compañías de servicio para empezar a ubicar sus recursos”, señaló Ramírez. Según el análisis del experto, actualmente se explora hidrocarburos en sitios inhóspitos, en zonas donde no se tiene ni infraestructura, con limitaciones operacionales y logísticas. “Ahora intentamos resolver estos desafíos con el modelo integrado”, remarcó. ▲

Racionalización de Procesos Planeación Gerencia de Riesgos Asignación de Recursos Eficiencia Integridad de Pozo Integridad Adquisición de información

Objetivos

Mayor contacto con el yacimiento Análisis de información Fuente: Schlumberger

‘Este modelo marca tendencia en la región’ Los proyectos integrados en Latinoamérica para Schlumberger están siendo muy requeridos por diferentes compañías del rubro de los hidrocarburos. Actualmente en la región tienen en operación 28 taladros de perforación y cuentan con 10 proyectos activos de este tipo. En este año la empresa ha perforado cien pozos y con esta experiencia manifiestan que existe una tendencia creciente de

Óptimo Costo Pozo Exploratorio

las empresas petroleras en apostar por este tipo este modelo, precisamente para conseguir esta sinergia de operación y obtener los resultados esperados. “No todo es perfecto hay momentos difíciles pero siempre se establecen los sistemas necesarios para analizar la información y para obtener la optimización que se requiere dentro del tiempo que requiere el proyecto “, subrayó Ramírez.

schlumberger . Es una compañía estadounidense que provee servicios para yacimientos petrolíferos que aportan una variedad de sub-servicios y soluciones a la industria de petróleo internacional. La compañía opera en dos segmentos: servicios de yacimiento petrolífero, y WesternGeco. . Actualmente cuenta con más de 80.000 trabajadores en aproximadamente 80 países, incluyendo: Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, México y Perú.

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cumbre paraguay

afirman que urge explotar recursos no convencionales Argentina, Colombia, Chile, Uruguay, Bolivia y Paraguay tienen gran potencial de shales. TEXTO: doria añez

ara el investigador de TNS Latam, Fernando Meiter el “momento de desarrollar los hidrocarburos en la región es ahora”, por lo que Latinoamérica no puede esperar 10 años para ponerse de acuerdo porque sino más adelante “no tendrá a quien vendérselo”. El investigador fue optimista en cuanto al potencial de recursos no convencionales que tiene América Latina, en especial Argentina con la cuenca Vaca Muerta donde se estiman 764 trillones de pies cúbicos (TCF por

sus siglas en inglés) de gas recuperable. Sin embargo, mostró preocupación por la posible sobreabundancia de hidrocarburos si México con su nueva reforma energética y alianzas público-privadas logra la extracción de shale gas. Además, la demanda de gas hacia el Oriente está aumentando puesto que después de Fukushima, China y Japón están optando por energía no nuclear. En el análisis presentado por Meiter menciona que Sudamérica tiene gran potencial de hidrocarburos. Argentina tiene 583 TCF de shale gas y 19 Bbbls de shale oil. Colombia está normando ambientalmente la actividad para bloques no convencionales. Buscan incrementar reservas y

Los shales en el mundo – Técnicamente Recuperables 7,300 TPC de gas natural y 345 billones barriles de petróleo

Recursos técnicamente recuperables. Representan los volúmenes de petróleo y gas natural que pueden ser producidos con la tecnología actual, sin importar los precios o costos de producción de dichos hidrocarburos Fuente: Gas Energy

apertura de mercados internacionales. Chile tiene la cuenca Austral-Magallanes, compartida con Argentina, con 5 pozos que producen 0,5 MMmcd de gas no convencional y condensado líquido. En Uruguay la cuenca norte tiene prospectividad en shale oil y gas. En Bolivia se está evaluando el potencial de gas convencional y se tiene acuerdo con YPF para evaluar los no convencionales. Paraguay está iniciando estudios exploratorios pero tiene prospectividad en shales en las cuencas Chaco y Paraná. A su vez indicó que pocos países tienen planes para desarrollar recursos no convencionales, en Sudamérica, mientras

Foto: xxx

desaRROLLO DE HiDROCARBUROS

Fernando Meiter, investigador TNS Latam

que México están en la etapa exploratoria y cuando se inicie la producción los desafíos serán infraestructura, tecnología, medios de transporte mientras se asegura la viabilidad económica. ▲

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TEXTO: Lizzett vargas

a regulación de la energía debe encontrar un equilibrio entre sector público y privado, además de la responsabilidad social y ambiental, con el fin de maximizar los beneficios para el usuario, señaló Carlos Peláez, miembro del Instituto de Derecho Energético y de Competencia (EWeRK), Universidad von Humboldt de Berlín. Al respecto, el experto sugirió que para construir un marco regulatorio de energía debe tener política energética con objetivos definidos, un market design (¿Cuánto de mercado y cuánto de Estado?), además debe crear una normativa sectorial consensuada. “Para ello, la entidad regulatoria debe ser altamente competente. Es importante que se aplique un sistema de control y correcciones pero con cumplimiento de objetivos, consultas y adecuaciones que se requieran”,enfatizó. Este mecanismo de control es un instrumento que proviene del sector económico, pero aplicado al ordenamiento del área energética, explicó Peláez. “La regulación entonces se ha convertido en un anfibio jurídico económico y lo que busca en sí es el equilibrio del sector, que no es otra cosa que el equilibrio de intereses”, remarcó. En este sentido explicó también donde se sitúa la regulación y cuáles son estos grupos de interés en el mercado eléctrico.En este punto señaló al Estado, la industria y los consumidores, teniendo a la regulación al centro de ellos. “La preocupación de muchas entidades reguladoras del mundo es la fuerte influencia del Gobierno y eso la tergiversa y distorsiona y no le permite funcionar correctamente”, lamentó el experto. Asimismo, manifestó que el objetivo principal de la regulación debe ser la materialización de la visión de la política energética de cualquier país. En esta línea, recomendó ofrecer seguridad de suministro, eficiencia, precios justos, protección del consumidor y del medio ambiente. “Por lo tanto, para crear un modelo que nos ayude a salir adelante tenemos que entender la estructura de mercado eléctrico (generación, transmisión y distribución)”, indicó. Por otro lado, explicó que en estos mercados existen diferentes problemáticas y cada una representa el objeto específico de la regulación. De igual forma dio conocer que las variables o conflictos en estas áreas son clasificados en clásicos y nuevos. Los clásicos son los que surgieron en el siglo XIX no en la teoría sino en la práctica, estos se denominan de libre acceso y nacen de una doctrina llamada Unbundling. Ahora entre los nuevos elementos en la regulación se incluye la reducción de emisiones de CO2, energías renovables y la eficiencia energética. A su vez, Peláez identificó los errores y

La preocupación de entidades reguladoras del mundo es la fuerte influencia del Gobierno, eso laS tergiversa y distorsiona, puesto que no le permite funcionar correctamente

“

Carlos Peláez del Instituto de Derecho Energético y de Competencia (EWeRK) de la UNiversidad Von Humboldt de Berlín

control en la estructura eléctrica

‘Regulación equitativa y en beneficio para el usuario’ Carlos Peláez señala que las entidades eléctricas deben ofrecer seguridad de suministro, eficiencia, precios justos, protección del consumidor y del medio ambiente. Foto: Edén García / Reporte Energía

cumbre paraguay

Carlos Pelaéz, durante su exposición identificó los errores en la regulación eléctrica.

LA REGULACIÓN

criterios de regulación Técnicos y Económicos • Reservas, situación comercial, estructura empresarial, infraestructura, consumidores, cuestión ambiental.

Objetivos Fund., Ej: Seguridad de Suministro Eficiencia Precios justos Protección del Cons. y del Medio Ambiente

Estado

REGULACIÓN

Industria

Normativa Institucional Independiente Especializada Transparente Imparcial

Consumidores

Equilibrio del Sector = Equilibrio de Intereses = Maximización de Beneficios

Aspectos Jurídicos • Recepción jurídica • Supranacionalidad • Implementación de instrumentos y normas regulatorias • Ajustes regulatorios • Estructura institucional problemas • Estructura normativa e institucional subdesarrollada • Disociación entre norma y realidad económica • Captura e Intervención de la Regulación • Sobre regulación

Fuente: EwerK

los problemas comunes de la regulación, presentándose específicamente en la estructura normativa e institucional subdesarrollada, disociación entre norma y realidad económica, captura e intervención y la sobre regulación.

En este sentido, aconsejó fortalecer las instituciones, con una separación vertical efectiva, garantizar el acceso a redes regulando contratos estándar y asegurándose que las tarifas deben ser revisadas antes y no después de ser fijadas.

Finalmente, Peláez añadió que para diseñar la estructura de regulación es necesario considerar los criterios relevantes de este proceso, como son los técnicos y económicos, sumados a los aspectos geopolíticos y jurídicos. ▲

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cumbre paraguay Foto: RE /Archivo

Sebastian Moyano en paraguay energy summit

serpetbol perú comparte logros de 12 años La compañía logró vencer complejidades logísticas y operativas en la ejecución de proyectos gasíferos en ese país. TEXTO: lizzettvargas

l gerente comercial de Serpetbol, Sebastian Moyano, resaltó la experiencia y crecimiento obtenidos en estos últimos 12 años en la industria hidrocarburífera y minera en lugares con logística complicada, como la selva peruana. En este sentido resaltó las principales obras ligadas al proyecto gasífero Camisea, el emblemático proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) del Perú, trabajo que demandó la empresa Pluspetrol, com-

pañía que opera el componente de extracción del gas de esta zona. Uno de sus proyectos fue la expansión de planta de gas Malvinas (EPC), que procesa fluido de Camisea, con la construcción de facilidades para la compresión de gas, criogenización GNL, recuperación de plantas de turbogeneradores, obras de hormigón, montaje de tanques y tendido de líneas de diferentes diámetros. Esta ampliación aumentó la capacidad de producción de 1.100 millones de pies cúbicos diarios de gas (MMpcd) a 1.620 MMpcd. Sin embargo, para la ejecución de estos trabajos la compañía logró superar con un

Sebastián Moyano resaltó el trabajo que realizan hace 12 años en Perú en la industria hidrocarburífera y minera.

amplio desenvolvimiento logístico y tecnológico los retos de una geología complicada, como se presenta en Perú, considerando que el 80% del trabajo que realizan es en la selva. Las principales actividades que se realizaron en esta zona son ductos, cruce direccionales de ríos, para las cuales fue necesario emplear tecnología de Europa con personal de Emiratos Árabes para hacer los últimos cruces bajo el gerenciamiento de Serpetbol. “En este tipo de complejidades de la selva, el 80% de los problemas son logísticos y 20% es operativo técnico. Aquí se puede perder mucho dinero, es uno de los principales riesgos en estas zonas”, afirmó Moyano. ▲

sobre la compañía Serpetbol es una empresa constructora y de servicios para las industrias energética y minera, con más de 40 años de experiencia. En Perú está constituida desde agosto del 2001, se especializa en montajes electromecánicos, construcciones civiles/mecánicas (plantas, gasoductos, oleoductos, facilidades, etc.) . Es una de las primeras empresas del sector que trabaja bajo un Sistema Integrado de Gestión de Salud y Seguridad.

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cumbre paraguay TEXTO: Edén García s.

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El efecto de plegamiento en los Andes, no se observan en las cuencas del Paraguay, estamos hablando de un estilo tectónico diferente, pero la litología es la misma

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Narciso Cubas, director de Hidrocarburos del Viceministerio de Minas y Energía del Paraguay

