Edición 123 Reporte Enegía

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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PETROQUÍMICA: EEUU ALISTA GRAN INVERSIÓN

Nro. Del 1 al 15 de Junio de 2014

Destinará $us 130 mil millones a la industria petroquímica hasta el año 2030 en las áreas de ingeniería y materiales, según las previsiones de IHS.

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-16

Foto: frackingargentina.org / Vaca Muerta

YPF REDUJO EN 30% COSTOS DE PERFORACIÓN P-10 EN ‘VACA MUERTA’

SUSCRíBASE QR

PETRÓLEO & GAS

PERFORACIÓN EN TIMBOY X-2 SUMA 50% DE AVANCE Hasta mediados de mayo se llegó a 2.130 metros. Se investiga las formaciones Huamapampa, Icla y Santa Rosa del periodo devónico.

P-6

MINERÍA

EXPERTOS OBSERVAN PANORAMA SOMBRÍO CON NUEVA LEY MINERA Afirman que la nueva norma no resuelve la informalidad minera, control estatal de la minería y exploración de nuevos yacimientos.

Foto: Vepica

P-18-19

DEMORAN Los incentivos PARA LA exploración EN BOLIVIA A más de un año del anuncio del vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera, de dictarse un decreto supremo que incluya medidas para atraer mayor inversión privada en exploración de hidrocarburos este todavía no se concreta.

Según el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, esta definición podría retrasarse de uno a tres años más.

P-11 Con el auspicio de: Mayo 16

8.64 $us/MMBTU

WTI ($us/BBl de petróleo)

Precio / gas boliviano p/ Brasil

Mayo 19

Precio / gas boliviano p/ Argentina

Mayo 20

Mayo 21

Mayo 22

Mayo 23

101.5 102.1 102.3 104 103.7 104.3

Precio / diésel internacional Precio / gasolina internacional

10.17 $us/MMBTU 9.21 Bs/lt 8.83 Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 22/05

4.3 dollars per million BTU

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

PETRÓLEO & GAS

TÉCNICAS REUNIDAS LIDERIZA 4 PROYECTOS DEL DOWNSTREAM Construyen la Planta Gran Chaco, unidad de isomerización, de reformación catalítica y modernización de la unidad de crudo en refinerías de Santa Cruz y CBBA. P-8

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EDITORIAL DIRECTOR: MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

¿INCENTIVOS EN BONANZA?

Staff

Durante el último congreso de YPFB, el presidente interino de la autarquía, Carlos Villegas, manifestó que los incentivos para inversión exploratoria o producción de hidrocarburos no tienen porque apurarse y pueden demorar entre dos y tres años, porque las empresas no lo han pedido, es una inicitiva de buena voluntad del gobierno a través de la Corporación.

Nos imaginamos que la visión del funcionario, se sujeta a la bonanza económica de la que goza la estatal, lo cual es cierto porque se ha traducido en cada vez mayores ingresos para el fisco, regalías para los departamentos productores y gastos operativos de la propia Corporación que han crecido a la par de los ingresos, en los años de gobierno del presidente Morales.

Las cifras van en crecimiento, solo por dar un ejemplo el año pasado se facturó por concepto de exportación de gas natural a Brasil y Argentina la suma de $us 1.448 millones , en tanto que para la presente gestión y solo en el primer trimestre, ya se superó en 7% al mismo periodo del año anterior, con una facturación de $us 1.554 millones.

El incremento de las exportaciones de gas natural y otros ingresos menores, le generaron a la estatal una utilidad neta de $us 1.397 millones y la proyección para el año

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

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

Branko Zabala

Gerente General

Ema Peris Kathia Mendoza Daniela Antelo

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PRENSA

DE LA

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2014 es aún mayor.

Por tanto, ¿incentivos para qué? Es obvio que YPFB y el Gobierno no tengan mayor interés en otorgar mayores incentivos que los otorgados a través de notas de crédito fiscal, para la producción de campos marginales, de acuerdo al Decreto 1202 del 18 de abril de 2012.

Pero a pesar de que Villegas dice que las empesas no se lo han pedido, es parte de la gestión empresarial el buscar mayores utilidades por su trabajo y no habrá empresa que lo niegue. Es decir, a pesar de que las empresas dicen estar nadando en un mar de oportunidades, tranquilidad y seguridad jurídica, no pueden negar que la otorgación de mayores incentivos a la inversión mejoraría sustancialmente el horizonte de inversión exploratoria y de inversión en el país.

Llama la atención, sin embargo, que en un escenario de tanta bonanza y oportunidades, aún no tengamos más actores buscando invertir en el país y la proyección de reservas aún sea incierta.

Por otro lado, se sabe que a instancias de YPFB se bloquea el ingreso de empresas nuevas por la vía de la Asamblea Legislativa, como es el caso de la sustituta de Jindal en la sociedad GTLI, a la que no se le permite ingresar al país a invertir más de $us 50 millones inexplicablemente.

¿Quién es quién?

Publicación Destacada

Cuenta con 29 años de experiencia en la Industria del Petróleo, trabajando en Petrobras desde 1985, con 6 años dedicados a operaciones de producción en el campo petrolero, seguido de 8 años en actividades internacionales de E&P. A partir de 2012 ocupa la Gerencia Ejecutiva corporativa del Área de Gas y Energía de Petrobras.

El presente informe de Abril de 2014 elaborado por la Comisión Nacional de Energía Atómica de Argentina contiene datos de la demanda de energía y potencia, generación hidráulica, nuclear, térmica y consumo de combustibles.

Asimismo muestra la evolución de precios de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista y la evolución de exportaciones e importaciones.

Hugo repsold Junior, Directoría de Gas y Energía de PETROBRAS

SÍNTESIS DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA DE ARGENTINA

La frase Orlando Vaca,

Gerente general Tenemos a de BG Bolivia Bolivia como prioridad (en inversiones); no sólo porque nos sentimos seguros, sino también por la confianza depositada en el Gobierno boliviano. p. 9

Resumen de la edición

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Producción de YPFB Chaco bordeará los 280 MMpcd de gas La actual producción de 14 campos bordea los 250 MMpcd del fluido y se perforan pozos de desarrollo.

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BG agiliza trámites ambientales para el proyecto Huacareta La expectativa fijada en este bloque exploratorio es alta, por encontrarse entre Chuquisaca y Tarija.

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Petroamazonas producirá 712 MM barriles de petróleo Busca el incremento de producción y contribución de campos existentes y de reservas remanentes.

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Perú apunta al segundo lugar en producción de plata El Ministerio de Energía y Minas resalta la evolución que ha experimentado la minería del Perú en los últimos años.

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petróleo & gas

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Ya hemos pasado la primera parte de la formación Huamampampa. Es una perforación lenta por la litología de la formación, pero avanzamos de acuerdo a cronograma

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Fernando Salazar, gerente general de YPFB Petroandina SAM

se avanza en los estudios para exploración en los bloques iñau e iñiguazu

YPFB Petroandina con 50% de avance en perforación del pozo Timboy X2 Se estima en 3.400 metros el fondo del pozo a perforarse, tomando en cuenta que se pretende investigar los reservorios correspondientes a las formaciones Huamapampa, Icla y Santa Rosa del periodo geológico devónico.

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OTROS PROYECTOS El proyecto de adquisición sísmica en el bloque Iñau tiene un 82% de avance con una inversión estimado en $us 40 millones, monto al que se adicionará posteriormente $us 2.5 millones para el procesamiento de los datos. Posteriormente, se hará la interpretación para ver el potencial que se tiene a fin de contar el estudio a detalle para la perforación del pozo.

Respecto al bloque Iñiguazu, que fue también asignado a YPFB Petroandina SAM, Salazar informó que completaron todos los estudios para definir el lugar de la perforación, por lo que efectúan la ingeniería básica del camino de acceso para su posterior construcción, que concluiría el 2017.

Asimismo, se indicó que se licitará el servicio de perforación con un equipo de 2500 a 3000 HP porque se estima que se tratará de un pozo profundo. ▲

Foto: Archivo YPFB

a perforación en el pozo Timboy X-2, llegó a 2.130 metros de profundidad hasta mediados de mayo pasado, con lo que se estaría bordeando el 50% de avance, de acuerdo a los objetivos planteados, aseguró el gerente general de YPFB Petroandina SAM, Fernando Salazar.

El ejecutivo de la compañía subsidiaria de YPFB Corporación, en entrevista con Reporte Energía, puntualizó que se pretende investigar los reservorios correspondientes a las formaciones Huamapampa, Icla y Santa Rosa del periodo geológico devónico.

A la fecha se alcanzó la formación Huamampampa por lo que se estima en 3.400 metros el fondo del pozo a perforarse, aunque el año pasado se había estimado en 5.115 metros este objetivo.

“Ya hemos pasado la primera parte de la formación Huamampampa. Es una perforación lenta por la litología de la formación, pero estamos avanzando de acuerdo a cronograma”, destacó Salazar.

Para solucionar los problemas ocasionados por las fuertes lluvias, que deterioran el camino de acceso de acceso a la planchada y al campamento, dos equipos de emergencias desarrollan tareas de refacción de la ruta dañdas por derrumbes.

YPFB Petroandina SAM estima descubrir: 5,75 millones de barriles de petróleo de y 0,7 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural, una vez concluya la perforación del pozo Timboy X-2.

Se estima invertir aproximadamente $us70 millones para su perforación y en todos los servicios asociados del pozo.