características litológicas similares

Potencial de Subandino Sur se extiende hasta Paraguay

as cuencas hidrocarburíferas de la región del Subandino Sur, la que contiene las mayores reservas y potencial en Bolivia, continúa hasta la zona norte de Paraguay con características geológicas similares, según Narciso Cubas, director de Hidrocarburos del Viceministerio de Minas y Energía del Paraguay. Este país forma parte de dos cuencas Mapa de cuencas geológicas de gran potencial de hidrocarburos convencional y no convencional como son la del Chaco y Paraná. C1 A1 En cuanto a la cuenca del Chaco, CuCUENCA DE bas explicó que tiene rocas sedimentarias C2 CURUPAYTY bastante antiguas, que se iniciaron en el Paleozoico Inferior y fue rellenándose hasta la era Cenozoica. CUENCA DE También indicó que esta cuenca CARANDAYTY se divide en cuatro subcuencas denominadas Curupayty, Carandayty, Piryty y Pilar. Las subcuencas de CurupaNarciso Cubas. A2 yty y Carandayty están ubicadas e d C3 al norte de Paraguay y constiAlto erón u q tuyen una continuación de la o B A4 cuenca subandina de Bolivia. CUENCA DE CRATON “El efecto de plegamiento PIRITY RIO PAPA en los Andes, no se observan en las cuencas del Paraguay, estamos Cr1 hablando de un estilo tectónico difeA3 rente al de las fajas subandinas y lógicaC5 de C4 mente las posibilidades de trampas son Alto es diferentes al que se encuentra en el lado Hay CUENCA DE boliviano, pero la litología es la misma”, PILAR explicó Cubas. Básicamente todas las denominaciodo la formación Palo CUENCA DEL nes de las unidades bolivianas tienen sus Santo (formación Yacoraite equivalentes en el lado paraguayo en las en Argentina) y Loma de Olmedo (que PARANA subcuencas de Carandayti y Curupaity. se extiende hasta Argentina con la misma Palo En este sentido, el director de Hidrodenominación) las que tienen mayor poSanto y carburos detalló que a las formaciones tencial de rocas generadoras. Santa Bárbara del Devónico como Icla, Los Monos, Huaen la subcuenca Pirity. mampampa, entre otros, en Paraguay se Estudios realizados Cr2 “Las cuencas de le denomina Grupo San Alfredo, a las del En la cuenca del Chaco se han realizaCRATON RIO Paraguay son muy Silúrico, Grupo Cerro León y al Carbónico do diferentes estudios que demuestran la importantes por TEBICUARY Pérmico, Grupo Palmar de las Islas. existencia de hidrocarburos. Cubas menel volumen de Aproximadamente en el lado boliviacionó que dentro de la subcuenca Curuhidrocarburos no existen unos 4 mil metros de sedimenpayty existen pelitas (lutitas) oscuras, mique puede de tos devónicos que son principalmente rocácea, rico en materia orgánica, que están llegar a cas generadoras, mientras que en el lado depositadas en aguas marinas profundas. generar”, 6 0 0 0 paraguayo, las subcuencas de Carandaity Añadió que los indicios encontrados puntualimetros. y Curupaity se han encontrado espesores en la sección devónica en el pozo Toro-1, zó la autoEn su regisentre 2 y 4 mil metros. perforado por la compañía Texaco-Mararidad. tro estratigráfico presenta dos sistemas “O sea que en Paraguay tenemos las ton en 1978, corresponden a hidrocarbude condiciones favorables como roca mismas situaciones que del lado boliviaros de alto peso molecular. Cuenca del Paraná generadora. El primero proviene del Deno”, apuntó. De la misma manera, estudios muesLa cuenca del Paraná abarca una vasvónico de Brasil y presenta de acuerdo a Por su parte, en las subcuencas de tran la existencia de rocas generadoras y ta área del continente sudamericano, que lo observado en los pozos Asunción – 1 Pirity y Pilar, ubicadas al sur de la cuenca reservorios con posibilidades de acumucubre aproximadamente 1.200.000 km2 y Asunción – 2, lutitas gris oscura, interdel Chaco, representan áreas con registro lación de hidrocarburos en la subcuenca que incluye el Sur de Brasil, Noreste de calada con siltita, además de arenisca fina de sedimentación de edad Mesozoica – Carandayty, en los niveles de areniscas Argentina, Este de Paraguay y Norte de intercalada con arcillita gris y siltita. Cenozoica y sus características litológicas del Devónico que se intercalan con las arUruguay. Su eje mayor está orientado a lo Mientras que en el segundo sistema son similares a las cuencas del Noreste cillitas, Carbonífero y eventualmente del largo del Río Paraná. generador, la formación Mallorquín del argentino. Pérmico. En Paraguay ocupa 100 mil Km2 y se caperiodo Pérmico posee excelentes conAl igual que en el caso boliviano, ParaTambién se encuentran rocas generacteriza por ser una cuenca intracratónidiciones para la producción de Hidrocarguay cuenta con equivalentes estratigráradoras, reservorio y sello en sedimentos ca profunda con grandes espesores de seburos no convencional y la misma se enficos de las formaciones argentinas, siende origen marino, dentro de la formación dimentos marinos y continentales de más cuentra a 700 metros de profundidad. ▲

Foto: Edén García / RE

Gran parte del territorio de este país forma parte de dos cuencas importantes de gran potencial convencional y no convencional, por lo que se alienta la exploración.

Alto

del

Cer

eón

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El gn no convencional transforma los datos del mercado en los Estados Unidos y podría transformar además la situación energética mundial, incluyendo paraguay

Cuenca paraná con mayor potencial Las cuencas del Chaco y del Paraná representan el mayor potencial de este gas no convencional en América Latina y, Paraguay se sitúa exactamente en el centro de las mismas. La Cuenca de Paraná ciertamente, es la más rica en potencial de gas de lutitas. En este sentido se indicó que la sección prospectiva del Devónico (Lutitas y areniscas) se espesa al costado paraguayo de la cuenca del Paraná. La parte de la cuenca situada en Paraguay no está cubierta de espesores gruesos de basalto y sobre la base de datos actualmente disponibles, se observa la estructura prospectiva más grande a un cierre de más de 25 kilómetros cuadrados. Durante estos últimos años, el aumento de los recursos totales de gas, a escala del planeta, se atribuye principalmente a este gas de lutitas (Shale gas). El gas natural no convencional transforma el mercado en los EE UU y podría influir además en la situación energética mundial, particularmente en los países de América Latina, expresó el experto.

cumbre paraguay

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Bernard Verdu, vicepresidente del Grupo Montecristo

TEXTO: LIZZETT VARGAS

ueonika es una tecnología basada en un software matemático complejo incluyendo las propiedades de la geometría fractal, que puede identificar reservas no convencionales de petróleo y gas con una precisión de hasta un 95%. La aplicación de la tecnología norteamericana podrá estudiar a su totalidad el potencial de shale gas de la Cuenca de Paraná, Paraguay. ”En la zona nosotros tenemos la concesión del bloque Apa 1, frontera brasileña, pensamos que se debe hacer un sistema de exploración generalizado en toda la cuenca para ubicar el lugar a perforar”, sugirió Bernard Verdu, vicepresidente del Grupo Montecristo, empresa ruso - francesa dedicada a la explotación de hidrocarburos. Según el estudio presentado por esta compañía, el nivel que tiene mayor recurso de gas no convencional está situado en el reservorio Devónico de Ponta Grossa. Al respecto el vicepresidente de la compañía, explicó que con la tecnología de Gueonika, se podrá localizar precisamente las zonas donde efectuar los programas sísmicos 3D y los programas geoquímicos con el fin de preparar las perforaciones en

metodología de exploración

Nuevo software para shale gas tiene 95% de precisión La tecnología rusa Gueonika podría ser utilizada para medir las zonas de interés y limitar los gastos de exploración en la Cuenca Paraná de Paraguay. la zona de gas no convencional. Señaló que se trata de la metodología más coherente y la más corriente utilizada en los Estados Unidos para la evaluación del potencial de shale gas. “La modelización “fractale” de la compañía rusa podría ser utilizada para medir las zonas de interés y limitar los gastos de exploración”, dijo Verdu. Asimismo, manifestó que antes de pasar a la fase de desarrollo, sísmica y perforación, se debe utilizar esta tecnología (Gueonika) y también probar al principio ciertos programas de micro sísmica con el

fin de comprender las direcciones de tensiones en la cuenca, lo que permitirá definir cómo tratar fracturas. Finalmente, se tratará de comparar los pozos existentes, a los estudios sísmicos y a los controles tectónicos estructurales para predecir las profundidades y los mejores emplazamientos para exploración y la producción del tipo de productos que se busca (gas seco, gas rico y fluido o petróleo). Luego se refinarán estos datos, ya sea con nuevos datos sísmicos o datos existentes y con estos datos se podría probar un nuevo pozo o dos. ▲

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Los pozos son increíblemente eficientes de productividad, mucho más grande que lo que teníamos en otras áreas, estamos caminando, pero es un trabajo de 20 años

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Alfredo Renault, Superintendente de la Organización Nacional de Industrias del Petróleo (ONIP) Brasil y Director de lGEF

cifra alcanza a 483,4 mil boed

Pre-sal aporta con 18% de producción TOTAL de petróleo y gas en Brasil Estos recursos hidrocarburíferos provienen de 28 pozos de las cuencas Campos y Santos, según la ANP. TEXTO: Edén gArcía s.

a producción de hidrocarburos en el Presal cobra cada vez mayor importancia en Brasil. De los 2.6 millones de barriles de petróleo equivalente por día producidos en promedio en el mes de marzo, un 18% (483,4 mil) se extrajo de esta área, según la Agencia Nacional de Petróleo, Gas y Biocombustibles (ANP). De este volumen, el petróleo obtenido fue de 395.9 mil barriles por día (BPD) y 13.9 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas natural. Comparado con el mes de febrero, los volúmenes de petróleo equivalente extraídos se incrementaron en 2.4%. Los trabajos de explotación se realizaron en 28 pozos situados en los campos de Ballena Azul, Ballena Jorobada, Pirambu, Caratinga, Barracuda, Fletán, Calamar, Marlim Leste, Pomapano, Sapinhoá y Sendero, en las cuencas Santos y Campos. El Presal está ubicado en lo profundo del mar de las costas brasileñas, donde se encuentran rocas cubiertas por una capa salina que poseen grandes reservas de hidrocarburos, consideradas entre las más importantes del mundo. La profundidad total o la distancia entre la superficie del mar y los reservorios de petróleo pueden llegar a más de 7.000 metros. Los mayores descubrimientos de petróleo en Brasil fueron realizados por Petrobras en la capa Presal ubicada entre los estados de Santa Catarina y Espírito Santo,

Datos Exploración. Para el quinquenio 2013-2017 se invertirá $us 174 mil millones en el sector de exploración y producción en Brasil. Matriz energética. El petróleo y sus derivados son los productos más importantes en la matriz energética brasileña, con un 38,5% de participación, le sigue el etanol con un 16,4%. Libra. Un consorcio conformado por Petrobras, Total, Shell, CNPC y CNOOC explotará el campo Libra, ubicado en el Presal y considerado uno de los más importantes de Brasil.

donde se encontraron grandes volúmenes de crudo ligero. Al respecto Alfredo Renault, ex superintendente Oil & Gas de la Organización Nacional de Industrias del Petróleo (ONIP) señaló en los próximos años se instalará en Brasil 25 nuevas unidades productoras para pasar a producir 4,5 millones de BPD de petróleo en el 2022. El desarrollo del Presal supone un gran movimiento técnico, logístico y de inversión nunca antes registrado en este país, por lo que Renault aseguró que Petrobras y las empresas socias ejecutan planes ambiciosos en ingeniería. “Todo es diferente de nuestra experiencia anterior incluso los helicópteros tienen

que ser distintos porque no pueden cargar la misma cantidad de gente a 150 Km, donde se realiza la producción en otras zonas

offshore, en comparación a los 300 km de las áreas del Presal”, apuntó Renault al momento de añadir que se construye plataformas en lugares intermedios solo para el despliegue logístico. Pese a todos los desafíos operativos y tecnológicos, se considera que las reservas del Presal son cuantiosas y, por lo tanto, vale la pena la inversión y las labores ejecutadas de alto nivel de ingeniería. “Los pozos son increíblemente eficientes, de productividad mucho más grande que lo que teníamos en otras áreas. Estamos caminando, pero es un trabajo de 20

años por la cantidad de petróleo”, acotó. Si bien aún no existe una certificación cabal de las reservas en esta región, el exejecutivo de ONIP indicó que se estima que en el Presal existen aproximadamente 60 mil millones de barriles de petróleo, más los 15 mil millones con los que cuenta actualmente este país, Brasil se convertiría en la octava mayor potencia mundial en este recurso fósil. ROL DE PETROBRAS Los datos de la ANP también muestran que el 91.1% de la producción de petróleo y gas natural salió de los campos operados por Petrobras. Esto muestra el rol vital que desempeña la estatal brasileña en esta in-

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cumbre paraguay

el 91.1% de la producción de petróleo y gas salió de los campos operados por Petrobras. Esto muestra el rol vital que desempeña la estatal brasileña en esta industria

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Foto: diario.latercera.com

Agencia Nacional de Petróleo, Gas y Biocombustibles (ANP)

Perspectiva de la Matriz Energética Nacional (%) Fuente

2012

2016

2021

2030

Energía no renovable Petróleo y sus Derivados Gas Natural Carbón Mineral y sus Derivados Uranio (U3O8) y sus Derivados

56,9 38,5 11,0 6,0 1,4

55,6 33,9 13,7 6,1 1,9

55,0 31,9 15,5 6,1 1,5

55,1 29,2 15,8 7,0 3,1

Energía renovable Derivados da Caña Hidráulica y Electricidad Leña y Carbón Vegetal Otros

43,1 16,4 14,2 8,2 4,3

44,4 19,2 13,0 7,2 5,0

45,0 21,2 12,6 6,0 5,2

44,9 18,2 13,8 5,9 7,0 Fuente: ONIP Brasil

Producción – Petróleo – Brasil (miles b/d)

Fuente: ONIP Brasil

Se prevé que la producción de petróleo en este país alcance los 4.5 millones de barriles por día en el 2022.

Macroeconomía en gestión 2013

63 mil MM/$US

es la inversión extranjera directa registrada en Brasil, con una gran participación de la industria petrolera

dustria que, sin embargo, busca recursos financieros y tecnológicos de otras compañías petroleras para llevar con éxito la explotación masiva del Presal. Entre el 2013 y 2017, está previsto que en el sector de petróleo y gas en Brasil se invierta $us 285 mil millones, de los cuales 79% lo hará Petrobras y el restante 21%

3 mil MM/$US

es el saldo de la balanza comercial. Las exportaciones fueron de $us 242 mil millones frente a $us 239 mil millones

otras empresas de talla mundial que operan en este país. En las tres rondas de subastas de bloques de petróleo realizadas en el 2013 en Brasil, si bien Petrobras fue la principal protagonista, se observó una gran participación de las compañías más importantes en el mundo. ▲

Mil millones de barriles

Impacto del Pre-Sal: Reservas Brasileñas 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

Pré-sal 60 mil millones bbl

Libia

Nigeria

EUA

Cazaquistão

Brasil

Perspectiva de convertirse en la octava mayor Fuente: ONIP Brasil

Importaciones – Gas Natural Millones de m³ Millones de m³/día

2008 11.347 31,1

2010 12.647 34,7

2012 13.079 35,9

2013 16.513 45,2 Fuente: ONIP Brasil

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el primer pozo Se bautizó como Independencia 1 porque Don Primo Cano decía que podía ser el inicio de la independencia energÉtica de paraguay

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Primo Cano Coscia, presidente de Primo Cano Martinez PMC S.A

Compañía paraguaya del upstream

Primo cano: ‘fuimos PIONEros EN la PERFORACIÓN PETROLERA’ Remarcó los logros de PMC SA por haber trabajado en condiciones adversas. Desde el año 2012 comercializa GNV extraído del pozo Independencia 1. TEXTO: DORIA AÑEZ S.

a compañía paraguaya Primo Cano Martinez (PCM SA) construyó el 100% de sus equipos de perforación en el año 1983 para realizar los trabajos en el Bloque Gabino Mendoza, distante a 860 km de la capital Asunción. La necesidad de contar con un taladro de perforación que alcanzara mayor profundidad obligó a esta empresa a demorar casi siete años en la construcción y luego transporte del equipo, puesto que era una zona de difícil acceso. En sus inicios, el fundador Primo Cano Martínez, padre del actual presidente Primo Cano Coscia, trabajó en compañías pe-

troleras que venían a Paraguay en los años 50’ y 60’. Luego se dedicó a la perforación de pozos de agua antes de enfocarse íntegramente al sector hidrocarburos. En 1959 presenció el hallazgo de gas natural en el pozo Mendoza 1 R, en el Bloque Gabino Mendoza donde posteriormente Cano Martinez perforó el pozo Independencia 1 (año 1993) obteniendo como resultados caudales registrados en 27.000 metros cúbicos por día (mcd) de gas natural. Para el año 1974 don Cano Martínez compró un equipo pequeño para perforar pozos para agua y luego adquirió equipos usados de compañías petroleras que dejaban este país. En 1983 obtuvo la Ley de Concesión

1.028/83 del Bloque Gabino Mendoza y tuvo que reabrir más de 300 kilómetros para ingresar a la zona donde 10 años después se terminó el pozo Independencia 1 con una profundidad de 606 metros. Este pozo es muy significativo para la empresa porque este nombre se lo dio el fundador ya que sería el “inicio de la independencia energética de Paraguay”. Actualmente en Paraguay el 100% de los hidrocarburos son importados remarcó Martinez Coscia. Durante su presentación en Paraguay Energy Summit & Expo, mencionó que la empresa continúa con los ideales de su desaparecido fundador es por ello que desde el año 2012 comercializa el gas del pozo independencia 1, mediante su transporte en forma de GNV.

En el 2013 se instaló en Gabino Mendoza una estación de compresión con capacidad de 600 metros cúbicos por hora y un trailer de transporte de 5.000 mc. A lo largo del tiempo, Primo Cano Martínez ha realizado trabajos en Independencia 2, Independencia 3. A través de un convenio con CDS Energy SA se obtuvieron datos sobre el Bloque Gabino Mendoza, el cual presenta características de un reservorio de gas no convencional con recursos estimados recuperables de 4.000 millones de mc de gas en un área de estudio de 14 km2. Todo el Bloque de 400 km2 tiene las posibilidades de que presente similares condiciones con lo cual las reservas serían mucho mas importantes. Sin embargo, el costo de desarrollo de este tipo de yacimientos es tres veces mayor que los convencionales. PCM SA ha superado condiciones adversas pero apoya también a la tecnología es por ello que ha realizado un acuerdo con ANDE y la Facultad de Ingenieria de la Universidad Nacional de Asunción FIUNA para que se realicen estudios de combustión de gas. Además cuenta con una alianza con la Univerisdad Nacional de Itapua para montar un campo de pruebas y evaluar un motor diésel que funciona con gas natural. ▲

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la incorporación de biocombustibles permitió en los últimos años un importante ahorro en el egreso de divisas del país por la importación de combustibles

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Raúl Hoeckle, presidente del Centro Azucarero Paraguayo

cumbre paraguay

biocombustibles en la matriz energética

la industria del etanol ‘tropieza’ por falta de logística y altos costos TEXTO: lizzett vargas o

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El desarrollo de la industria del etanol en Paraguay dependerá del fortalecimiento de la logística, debido a que cada día el transporte de la materia prima es cada vez más costosa. Hoy en día las empresas alcoholeras cubren el mercado, pero sólo hay una mezcla de hasta el 25% de alcohol en los combustibles derivados del petróleo, hasta ahora se satisface la demanda”, dijo Raúl Hoeckle, experto internacional y presidente del Centro Azucarero Paraguayo (CAP). Hoeckle instó a que el Ministerio de Industria y Comercio (MIC) establezca una regulación para que todas las estaciones de servicios que operan en el país cuenten con

picos surtidores de alcoflex para poder aumentar el consumo y generar más producción. Asimismo, manifestó que se tiene que aumentar la importación de vehículos flex (pueden funcionar con etanol y gasolina), para incrementar el porcentaje de mezcla y producir en mayor cantidad. “Será una forma de mejorar el consumo, para requerir inversiones, puesto que actualmente estamos produciendo al máximo”, aseveró. En relación con las políticas públicas para la promoción de biocombustibles, el Paraguay incentiva la mezcla de combustibles fósiles con etanol desde el año 1999 cuando instauró un marco legal orientador. La mezcla de alcohol en gasolina llega actualmente a un 25%. Existen, además, iniciativas para aumen-

tar los incentivos fiscales, como la liberación impositiva para vehículos flex. Señaló que actualmente existen unos 30 millones de litros de excedente de etanol en el mercado paraguayo. La producción del 2013 ascendió a 180 millones de litros, según Hockle. A nivel local el alcohol se realiza en base a caña de azúcar y cereales como sorgo y maíz. El precio de la caña de azúcar lleva a las empresas a elaborar el producto a partir de cereales. Cada año más productores siguen invirtiendo en la producción de etanol y azúcar. “El etanol, es una realidad en el Paraguay; su incorporación en la matriz energética permitió un importante ahorro en el egreso de divisas del país por la importación de combustibles”, resaltó Hoeckle. ▲

Foto: RE /archivo

Experto insta a la autoridades de Paraguay a establecer regulación en todos los surtidores de alcoflex para aumentar el consumo y producción de este carburante. Actualmente la mezcla de alcohol en gasolina llega a un 25%.

E l experto Raúl Hoeckle.

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cumbre paraguay

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El estudio aclara que el crecimiento anual sube a 9.8% por la eventual instalación de industrias electro intensivas. en Paraguay la demanda máxima se registra en 2.537 mw

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Francisco Escudero, jefe de División de Estudios Energéticos de la ANDE

Los nuevos proyectos demandarán $us 5 mil MM

Ande generará 57.235 GWh de electricidad anual hasta el 2023 La empresa estatal paraguaya realizó un estudio del crecimiento de la demanda de energía eléctrica en los próximos diez años y estimó las obras que se deben realizar para la generación, transmisión y distribución. Demanda de Energía vs Disponibilidad en Generación

TEXTO: lizzett vargas

AÑA CUA 1.050 GWh/año YGUAZU 185 Gwh/año

GWh/año 65.000 60.000

57.235

56.000

55.000 50.000

ITAIPU 45.000 GWh/año

45.000

EBY 10.000 GWh/año

40.000

ACARAY 1.000 GWh/año

35.000 30.000 25.000 20.000 15.000

15.657

17.971

21.459

23.376

26.611

28.915

31.751

34.348

37.030

39.696

10.000

2202

3202

2022

1202

DISPONIBILIDAD DE ENERGÍA

2023

2021

0202

9102

2020

2019

8102

7102

6102

5102

4102

DEMANDA DE ENERGÍA

2018

2017

2016

2015

5.000

2014

Fuente: ANDE

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se deberán realizar 236 obras. la repotenciación de generación de las hidroeléctricas existentes y la construcción de una nueva central de generación.

Paraguay evalúa potencial de energías alternativas

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El plan contempla además la ampliación de la capacidad de transformación de 188 subestaciones, así como la construcción de 38 nuevas subestaciones. En cuanto a las líneas de transmisión, se prevén recapacitar las 27 existentes y la construcción de 47 nuevas líneas, que contemplan redes de 500 Kilovatios (kV) y 220 kV. Escudero explicó que el 53% de la demanda corresponde a la zona metropolitana y la línea de 500 kV, entre otros beneficios, permitirá transmitir más energía. “Con la línea de 500 kV vamos a tener toda la potencia necesaria para crecer en los próximos años, desde el punto de vista industrial, comercial y residencial. En este sentido, ANDE realiza todas las obras necesarias de refuerzo en el área metropolitana para aprovechar las ventajas que implicará la inyección de potencia”, enfatizó. ▲

La ANDE fue pionera en el uso de energías alternativas para la generación de energía eléctrica, y hoy en día se realiza la evaluación del potencial energético en las áreas solar, eólica, biogás y biomasa. Existen acuerdos con instituciones públicas y privadas para el desarrollo experimental y la implementación de proyectos de generación alternativa . El Atlas Hidroenergético del Paraguay

elaborado recientemente por la Itaipú Binacional cuenta con valiosos datos de los recursos explotables y posibles implementaciones en Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH) y Centrales Hidroeléctricas (CH). Además participa en grupos de trabajo referente al desarrollo de las energías alternativas, como son Observatorio de Energías Renovables (OER), Mesa de Energías Renovables y Sustentables de Rediex /MERS). Foto: Edén García / Reporte Energía

a Administración Nacional de Electricidad (ANDE) de Paraguay proyecta 57.235 Gigavatios hora (GWh) de generación anual hasta el 2023 para atender crecimiento de la demanda eléctrica, la cual se estima llegará a 39.696 GWh para ese mismo año. Las proyecciones del mercado de energía eléctrica nacional del periodo 2014– 2023 forman parte del Plan Maestro de Inversiones de ANDE, el cual fue recientemente aprobado por el Poder Ejecutivo de ese país. De acuerdo al documento, se requieren unos $us 5.394 millones para realizar las obras y cumplir con la demanda de consumo en ese periodo. En este sentido, Francisco Escudero, jefe de División de Estudios Energéticos de la ANDE, explicó que el análisis fue elaborado sobre la base de un mercado de energía eléctrica con una tasa de crecimiento promedio del 9.1%, conforme al estudio del mercado eléctrico nacional para los próximos diez años. El estudio aclara que el crecimiento anual sube a 9.8% si es que se considera la eventual instalación de industrias electro intensivas. Por ejemplo indicó, que actualmente en Paraguay la demanda máxima registra 2.537 Megavatios (MW) y que para el 2023 esta subirá a 6.739 MW. Según Escudero, Paraguay inició un proceso de industrialización de la producción agrícola, así como el crecimiento de la clase media en un 50% en los últimos 10 años, la inversión pública en infraestructura, la construcción de grandes shoppings y hoteles, además del continuo crecimiento del sector financiero nacional (alrededor del 12% en los últimos cinco años). Todos estos factores fueron tomados en cuenta para realizar la proyección de la demanda y las obras necesarias para satisfacer el requerimiento de energía eléctrica. A ello se debe sumar también la eventual instalación de parques industriales en Villa Hayes, Villeta, Pedro Juan Caballero y Concepción, entre otros. En este sentido, el documento considera que se deberán realizar 236 obras, entre las cuales se destacan la repotenciación de generación de las hidroeléctricas existentes y la construcción de una nueva central de generación.

Francisco Escudero de la ANDE, en el Paraguay Energy Summit 2014.

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cumbre paraguay

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La EBY tiene en ejecución el contrato con las empresas Mitsubishi Electric Corporation y Transener, a fin de realizar adecuaciones de la salida de la Línea Paraguaya N°1

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Gabino Fernández, subjefe del Departamento Técnico de la Entida Binacional Yacyretá

Mayor potencia para Ande

Adecuación de línea en Yacyretá estará lista para septiembre TEXTO: Edén García S.

l proyecto de cambio de tensión de 220 kilovatios (kV) a 500 kV de la Línea Paraguaya N°1 (LP1) de la Central Hidroeléctrica Yacyretá (CHY) concluirá en el mes de septiembre, anunció Gabino Fernández, subjefe del Departamento Técnico de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY). Este cambio permitirá entregar 750 MVA en lugar de los 500 MVA que recibe actualmente la Administración Nacional de Electricidad (ANDE). “La EBY tiene en ejecución el contrato con las empresas Mitsubishi Electric Corporation y Transener, a fin de realizar adecuaciones de la salida de la Línea Paraguaya

N°1 (LP1)”, dijo Fernández. Otro proyecto que la EBY tiene previsto ejecutar es la recuperación de la capacidad total de generación de la Central, ya que actualmente existen solamente 2 unidades de las 20 que posee que están operando con su capacidad máxima de 155 megavatios (MW). Mientras que 13 unidades operan con 135 MW, 2 con 130 MW, 1 con 127 MW y 2 están fuera de servicio. Por lo que el jefe técnico de la EBY indicó que la hidroeléctrica produce 2.452 MW de los 3.100 MW que tiene de capacidad instalada. “La potencia máxima actual es de 2.452 MW, debido a problemas detectados en el revestimiento metálico del anillo de descarga y del tubo de aspiración de algunas unidades generadoras”, añadió.

En cuanto a la puesta en marcha de nuevas generadoras, Fernández señaló que se prevé la instalación de tres nuevas unidades que incrementarán en 465 MW la potencia de Yacyretá, además de ampliar la central con una nueva represa en el vertedero de Aña Cua y que generará 270 MW. Con estas nuevas incorporaciones la EBY pasará a producir 3.835 MW, un 24% más de su capacidad actual. Cabe señalar que del total producido por la hidroeléctrica un 88% va destinado al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y el restante 12% al Sistema Interconectado Nacional Paraguayo (SINP). El suministro al SINP, se realiza por medio de dos líneas de transmisión en 220 kV (LP1 y LP2) que vincula la central hidroeléctrica con la estación Ayolas de la ANDE. Para el efec-

Foto: Edén García / RE

Se prevé la instalación de tres unidades adicionales de generación, la puesta en marcha de una central en el vertedero de Aña Cua y la recuperación de las generadoras que están fuera de servicio o con producción limitada.