Para la perforación del pozo se utiliza el Equipo de Perforación PDV – 08 de 2000 HP de propiedad de PDVSA. Para este proyectos se obtuvieron todas las Licencias Ambientales y permisos conforme a la normativa ambiental vigente en Bolivia.

YPFB Petroandina SAM, es una empresa conformada por YPFB y PDVSA. La misma, fue creada en 2007, donde el Estado Plurinacional de Bolivia maneja el 60% de las acciones de los proyectos exploratorios que le fueron asignados a la Empresa Mixta.

César Cocarico, gobernador de La Paz (izq), Carlos Villegas, presidente interino de YPFB Corporación (centro) y Fernando Salazar, gerente general de YPFB Petroandina SAM (der), sellaron el acuerdo interinstituciona para rehabilitación de vía.

Foto: Archivo YPFB

TEXTO: franco garcía s.

La perforación en el pozo Timboy X-2 llegó a 2.130 metros de profundidad hasta mediados de mayo pasado.

acuerdo para rehabilitar camino a lliquimuni El gerente general de YPFB Petroandina, Fernando Salazar, y el gobernador de La Paz César Cocarico, suscribieron un convenio interinstitucional para la rehabilitación de la ruta Puente Coroico-Sararía, señala una nota de prensa de YPFB Corporación.

Se indica que se construirá un tramo de 28 kilómetros que anteriormente fue destruido por las fuertes lluvias ocurridas en el área de influencia del proyecto construcción de acceso y planchadas al pozo Lliquimuni X1.

YPFB Petroandina desarrollará la limpieza de derrumbes, nivelación de calzada,

reposición de terraplén, reposición de ripio, construcción de muros provisionales y la gobernación de La Paz la construcción de alcantarillas y movimiento de tierras.

En una primera etapa, se habilitará el tramo Puente Coroico-Sararía para facilitar la circulación con precaución de vehículos livianos hacia Brecha “T”.

En la segunda etapa el tramo deberá tener condiciones de transitabilidad fluida, que permita la circulación de vehículos medianos y cisternas para lo provisión de combustible e insumos al proyecto Lliquimuni X1.

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Petróleo & GAS

Estimamos que para fin de año, una vez que concluyamos con las licencias ambientales, ya estemos con la perforación de dos pozos exploratorios

Carlos Sánchez, gerente general de YPFB Chaco SA

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Foto: YPFB Chaco SA

Hasta finales del 2014

Producción de YPFB Chaco bordeará los 280 MMpcd de gas Actualmente se produce 250 MMpcd y se perforan pozos de desarrollo en Bulo Bulo y Santa Rosa.

TEXTO: Edén gArcía S.

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as actividades en el desarrollo de los campos operados por YPFB Chaco traerán como resultado un incremento en la producción de gas de esta compañía hasta fin de año, alcanzando un aproximado de 280 millones de pies cúbicos día (MMpcd), según Carlos Sánchez, gerente general de YPFB Chaco.

La actual producción proveniente de 14 campos bordea los 250 MMpcd de gas y se trabaja en la perforación de diferentes pozos de desarrollo para incrementar los volúmenes producidos por la subsidiaria de YPFB. “Estamos perforando dos pozos, uno en Bulo Bulo y otro en Santa Rosa, tenemos buenos avances en la parte de desarrollo”, aseguró Sánchez.

También indicó que se evalúa la perforación de un segundo pozo en el recientemente descubierto campo Junín Este, ubi-

cado en la provincia Sara del departamento de Santa Cruz. “Estamos con los trámites de licencia y vamos a hacer un dirigido de la misma planchada en los próximos meses”, apuntó.

Cabe señalar que a finales de abril, YPFB Chaco anunció el descubrimiento de un nuevo campo productor de gas, mediante la perforación del pozo exploratorio Junín Este X1000 (JNE-X1000) que alcanzó la profundidad de 1.300 metros en un tiempo récord de 14 días y una inversión de $us 6,2 millones.

Los estudios de sísmica 3D ejecutados en 2004 permitieron identificar este nuevo prospecto. ]Entre otros proyectos de exploración que tiene contemplado YPFB Chaco figuran perforaciones de pozos en las áreas adjudicadas de San Miguel y Dorado Oeste, previstas para fin de año “Estimamos que una vez que concluyamos con las licencias ambientales, ya estemos con la perforación de dos pozos ex-

El pozo JNE-X1000 permitió descubrir un nuevo campo productor.

ploratorios en San Miguel y Dorado Oeste”, explicó.

La subsidiaria cuenta actualmente con dos equipos de perforación y hasta fin de año tendrán en operación cinco.

Detener declinación en líquidos La declinación de los campos productores de líquidos ha sido “severa”, según el

titular de YPFB Chaco por lo que se aplica métodos para paliar esta merma como recuperación secundaria y sistemas de compresión de baja que tienen como objetivo mantener la producción en 5.000 barriles por día (BPD).

Para este año, YPFB Chaco, en todas sus actividades de exploración y producción, invertirá $us 116 millones. ▲

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écnicas Reunidas, compañía de capitales españoles que ha conseguido asirse de importantes obras del sector hidrocarburos en los últimos cuatros años en Bolivia, desde su participación en la Fase I de Margarita, tiene a su cargo actualmente cuatro proyectos en el downstream boliviano que suman un monto de $us 800 millones.

En este marco, su gerente general, Luis María Villar, detalló a Reporte Energía los avances y desafíos de cada uno de ellos, haciendo énfasis en su contribución al desarrollo petrolero y gasífero de Bolivia. ¿Cuál es el avance de los trabajos en la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco?

En este momento se tiene un 82% de avance del proyecto, por lo que estamos muy contentos. Es una planta muy grande.

Recientemente nos visitó el presidente Evo Morales porque hicimos el izado de una de las columnas, la más grande instalada en Bolivia, luego hicimos lo mismo con la segunda columna, y en estos próximos días izaremos la tercera.

Además, iniciamos las pruebas de ciertos equipos que están instalados. En cuanto a las esferas, que es donde se va a almacenar el GLP, vamos a hacer las pruebas hidráulicas para garantizar su estanqueidad. ¿Cuáles son los pasos a seguir?.

Estamos ahora mismo con la previsión de hacer en septiembre una inauguración.

Es decir, la planta va a estar terminada mecánicamente, pero se va a iniciar el comisionado de la misma, que es la introducción de los productos, poco a poco garantizando el funcionamiento de cada sistema. ¿Cuándo inicia funciones el complejo?

Son tres meses de pruebas, por lo que se prevé que en el primer trimestre del año que viene, finales de enero o febrero, la planta entre en funcionamiento completamente con el producto en especificación contratado por parte de Yacimientos. ¿Qué otros proyectos están a cargo?

Tenemos cuatro en Bolivia. Contamos con un proyecto de una unidad de isomerización en la refinería Guillermo Elder Bell de Santa Cruz, que está en ingeniería de deta-

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Luis María Villar, gerente general de Técnicas Reunidas SA

Luis maría villar, gerente general de técnicas reunidas

‘Tenemos a cargo proyectos por $us 800 mM en Bolivia’ Construyen la Planta Gran Chaco, la unidad de isomerización, de reformación catalítica y modernización de la unidad de crudo en refinerías de Santa Cruz y Cochabamba.

Foto: YPFB

TEXTO: franco garcía S.

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(estar en bolivia) es Una experiencia fantástica desde que comenzamos hace cuatro años con la Fase I de la Planta de Tratamiento de Gas de Margarita, para Repsol

Los proyectos Planta gran chaco. Tiene 82% de avance. Estará lista en febrero del 2015.

Unidad de isomerización. Se localiza en la refinería Guillermo Elder Bell.

Inicia construcción en agosto próximo.

Unidad de reformado catalítico.

Se ubica en la refinería Gualberto Villarroel. Está en ingeniería de detalle.

Unidad de CRUDOS. Finaliza su construcción a fin de año en Cochabamba.

lle. Ya hay instalaciones temporales, pero la construcción grande comenzará a partir de agosto próximo.

En la refinería Gualberto Villarroel de Cochabamba, tenemos la nueva unidad de reformación catalítica que estamos en ingeniería de detalle y empieza su construcción en Julio próximo.

Además estamos terminando para el último trimestre de este año la construcción e instalación de la modernización de la unidad de crudos y topping en la misma refinería de Cochabamba.

En el futuro deseamos colaborar en todos los proyectos que podemos aportar, que creemos que son muchos, por lo que participaremos en las licitaciones que vengan. ¿A cuánto asciende la participación en proyectos activos en Bolivia?

Alrededor de $us 800 millones en este momento. ¿Qué experiencias han obtenido de su presencia en Bolivia?

Una experiencia fantástica desde que comenzamos hace cuatro años con la Fase I de la Planta de Tratamiento de Gas de Margarita, para Repsol. Estamos muy orgullosos de participar en este proceso de cambio y nacionalización de los hidrocarburos en Bolivia. ▲

La unidad de crudo de la refinería Gualberto Villarroel de YPFB Refinación registra avance de 71% en su construcción

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estamos con la previsión de hacer en septiembre una inauguración.

Es decir, la planta va a estar terminada mecánicamente, pero se va a iniciar su comisionado, que es la introducción de los productos

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Foto: Daniel Uria / RE

petróleo & gas

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Las estimaciones que tenemos es que existe un buen potencial en esa área y es por eso que SE realizarÁ una inversión INICIAL en exploración que está alrededor de $US 31 millones

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Orlando Vaca, gerente general de BG Bolivia

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ras la firma del contrato de exploración y explotación para el campo Huacareta, a principios de este año, la compañía británica British Gas (BG) espera la otorgación de la licencia ambiental para iniciar la sísmica 2D prevista para el 2016.