Gabino Fernández, ANDE.

to, se dispone de 2 autotransformadores de 500 kV y 220 kV de 250 MVA cada uno. Mientras que el abastecimiento al SADI se realiza a través de tres líneas de transmisión, que conecta Yacyretá con la estación Rincón Santa María. ▲

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En nuestro país las condiciones están dadas, la seguridad que ofrecemos es una realidad, nuestra moneda es estable y tenemos un pueblo que quiere trabajar

Eduardo Felippo, presidente de la Unión Industrial Paraguaya

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cumbre paraguay Foto: Edén García / RE

Eduardo Felippo

‘Hay que preparar al país para la industria petrolera’ El industrial asegura que en Paraguay existen buenas condiciones para el desarrollo empresarial. TEXTO: Edén García S.

os diferentes estudios geológicos y trabajos exploratorios realizados demuestran la existencia de hidrocarburos en Paraguay, la cual promete en un futuro el desarrollo de una industria petrolera. Esta afirmación corresponde a Eduardo Felippo, presidente de la Unión Industrial Paraguaya, para quién esta situación debe motivar a las autoridades a crear las condiciones necesarias para el surgimiento de industrias de servicios y capacitación de

recursos humanos que permitan un mayor aprovechamiento de los recursos extractivos para los paraguayos. “Creo que deberíamos empezar a pensar con seriedad en que este tema porque hay que tenerlo previsto, porque si no vendrán las empresas extranjeras a hacer los servicios o se nos van a llevar el petróleo a un bajo costo como en la energía eléctrica y después nos ponemos a llorar por la leche derramada”, manifestó. Por otro lado, Felippo destacó el buen clima de inversiones que existe en Paraguay y que debido a ello las industrias han crecido favorablemente en los últimos años.

Felippo instó a las autoridades a crear las condiciones para un máximo aprovechamiento de los hidrocarburos.

En este marco Indicó que a pesar de los diferentes cambios políticos registrados, la economía no fue afectada por estos acontecimientos y que al contrario se mantuvo estable y nunca se afectó los intereses privados mediante nacionalizaciones. “En nuestro país las condiciones están dadas, la seguridad que ofrecemos es una

realidad, nuestra moneda es estable y tenemos un pueblo que quiere trabajar”, puntualizó. Para el representante de los empresario, el mayor problema que cuenta Paraguay es la pobreza y para ello, Felippo aseguró que se trabaja para generar más empleos con el crecimiento de la industria. ▲

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cumbre paraguay

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Los inversionistas de diferentes países están mirando hacia el Paraguay para expandir negocios en energías alternativas

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Tobias Winter, director del Centro de Competencia de Medio Ambiente y Energías Alternativas, AHK Uruguay

cobrarán mayor importancia a mediano plazo

Energías alternativas acompañarán el crecimiento de demanda eléctrica Pese a tener asegurado el mercado eléctrico hasta el 2030, Paraguay formula planes para responder a la creciente demanda a partir de esa fecha, con la inclusión de fuentes alternativas de generación. TEXTO: Edén García S.

Proyectos ejecutados en Paraguay

as oportunidades de negocio y desarrollo de las energías alternativas o renovables en Paraguay, donde un 98% de la generación proviene de hidroeléctricas, cobrarán mayor importancia en un mediano plazo, coinciden expertos de este sector. Considerado el mayor generador de energía hidroeléctrica per cápita en el mundo, Paraguay cuenta con una vasta reserva eléctrica que, de acuerdo a previsiones de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE), cubrirá la demanda de electricidad de este país hasta el 2030, aproximadamente. En este sentido, la ANDE, en colaboración con organismos internacionales, inició la ejecución de pequeños proyectos de generación en base a energía solar, fotovoltaica, biogás, hídrico y biomasa que serán la base para una futura masificación de estas centrales que acompañen al crecimiento de la demanda eléctrica. “Los inversionistas de diferentes países están mirando hacia el Paraguay para expandir negocios en energías alternativas”, dijo Tobias Winter, director del Centro de Competencia de Medio Ambiente y Energías Renovales AHK, Uruguay, quien aseguró que el costo de las energías renovables en el mundo han bajado, de tal manera que han llegado a ser competitivos. El crecimiento anual de la demanda máxima de potencia de Paraguay previsto por la ANDE es de 9,9% y se debe principalmente al desarrollo de la industria y el consumo domiciliario. La oferta actual disponible en Paraguay asciende a cerca de 9.000 megavatios (MW), provenientes mayormente de dos grandes hidroeléctricas como Itaipú, la más grande del mundo, que comparte con Brasil, y la de Yacyretá, con Argentina. En cuanto a la demanda para este año se espera una máxima 2.979 MW y para el año 2023 ascenderá a 6.734 MW. De seguir con ese crecimiento para el 2030 se tendría que incrementar la oferta y es por ello que la ANDE prevé suplirla con proyectos renovables. “El consumo de la energía local va aumentando por el crecimiento de la empresa y los propios domicilios, la cual generará una sobrecarga al sistema en un futuro,

Fuente: ANDE

por lo que las energías renovables tendrán su oportunidad a mediano plazo”, apuntó Manuel Godoy, representante de World Global Network, compañía internacional que trabaja con la implementación de sistemas fotovoltaicos. Aparte de brindar beneficios ambientales por la generación de energía limpia, las nuevas tecnologías han permitido que estas centrales sean competitivas en comparación con las de origen fósil. Por ejemplo, Godoy explicó que su compañía ofrece a los inversionistas en proyectos fotovoltaicos un retorno sobre la inversión del 14% anual durante 20 años. “En 7 años se recupera la totalidad de la inversión, y los siguientes 13 años, son de absoluto beneficio económico, es decir, se obtiene una rentabilidad de 280% sobre el capital, al finalizar los 20 años”, acotó. Por su parte, Winter señaló que en el 2013, de acuerdo a los datos de Bloomberg Global Trends, un 43,6% ($us 192 mil millones) de la inversión en generación eléctrica

Inversión en renovables vs fósiles 350

combustibles fósilesv 293

300 250

307

100

192 energías renovables

147

43,6% EERR de la nueva inversión total entre EERR, fósiles e otros

50 0

270 234

213

144

309

260

254

200 150

303

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Fuente: Bloomberg Global Trends

realizada en el mundo fue destinada a proyectos de energía renovable y el restante a combustibles fósiles. Lo cual demuestra el creciente interés mundial por estas tec-

nologías. De la cifra mencionada, $us 114 mil millones se destinaron a sistemas fotovoltaicos y $us 80 mil millones a energía eólica. ▲

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Con estos trabajos tendremos no solo energía para domicilios, sino también se podrá aprovechar para instalar industrias, centros artesanales y otro tipo de emprendimientos

René Ustariz, gerente general DELAPAZ

a distribuidora de Electricidad La Paz SA (DELAPAZ), empresa subsidiaria de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), entregó una obra de electrificación en la Urbanización Plan 3.000 del distrito 8 de la ciudad de El Alto, que beneficia a más de 2.200 familias. El acto fue realzado con una masiva presencia de las familias beneficiadas que agradecieron a la compañía por la obra, se señala en una nota de prensa institucional. La obra de electrificación significó una inversión de Bs 2.091.000. Este proyecto consta de 1.000 metros de red de media Tensión y 15.000 metros de baja tensión, además de 6 transformadores de 50 kVA cada uno. En el acto inaugural, el gerente general de DELAPAZ, René Ustariz, destacó el esfuerzo conjunto de la empresa y los dirigentes de la zona para lograr la construcción de la red eléctrica que ahora permitirá a los vecinos, no solo tener energía para sus domicilios, sino también podrán aprovechar para instalar industrias, pequeños centros artesanales y otro tipo de emprendimientos. DELAPAZ, que forma parte de la Corporación ENDE, es la mayor empresa de distribución de energía eléctrica del país. Cuenta con 500 empleados y una flota de vehículos que sobrepasan las 130 unidades entre camionetas, camiones canasta, grúas y motocicletas atendiendo a cerca de 686 mil clientes. En esta gestión, la empresa encara varios proyectos para mejorar la calidad del servicio, tales como la construcción de una nueva red de alta tensión subterránea que ingresará desde la subestación Cumbre, la construcción de una subestación

electricidad

EN EL PLAN 3000 DE LA CIUDAD DE EL ALTO

DELAPAZ beneficia con líneas de media y baja tensión a más de 2.200 familias La obra de electrificación significó una inversión de Bs 2.091.000. Consta de 1.000 metros de red de media Tensión y 15.000 metros de baja tensión, además de 6 transformadores de 50 kVA. Foto: Abi

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

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Delapaz forma parte de la Corporación ENDE, es la mayor empresa de distribución de energía eléctrica del país.

encapsulada GIS en la calle Capitán Ravelo de la ciudad de La Paz, con lo que se tendrá mayor seguridad, potencia, calidad y

disponibilidad. Además, se tiene previsto realizar mejoras en las subestaciones de Achacachi y Mallasa elevando el nivel de

tensión con el reemplazo de transformadores y se habilitarán equipos de protección y maniobra. ▲

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electricidad

El uso eficiente de la energía promueve el crecimiento económico y desarrollo de un país mediante el cumplimiento de lineamientos estratégicos

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Franklin molina, viceministro de desarrollo energético

‘Al 2030 se logrará un ahorro de 62.97 Foto: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

La mayor reducción en la demanda final de energía se dará en los sectores transporte (32%), residencial (30%) e Industrial (21%). Para ese año también se logrará una merma de las emisiones de 15.230 KTonCO2eq. cONSUMO ENERGÉTICO sECTORIAL

Foto: anh.gob.bo

Fuente: Balance Energético Departamental 2012 del Ministerio de Hidrocarburos y Energía de Bolivia.

TEXTO: fRANKLIN mOLINA*

uestro país vive actualmente un momento muy importante en su historia, se enfrenta al enorme desafío de generar las condiciones adecuadas para alcanzar un desarrollo sólido en la economía del país en las próximas décadas. Éste es el objetivo que se ha propuesto el Gobierno del Estado Plurinacional de Bolivia y representa la seria aspiración de brindar mayores y mejores oportunidades a todos. En la medida que nuestro país crece, mayor energía requiere, produciéndose una relación natural entre economía y energía. En consecuencia, el desafío de Bolivia es contar con recursos energéticos suficientes y competitivos para apoyar ese desarrollo. En efecto, la energía es un insumo esencial para la sociedad, su disponibilidad y abastecimiento influyen directamente en el crecimiento social y económico, y en consecuencia, en la reducción de la pobreza. Las tasas de crecimiento promedio (2006-2013) del Producto Interno Bruto y del Consumo Energético de Bolivia alcanzan aproximadamente al 5% y 7%, respectivamente, lo que significa que para el año 2013 la intensidad energética nacional es de 2.99. En este mismo año, los principales sectores consumidores de energía fueron el sector Transporte (37%) e Industrial (32%), seguidos por el sector de Residencial (19%), Minería (5%), Agricultura (4%) y Comercial (3%). Comparados con otros países de la región, Bolivia tiene un alto índice de intensidad energética, lo que debe ser atendido con prioridad a través de medidas de efi-

El sector transporte es el mayor consumidor de energía con un 37%.

ciencia energética. El uso eficiente de la energía promueve el crecimiento económico y desarrollo de un país, mediante el cumplimiento de lineamientos estratégicos, como el de seguridad energética, equidad en el acceso a la energía y reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. En esa línea el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, a través del Viceministerio de Desarrollo Energético, busca definir las líneas de acción orientadas al ahorro y eficiencia energética, mediante una política nacional.

Eficiencia Energética La Eficiencia Energética es la capacidad de reducir el consumo de energía manteniendo los mismos servicios, sin disminuir el nivel de confort y calidad de vida de los usuarios finales. Permite optimizar la relación entre energía consumida y los productos y servicios finales obtenidos, a través de diversas medidas e inversiones a nivel tecnológico, de gestión y hábitos cotidianos. Política Nacional de Eficiencia Energética La Política Nacional de Eficiencia

Energética debe lograr un impacto en la producción, consumo y uso racional y eficiente de la energía y definir las líneas estratégicas en los ámbitos de la oferta y la demanda de energía en las actividades económicas del país. Líneas Estratégicas I) El Plan de Ahorro y Eficiencia Energética del Estado Plurinacional de Bolivia se compone de tres elementos, entre ellos un conjunto de mecanismos de acción en temas de eficiencia energética, el cronograma de las medidas y programas del plan y las metas que permitan evaluar el resultado del plan. También se cuenta con dos ejes de acción. El consumo orientado a los sectores residencial, industrial, transporte y comercial. En este eje se considera programas de etiquetado, estándares mínimos, regulación del mercado, reemplazo de artefactos, gestión energética en industrias, certificación de automóviles, implementación de la Revisión técnica vehicular y proyectos de educación y sensibilización. El segundo eje contempla la producción orientada a hidrocarburos, electricidad y energías renovables. Se considera programas de eficiencia energética en centros de transformación de energía y eficiencia energética en la generación, distribución y transporte de electricidad. II) Se cuenta con instrumentos de planificación energética, los cuales priorizan la elaboración de la base de indicadores de eficiencia, Balance Energético Nacional (BEN), Balance Energético Departamental (BED) y el Balance de Energía Útil como herramientas estadísticas necesarias para la planificación y el monitoreo efectivo de las políticas de eficiencia energética. El gráfico publicado con este artículo muestra el consumo energético sectorial

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el bienestar de la sociedad boliviana está en función de la capacidad de utilizar la energía de la manera más eficiente posible para lograr un futuro energético sostenible