Al respecto, el principal ejecutivo de la compañía en Bolivia, Orlando Vaca, manifestó a Reporte Energía que la expectativa fijada en este bloque exploratorio es alta, puesto que se ubica entre los departamentos de Chuquisaca y Tarija. “Estos se encuentran relativamente cerca de los principales centros hidrocarburíferos del sur del país”, acotó.

De acuerdo al Ministerio de Hidrocarburos y Energía, Huacareta posee una extensión de 453.750 hectáreas y es considerada una área no Tradicional. YPFB adjudicó esta área a BG, con el fin de que esa petrolera realice actividades exploratorias para reponer reservas.

“Las estimaciones que tenemos es que existe un buen potencial en esa área y es por eso que BG ha decidido realizar una inversión en exploración que está alrededor de $us 31 millones para la primera fase”,

petróleo & gas

invirtió Más de $us 1.100 mm en los últimos cuatro años

bg espera licencia ambiental para explorar en huacareta Orlando Vaca, gerente general de la compañía, detalló el cronograma de trabajo para la nueva área que prevé iniciar la sísmica a inicios del 2016 con gran expectativa. remarcó.

Por otro lado, Vaca informó que una vez se concluya el proceso de sísmica 2D se iniciará la perforación del primer pozo en Huacareta para el 2017.

La petrolera británica también participa en el bloque Caipipendi con los campos Margarita, en sociedad con Repsol, que es la operadora, cada una con 37.5% de acciones, y Pan American Energy (PAE) con los restantes 25%.

A su vez, Vaca señaló que continuarán efectuando labores de sísmica en el norte y en sur de este bloque en el marco de su desarrollo. “Esta exploración no solo es beneficioso para BG, sino también para todo el país”, añadió.

BG Bolivia opera seis campos de gas integrados en una sola planta de proce-

Foto: Daniel Uria / RE

TEXTO: lizzett vargas

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Orlando Vaca, gerente general de BG Bolivia.

samiento de gas (La Vertiente), ubicados en Villa Montes, Tarija. La otra área en la que participa es el Bloque XX Tarija Oeste con el campo Itaú, en el que tiene 25% de participación, la francesa Total posee 41%, Petrobras con 30% (asumiendo como operadora) y YPFB- Chaco con 4%.

“La empresa que represento tiene diversas inversiones y negocios no sólo en el país, sino en muchos otros lugares del mundo, y no es la excepción el hecho de tener a Bolivia como prioridad; no sólo porque nos sentimos seguros, sino también por la confianza que tenemos en el Gobierno boliviano”, dijo Vaca, destacando que en estos últimos cuatro años han destinado $us 1.100 millones en proyectos hidrocarburíferos operados y no operados. ▲

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petróleo & Gas

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No estamos conforme con este costo, tenemos una ambición que va mucho más allá de los $us 7.6 millones y seguimos trabajando fuertemente para reducirlo

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Miguel Galuccio, presidente y CEO de YPF

Se busca encontrar los sweet spots

YPF redujo en 31% los costos de perforación de pozos en vaca muerta Foto: laventanablog.wordpress

El presidente y CEO de esta compañía, Miguel Galuccio, destacó el desempeño operativo y financiero de la petrolera argentina en los últimos dos años, luego del proceso de nacionalización en mayo del 2012.

TEXTO: Edén García S.

E

Galuccio y Ali Moshiri, representante de Chevron en América Latina y África, en una visita a Loma Campana, en la provincia Neuquén.

Foto: Daniel Uria / Reporte Energía

l desarrollo masivo y rentable de los recursos no convencionales en Vaca Muerta requiere de eficiencia operativa y la aplicación de tecnología de punta.

Por ello, YPF informó que entre sus principales logros figura la reducción en 31% de los costos de perforación de pozos que actualmente se ejecutan en este yacimiento no convencional, pasando de $us 11 millones en el 2011 a $us 7.6 millones en el 2014.

Los pozos alcanzan un promedio de 3 mil metros de profundidad y tienen entre 4 a 6 etapas de fracturas masivas.

“No estamos conforme con este costo, tenemos una ambición que va mucho más allá de los $us 7.6 millones y seguimos trabajando fuertemente para reducirlo, ya que esto es la clave para el desarrollo sustentable de Vaca Muerta”, dijo Miguel Galuccio, presidente y CEO de YPF. Indicó que Vaca Muerta produce alrededor de 20 mil barriles por día (BPD) de petróleo, cerca del 10% de la producción de YPF, a 18 meses de haber comenzado los trabajos en esta zona.

Además se ha invertido alrededor de $us 1.300 millones y se cuenta con 19 equipos de perforación con la finalidad de encontrar y desarrollar los sweet spots (zonas más productivas).

YPF ha logrado diferentes acuerdos con empresas privadas en Vaca Muerta, tomando en cuenta la gran cantidad de recursos que se necesita para desarrollar los 30.000 kilómetros cuadrados de este yacimiento.

El más importante fue alcanzado con Chevron para explotar en conjunto un área de 390 kilómetros cuadrados denominada Loma Campana. En el 2013 se ejecutó un proyecto piloto en una superficie de 20 kilómetros cuadrados que implicó una inversión de $us 1.240 millones y 161 pozos perforados.

Para este año se destinará cerca de $us 1.600 millones y se perforará 170 pozos con el fin de avanzar en el desarrollo total del área.

El desarrollo de los 390 kilómetros de Loma Campana requiere una inversión aproximada de $us 15.500 millones, que permitirán la perforación de 1.500 pozos y una producción que bordea los 50.000 BPD de petróleo.

Asimismo Galuccio también mencionó otros dos acuerdos focalizados en la búsqueda de gas no convencional en Vaca Muerta.

Inversión

6.000 MM/$US

es el monto de inversión que tiene previsto YPF para este año en sus diferentes actividades de upstream y downstream

Con Dow Chemical se acordó la perforación de seis pozos y una inversión de $us 200 millones en la zona El Orejano, y con la compañía Pampa Energía se destinará $us 150 millones para desarrollar el bloque Rincón del Mangrullo con 34 pozos.

“Si uno mira a Argentina y compara los recursos convencionales con los no convencionales puede entender que el futuro energético con el no convencional es completamente distinto”, aseguró el titular de la estatal petrolera.

Argentina pasa actualmente por un déficit energético que tiene que cubrir con la importación de 100 barcos de gas natural licuado (GNL) al año, por lo que la explotación de estos recursos no convencionales representa un desafío para este país y su empresa

Resultados 1er trimestre Inversión. En el primer trimestre de este año, YPF invirtió $us 1.210 millones, un aumento de 127% en comparación con el mismo periodo en el 2013.

Producción. En el mismo periodo, la producción se incrementó en 6.8% en petróleo y 18.5% en gas.

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Si uno mira a Argentina y compara los recursos convencionales con los no convencionales puede entender que el futuro energético con el no convencional es completamente distinto

Vaca muerta. YPF cuenta con 19 equipos de perforación para una producción promedio de 18.600 BPD de petróleo en este yacimiento no convencional.

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bandera YPF. Trabajo con Bolivia Por otro lado, YPF está interesada en realizar actividades conjuntas con otras empresas estatales en la Región. Con Bolivia se tiene

Reposición. En el 2013 el índice de repsosición de reservas alcanzó un 157%.

cuatro convenios de estudios para la búsqueda de gas, en los bloques Irenda, Yuchan, Abapó y Charagua, siendo en estos dos últimos donde ya se completaron los trabajos y se prevé pasar a la siguiente etapa de firma de contrato de exploración y explotación. ▲

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Se crean instrumentos para incentivar inversiones. Se cuenta con mercados y el Gobierno trabaja en ampliarlos y diversificarlos. Existen empresas socias que apuestan por Bolivia

Juan José Sosa, ministro de Hidrocarburos y Energía de Bolivia

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petróleo & gas

CONSIDERAn la búsqueda de reservas COMO CLAVE para el ÉXITO

medidas de incentivo a la exploración podrían demorar hasta tres años Foto:Archivo / Reporte Energía

Según el presidente de YPFB, Carlos Villegas, se trata de una norma impulsada por el interés del Gobierno Nacional y no por presiones o reclamos de empresas del sector hidrocarburos, por lo que no tienen fecha límite para su concreción.

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

Y

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) considera la actividad exploratoria como clave para el éxito del desarrollo de las empresas y el progresos de los países, señala una de las principales conclusiones del IV Congreso Internacional YPFB Gas & Petróleo.

Sin embargo, durante el mismo evento, el presidente ejecutivo de la estatal petrolera boliviana, Carlos Villegas, también dejó entrever que a nivel del Gobierno Nacional no tienen prisa en agilizar la otorgación de incentivos para la exploración de hidrocarburos.

“Esto puede demorar uno, dos o tres años más”, dijo ante la consulta periodística acerca de la supuesta tardanza en la promulgación de la norma que contemplaría ventajas adicionales para las compañías.

Asimismo, Villegas aseveró que oficialmente ninguna empresa privada que opera en el país ha solicitado estos incentivos para desarrollar tareas de exploración, aunque a través de medios de comunicación nacionales voceros de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) han señalado la necesidad de contar con estas medidas especialmente en las áreas

Según el ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, existen empresas socias que siguen apostando por Bolivia.

no tradicionales, puesto que allí se cuenta con menor información geológica.