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electricidad

72 kpep en consumo de energía’ histórico y proyectado, denotando claramente cuáles son los sectores que representan el mayor consumo energético en el país. En este sentido los sectores transporte, industrial y residencial requieren de la aplicación inmediata de políticas en eficiencia energética. III) En el ámbito institucional, la Política Nacional de Eficiencia Energética debe contemplar una instancia pública que sea responsable de su implementación y de mantener una comunicación continua con todos los actores involucrados. De esta manera, la Red de Eficiencia Energética (Red-EE) tiene el objetivo de establecer un escenario de intercambio y difusión de políticas, planes, programas, metodologías, estrategias, avances tecnológicos y toda aquella actividad relacionada a eficiencia energética, conformada por actores públicos y privados, en el ámbito nacional e internacional. IV) Se pretende organizar campañas de sensibilización, publicaciones y otras iniciativas de difusión de información en

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la energía es un insumo esencial para la sociedad, su disponibilidad y abastecimiento influyen directamente en el crecimiento social y económico, y en consecuencia, en la reducción de la pobreza

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temas de gestión, ahorro y eficiencia energética con una visión optimista del futuro que permita convertir a la población en verdaderos consejeros energéticos dentro sus propias familias. El objetivo final es lograr la contribución de los consumidores a los objetivos estratégicos del Plan de Ahorro de Eficiencia Energética (PAEE). Ahorros Potenciales Acumulados de Energía y Emisiones GEI En el marco del PAEE, se considera que los mecanismos de ahorro y eficiencia

energética propuestos para cada uno de los sectores al año 2030 tendrán un impacto importante sobre el ahorro total de energía del país. Se logrará un ahorro nacional aproximado de 62.972 kilo barriles equivalentes de petróleo (kBep). La mayor reducción en la demanda final de energía se dará en los sectores de transporte (32%), residencial (30%) e industrial (21%). Así también se logrará una reducción de emisiones de 15.230 KTonCO2eq. La mayor reducción se observa en los sectores transporte (66%) y el sector agrope-

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En el ámbito Institucional, la Política Nacional debe contemplar una instancia pública responsable de su implementación y de mantener una comunicación continua con los actores involucrados

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cuario y minería (28%). El desarrollo del Plan Integral de Ahorro y Eficiencia Energética, delimita una serie de programas que promueven el aprovechamiento sustentable de la energía y la disminución de emisiones de gases de efecto invernadero. Dichos programas consideran ejes estratégicos vinculados a diferentes acciones a corto, mediano y largo plazo con la finalidad de generar políticas energéticas viables que generan el desarrollo y al mismo tiempo permiten aumentar la seguridad energética sin dejar de lado la temática medioambiental. Actualmente la eficiencia energética se encuentra asociada a la mejor calidad de vida y a una menor contaminación del medio ambiente. En este sentido, el bienestar de la sociedad boliviana está en función de la capacidad de utilizar la energía de la manera más eficiente posible para lograr un futuro energético sostenible. ▲ * El autor es Viceministro de Desarrollo Energético de Bolivia.

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electricidad

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El costo de inversión del proyecto es de $us 82,6 MM compuesto por $us 78 MM financiados por el Banco Interamericano de Desarrollo, que por supuesto pagará el país

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Evo Morales, presidente del Estado Plurinacional de Bolivia

SE VINCULARÁ SUBESTACIONES SANTIVAÑEZ, PALCA Y CUMBRE

en marcha construcción de línea eléctrica Cochabamba – La Paz Foto: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

El jefe de Estado de Bolivia, Evo Morales, inspeccionó los almacenes de la Empresa Nacional de Electricidad donde se tiene depositados materiales y suministros de construcción para el proyecto de transmisión. $us 1000 mm de inversión A la fecha entre proyectos ejecutados, en ejecución y comprometidos con financiamiento asegurado, se supera los $us 1.000 millones en la expansión del parque de generación de electricidad con inversión de la Empresa Nacional de Electricidad. Entre los principales proyectos están: termoeléctrica de Entre Ríos; termoeléctricas de Carrasco, Valle Hermoso, Kenko; Hidroeléctrica de Misicuni, termoeléctrica del Sur y de Warnes; hidroeléctrica de San José; proyecto eólico de Qollpana, hidroeléctrica Miguillas y geotérmica Laguna Colorada, de acuerdo a información oficial.

Foto: Archivo / Reporte Energía

Según el presidente, Evo Morales, por primera vez, esta línea contará con fibra óptica de cuatro hilos, lo que podrá ser aprovechado para fines de telecomunicación.

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

ras una inspección del presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales, al almacén de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) en la localidad de Santivañez, donde se tiene depositados materiales y suministros de construcción del Proyecto “Línea de Transmisión Cochabamba -La Paz”, se conoció que las obras avanzan de acuerdo al cronograma y que estarán concluidas en el primer trimestre de 2015. Los suministros para la construcción y montaje de la línea de Transmisión Cochabamba – La Paz de 230 kv, que vinculará las subestaciones de Santivañez, La Palca y La Cumbre, se encuentran con un avance de aproximadamente 70%. Las tareas propias de construcción fueron iniciadas en abril de 2014 y su conclusión está prevista para el primer trimestre del próximo año. La línea en cuestión tiene una longitud de 275 kilómetros y permitirá mejorar el suministro y atender los requerimientos de la creciente demanda de los departamentos de La Paz y Beni, además que su construcción mejorará la confiabilidad en el suministro de energía eléctrica y el intercambio de bloques de energía entre los departamentos de Cochabamba y La Paz. El costo de inversión del proyecto es de $us 82,6 millones compuesto por $us

La línea que se construye tiene una longitud de 275 kilómetros y permitirá mejorar el suministro a Beni y La Paz.

78 millones financiados por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), “que por supuesto va a pagar el país”, dijo el presidente Morales y 4.6 millones financiados con una contraparte local. Se construirá en doble terna completa hasta la Subestación La Palca con una capacidad de transporte de 300 MW, y simple terna hasta la Subestación La Cumbre de 150 MW. La línea de transmisión contempla la instalación de fibra óptica de 24 hilos en sustitución de uno de los cables de guarda tradicional. Las subestaciones nuevas asociadas

al proyecto son: Subestación Santivañez ubicada en la población que lleva el mismo nombre en el departamento de Cochabamba, Subestación La Palca y Subestación La Cumbre, estas últimas ubicadas en el departamento de La Paz. Desde el 2006 el Gobierno Nacional prioriza las inversiones en generación de energía eléctrica. A la fecha entre proyectos ejecutados, en ejecución y comprometidos con financiamiento asegurado, se supera los $us 1.000 millones en la expansión del parque de generación de electricidad con inversión de ENDE Corporación. En

esta lista figuran termoeléctrica de Entre Ríos; termoeléctricas de Carrasco, Valle Hermoso, Kenko; hidroeléctrica de Misicuni, termoeléctrica del Sur y de Warnes; hidroeléctrica de San José; proyecto eólico de Qollpana, hidroeléctrica Miguillas y geotérmica Laguna Colorada. En la ocasión, el presidente Morales informó que “en temas de energías vamos bién. Ahora estamos con 1.200 MW y reservas de 300 MW”, también informó que la Asamblea aprobó el financiamiento para Misicuni, que las inversiones están garantizadas y que Cochabamba se ratifica nuevamente como generador de energía eléctrica para el país. “Este proyecto tiene que terminar hasta el mes de abril de 2015, y es una demanda del pueblo para la ampliación. Por primera vez, esta línea va a tener fibra óptica de cuatro hilos y van a poder aprovechar otras empresas como Entel”, resaltó. Se indicó que se encuentran en fabricación los transformadores de potencia, reactores y equipos de patio en alta tensión, de las tres nuevas subestaciones. Estos suministros de acuerdo a plazo de contrato arribarán a las Subestaciones hasta el mes de diciembre del presente año, procedentes de China, Brasil, Alemania, Japón, México e Italia. Las obras civiles y montaje electromecánico de las Subestaciones Santivañez y La Cumbre se encuentran actualmente en construcción. ▲

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Fabricantes globales de paneles solares y equipos de producción y líderes de Corea exhibirán productos para lograr una parte del mercado fotovoltaico de 10 GW de Japón

Organización de ExpoSolar 2014

tiempo para una esperada era de equilibrio en la oferta y la demanda, Expo Solar 2014, que ofrece oportunidades de entrada a los principales mercados fotovoltaicos de Asia, China, Japón y Corea, se llevará a cabo del 17 al 19 de septiembre, en Kintex, Corea, con la participación de alrededor de 300 compañías procedentes de 20 países. Se esperan alrededor de 25.000 visitantes, entre los que se incluyen compradores extranjeros. Expo Solar ofrecerá la mejor oportunidad para ventas y consultoría entre las muestras de este tipo que se celebrarán este año en Asia. El año pasado se concluyeron $us 900 millones en ventas entre las principales compañías fotovoltaicas del mundo. En particular, para la segunda mitad de este año, en la que la industria ingresará en una nueva fase de crecimiento, una gran cantidad de fabricantes globales de paneles solares y equipos de producción y líderes de Corea exhibirán sus productos con miras a lograr una parte del mercado fotovoltaico de 10GW de Japón. Expo Solar 2014 anticipa muchos compradores de países emergentes tales como India, Jordania, México, Arabia Saudita y Emi-

energía renovable

MUESTRA SE LLEVARÁ A CABO EN SEPTIEMBRE PRÓXIMO

Expo Solar 2014 apunta a Asia, China, Japón y Corea Esta cita internacional ofrecerá un escenario para las ventas directas a mercados de China, Japón y Corea. Se esperan 2000 compradores de Asia y Medio Oriente. ratos Árabes Unidos, y también del sudeste asiático, donde los sistemas de energía fotovoltaica se han venido extendiendo últimamente, junto con compradores de mercados más establecidos, como China y América. Conjuntamente se llevarán a cabo seminarios y conferencias con el PV World Forum 2014. Alrededor de 30 expertos de 10 países darán conferencias sobre las tendencias y perspectivas de la industria para 2015, que se espera que sea un año destacado para la industria Acerca de EXPO Solar: Expo Solar 2014 es la mejor oportunidad en una fuente única para acceder al mercado fotovoltaico de Corea y Asia y establecer redes equivalentes con los jugadores asiáticos.▲

Foto: luckyarneurope.com

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

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Se espera la participación de alrededor de 300 compañías procedentes de 20 países en Kintex, Corea..

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Esta industria está emergiendo y es el momento justo para que el país aproveche de introducirla y participar como actor en vez de observador de un nuevo paradigma

propuesta energética para chile

¿Es posible transformar el petróleo en Sol? El experto propone un plan agresivo para reducir la dependencia del petróleo en por lo menos 20% en 10 años.

hile importa prácticamente el 100% del petróleo que consume. Según datos computados al año 2012 del Ministerio de Energía, el petróleo representa el 31% de las fuentes primarias de energía, siendo ésta la principal. Desde el punto de vista del consumo secundario, y por datos de la misma fuente, de un consumo nacional total de 285 Mil Teracal (331 TWh), 156 Mil Teracal (181 TWh) equivalentes a un 55%, son demandados como derivados del petróleo directamente, la mayoría importados ya procesados y no contabilizados como fuentes primarias a pesar que esencialmente son una derivación directa de la misma, por lo que en rigor pertenecen a la misma familia de dependencia del petróleo y por ello se habla de la dependencia del petróleo y sus derivados. Cabe hacer notar que el consumo de electricidad representa un 20% del consumo final (66 TWh). El sector transporte consume 87 mil teracal ( 100 TWh), que representa un 30,5% del consumo total del país. La gran sumisión del mundo a esta fuente (principalmente relacionada como consecuencia del impacto del sistema de transporte y sus efectos en la economía y la política mundial) ha generado una serie de acciones de nivel estratégico que lideradas por los países más poderosos han afectado enormemente a las economías secundarias. Por ejemplo; planes de reducción de dependencia de países que no lo poseen (Japón, Corea, Israel); planes de independencia buscando innovación y nuevas fuentes locales (USA); planes de contingencia aumentando las reservas estratégicas; desarrollo de tecnologías que lo suplan o lo reemplacen (transporte eficiente, independiente del petróleo, biocombustibles, electricidad, gas, etc). Ante este escenario, Chile ha actuado esencialmente como observador y sus medidas han sido muy limitadas, no incluyendo proactivamente ninguna de las anteriores, a pesar de estar en la categoría de los países más vulnerables por su necesidad y dependencia, y por no tener fuentes alternativas como biocombustibles o gas. En ese senti-

do, Chile tiene una visión de corto plazo y más bien actúa como reacción a problemas. Transformando este problema en una oportunidad Siendo el petróleo la fuente no renovable con mayor proximidad de extinción y sujeta a contingencias geopolíticas frecuentes, el país razonablemente debería intentar bajar esta dependencia. El camino lógico es la sustitución y, debido a que principalmente se consume en el sector transporte, debe enfocarse en este sector y simplemente reduciendo el uso del mismo con mayor eficiencia energética usando tecnologías eficientes de transporte. Un plan agresivo en este tema podría reducir la dependencia del petróleo en al menos un 20% en 10 años. Proyecto “SOL@PETROLEO” Una idea es que el Estado desarrolle una infraestructura base de carga de transporte eléctrico basada en energía solar. Esta infraestructura es clave para que virtuosamente la nueva demanda de energía eléctrica sea provista por energías eficientes, sustentables y limpias ambientalmente. Puede ser a través de cargadores rápidos que involucren generación solar en su propia infraestructura o generación solar remota aplicable a la compensación. Igualmente podría haber un sistema de compensación no localizado en el cargador, a través de bonos de compensación, que garanticenque la energía solar generada en otro lu-