De todos modos por su parte el ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, manifestó durante el Congreso de YPFB que “se están creando instrumentos para incentivar las inversiones. Se cuenta con mercados y asimismo el Gobierno está trabajando en ampliar y diversificar los mismos. Existen empresas socias que siguen apostando por Bolivia”.

En mayo del año pasado, el vicepresi-

dente del Estado, Álvaro García Linera, confirmó que se iba a emitir un nuevo decreto supremo de incentivos para una rápida recuperación de la inversión petrolera en actividades de exploración.

Posteriormente en agosto del 2013 el viceministro de exploración y Explotación de Hidrocarburos, Eduardo Alarcón, declaró a La Razón que los incentivos están relacionados con mejorar “la retribución a las empresas petroleras porque se están quejando de la baja retribución que reciben”. ▲

OPINIÓN CARLOS MIRANDA, ANALISTA

‘el país es el que pierde en definitiva’ Todos sabemos que necesitamos nueva inversión en los hidrocarburos porque estamos viviendo de las reservas descubiertas a fines del siglo pasado, con otra Ley de Hidrocarburos. El gobierno conoce esa realidad mejor que nadie. Por eso desde hace años se anuncia una nueva ley y ahora se hace lo mismo con incentivos a la inversión.

Estos avisos prematuros y plazos incumplidos, generon una dinámica por la que el Gobierno se derrota a sí mismo.

El gobierno no sabe lo que quiere o no tiene la menor intención de cambiar las actuales leyes y los anuncios que hace son solo por relaciones públicas.

Cualquiera que sea la razón, el resultado es el mismo: dudas e inquietudes sobre el nuevo sistema legal. El gobierno pierde imagen, que puede recuperar si lo desea, lo importante es que el que pierde en definitiva es el país porque no se realizan las inversiones que se están buscando.

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En gas natural particularmente este crecimiento es extremadamente significativo, no hay muchos países en el mundo que lo hayan alcanzado

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Miguel Galuccio, presidente y CEO de YPF Foto: conexionpetrolera.blogspot

Petróleo & GAs

Gran parte de la producción de gas obtenido por las empresas estatales como Pdvsa viene asociado al petróleo.

IV Congreso YPFB petróleo & gas

estatales asumen F desafío de aumentar la producción de gas natural Realizan altas inversiones y planes exploratorios en yacimientos convencionales y no convencionales. Destacan coyuntura ‘excepcional’ de las compañías de la Región.

TEXTO: Edén García s.

rente al crecimiento de la demanda de gas natural que se registra en los países de Sudamérica y el mundo y que, de acuerdo a expertos y consultores energéticos, esta tendencia se intensificará en los próximos años, las compañías petroleras estatales de la Región ajustan sus planes para encarar los desafíos del aumento en la producción de gas y la construcción de la infraestructura necesaria para su transporte y distribución.

En el marco del IV Congreso Internacional de Petróleo & Gas organizado por YPFB, las empresas estatales expusieron sus planes en materia de hidrocarburos, destacando la creciente participación e importancia del gas en la matriz energética de cada país.

Al respecto Miguel Galuccio, presidente y CEO de YPF, mostró el gran desafío operativo y financiero que representa para su compañía explotar las cuantiosas reservas gasíferas y petroleras del yacimiento no convencional de Vaca Muerta, de tal manera que permita

cubrir el déficit energético que vive Argentina actualmente y que le obliga a importar gas de Bolivia y mediante buques de GNL (gas natural licuado).

Pese a ello, destacó que en el primer trimestre del 2014 la producción de YPF en petróleo creció 6.8% y en gas un 18.6%, en relación al mismo periodo del 2013.

“En gas particularmente este crecimiento es extremadamente significativo, no hay muchos países en el mundo que lo hayan alcanzado”, manifestó Galuccio.

Si bien la producción actual de gas en Vaca Muerta alcanza los 3 millones de metros cúbicos día (MMmcd), se prevé que se incrementará gradualmente con el desarrollo masivo del yacimiento.

YPF firmó dos acuerdos para explotar gas no convencional. Uno con Dow Chemical que implica $us 200 millones de inversión en la zona denominada El Oréjano y otro con la compañía Pampa Energía para desarrollar el bloque Rincón del Mangrullo con $us 150 millones.

La producción de gas en Argentina en el 2013 alcanzó un promedio de 115,3 MMmcd.

1 al 15 de Junio | 2014

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En Brasil hay una gran oportunidad de negocios, porque hoy el mercado requiere más de lo que vamos a producir y más de lo que vamos a importar desde Bolivia

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Hugo Repsold, gerente ejecutivo corporativo de la Directoría Gas y Energía de Petrobras

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Petróleo & GAS

Foto: Reporte Energía

Nace bloque de petroleras en la región El buen momento operativo y financiero que atraviesan las empresas estatales de América Latina permitió una integración energética en la región, resultado del contexto favorable difundido en el IV Congreso Internacional YPFB Gas & Petróleo, según un comunicado de YPFB. Los principales ejecutivos de las petroleras aprobaron la conformación de este bloque en la Región, informó el presidente de YPFB, Carlos Villegas.

“La mayor parte de los ejecutivos de las empresas estatales que asistieron al Congreso de YPFB vieron por conveniente aglutinarnos e integrarnos. Desde hace muchísimos años América Latina siempre

ansió con la integración energética”, indicó Villegas.

Según el máximo representante de la estatal petrolera, la integración energética pasa por identificar resultados y gestión empresarial de las petroleras en el grupo que se denominará G12, espacio en el que se informe e identifique puntos de complementariedad entre las empresas estatales.

“Vamos a conformar lo que hemos denominado coyunturalmente el G10 que se va ampliar a G12 donde doce empresas estatales que muestran resultados espectaculares en producción, abastecimiento, estados financieros, utilidades, patrimonio y activos”, resaltó.

crecimiento del gas en Matriz Energética mundial Expertos y principales ejecutivos de compañías petroleras de la Región estuvieron presentes en el evento.

cifras

3.557 MM/$US

es la inversión que tiene previsto Pdvsa Gas para explotar las reservas de gas offshore y onshore, además de proyectos con sus socios.

115,3 MMmcd

es la producción de gas que se registró en el 2013 en Argentina.

Se prevé que se incremente con el aporte de Vaca Muerta.

2010 2015 2020 2030 2035

Petróleo Carbón Gas Bioenergía Nuclear Hidroeléctrica Otras renovables Total

32,4% 31,1% 29,9% 27,9% 27,1% 27,3% 28,2% 27,4% 25,5% 24,5% 21,5% 21,4% 21,9% 23,3% 23,9% 10,0% 10,1% 10,3% 10,7% 10,9% 5,6% 5,4% 6,0% 6,5% 6,6% 2,3% 2,4% 2,5% 2,8% 2,8% 0,9% 1,4% 2,0% 3,3% 4,2% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Fuente: EIA, World Energy Outlook, 2012

A su vez existen empresas estatales que tradicionalmente fueron productoras de petróleo como Pdvsa (Petróleos de Venezuela S.A.), pero que ahora ejecutan planes agresivos de exploración y explotación de gas.

El presidente de Pdvsa Gas, Anton Castillo, afirmó en su disertación que su país vive una “revolución” gasífera en materia de inversiones con el fin de desarrollar y descubrir nuevas reservas.

La filial de Pdvsa tiene previsto para este año una inversión de $us 3.557 millones, de los cuales $us 2.321 millones se destinarán a operaciones costa afuera, $us 300 millones a actividades onshore y el resto representa las inversiones de sus socios en proyectos que desarrollan de manera conjunta.

Venezuela busca con urgencia aumentar el suministro gasífero al mercado interno que permita disminuir tanto el déficit de gas como el alto consumo de combustibles derivados del petróleo. Cuenta actualmente con 196 trillones de pies cúbicos (TCF por sus siglas en inglés) de reservas de este fluido que la ubican en el octavo lugar a nivel mundial y primera en Latinoamérica y el Caribe.

Cabe señalar que gran parte del gas que Petrobras, el mercado del gas crece anualconsume Venezuela viene asociado al pemente entre 6% a 8% en Brasil, por lo que las tróleo. En el 2013 la producción fue de 7.395 oportunidades de negocio en este sector son MMpced (millones de pies cúbicos día), de importantes. la cual Pdvsa aportó con 74% (gas asociado), La oferta de gas en Brasil bordea las 90 Pdvsa Gas el 12% (gas no asociado), empresas MMmcd, incluyendo las importaciones de mixtas el 10% y otros Bolivia y vía GNL. el 4%.

Repsold prevé que Ecuador todavía conEn general Pdvsa el desarrollo masivo tinúa en una etapa injunto a estas empredel Presal adicione cipiente de su indussas proyectan cerrar otros 40 MMmcd. tria gasífera, ya que su para este año con Sin embargo, empresa bandera Peuna producción de estos volúmenes retroamazonas está más gas de 8.429 MMpcd sultan insuficientes, enfocada en el increy hasta el 2019 prepor lo que continuamento de la producción vén incrementar a rán con su política de petróleo 11.990 MMpcd. de “cooperación e En la misma ruta integración” con Bode incrementar las livia y el suministro reservas y producción de gas, Petrobras anunde gas desde este país. ció su estrategia para satisfacer la creciente “En Brasil hay un gran oportunidad de nedemanda de este recurso en Brasil, basado en gocios, porque hoy el mercado requiere más la “monetización” del gas natural asociado en de lo que vamos a producir y más de lo que el Presal y la importación desde Bolivia. vamos a importar desde Bolivia, por lo que Según Hugo Repsold, gerente ejecutivo hay una gran necesidad de importación de corporativo de la Directoría Gas y Energía de GNL”, puntualizó Repsold.

“

“

Es por ello que la industria gasífera boliviana ve necesario profundizar un plan intensivo de exploración de gas, de tal manera que se pueda cumplir con los compromisos de exportación con Brasil y también Argentina, además de una posible renovación de ambos contratos una vez expiren.

Si bien Bolivia tiene satisfecha la demanda interna de gas, Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación, indicó que también se busca consolidar la industrialización del gas y establecer estrategias comerciales y financieras competitivas para comercializar GLP (gas licuado de petróleo), urea y polipropileno.

Por su parte, Ecuador todavía continúa en una etapa incipiente de su industria gasífera, ya que su empresa bandera Petroamazonas está más enfocada en el incremento de la producción de petróleo. Los volúmenes de gas producidos bordean los 75 MMpcd, provenientes del campo Amistad.

Pese a ello, Oswaldo Madrid, gerente General de Petroamazonas, dijo que se realiza una intensa actividad sísmica 3D para iniciar la perforación de pozos exploratorios en el 2015, con el objetivo de producir gas natural. ▲

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Petróleo & Gas

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Queremos impulsar la actividad de exploración de alto impacto en el Suroriente, porque son áreas completamente nuevas que pensamos que van a dar resultados importantes

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Oswaldo Madrid, gerente General de Petroamazonas

Reservas aumentarán a 4.200 millones de barriles

Petroamazonas producirá 712 MM barriles de petróleo hasta el 2017 TEXTO: Edén garcía s.

E

l total de barriles de petróleo producidos por Petroamazonas desde la creación de esta compañía en el 2007 hasta el 2017 alcanzará los 712 millones, aseguró Oswaldo Madrid, gerente General de la estatal petrolera ecuatoriana.

Hasta el primer trimestre del 2014, se produjo 380 millones de barriles provenientes de 85 campos de producción.

Petroamazonas es la compañía estatal petrolera encargada del sector de exploración y producción en Ecuador, mientras que Petroecuador maneja el downstream.

Pese a su reciente creación, Madrid destacó los logros obtenidos por esta compañía que en el 2013 generó una renta petrolera para el Estado de $us 9.100 millones y produjo 110 millones de barriles petróleo.

“Contamos con certificaciones y estándares internacionales que demuestran un alto grado de eficiencia en las operaciones y un modelo de gestión acorde a los desafíos de la industria petrolera”, acotó.

Las actividades de explotación estuvieron centradas en la perforación, optimización, completación y estimulación pozos, además del gerenciamiento integrado de reservorios.

En cuanto a las reservas, el titular de Petroamazonas señaló que las mismas alcanzan actualmente los 1.480 millones de barriles y para el 2017, con los diferentes descubrimientos se prevé incrementar hasta los 4.200 millones.

En este sentido, las actividades exploratorias de la estatal ecuatoriana son intensivas. Aproximadamente 8.000 kilómetros cuadrados de sísmica 3D se desarrolla desde el año pasado en 16 bloques exploratorios, con la finalidad de encontrar prospectos en nuevas zonas o en áreas circundantes a campos productores.

“Queremos impulsar la actividad de exploración de alto impacto en el Suroriente, porque son áreas completamente nuevas que pensamos que van a dar resultados importantes en cuanto a reservas”, indicó Madrid, al momento de mencionar los planes exploratorios que están ubicados en la cuenca Oriente y en la costa ecuatoriana.

La inversión prevista para este año de Petroamazonas asciende a los $us 3.203 millones, mientras que las compañías privadas destinarán $us 430 millones.

Cabe señalar que la estatal petrolera aporta con 70% de la producción, ya que de los 563.772 de barriles por día (BPD) de producción en Ecuador registrados en el primer trimestre del 2014, Petroamazonas aportó con un promedio de 369.502 BPD,

Foto: elcomercio.com

La petrolera busca el incremento de producción y contribución de campos existentes y de las reservas remanentes y reducir el impacto social y ambiental en las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

La producción de la estatal ecuatoriana alcanzó un récord de 369.502 en el primer trimestre del 2014.

el volumen más alto de la historia de esta compañía.

Según el ejecutivo, la empresa tiene previsto alcanzar una producción prome-

dio de 350.000 BPD de petróleo en este año, superando de esta manera en 7% a los volúmenes registrados en el 2013 que ascendieron a 326.000 BPD. ▲

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la estatal petrolera VENEZOLANA SE ubica en el octavo lugar a nivel muNDIAL EN RESERVAS DE GAS NATURAL y primero en Latinoamérica y el Caribe con más de 196 TCF

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petróleo & gas

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Antón Castillo, presidente de Pdvsa Gas

Foto: Daniel Ürea/ RE

plan estratégico 2013-2019

pdvsa invertirá $us 7.850 mm en infraestructura gasífera Venezuela elevará producción de gas onshore a 1.650 MMpcd y en costa afuera a 11.990 MMpcd al 2019.

TEXTO: lizzett vargas

P

etróleos de Venezuela (Pdvsa) Gas invertirá $us 7.850 millones en proyectos de transporte y distribución del fluido en su país, en el periodo 20132019, con el fin de continuar con la “revolución gasífera“ con la que aumentó $us 2.500 millones por año en su presupuesto, anunció su presidente Antón Castillo.

En esta línea detalló que estos recursos se destinarán a la construcción de 2.199 kilómetros de gasoductos y dos plantas compresoras. Además proyectan incrementar su capacidad de transporte a 2.684 millones de pies cúbicos estándar por día (MMpced) hasta el 2019.

“Hace cuatro años la compañía se encuentra con un trabajo intensivo en la ampliación de gasoductos. En este tiempo hemos construido 450 kilómetros de gasoducto, los cuales han permitido ba-

lancear el gas en el país y proveer este recurso a las nuevas termoeléctricas”, aclaró el experto.

La disponibilidad de gas natural en Venezuela en el 2013 fue de 7.395 MMpced.

De esta cantidad Pdvsa produce el 74%, Pdvsa Gas el 12%, empresas mixtas el 10% y otros el 4%. En general Pdvsa junto a estas empresas proyectan cerrar este año con una producción de gas 8.429 MMpcd y el plan contempla crecer hasta 11.990 MMpcd para el 2019, precisó Castillo.

Añadió que la proyección contempla el mayor crecimiento por el gas asociado, como también por las operaciones que se están realizando costa afuera.

“En esta área para este mismo periodo se alcanzaría 1.650MMpcd de gas offshore y en lo que corresponde a la producción de gas en tierra se prevé 10.340 MMpcd”, proyectó Castillo.

Para este año Pdvsa Gas tiene previsto $us 3.557 millones de inversión de los que se destinarán $us 300 millones en opera-

Antón Castillo, presidente de Pdvsa Gas, presentó las inversiones gasíferas que se realizarán en Venezuela a largo plazo.

ciones en tierra y $us 2.321 millones costa afuera, mientras que el resto del presupuesto representa las inversiones de sus socios en proyectos de desarrollo.

Asimismo, explicó que la estatal petrolera venezolana se encuentra realizando actividades para el desarrollo de sus reservas de gas natural, que la ubican en el octavo lugar a nivel mundial y primero en Latinoamérica y el Caribe con más de 196 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés), teniendo como expectativa en el largo plazo llegar a 453 TCF, lo que ubicará como la quinta potencia mundial en materia de reservas de gas natural, precisó Castillo. ▲

las cifras

7.395 MMpced

2.684 MMpced

es la disponibilidad de GN de Venezuela en el 2013. Pdvsa produce el 74%, Pdvsa Gas el 12%, empresas mixtas el 10% y otros el 4%. es la capacidad de transporte que registrará Pdvsa para el año 2019, en el marco de su revolución gasífera.

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petróleo & gas

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Estamos viviendo grandes inversiones en PETROQUÍMICA en ESTADOS UNIDOS y es posible que en el 2020 seamos exportadores. mientras que hoy en día somos importadores

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Christopher Geisle, vicepresidente de IHS Chemicals Consulting EEUU

Christopher Geisler, vicepresidente de ihs

EEUU invertirá $us 130 mil MM en petroquímica y apunta a Sudamérica Foto: Daniel Úrea / RE

Afirma que para 2018 la demanda de plásticos crecerá a 22 millones de toneladas teniendo como principales importadores de la región a México y Brasil. Avizora que su requerimiento se duplicará al 2025 a nivel global.

TEXTO: lizzett vargas

E

El experto habló sobre Latinoamérica y su creciente necesidad de productos petroquímicos.

En esta línea reveló además que como mercado objetivo del país del norte apunta a Latinoamérica ya que las economías de la región, por su crecimiento económico, constituyen un potencial demandante de importancia.

“Las principales economías de Latino-

‘URGEN socios para AVANZAR EN LA INDUSTRIA PETROLERA’ La industrialización y la petroquímica son las inversiones más interesantes para Bolivia, para ello requiere de socios, fue la reflexión de Daniel Monzón, jefe de Consultoría para el Conosur de Woodmackenzie.

Monzón advirtió que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos necesita socios para avanzar más rápidamente en la industria petrolera.

Asimismo hizo notar que los proyectos nucleares son de largo plazo y costosos, por lo que recomendó enfocar los esfuerzos

técnicos y económicos en los de industrialización, tomando en cuenta que por ejemplo toda la producción de urea tiene mercado asegurado y a buenos precios.

A su vez dijo que existen oportunidades inmejorables para Bolivia, ya que el mercado regional continúa teniendo alta demanda en cuanto a urea y otros derivados.