VariaciÓn Consumo Bruto EnergÍa Primaria [TeraCalorías] Energético Petróleo Crudo Gas Natural Carbón Hidroelectricidad (1) Eólica Leña y Biomasa (2) Solar (3) Biogás Total

Años 2011

2012

95.691 50.185 57.485 17.635 290 54.464 100 275.850

96.791 45.579 66.493 17.336 351 88.778 185 72 315.586

Variación % 1,1 -9,2 15,7 -1,7 21,0

-27,5 Fuente: MInisterio de Energía de Chile

Jaime Aleé, analista y experto en ltio y energía.

gar pueda neutralizar el efecto “sucio” de la porción local entregada al sistema de carga por la red colindante y disponible. Esta red de carga solar garantizada, sería subsidiada por el Estado durante unos años, por ejemplo. Entonces la carga en estas redes tendrá un valor bajo o nulo (puede limitarse esto a ciertos vehículos, por ejemplo transporte público). El beneficio lo obtendrían los inversionistas que operen estas redes de carga, quienes recibirían el subsidio del Estado si cumplen la condición de generación limpia asociada al mismo. Esta red generaría un beneficio extra en los costos de operación del transporte convertido mejorando el payback y por tanto subsidiando la inversión por este mecanismo, y por otro lado esta energía sería provista por fuente solar, lo que sustituye directamente petróleo por Foto: ecologiahoy.com

TEXTO: Jaime Aleé*

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Jaime Aleé, director del Centro de Innovación del Litio en Chile

Foto: Archivo / RE

energías Renovables

sol. Esta generación solar de compensación al petróleo podría a su vez tener beneficios tributarios que incentiven su masificación. El costo de esta medida, que habría que evaluar privada y socialmente, pensamos no es muy grande para el Fisco, debido a que aún con este mecanismo, no se logrará un parque inicial muy cuantioso por la dificultad de romper barreras de innovación disruptiva. El impacto en la pendiente inicial del cambio, sin embargo, puede ser enorme, y dar lugar a un paradigma insospechado en menor tiempo que el simple dejar ser. Obviamente se requiere cierta estructura tecnológica (TIC) y de inteligencia para administrar el sistema, lo que implica virtuosismos colaterales en términos de innovación y emprendimiento. Un plan piloto podría impulsarse a la brevedad en una ciudad simbólica, como Antofagasta, ya que es una ciudad con serios problemas de transporte, de contaminación, con mucho sol y universidades de categoría. Este modelo podría generar un impulso tecnológico de innovación, de emprendimiento y de I&D insospechado, así como un impulso a la visibilidad mundial por su audacia y una potente señal al inicio de las medidas de largo plazo de enfrentar el problema de dependencia del petróleo del país, usando sus propias ventajas comparativas. Esta industria está emergiendo y es el momento justo para que el país aproveche de introducir sus capacidades en ella, no solo para resolver problemas graves que tiene, sino con el fin de obtener un pase a una nueva industria y participar como un actor en vez de observador de un nuevo paradigma. ▲

*Director del Centro Innovación del Litio Centro de Energía - FCFM U. de Chile

“ En Australia circulan buses abastecidos por energía solar. Al no requerir gastos de operación, su uso es gratuito.

Chile ha actuado esencialmente como observador y sus medidas han sido muy limitadas, a pesar de estar entre los países más dependientes del petróleo, y por no tener fuentes alternativas

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empresa

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Esta visita ha permitido potenciar el posicionamiento de CAF en China. Desarrollamos un acercamiento con actores clave de los ámbitos político, diplomático, económico y académico

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Enrique García, presidente ejecutivo de la CAF

SE EXPLORARON OPORTUNIDADES DE COMERCIO E INVERSIÓN

CAF considera necesario fortalecer relación de China con América Latina Foto: zaichina.net

Se celebró un seminario sobre inversión y comercio con el Banco de Exportación e Importación en China (Eximbank) y sostuvo encuentros clave con autoridades, empresarios e inversionistas de ese país. TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

Inversión y comercio En el marco de la visita a Pekín, la delegación de CAF se reunió con altas autoridades de la Comisión Estatal de Reforma y Desarrollo de China, Ministerio de Relaciones Exteriores, Eximbank, Corporación China de Inversiones, empresarios e inversionistas con el propósito de fortalecer el rol catalítico de CAF como puente para el comercio y las in-

Se busca fortalecer el rol catalítico de CAF como puente para el comercio y las inversiones entre los países de América Latina con la nación asiática.

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Foto: portal.uah.es

e la informalidad al desarrollo: urbanización, emprendedurismo y competitividad en China y América Latina fue el tema central de la IV Conferencia CAF-ILAS, celebrada a fines del mes pasado en Pekín, en el marco de la cual Enrique García, presidente ejecutivo de CAF –banco de desarrollo de América Latina– destacó la necesidad de avanzar en la profundización de la relación estratégica entre China y América Latina “sobre la base de una agenda común de largo plazo que sea dinámica y equilibrada”. El evento fue escenario de análisis y debate, desde una perspectiva comparada, de los más recientes trabajos de investigación adelantados por CAF, el ILAS y la OCDE en torno al emprendedurismo, las políticas de vivienda y la competitividad en América Latina y China, a partir de un diálogo entre autoridades, empresarios y académicos de ambas partes. En la sesión inaugural, moderada por Zheng Bingwen, director general del ILAS, intervinieron Enrique García, presidente ejecutivo de CAF; Cheng Siwei, vicepresidente del Comité Permanente de la 9nay 10ma Asamblea Popular Nacional de China; Cao Yuanzheng, economista jefe del Banco de China; y Mario Pezzini, director del Centro de Desarrollo de la OCDE. El discurso de orden durante el cierre del Seminario estuvo a cargo de Zhang Kunsheng, ministro asistente para Asuntos de América Latina del Ministerio de Relaciones Exteriores de China. Se destacó, igualmente, la participación en la Conferencia de Sitao Xu, director representante en China deThe Economist Group; Long Guoqiang, representante del Centro de Desarrollo del Consejo de Estado de China; Wu Baiyi, Subdirector General del ILAS;y de un grupo de más de 20 renombrados analistas y académicos chinos y latinoamericanos.

Durante el evento –que convocó a representantes del gobierno y sector empresarial– se analizaron oportunidades y desafíos que enfrentan las economías emergentes en el contexto internacional.

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versionescon la nación asiática. En ese contexto, Enrique García fue el invitado de honor del gobierno chino a una reunión de trabajo y cena organizada en la casa de Estado DiaoYuTai, para estrechar las relaciones con actores económicos clave del país, interesados en los mercados latinoamericanos. Asimismo, junto al Eximbank, se organi-

neral del Departamento de Negocios Internacionales del Eximbank; Oswaldo Rosales,

zó el I Seminario CAF-EXIM China Inversión y comercio entre América Latina y China el 29 de abril pasado. Durante el evento –que convocó a representantes del gobierno y sector empresarial– se analizaron las oportunidades y los desafíos que enfrentan las economías emergentes en el actual contexto internacional. Li Ruogu, presidente del Eximbank; Hugo Sarmiento, vicepresidente corporativo de Finanzas de CAF; Fei Zhaohui, gerente ge-

director de la División de Comercio Internacional e Integración de la ECLAC; Germán Ríos, director de Relaciones Estratégicas de CAF; Dong Wei, directora de América Latina del Ministerio de Comercio Exterior de China; Alberto Vollmer, presidente de Ron Santa Teresa; Rodolfo Berisso, vicepresidente de Pan American Energy; Wang Chunhong, directora de la división de cooperación monetaria del Banco Popular de China; Alicia García Herrero, Economista Jefe del BBVA; Chen Taotao,

Enrique García fue el invitado de honor del gobierno chino a una reunión de trabajo y cena en la casa de Estado DiaoYuTai.

profesora de la escuela de economía y administración de la Universidad de Tsinghua; fueron algunos de los expositores del Seminario. “Esta visita ha permitido potenciar el posicionamiento de CAF en China. Desarrollamos un acercamiento multidimensional con actores clave de los ámbitos político, diplomático, económico y académico, en la óptica de apoyar los esfuerzos de América Latina para relacionarse de manera integral y eficiente con esta potencia emergente, sobre la base del conocimiento de sus perspectivas y desafíos”, concluyó Enrique García. ▲

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proseguiremos la tarea de colaborar con el desarrollo del país y estimular la producción. La mejor intención es proseguir el sendero ya trazado por los antecesores

Sergio Asbún, presidente de Asoban filial Santa Cruz

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empresa

Autoridades fueron electas el mes pasado

filial de ASOBAN renovó su DIRECTORIO TEXTO: Doria Añez S.

l directorio de la Asociación de Bancos Privados de Bolivia (Asoban), filial Santa Cruz, tiene como presidente a Sergio Mauricio Asbún Saba, funcionario del Banco Económico, para la gestión 2014-2015. La presentación del directorio se dio a conocer en un acto público en el mes de mayo donde Asbún agradeció a los presentes, en especial a Miguel Navarro, quien hasta ese momento había presidido la institución. En esta línea, indicó que su mejor intención será proseguir el sendero ya trazado por los distinguidos antecesores, de cuya experiencia y conocimiento “estamos sacando positiva ventaja”. En su discurso expresó además que harán los posible por la defensa y promo-

ción del sector (la Banca), como también proseguirán la tarea de colaborar con el desarrollo del país y estimular la producción. Además indicó a los presentes que las puertas de Asoban están abiertas para todos, sin excepción alguna. El nuevo directorio quedó conformado de la siguiente manera: Sergio Mauricio Asbún Saba, del Banco Económico como presidente de Asoban filial Santa Cruz. Carlos Díaz Villavicencio, del Banco Ganadero, como primer vicepresidente y el Miguel F. Papadopulos, del Banco Solidario, asume como segundo vicepresidente. A su vez, Néstor Ángel Ingaglio, del Banco de la Nación Argentina, fue electo como director-tesorero. Los vocales para la presente gestión son Miguel Navarro Contreras del Banco Bisa, Iván Durán Monje del Banco de Crédito de Bolivia, María del Carmen Sarmiento de Cuentas del Banco Los Andes

Foto: Asoban

La institución bancaria cuenta con sus representantes en Santa Cruz para la gestión 2014-2015, Sergio Asbún asume como nuevo presidente, Carlos Díaz y Miguel F. Papadopulos como primer y segundo vicepresidente respectivamente.

Las nuevas autoridades de Asoban, Filial Santa Cruz, durante el acto realizado en Santa Cruz de la Sierra.

ProCredit. De igual forma Ronny Jorge Velarde Ribera del Banco Mercantil Santa Cruz, Álvaro Espinoza Wieler del Banco Nacional

de Bolivia y Mery Nancy Suárez Parada del Banco Unión también son parte de la nómina. Las utoridades habían sido electas por unanimidad en abril pasado.

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es un reconocimiento tanto al periodismo de investigación como a las historias de personas sencillas que construyen el país desde la acera de los invisibles

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Roberto Navia, periodista El Deber

especial

Reconocimiento a periodista

LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA ENTREGó PREMIO LIBERTAD 2014 TEXTO: doria añez s.

a Asociación Nacional de la Prensa (ANP) otorgó el Premio Libertad 2014 al periodista Roberto Navia Gabriel, quién al momento de recibir la distinción consideró este galardón como un reconocimiento al periodismo de investigación. También dijo que “se ha valorado las historias de personas sencillas que construyen el país, desde la acera de los invisibles. Esto va para los derrotados de la vida, de los que como el Coronel de García Márquez, no tienen nadie quien les escriba”. A su vez la presidenta de la ANP, Ana María Tineo fue quien dio el nombre del ganador. “Al periodista cruceño, don Ro-

berto Navia Gabriel, joven profesional de las letras que nació en un pequeño pueblo, es el merecedor de esta honrosa distinción”, dijo durante el acto de premiación. La Asociación Nacional de la Prensa (ANP), que agrupa a los principales medios impresos de Bolivia, anualmente elige a una personalidad para el Premio Libertad que lleva el nombre de su ex director, el periodista Juan Javier Zeballos. Este premio se da en reconocimiento a su labor de defensa de la libertad de expresión y los valores humanos y democráticos. Roberto Navia, nació en Camiri, departamento de Santa Cruz, es periodista desde hace 16 años en el periódico El Deber y en 2007 recibió el Premio Ortega y Gasset

por el diario El País de España. Es la segunda vez que este galardón recae en la casa periodística de El Deber ya que en el año 2010 lo recibió Pedro Rivero Mercado. En versiones anteriores recibieron el Premio Libertad Monseñor Nicolás Castellanos en el año 2013, el Arzobispo de Cochabamba Monseñor Tito Solari en 2012 y la antropóloga y comunicadora social, Carmen Beatriz Ruiz en 2011. El director y fundador de El Deber, periodista Pedro Rivero Mercado recibió el galardón en 2010, mientras que el director de la Agencia de Noticias Fides, José Gramunt de Moragas en el año 2009. En 2008, el periodista el galardón fue obtenido por Alfonso Prudencio y en el 2007 lo recibió el Cardenal Julio Terrazas.

Foto: ANP

La distinción recayó en el periodista cruceño Roberto Navia Gabriel quien ejerce funciones hace 16 años en el diario El Deber. El galardón es el reconocimiento al “periodismo de investigación” que desarrolló en su carrera profesional.