En este marco afirmó que los petroquímicos ofrecen un precio de referencia de $us 30 por millón de BTU mientras que Bolivia exporta gas a $us 10 el millón de BTU.

américa muestran gran promesa de crecimiento de la demanda, lo que significa que habrá una demanda regional de petroquímicos basados en el gas y nafta”, dijo.

Precisó que en el 2013 en Latinoamérica, había trece millones de toneladas de déficit de plástico, y que para 2018 esta

CASO BOLIVIANO Sobre los proyectos petroquímicos de Bolivia, Geisler resaltó que en el país “hay programas nacionales muy ambiciosos para monetizar el gas”.

Dijo que actualmente Bolivia es un importador de plásticos, pero que puede convertirse en un gran exportador siempre y cuando YPFB pueda reevaluarse para poder competir con la producción global. ¿Cómo hacerlo? Geisler explicó que la mejor manera de competir es tener un proyecto altamente competitivo y que “Bolivia esté en camino de hacer ese sueño ambicioso realidad”.

Identificó que un aspecto clave para la competitividad en el mercado de plásticos es el tema de los costos. “Si un país tiene gas a bajo costo puede expandirse exitosamente en la petroquímica en los mercados de la región”, resaltando así la ventaja que tiene Bolivia actualmente en relación a sus vecinos.

Asimismo, afirmó que por esa misma razón, las industrias petroquímicas que funcionan en base a gas son mucho más rentables que las que funcionan en base a petróleo.

Empero, destacó una vez más que la oportunidad en el mercado petroquímico dependerá de la habilidad de ejecutar tales proyectos, y vaticinó que por el momento EEUU avanzará en la petroquímica con la fuerza expansiva y agresiva que los caracteriza. ▲

Foto: Daniel Úrea / RE

l vicepresidente de IHS Chemicals Consulting, Christopher Geisler, destacó que el rubro de la petroquímica presenta grandes oportunidades de crecimiento especialmente en Sudamérica, lo que podría ser aprovechado por Estados Unidos (EEUU).

En este marco explicó que Norteamérica posee una gran cantidad de nuevas inversiones en ingeniería y materiales, por valor de $us 130 mil millones, que se destinarán a la industria petroquímica hasta el año 2030.

Como ejemplo señaló que en este país la producción de propano es excesiva, puesto que oscila entre 5 y 6 millones de toneladas destinadas a la transformación del propileno, que podría industrializarse con la petroquímica.

Por otro lado, también resaltó al etano como materia prima para esta industria, tomando en cuenta que su gran producción en este país proviene del gas de esquisto.

“Estamos viviendo grandes inversiones y es posible que en el 2020 seamos exportadores de estos productos, mientras que hoy en día somos importadores”, avizoró el experto.

Asimismo, señaló que la perspectiva del crecimiento de la demanda a nivel global para el 2014 en productos básicos químicos y plásticos será alta, con un gran repunte en Asia y África. Además para el 2025, se espera que la demanda de plástico se duplique en el mundo.

cifra crecerá a 22 millones de toneladas, teniendo como principales importadores a México y Brasil.

Daniel Monzón durante su participación en el Congreso Internacional YPFB Gas & Petróleo.

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En los últimos 30 años la economía mundial necesitó 30% menos de energía para producir riqueza, lo que significa que ahora producimos más con menos energía

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Ricardo Savini, director del Centro de Excelencia Oil &Gas, Deloitte en Brasil

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petróleo & gas

el rol central del gas y su impacto en latinoamérica

cuatro tendencias marcarán el sector energético hasta el 2040 Foto: YPFB

El experto apuntó el crecimiento por demanda de energía, eficiencia energética, incremento de la producción de gas natural no convencional y los altos costos de extracción de petróleo como los principales escenarios de esta industria.

TEXTO: Lizzett vargas

R

Ricardo Savini, explicó los nuevos escenarios en energía.

icardo Savini, director del Centro de Excelencia Oil &Gas, Deloitte en Brasil, indicó que existen cuatro escenarios que marcarán tendencia en la industria del gas en Latinoamérica hasta el 2040.

En este sentido, Savini apuntó que se proyecta un aumento en la demanda de energía, en eficiencia energética, crecimiento de la producción de gas natural no convencional y que persistirán los altos costos de extracción de petróleo.

El experto argumentó que la migración de las poblaciones rurales al área urbana, que él la denomina “urbanización acelerada”, está provocando un crecimiento de la

demanda energética. Citó como ejemplo a Brasil, China e India que tienen un mayor porcentaje de habitantes en ciudades que en las áreas rurales.

Ahora para contrarrestar la demanda de energía, aumentó la aplicación de eficiencia energética, añadió Savini, especialmente en los países desarrollados como Europa, EEUU y Japón, donde logran seguir su desarrollo utilizando menos contenido energético“bajando la cultura del carbón”.

“En los últimos 30 años la economía mundial necesitó 30% menos de energía para producir riqueza, lo que significa que ahora producimos más con menos energía.

Por ejemplo en Brasil se está exigiendo a la industria automotriz que aumente la eficiencia energética en un 12% hasta el 2017”, ejemplificó Savini.

El aumento del costo en la extracción del petróleo, fue otra de las tendencias que resaltó el experto, señalando que la razón principal es el difícil acceso de la geología donde se encuentran estos yacimientos, como es el caso de los no convencionales o Presal. “Es mucho más caro producir un barril de petróleo extra pesado que un barril tradicional “, comparó.

Otro aspecto que impactará en el sector energético es el crecimiento del gas no convencional. Sin embargo, aclaró que en Latinoamérica existe aún incertidumbre al respecto.

“El crecimiento de gas no convencional es una tendencia en Norteamérica pero aún no es global, porque no se dan las mismas condiciones que en otros países de mundo”, remarcó. ▲

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minería

En realidad, ni siquiera está enfocada en buscar soluciones efectivas y de fondo. Me anticipo a advertir que nada va a cambiar en el desolador panorama que hoy ofrece la minería

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Henry Oporto, analista minero

análisis del impacto en este sector

bolivia: nueva ley minera no ofrece incentivos para la inversión en exploración Expertos observan con pesimismo el nuevo Código, puesto que no resuelve la informalidad minera, control estatal de la minería y búsquedas de nuevos yacimientos.

TEXTO: lizzett vargas

L

Foto: abi.bo

a aprobación de la nueva Ley Minera en la Cámara de Diputados preocupa a diferentes analistas de este sector en Bolivia, puesto que consideran que no atraerá nuevas inversiones y consolidará una industria minera poco competitiva, burocrática, de altos costos y con muy poca seguridad jurídica.

Al respecto, expertos consultados por Reporte Energía coinciden en señalar que la nueva norma no está abordando los principales problemas de la minería en su real dimensión.

A ellos se suma la ausencia de exploración, falencia crítica de la Corporación Minera de Bolivia (Comibol), proliferación de cooperativas, informalidad minera y ausencia de control estatal de la minería, entre otros.

En este tema el analista minero, Henry Oporto, dejó entrever su pesimismo al afirmar que la nueva ley es irrelevante frente a la dimensión de los problemas actuales deeste sector.

“En realidad, ni siquiera está enfocada en buscar soluciones efectivas y de fondo. Me anticipo a advertir que nada va a cambiar en el desolador panorama que hoy ofrece la minería, ni va revertir la languideciente actividad minera en el país”, subrayó.

En esta línea, el ex ministro de Minería y Metalurgia, Dionisio Garzón, dijo que se

vislumbra un cambio de paradigma que presupone el predominio del sector estatal y el control de toda la cadena productiva por parte del Estado.

“Hasta donde se conoce de esta Ley, aparte del enunciado, no se define como se implementará el cambio para que el Estado a través de Comibol cumpla este cometido”, aseveró.

Según el criterio del ex director de Minas e Hidrocarburos del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz, José Padilla, se requiere capacitar a profesionales en este rubro para impulsar la industrialización.

Por otro lado sostiene que la norma en cuestión no ofrece incentivos para dar el valor agregado a los minerales.”Necesitamos que exista una metalurgia para separar los distintos minerales y dejar de comercializar materia bruta”, precisó.

Entre los cambios que generarán impactos negativos para el sector minero, los expertos observan la anulación del sistema de concesiones y su reemplazo por contratos administrativos.

El artículo 98 de la Ley del sector indica que las áreas y parajes mineros son intransferibles, inembargables, y no son susceptibles de sucesión hereditaria, lo que conlleva a la prohibición de inscripción de derechos mineros en bancos y entidades financieras con fines de financiamiento.

De igual forma introduce los nuevos conceptos de función económica social y participación aplicados a la actividad minera (Arts. 17 al 19).

Analistas sostienen que el nuevo código minero no impulsa esta actividad en Bolivia.

A su vez se indica que todos los contratos deben ser aprobados por la Asamblea Legislativa, además que la fase de exploración estará a cargo del Servicio Nacional de Geología y Técnico de Minas (Sergeotecmin).

Para Garzón, los cambios mencionados son muy interesantes como enunciados; sin embargo, forman una “camisa de fuerza” para empresas e inversionistas.

Otro aspecto que limitará las inversiones es que con esta nueva Ley no habrá concesiones, por lo que el inversionista no asumiría los riesgos, debido a la falta de seguridad jurídica, puntualiza Padilla.

En este punto, Oporto remarca que la inversión extranjera abarca la mayor parte de los recursos disponibles en el sector minero, además que según los reportes del Banco Central de Bolivia (BCB) del 2013 esta ha disminuido en 31%, de $us 218.9 a $us 151 millones.