Roberto Navia, periodista del diario El Deber

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lo Último

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El esfuerzo de la actividad productiva estuvo centrado en recuperar los rendimientos de áreas principales, a través de la eficiencia de producción en campos convencionales

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YPF

ARGENTINA. Resultados operativos en primer trimestre 2014

YPF incrementó en 10,7% producción de hidrocarburos hasta marzo Foto: tizaycarbon.com.ar

La compañía invirtió más de $us 1.200 millones en este periodo destinado principalmente al sector de exploración y explotación de campos convencionales y no convencionales. Se obtuvo ingresos por un valor de $us 3.830 millones. TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

Resultados financieros e ingresos positivos Para la estatal petrolera, los volúmenes de producción fueron impulsados por sólidos resultados financieros que permitieron sostener altos niveles de inversión. En el primer trimestre del año, la compañía invirtió 9.722 millones de pesos ($us 1.210 millones), lo que representa un aumento del 127%, respecto de los 4.282 millones de pesos ($us 535 millones) del mismo periodo en el 2013. “La cifra no contempla las erogaciones realizadas por YPF para la adquisición de los activos de Apache y el 38,5% de Puesto Hernández a Petrobras Argentina S.A. por un

Se perforó un total de 50 pozos en la formación Vaca Muerta para una producción promedio de 18.600 barriles.

monto total de 6.524 millones de pesos ($us 815 millones)”, aclara YPF. En cuanto a las regalías obtenidas por las operaciones de YPF, las mismas ascendieron en el primer trimestre de este año a 1.904 millones de pesos ($us 238 millones). De esta manera, YPF mejoró los ingresos fiscales de las provincias sólo por el concepto de regalías en un 58%, con respecto al 2013. En términos de resultados financieros, la utilidad operativa alcanzó los 4.384 millones de pesos ($us 548 millones), que equivale a un incremento del 73,1%. Mientras que la utilidad neta fue de 2.881 millones de pesos ($us 360 millones), un 129% superior. Por su parte, los ingresos del primer trimestre de 2014 ascendieron a 30.664 millones de pesos ($us 3.830 millones). De esta manera, el flujo de caja alcanzó los 6.715 millones de pesos ($us 839 millones). El acuerdo de compensación, que también compromete a la petrolera española a retirar todas las demandas planteadas contra la Argentina ante tribunales nacionales e internacionales, fue aprobado el pasado 24 de abril por el Congreso. ▲

Emiten deuda por $us 6.000 MM para pago a Repsol El Gobierno argentino amplió la emisión de cuatro bonos y lanzó una Letra del Tesoro por un total de $us 6.000 millones de dólares, con la finalidad de hacer efectivo el pago a la petrolera Repsol, por la expropiación del 51% de las acciones que tenía en YPF, según una resolución publicada en el Boletín Oficial de la Secretaría de Finanzas. La norma contempla la ampliación de la emisión de Bonar X por un monto de hasta $us 800 millones, Discount 33 por $us 1.250 millones, Boden 2015 por $us 400 millones, Bonar 2024 por $us 3.550 millones y una Letra del Tesoro por $us 150 millones, como contragarantía de la fianza solidaria a ser otorgada a Repsol correspondiente a los tres primeros servicios de intereses de los Bonar 2024. El acuerdo de compensación que alcanza los $us 5 mil millones, que tam-

bién compromete a la petrolera española a retirar todas las demandas planteadas contra la Argentina ante tribunales nacionales e internacionales, fue aprobado el pasado 24 de abril por el Congreso. Foto: diario.latercera.com

a producción total de hidrocarburos de YPF aumentó un 10,7% en los primeros tres meses de este año, con respecto al mismo período del 2013, informó la compañía estatal argentina, en sus resultados operativos y financieros del primer trimestre. El incremento en petróleo fue de 6,8%, mientras que en gas del 18,5%. “El esfuerzo de la actividad productiva de YPF estuvo centrado en recuperar los rendimientos de las áreas principales a través de la eficiencia en la producción de los campos convencionales”, destaca la petrolera. YPF no menciona en el comunicado los volúmenes de producción global alcanzados, solamente se detalla los recursos de hidrocarburos no convencionales obtenidos en la formación Vaca Muerta, donde se perforó 50 pozos en el primer trimestre, para producir un promedio diario 18.600 barriles de petróleo. “La empresa cuenta con 19 equipos de perforación y 8 de workover activos con una producción promedio trimestral de 18.600 de barriles diarios”, señala el comunicado. A su vez, en el desarrollo de la formación de tight gas Lajas se perforaron 10 pozos y la producción de gas natural promedio fue de 2,8 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd). En total, YPF cuenta actualmente con 69 equipos de perforación activos en la explotación de hidrocarburos convencionales y no convencionales, “lo que representa un crecimiento de 176%, respecto al mismo trimestre del 2012”.

El acuerdo de compensación por la expropiación del 51% de las acciones asciende a $us 5 mil millones.

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breves

Bs. 26 millones en equipamiento y apoyo para el evento; otros Bs. 50 millones para el sistema de comunicación de la Policía, y Bs. 2.9 millones para la comisión de salud y de epidemiología, lo que suma una inversión total de Bs. 120.297.570 de parte del Gobierno Autónomo Departamental. Por otro lado, la Gobernación de Santa Cruz destaca su participación en la Feria Internacional de Cochabamba (Feicobol) con el stand de Marca Santa Cruz, ni te imaginás, con el propósito de promover las oportunidades de que ofrece ese departamento. Foto: Gobernación de Santa Cruz

La construcción de importantes obras de infraestructura en la capital cruceña registra un importante avance, rumbo a la Cumbre G77+China a realizarse el próximo 14 y 15 de junio en la ciudad de Santa Cruz, así lo informa un boletín publicado por el Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz. Entre las principales obras destacan la ampliación del aeropuerto Viru Viru y la vía de acceso por la avenida Mutualista. “Se está respetando el Plan Maestro del Aeropuerto Viru Viru, esta avenida será el ingreso principal y a su vez también servirá para descongestionar la carretera al norte”, dijo el gobernador Rubén Costas, a tiempo de destacar los Bs 120 millones que se está invirtiendo tanto en estas obras como en seguridad y salud. En detalle, señalan que la Gobernación de Santa Cruz aporta Bs. 27.5 millones para la construcción de la avenida G77+China. Asimismo, puso una contraparte de Bs. 13.7 millones para la ampliación de la plataforma de carga del Aeropuerto Internacional Viru Viru, la cual que tiene un 80% de avance. Pero además, la Gobernación destinó

Obras de infraestructura en la ciudad de Santa Cruz.

Foto: noticiasdelaciencia.com

Bs 120 MM en obras para Cumbre G77+China

Un robot E4 limpiando un panel solar de esta central

primera central solar con limpieza robótica La central solar de Ketura Sun se ha convertido en la primera del mundo que dispone de un sistema totalmente autónomo de limpieza robótica de paneles. Esta instalación de 8 hectáreas, que produce 9 millones de kilovatios hora al año, es limpiada todas las noches por una flota de casi 100 robots Ecoppia E4 que tienen suministro propio de energía y no utilizan agua. La central solar de Ketura Sun, situada en el caliente tramo sur del desierto del Negev

en Israel y propiedad conjunta de la compañía Siemens AG y Arava Power, la empresa pionera de energía solar en Israel, soporta frecuentes tormentas de arena y prácticamente ninguna lluvia. Debido a los costes de las labores de limpieza tradicional, la cual es manual y requiere agua, los paneles solares de Ketura Sun sólo se limpiaban unas nueve veces al año. Esta limpieza manual duraba hasta cinco días, durante los cuales el parque no operaba a plena capacidad.

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recuento quincenal

La petrolera española tiene interés en crecer en mercados desarrollados y, para ello, necesita hacerlo con negocios que ya estén generando caja, con el objetivo de mejorar su balance con activos productivos. La compañía presidida por Antonio Brufau siempre ha mostrado su interés por crecer en Estados Unidos y Canadá, pero la primera operación de compra podría estar más cerca de lo previsto. La petrolera quiere aprovechar su posición de liquidez, con más de 12.000 millones de euros en caja, después de haber tenido que vender su negocio de GNL a Shell y de estar a punto de cobrar los bonos argentinos como compensación de YPF, un extremo que puede retrasarse unos días a la espera de conocerse los resultados tanto de Repsol como de YPF. Repsol tiene ante sí tres posibilidades en el mercado de compañías que han de-

cidido desprenderse de activos en Noruega. Concretamente, la canadiense Talismán Energy, Marathon Oil y Total. La principal candidata es la empresa canadiense Talisman Energy, que tiene en venta cuatro bloques ( Blane, Gyda, Varg y Rev) que estarían valorados en unos 3.000 millones de dólares. Del mismo modo, la petrolera francesa Total quiere desprenderse de un bloque llamado Gina Krog en el que mantiene una participación del 38% y en el que se están invirtiendo cerca de 2.100 millones. Asimismo, Marathon Oil quiere centrarse en su negocio en Estados Unidos y, por este motivo, está dispuesta a desprenderse de sus activos en Reino Unido y en Noruega. Repsol tiene presencia en Noruega desde el año 2009. La operación permitiría entrar en una zona madura y generar auto-

Foto: estatico.vozpopuli.com

Repsol interesado en comprar en Noruega

La compañía presidida por Antonio Brufau siempre ha mostrado su interés por crecer en Estados Unidos y Canadá.

máticamente nuevos ingresos sin tener que esperar a los procesos de maduración. Por otro lado, la situación accionarial de Repsol ha hecho correr ríos de tinta en estos últimos días. Pemex evitó pronunciar-

Foto: diarioadn.co

Culminó la promoción de la Ronda Colombia 2014 Se cerró la gira de promoción internacional del proceso competitivo Ronda Colombia 2014, la cual se llevará a cabo el próximo 23 de julio en Cartagena. Los road shows se desarrollaron en los principales epicentros de inversión en el sector de hidrocarburos como Calgary, Houston, Londres, Beijing y Yakarta. En estos cinco encuentros, directivos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), liderados por el presidente de la institución, Javier Betancourt, expusieron a las más de 100 compañías asistentes las oportunidades de inversión en los 97 bloques que saldrán a subasta este año. En varias de las visitas realizadas, se hicieron presentaciones generales ante diferentes empresas hidrocarburíferas, en las cuales se contó con la asistencia de los más altos eje-

El Gobierno colombiano aspira a recibir inversiones superiores a los $us 2.600 millones en la Ronda Colombia 2014.

cutivos de la industria, inversionistas, representantes de banca de inversión, entre otros. Además, se realizaron más de 50 reuniones uno a uno con empresas petroleras de talla mundial interesadas en trabajar en Colombia. De acuerdo con la ANH a la fecha más de 45 empresas han adquirido paquetes de información técnica de las áreas ofrecidas en este

proceso, lo que demuestra que el país continúa siendo un destino de inversión atractivo en el sector de petróleo y gas. Tras un destacado esfuerzo y la inversión de importantes recursos, hay altas expectativas frente a los resultados que puedan arrojar en el proceso de adjudicación al que asistierón todos los interesados.

El grupo español Isastur construirá la primera planta fotovoltaica (FV) de Bolivia a través de Isotron, una de sus filiales, que tendrá una potencia de cinco megavatios (MW), ha informado la compañía en un comunicado.

Isastur hará la primera planta fv de Bolivia

Isastur, que fue elegida en el concurso público convocado por la Empresa Eléctrica Guaracachi, perteneciente a Ende Corporación, ejecutará el proyecto durante los próximos seis meses en las inmediaciones de Cobija, localidad situada al norte del país próxima a las fronteras con Brasil y Perú. La compañía, que desarrollará su primer proyecto en Bolivia, ha destacado que la planta contará con una sistema híbrido

que permitirá a la población de Cobija reducir el consumo el diésel que hasta la fecha utilizan para generar electricidad. La firma oficial del contrato está prevista para el próximo 16 de mayo con la presencia del presidente de Bolivia, Evo Morales, ha anunciado Isastur. El grupo asturiano, que concentra el 80% de su negocio en el mercado internacional, cuenta con proyectos en otros países

latinoamericanos como Argentina, Venezuela, Chile, Uruguay o Brasil. Con 35 años de actividad, Isastur tiene presencia en quince países y cuenta con una plantilla de casi 900 personas. La empresa trabaja en los sectores de automoción, energía, minería, petroquímico, renovables, agua y medioambiente y ejecuta proyectos en 34 países de Europa, América, África y Asia.

se sobre su posible intención de venta del 9% que mantiene en la petrolera española, aunque reconoció el malestar generado por las formas en las que se eligió a Josu Jon Imaz como consejero delegado.

Brasil vuelve a superar récord de producción de gas natural La producción brasileña de gas natural obtuvo una marca máxima de 83,4 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) en marzo, según los últimos datos del regulador local de hidrocarburos, Agencia Nacional del Petróleo (ANP). La cifra fue 8% superior a la de marzo del 2013 y 0,2% mayor que el récord de 83,2MMmcd del mes anterior, indicó la ANP en su boletín mensual. La producción de crudo de Brasil llegó a 2,12 millones de barriles diarios (Mb/d) y presentó un alza interanual de 14,4%, mientras que el volumen extraído de hidrocarburos alcanzó 2,64 millones de barriles equivalentes de petróleo (Mbep/d). Los campos operados por la energética brasileña Petrobras (NYSE: PBR) representaron el 91,1% de la producción total. En un comunicado, Petrobras aseguró que en el mes pasado, también logró una producción récord en la zona del presal, en la que se calcula que Brasil tiene grandes reservas que deben situarlo en los próximos años como uno de los principales países productores del mundo. Los bloques marinos aportaron el 91,9% del petróleo y el 71,8% del gas. El campo Marlim Sul de la cuenca Campos fue el mayor productor de crudo con 263.900b/d, mientras que el campo Lula en la cuenca Santos lideró la producción de gas con 6,7MMmcd.

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empresa Expectativas para este 2014

La Boliviana Ciacruz espera crecimiento en pólizas en el sector energético Foto: Archivo / Reporte Energia

La empresa líder en el mercado de seguros en Bolivia, La Boliviana Ciacruz le toma el pulso al sector energético que este año comprometerá importantes inversiones en todo el país beneficiando al sector asegurador.