Por su parte Enrique Arteaga, analista minero, considera que dejar la responsabilidad de la exploración a Sergeotecmin no es acertada, puesto que es una institución muy debilitada por sus magros presupuestos.

Además, añade, con las nuevas imposiciones sobre consulta previa y el supuesto derecho de los regantes se limitará enormemente la exploración, mientras que el diferimiento del tratamiento del aspecto impositivo, influirá en inversiones futuras.

“En otras palabras, veo que la actividad minera estará a merced del cooperativismo y la inversión privada será reducida a su mínima expresión”, coincide el experto.

Por su parte Padilla resalta que Sergeotecmin debería dedicarse a efectuar investigaciones a través de convenios internacionales para ubicar nuevos yacimientos.

Como ejemplo de sus falencias señala que no ha terminado ni las hojas cartográficas mineralógicas de Bolivia, documentación básica de la geología para atraer inversiones.

Por otro lado, los analistas consultados sostienen que el principal “cuello de botella” de este sector es de índole político por la ingobernabilidad que se ha apoderado de la minería y una incapacidad real para atacar los problemas y aplicar medidas coherentes, eficaces y con proyección de

largo plazo.

Estas debilidades implicarán menos control técnico, medio ambiental y tributario por parte del Estado, por la imposibilidad de controlar las cada vez más numerosas operaciones de minería artesanal distribuidas en gran parte del territorio boliviano.

LEY TRIBUTARIA La decisión del Gobierno de retirar de la nueva Ley Minera el aspecto impositivo y traspasar esta responsabilidd al Ministerio de Economía y Finanzas, es considerado como una mala señal porque se mantendrá en suspenso su definición hasta la aprobación de la nueva Ley Tributaria.

Sin embargo, consideran que el mantener el sistema de regalías mineras en el texto de la Ley y sin cambio al que actualmente rige para los operadores mineros, es una señal alentadora.

Asimismo esperan que cuando se tenga el sistema impositivo completo, se corrijan algunos “privilegios” de algunos sub sectores como el de cooperativas que no pagan impuestos y acceden a cancelar solo el 60% de regalía cuando venden su producción en el mercado interno. ▲

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minería

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Foto: mineriaaldia.com

Dionisio Garzón, ex ministro de Minería y Metalurgia de Bolivia

OPINIones José Padilla,experto en minería y siderurgia

“no impulsa l a industrializaCión de minerales en el país” A esta nueva ley le falta la reestructuración del sector minero, incentivos y capacitación a profesionales en este rubro para impulsar la industrialización de nuestros minerales. Por otro lado, no incentiva a dar el valor agregado a los minerales.

Necesitamos que exista una metalurgia para separar los minerales y eso se consigue con aplicación de nuevas tecnologías.

No hay incentivo verdadero a la inversión, a la investigación, creación de nuevas empresas y exploración de nuevos yacimientos. Pero para ello se tienen que tener las reglas claras para ejecutar estas inversio-

nes. Considero que no es una ley buena para el sector, porque la minería ha retrocedido a nivel internacional, porque no habido incentivo a la exploración y falta actividad con nuevos descubrimientos de minerales.

Además la nueva ley debería diferenciar la minería del oriente del occidente, porque no es lo mismo hacer la prospección e investigación geológica en estas dos zonas.

Las normas además deberían se transversales, porque toda industria, como la minería, necesita energía, entonces debería incluir la provisión de electricidad y gas.

Foto: Archivo/RE

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La minería será de predominio del sector cooperativo, que tiene mayores ventajas para operar con este modelo y que, crecerá en desmedro del sub sector estatal y privado

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Henry Oporto, analista minero

“EL GOBIERNO HA PERDIDO INDEPENDENCIA EN SUS DECISIONES DE POLÍTICA MINERA”

aLGUNAS DE LA MODIFICACIONES A la ley de minería Artículo 132. “Contratos Sujetos a Aprobación Legislativa”.

I. Los contratos mineros que se suscriban a partir de la publicación de la presente Ley, requerirán de la aprobación de la Asamblea Legislativa Plurinacional, en cumplimiento al numeral 12 del Parágrafo I del Artículo 158 de la Constitución Política del Estado, exceptuando los contratos administrativos mineros por adecuación de Autorizaciones Transitorias Especiales-ATEs a contratos, por tratarse de derechos pre-constituidos o derechos adquiridos, reconocidos por la Constitución Política del Estado.

II. La Asamblea Legislativa Plurinacional en el plazo de noventa (90) días, deberá pronunciarse sobre el contrato administrativo minero, aprobando o no el mismo. En caso de no aprobar se lo devolverá al Órgano Ejecutivo para su corrección.

Otro artículo modificado es el 151 que prohíbe a las cooperativas mineras suscribir contratos con empresas privadas: Artículo 151. Contratos de Cooperati-

vas Mineras). I. Las cooperativas mineras no podrán suscribir contratos de asociación con empresas privadas sean éstas nacionales o extranjeras.

II. En caso de avenirse a lo dispuesto en el Artículo 306 y el Parágrafo III del Artículo 351 de la Constitución Política del Estado, podrán constituir empresas mixtas con el Estado a través de Comibol, a cuyo efecto adecuarán su razón social, sujetándose a la normativa que rige para las empresas mixtas”.

Artículo 111. (Derecho de aprovechamiento de aguas). I. Los titulares de derechos mineros tendrán el derecho de aprovechamiento de aguas naturales que discurren en el área minera y aguas alumbradas de interior mina o en superficie, previa autorización de la autoridad competente de agua.

Artículo 112. (Aprovechamiento de agua). Cuando un titular de derecho minero no cuente con recursos hídricos en el área de derecho minero o éstos fueren insuficientes, podrá presentar una solicitud a la autoridad competente.

Foto: Archivo /RE

las demandas sociales, por lo que prevalece es una lógica perversa de interferencia y de bloqueo mutuo y donde lo que menos cuenta es la racionalidad de demandas y las decisiones.

De este modo, todo es objeto de negociación y casi siempre de una pulseta de fuerza. Lo acabamos de ver otra vez en la discusión de la ley minera.

La consecuencia es la des-institucionalización del sector . Por cierto, la Ley de Minería no arregla nada de esto. Y mientras la ingobernabilidad siga haciendo presa de la industria minera, no hay futuro promisorio.

Dionisio Garzón, ex ministro de Minería y Metalurgia de Bolivia

“Se propone un cambio de paradigma de dominio estatal, pero no definen cómo” Propone un cambio de paradigma que presupone el predominio del sector estatal y el control de toda la cadena productiva por parte del Estado. Hasta donde se conoce esta ley, aparte del enunciado, no se define como se implementará el cambio para que el Estado a través de Comibol, cuya estructura ha sido destruida con la Nueva Política Económica neoliberal impuesta al país desde 1985, cumpla esos cometidos.

La minería será además menos competitiva, de predominio del sector cooperativo, con mayores ventajas para operar con

este modelo de organización y que, crecerá en desmedro del sub sector estatal y privado como ya viene ocurriendo.

Esto significará menos control técnico, medio ambiental y tributario por parte del Estado, por la imposibilidad de controlar las cada vez más numerosas operaciones de minería artesanal distribuidas en gran parte del territorio nacional.

Todos estos cambios, muy interesantes como enunciados; forman una “camisa de fuerza” para empresas -e inversionistas. ¿Cómo funcionará la nueva minería con esta “camisa de fuerza”?, es una incógnita.

Foto: Archivo / RE

Según expertos, la cantidad de territorio que se ocupa para explotar shale gas es 10 veces menor a la explotación convencional.

En las empresas estatales mandan los sindicatos.

Quienes ocupan cargos son impuestos por los sectores, sin importar sus méritos, y su ejercicio está signado por un conflicto de intereses. Así pues, el gobierno ha perdido independencia en sus decisiones de política minera; prácticamente es rehén de las presiones corporativas.

A la vez, la intromisión política en Comibol y en las empresas, las deja sin ningún margen de gestión autónoma, puesto que el ámbito de las decisiones políticas (el Estado) se entremezcla y confunde con el de

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lo último

“

El Perú tiene una gran diversidad de productos mineros que nos permite tener una cartera importante de proyectos que hoy suman más de $us 60.000 millones

“

Eleodoro Mayorga, ministro de Energía y Minas del Perú

previsión para LOS PRÓXIMOS AÑOS

Perú en camino a ocupar el segundo lugar en producción mundial de plata Foto: skyscraperlife.com

El ministro de Energía y Minas de Perú, Eleodoro Mayorga Alba, resaltó la evolución que ha experimentado la minería en los últimos años al convertirse en una actividad productiva que respeta el entorno.

TEXTO: franco garcía S.

E

En Perú estiman superar los 4.9 millones de onzas de oro producidas en el 2013, hasta llegar a 6.6 en el 2017, acercándose al cuarto productor mundial que es Rusia.

“

Foto: minem.gob.pe

n el marco del XI Simposium del Oro y de la Plata, el ministro de Energía y Minas (MEM) de Perú, Eleodoro Mayorga Alba, remarcó que la minería ha dejado de ser vista como una actividad depredadora “para identificarse como una actividad que hace buen uso de los recursos, incluyendo la preservación de las fuentes de agua, promoción de la agricultura y un mejor entendimiento con las comunidades por el desarrollo sostenible, junto con un gran respeto al medio ambiente”.

A su vez, según un boletín institucional, indicó que su país cuenta con buenas experiencias de empresas que han logrado armonizar sus operaciones con el entorno social y ambiental en el que operan.