La Boliviana Ciacruz fue la encargada de asegurar el EPC de la Planta de Rio Grande.

TEXTO: CRISTINA CHILO

os primeros cinco meses de este año 2014 vinieron fuertemente impulsados por una política de fomento al sector energético y se cree que esto será un fuerte estímulo para la industria de seguros que tienen buenas expectativas en las Pólizas de Construcción y Montaje que son muy requeridas por este sector. “Hay una inversión masiva en el sector petrolero y esta vocación de inversión del Gobierno nacional ha hecho que la dinámica sea ampliamente interesante para los proveedores de seguros. En el país tenemos proyectos que generarán el crecimiento de las pólizas de todas las subsidiarias”, dijo Manuel Sauma, gerente nacional Comercial de La Boliviana Ciacruz. Tan sólo en 2013 cerca de 2.242,9 millones de dólares –según Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos- lo que está generando un motor de desarrollo en todo lo que son proyectos, por lo que las Pólizas de Construcción y Montaje son altamente solicitadas.

Para La Boliviana Ciacruz que tiene una trayectoria de 68 años en la industria, es necesario que se mantenga el nivel de intensidad en las inversiones. “Confiamos en que esto va a suceder porque el mundo entero está en puertas de una crisis energética. Lo que vaya a pasar en Rusia o Ucrania va a develar qué va ocurrir en Europa que es el gran consumidor de gas de la región. En Argentina se prevé que el invierno sea duro, se prevé que este año se vaya a presentar un fenómeno similar al del niño, entonces eso hace que el sector de gas y petróleo tenga que continuar con la misma intensidad de inversiones para poder sostener la demanda interna y las exportaciones”, comentó el ejecutivo. Frente a este escenario, existe es un gran desafío para toda la industria aseguradora que debe generar capacidades cada vez más amplias, tecnología más apropiada y dinamizar los esfuerzos para poder llegar justo a tiempo con la oferta que requiere el mercado energético. Hoy en día al ser la demanda del sector energético muy grande, ninguna empresa en el mercado tiene capacidad local para hacer frente sola, eso hace necesario tener departamentos de reaseguros que

permitan dar respuesta oportuna a lo que demanda el mercado. La oferta de La Boliviana Ciacruz para el sector incluye: Pólizas de Daños a la Propiedad para cuando los proyectos ya están operando que engloban Pólizas de Responsabilidad Civil. Adicionalmente, cuentan con Pólizas de Transporte, Pólizas de Vida Grupo y Amplio Grupo también, cubriendo así todos los requerimientos del sector en términos de seguros. Según Sauma, la aseguradora tiene una amplia gama de servicios que parten de los análisis de Ingeniería de Riesgo, que son informes que nos permiten identificar cuál es el cúmulo de riesgos a los que se expone la industria. “Esto es muy importante para una empresa o industria y es un valor agregado que ofrece La Boliviana Ciacruz Seguros añadido al seguro propiamente dicho”. En cuanto a las coberturas para la industria eléctrica, tienen pólizas para la generación, termogeneración, hidrogeneración y ahora aerogeneración, además de la distribución central y domiciliaria. De hecho en este segmento, fue que la compañía pagó la póliza más alta por un siniestro en el sector energético de Boli-

via que fue el ocurrido en el montaje de la plata de ciclo combinado de Guaracachi y que sobrepasó los $us 13 millones. ▲

La Boliviana Ciacruz Seguros: una empresa paradigma Sesenta y ocho años en el mercado con procesos de cambio, transiciones, compromisos cumplidos conllevan a que La Boliviana Ciacruz Seguros sea considerada, hoy en día, una compañía referente en la industria del seguro en Bolivia y un paradigma organizacional de éxito y liderazgo en el mercado boliviano. Con base en su experiencia, La Boliviana Ciacruz Seguros opera como en un “Consejero en Gestión y Administración de Riesgos y Seguros”, apoyando a sus clientes para resguardar su estabilidad familiar, económica, empresarial, asegurando su tranquilidad futura, con un portafolio integral de soluciones para todos los aspectos y etapas, asegurando la continuidad de sus sueños, proyectos e iniciativas.

16 al 31 de Mayo | 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)

Barrel)

100,61 101,25 101,73 101,57 99,69 99,6 100,29 101,16 100,43 102,57 103,55 103,37 103,68 104,05

105,9 106,58 106,64 105,95 105,7 103,37 104,88 106,41 104,89 105,83 107,39 107,1 107,34 107,68

mar 26, 2014 mar 27, 2014 mar 28, 2014 mar 31, 2014 abr 01, 2014 abr 02, 2014 abr 03, 2014 abr 04, 2014 abr 07, 2014 abr 08, 2014 abr 09, 2014 abr 10, 2014 abr 11, 2014 abr 14, 2014

abr 15, 2014 abr 16, 2014 abr 17, 2014 abr 21, 2014 abr 22, 2014 abr 23, 2014 abr 24, 2014 abr 25, 2014 abr 28, 2014 abr 29, 2014 abr 30, 2014 may 01, 2014 may 02, 2014 may 05, 2014

103,7 103,71 104,33 104,35 101,69 101,47 102,2 100,85 101,13 101,56 100,07 99,69 100,09 99,74

MINERíA

1 2 3 4 7 8

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

8.83 Bs./Lt

DIESEL OIL

9,21 Bs./Lt

JET FUEL

7,70 Bs./Lt

Fuente: eia.gov

Fuente: ANH

ZINC $us/L.F.

COBRE $us/L.F.

BISMUTO $us/L.F.

ANTIMONIO $us/T.M.F.

WOLFRAM $us/U.L.F.

PLATA $us/O.T.

ORO $us/O.T.

10,3895

0,9185

0,8895

3,0080

19,8000

1286,50

10,4780

0,9231

0,8997

3,0445

10,20

9500,00

196,41

19,8200

1284,00

10,4689

0,9142

0,8909

2,9962

19,8300

1287,25

10,5143

0,9278

0,9063

3,0284

10,20

9500,00

199,31

19,9300

1293,00

10,4666

0,9163

0,9006

2,9982

19,8100

1299,00

10,5233

0,9251

0,9072

3,0168

20,1500

1314,75

10,5891

0,9389

0,9176

3,0073

10,20

9500,00

188,46

19,8900

1309,75

10,5800

0,9466

0,9222

3,0105

20,2400

1321,50

10,6957

0,9544

0,9235

3,0323

10,20

9400,00

188,00

20,0900

1317,25

10,6526

0,9408

0,9217

3,0139

19,7400

1324,50

10,6367

0,9480

0,9237

3,0050

19,7700

1311,50

10,6481

0,9562

0,9326

2,9933

10,20

9400,00

187,65

19,6000

1299,00

10,5732

0,9618

0,9330

3,0075

19,6200

1299,25

10,7275

0,9673

0,9373

3,0064

19,5100

1290,75

10,7501

0,9711

0,9378

3,0119

10,20

9400,00

187,18

19,4600

1283,50

10,8409

0,9739

0,9398

3,0527

19,0600

1283,50

10,8000

0,9718

0,9351

3,0776

10,20

9400,00

181,84

19,6600

1294,25 1302,00

10,7842

0,9634

0,9349

3,0760

19,6000

10,6980

0,9500

0,9305

3,0699

19,3300

1289,75

10,5007

0,9471

0,9315

3,0495

10,20

9400,00

181,61

19,2800

1292,00

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.

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

GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (Junio 2013 - Mayo 2014) 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 1,073.6 1,025.1 1,110.8 1,130.6 1,145.9 1,140.2 1,118.5 1,021.8 945.9 1,081.3 1,125.0 1,134.0 1,121.6 1,172.6 1,111.8 1,058.2 1,185.6 1,242.7 1,208.3 1,154.6 1,212.9 1,158.2 1,064.2 1,201.4 1,223.6 1,177.2 1,163.5 1,137.8 1,242.7

Mar 1,033.7 954.7 921.5 949.3 1,125.9 1,190.8 1,196.1 1,105.6 1,073.6 1,124.6 1,167.7 1,175.5 1,191.8 1,185.8 1,127.9 1,060.8 1,182.9 1,181.5 1,174.2 1,155.4 1,182.6 1,085.4 1,042.1 1,179.4 1,234.8 1,185.8 1,221.1 1,169.3 1,106.5 1,058.7 1,194.1 1,234.8

Abr May(al 8) 1,221.0 1,004.7 1,233.8 1,160.3 1,225.2 1,123.5 1,241.6 1,093.8 1,185.7 1,174.4 1,128.6 1,193.2 1,232.1 1,233.2 1,250.7 1,231.3 1,231.8 1,228.6 1,207.2 1,094.7 1,027.4 1,151.3 1,187.6 1,200.0 1,173.5 1,028.4 1,075.7 1,042.7 1,205.4 1,174.9 1,197.6 1,215.6 1,205.5 1,142.4 1,073.3 1,237.7 1,245.0 1,213.4 1,250.7 1,233.2

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 - (Junio 2013 - Mayo 2014)

Jun CRE - Santa Cruz 391.0 DELAPAZ - La Paz 297.0 ELFEC - Cochabamba 178.9 ELFEC - Chimoré 10.2 ELFEO - Oruro 57.7 ELFEO - Catavi 20.9 CESSA - Sucre 44.5 SEPSA - Potosí 44.5 SEPSA - Punutuma 8.4 SEPSA - Atocha 12.3 SEPSA - Don Diego 6.4 ENDE - Varios (2) 19.4 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 47.3 Otros - C. No Regulados 20.0 Varios (1) 2.7 TOTAL COINCIDENTAL 1,127.6

PRECIOS DIARIOS - METAL BULLETIN (ABRIL 2014)

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 443.6 288.1 181.6 11.4 53.9 19.7 46.1 45.4 5.0 11.4 6.4 24.3 49.1 21.1 2.4 1,185.5

Mar 430.7 290.5 184.6 11.1 55.2 20.2 46.1 45.6 5.2 11.8 6.5 23.8 48.1 19.8 2.7 1,176.2

Abr 470.7 296.4 189.0 11.7 55.4 20.2 46.9 48.0 5.1 12.0 6.3 25.9 49.9 18.2 2.8 1,193.6

May(al 8) 422.2 291.4 191.2 11.1 54.0 20.6 46.3 47.6 4.9 11.7 5.7 25.0 49.3 20.6 2.0 1,171.1

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

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

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 202.3 128.1 81.3 4.5 25.4 8.3 18.5 23.1 2.1 5.6 2.4 9.3 26.2 11.8 0.7 549.7

Mar 221.0 138.1 91.2 5.2 26.7 9.2 23.3 25.1 2.3 6.1 2.5 11.4 31.6 11.8 0.8 606.3

Abr 229.8 135.9 91.6 5.2 27.2 10.2 23.3 26.2 2.3 6.1 2.7 12.0 31.5 10.1 0.9 614.9

May(al 8) 56.0 36.1 24.5 1.4 6.6 2.8 6.1 6.5 0.4 1.6 0.7 3.2 8.5 3.0 0.2 157.6

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

AGENDA ENERGéTICA del 21 al 22 de mayo | méxico df - méxico

DEL 10 AL 12 DE junio | calgary, alberta, canadá

Del 9 al 10 de julio |Bogotá - colombia

La agenda del evento incluirá las principales proyecciones e implicancias de la reforma energética en el sector. Por ejemplo, que Pemex está siendo transformada en una “empresa pública productiva”, por lo que se esperan fuertes inversiones del sector privado.

La Conferencia Global Petroleum Show, de crudo pesado, explorará las revolucionarias innovaciones tecnológicas y los desafíos asociados con ellos a través del programa de conferencias a medida ofreciendo debates exhaustivos y oportunidades de networking.

Esta nueva versión del Andean Energy Summit se enfocará en las nuevas tendencias que se observan en la industria de hidrocarburos y de electricidad en la Región Andina y Centroamérica, como el desarrollo de las exploraciones offshore en Colombia.

Contacto: events@bnamericas.com

Contacto: calgarysales@dmgevents.com

del 21 al 23 de mayo | maracaibo - venezuela

Del 15 al 19 de junio | moscú - rusia

del 20 al 21 AGOSTO | santa cruz - bolivia

Cubrirá necesidades existentes, emergentes y futuras del sector petrolero del upstream. El tema de LACPEC para el 2014 es “Oportunidades Estratégicas en Latinoamérica—Sistemas Convencionales y no Convencionales en Petróleo y Gas.”

Se trata de una actividad del Congreso Mundial del Petróleo que reúne a participantes de diferentes países para discutir temáticas ligadas a esta industria. Los anfitriones tendrán la oportunidad de ser parte de actividades relacionadas con el desarrollo de la cooperación internacional.

Con la temática la Globalización Energética se llevará a cabo la cita organizada por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía. Buscarán responder la interrogante acerca de dónde se está moviendo la industrai del gas, entre otras.

Contacto: lac@spe.org

Contactos y registro: info@21wpc.com

2nd México Energy Summit

The SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference (LACPEC)

2014 Global Petroleum Show

21 Congreso Mundial del Petróleo

8th Andean Energy Summit 2014

Contacto: sponsors@bnamericas.com

VII Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía

Contacto: info@boliviagasenergia.com

Fuente: CNDC

PLOMO $us/L.F.

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

ESTANO $us/L.F.

1,66 Bs./M³

GLP

ELECTRICIDAD PRECIOS DE MINERALES - METAL BULLETIN (ABRIL 2014)

DIAS

GNV

109,1 109,71 109,79 109,69 108,54 108,48 109,79 109,53 109,12 109,89 108,63 108,63 109,48 109,48

Fuente: eia.gov

PrecioS FINALES AL CONSUMIDOR MAYO 2014