De esta manera, señaló que se ha aprendido que las industrias extractivas solo pueden prosperar si devuelven a las colectividades en donde operan una parte significativa de sus ingresos y que estos se utilizan con metas de desarrollo previamente acordadas con la misma colectividad.

En este sentido aseguró que el Perú se ha convertido en un destino privilegiado para la inversión minera, porque a la ubicación geográfica y gran potencial se le sumó una “sólida economía, estabilidad jurídica y trabajo de las empresas en el sector”.

“En el continente, somos el primer productor de casi todos los metales, con excepción del cobre en el que somos segundo productor. El Perú tiene una gran diversidad de productos mineros que nos permite tener una cartera importante de proyectos que hoy suman más de $us 60.000 millones, de los cuales más $us 8.000 millones corresponden a proyectos auríferos y argentíferos que están actualmente en construcción”, resaltó.

Según la información brindada por Mayorga, en el caso del oro se estima superar los 4.9 millones de onzas en el 2013, hasta llegar a 6.6 en el 2017, acercándose al cuarto productor, Rusia.

En el caso de la plata se prevé pasar de producir 118 millones de onzas en el 2013 a 146 en el 2017, recuperando así la segunda posición en el mundo.

A ello se suma, dijo, las altas calificaciones al desempeño a la inversión otorgadas al Perú por parte de las tres principales cali-

se ha aprendido que las industrias extractivas solo pueden prosperar si devuelven a las colectividades una parte significativa de sus ingresos y que estos se utilicen con metas de desarrollo

“

ficadoras internacionales como Standard & Poor’s, Fitch Ratings, y Moody´s.

En esta línea Mayorga señaló que para darle mayor sostenibilidad a las inversiones mineras, el Gobierno ha generado nuevos espacios de encuentro con las denominadas “Mesas de Desarrollo”, en las que se establecen compromisos de participación con los distintos niveles del gobierno, de la industria y de la colectividad.

“Las mesas de desarrollo han logrado una intervención multisectorial coordinada que esté a la base de un plan de desarrollo social, que se traduce en la ejecución de proyectos concretos como carreteras, puentes, electrificación, riego, saneamiento, educación, salud, educación”, subrayó.

El titular del MEM también destacó al Perú como ejemplo en la implementación de la iniciativa por la transparencia en las

Según el ministro de Energía y Minas, el Perú se ha convertido en un destino privilegiado para la inversión minera.

de actividades extractivas. “Somos el primer país en este hemisferio reconocido por la Iniciativa para la Transparencia en las Industrias Extractivas (EITI), como país “cumplidor”; lo cual demuestra no solo el desarrollo alcanzado por el sector, sino también la práctica muy saludable en las empresas formales de rendición de cuentas hasta en el uso y destino de los ingresos provenientes de estas industrias.

Durante su discurso, Mayorga afirmó que la estrategia “Incluir para crecer”, está dando resultados en la lucha por reducir las

brechas de desigualdad y, gracias a ella, al día de hoy casi medio millón de peruanos ha salido de la pobreza extrema, mientras un millón ha dejado de ser pobre.

Resaltó que estas son cifras “jamás vistas antes en la República, pero esto hay que acelerarlo”, e invocó a los empresarios e inversionistas mineros a comprometerse con el Plan Nacional de Diversificación Productiva para aumentar la capacidad de generación de valor agregado en la economía peruana y así dejar de depender del precio de las materias primas. ▲

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ESTADÍSTICAS HIDROCARBUROS Fecha

Fecha

Cushing, OK

Europe Brent

Cushing, OK

Europe Brent

WTI Spot Price

Spot Price FOB

WTI Spot Price

Spot Price FOB

FOB (Dollars

(Dollars per

FOB (Dollars

(Dollars per

per Barrel)

Barrel)

per Barrel)

97,84 99,98 100,12 99,96 100,38 100,27 100,31 102,54 103,46 103,2 102,53 103,17 102,2 102,93

108,15 110,12 110,18 109,21 108,62 108,98 108,63 110,14 110,37 109,42 109,03 109,76 109,19 109,39

feb 06, 2014 feb 07, 2014 feb 10, 2014 feb 11, 2014 feb 12, 2014 feb 13, 2014 feb 14, 2014 feb 18, 2014 feb 19, 2014 feb 20, 2014 feb 21, 2014 feb 24, 2014 feb 25, 2014 feb 26, 2014

feb 27, 2014 feb 28, 2014 mar 03, 2014 mar 04, 2014 mar 05, 2014 mar 06, 2014 mar 07, 2014 mar 10, 2014 mar 11, 2014 mar 12, 2014 mar 13, 2014 mar 14, 2014 mar 17, 2014 mar 18, 2014

Barrel)

102,68 102,88 105,34 103,64 101,75 101,82 102,82 101,39 100,29 98,29 98,57 99,23 98,43 100,08

MINERíA

2,25 Bs./Kg

GAS. ESPECIAL

3,74 Bs./Lt

GAS. PREMIUM

4,79 Bs./Lt

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

2,72 Bs./Lt

JET FUEL

2,77 Bs./Lt

DIESEL OIL

3,72 Bs./Lt

AGRO FUEL

2,55 Bs./Lt

FUEL OIL

2,78 Bs./Lt

PRECIOS INTERNACIONALES GASOLINA

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. 1283,00

1

10,4440

0,9389

0,9185

3,0255

19,0600

2

10,4099

0,9344

0,9126

3,0382

10,20

9400,00

181,84

19,1700

1285,00

6

10,5233

0,9480

0,9299

3,0568

19,6400

1308,50

7

10,5438

0,9442

0,9292

3,0334

10,20

9400,00

181,84

19,6400

1311,00

8

10,5347

0,9353

0,9160

3,0345

19,2500

1291,25

9

10,5460

0,9437

0,9194

3,0699

10,20

9400,00

176,00

19,2500

1289,00

12

10,5687

0,9491

0,9353

3,1416

19,4600

1292,75

13

10,5233

0,9516

0,9364

3,1225

19,4400

1292,75

14

10,6481

0,9582

0,9455

3,1643

10,20

9400,00

176,00

19,8700

1300,25

15

10,6118

0,9634

0,9419

3,1518

19,6600

1303,75

16

10,6277

0,9571

0,9330

3,1520

10,20

9400,00

176,00

19,3300

1293,75

19

10,6821

0,9618

0,9455

3,1788

19,5500

1301,00

20

10,5687

0,9584

0,9446

3,1398

19,3700

1291,50

21

10,4440

0,9455

0,9292

3,1028

10,20

9400,00

176,00

19,3100

1292,00

22

10,6027

0,9580

0,9435

3,1502

19,5600

1294,50

23

10,5800

0,9621

0,9448

3,1706

19,4200

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 22) 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 1,209.8 1,228.6 1,139.0 1,207.2 1,076.1 1,094.7 1,212.7 1,027.4 1,192.1 1,151.3 1,187.0 1,187.6 1,204.1 1,200.0 1,181.7 1,173.5 1,109.7 1,028.4 1,056.0 1,075.7 1,211.1 1,042.7 1,232.6 1,205.4 1,252.8 1,174.9 1,178.1 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 1,252.8

Los valores de potencia aquí informados corresponden a registros instantáneos obtenidos del sistema SCADA

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

DEMANDA MAXIMA DE POTENCIA DE CONSUMIDORES (MW) EN NODOS DEL STI - (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 (MAYO 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 22) 428.7 301.1 191.2 11.2 55.2 20.9 47.6 48.1 4.9 12.5 5.7 25.4 49.3 21.1 2.0 1,191.2

(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 22) 157.3 103.1 67.7 3.8 19.1 8.1 16.6 18.4 1.7 4.5 1.9 8.9 22.1 8.5 0.5 442.2

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

Del 9 al 10 de julio |Bogotá - colombia

15 al 18 de septiembre | rio de janeiro - brasil

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 (costa afuera) especialmente en Colombia.

Este evento es organizado por el Instituto Brasileiro de Petróleo, Gas y Biocombustibles. Desde su primera edición en 1982 la cita contribuye en el posicionamiento de Rio de Janeiro como la capital del petróleo ya que este Estado concentra el 80% de todo el petróleo producido en Brasil.

Contacto: calgarysales@dmgevents.com

Contacto: sponsors@bnamericas.com

Contacto: eventos@ibp.org.br

Del 15 al 19 de junio | moscú - rusia

del 20 al 21 AGOSTO | santa cruz - bolivia

del 30 de sept al 2 de oct. | calgary- canada

Se trata de una actividad del Congreso Mundial del Petróleo que reúne a sus miembros de diferentes países para discutir temáticas ligadas a esta industria. Los anfitriones aprecian diversas actividades con respecto al 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.

El evento trae consigo a mIles de profesionales líderes de la industria de los hidrocarburos con el fin de mostrar las últimas tecnologías, productos y servicios para gasoductos a nivel mundial. Se estima la presencia de al menos cinco mil participantes.

Contacto: info@boliviagasenergia.com

Contacto: bradridler@dmgevents.com

2014 Global Petroleum Show

21 Congreso Mundial del Petróleo

Contactos y registro: info@21wpc.com

8th Andean Energy Summit 2014

VII Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía

Rio Oil & Gas Expo & Conference

International Pipeline Exposition

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 (MAYO 2014)

DIAS

GNV

108,54 108,98 111,26 109,17 108,15 107,99 109,14 108,27 108,35 107,88 107,48 108,08 106,99 106,79

Fuente: eia.gov

PrecioS FINALES AL CONSUMIDOR MAYO 2014