Edicion 125 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

www.reporteenergia.com

MINERÍA

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40 MINERAS MÁS GRANDES BAJAN UTILIDADES EN 72%

Nro. Del 1 al 15 de Julio de 2014

El Informe anual “Mine 2014” de Price waterhouse Coopers (PwC) revela que también las acciones de estas compañías se desplomaron un 23% el 2013.

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

Foto: Arpel / Reunión del Comité de Gas y Petróleo de Arpel en Montevideo, Uruguay.

P-18-19

COMITÉ DE ARPEL COMPARTE P-14 EXPERIENCIAS EN GAS

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PETRÓLEO & GAS

BOLIVIA Y VENEZUELA, MENOS ATRACTIVAS PARA EL NEGOCIO PETROLERO Un estudio de percepción a nivel regional de Arthur D. Little sitúa a Colombia como el país con mejores perspectivas para la inversión. P 15

PETRÓLEO & GAS

SE DEBERÁ DESTINAR A ENERGÍA $US 48 MMM AL 2035, SEGÚN LA IEA Advierten que para satisfacer la demanda energética es necesario elevar los recursos para este sector a $us 2 mil millones por año.

Foto: YPFB Transporte

P-12-13

CAF PLANTEA DIEZ DESAFÍOS ENERGÉTICOS a LATINOAMÉRICA Reporte Energía accedió a la video conferencia de Mauricio Garrón, especialista Sénior de la Vicepresidencia de Energía de CAF, en la universidad de Stanford (EEUU), en la que se presentó los datos y estrategias para la región, cuyo potencial la hace atractiva para gestionar el crecimiento de la demanda y promover la innovación de tecnologías patentables. P-6-7 Con el auspicio de:

8.64 $us/MMBTU

WTI ($us/BBl de petróleo)

Precio / gas boliviano p/ Brasil

Junio 23

Junio 24

Precio / gas boliviano p/ Argentina

106

106 106.5 105.8 105.7 105.7

Junio 25

Junio 26

Junio 27

Junio 30

Precio / diésel internacional Precio / gasolina internacional

10.17 $us/MMBTU 9.22 Bs/lt 8.84 Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price /30/06

4.46 dollars per million BTU

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

PETRÓLEO & GAS

AVANZA FASE II-B PARA LA TERCERA UNIDAD DE COMPRESIÓN DEL GIJA Con su montaje se elevará la capacidad de transporte de gas del ducto a Argentina a 32.89 MMmcd, según YPFB Transporte. P-16

1 al 15 de Julio | 2014

petróleo & gas

Se prevé la participación de profesionales y empresarios del sector automotriz.

El 18 y 19 de julio próximo se llevará a cabo en Santa Cruz de la Sierra la primera versión de la Expo Transporte 2014, un evento que reunirá al transporte pesado, operadores logísticos y estaciones de servicio, para abordar temas relacionados al mantenimiento preventivo, lubricación, entre otros. Esta cita es organizado por la empresa Prodimsa, distribuidor oficial de lubricantes y grasas YPF de Argentina y representante de filtros Baldwin de los Estados Unidos para Bolivia.

De acuerdo a la compañía, Expo Transporte promoverá la realización de negocios y brindará exposiciones dinámicas y participativas, además de capacitaciones técnicas aplicables para cientos de profesionales del sector. Además se reforzará la red de contactos de las personas inmersas en este rubro. Participarán las marcas automotrices más representativas y referenciales en Bolivia como ser Cormaq con Scania y TermoKing, Autolíder con Mercedes Benz y Freightliner, Hansa con Volkswagen y

Foto: carrosokco.m

Foto: 23veintitres.wordpress.com

Prodimsa realizará la Expo Transporte 2014

Mantenimiento preventivo y lubricación del transporte pesado estarán entre los principales temas.

Dicsa con International y la comercializadora de llantas Multillantas con Pirelli, además de Prodimsa con sus lubricantes y filtros. El evento se realizará en las instalaciones de Prodimsa, ubicado en el kilómetro 8 ½ de la carretera al norte y contará con las exposiciones de Raúl Reimer, especialista del Departamento de Asistencia Técnica Lubricantes y Combustibles YPF y Marcelo Rivero, analista en Monitoreo de Lubricantes MLA Nivel I, CMRP y consultor certificado por Noria Corp. de Estados Unidos.

evento * Reunirá un público visitante cualificado y abierto a la realización de negocios. * Presentará productos y servicios de los principales marcas automotrices de vehículo pesados y de larga distancia. * Valorizará la marcas comerciales expositoras y prospección de clientes. * Además establecerá sólidas relaciones comerciales con clientes y nuevas oportunidades de negocios.

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EDITORIAL DIRECTOR: MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

Avances y retrocesos

Staff

esde la llamada nacionalización de los hidrocarburos en Bolivia, la cadena de producción ha ido paulatinamente pasando a manos del Estado, a través de la autarquía pública YPFB, la cual, desde su casa matriz, ha copado las estructuras corporativas de las mal llamadas subsidiarias, tanto en el upstream, como en midstream y dowstream, a lo que deben sumarse inclusive los sistemas de distribución interno y externo, además de la unidades industriales en proceso de instalación. Hay que reconocer que el proceso iniciado en 2006, aún en proceso de control total con la compra de las acciones de Petrobras y Total en Transierra y otras unidades operativas, ha dado buenos resultados económicos, aunque con operaciones financieras que deben revisarse como los préstamos del BCB y la capacidad de endeudamiento de algunas empresas y la proyección de crecimiento. Ahora bien, la denominada “corporación” estatal hidrocarburífera ha impuesto y está en proceso de imponer dónde aún no lo ha consolidado, un modelo de gobierno corporativo de corte centralista, monolítico y cerrado, impidiendo el desarrollo de cualquier iniciativa

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

Jefe de Redacción Periodista Periodista Redes Sociales Corresponsal USA Diagramación

Branko Zabala

Gerente General

Ema Peris Kathia Mendoza

Gerente Administrativa Gerente Comercial

Contactos: redaccion@reporteenergia.com publicidad@reporteenergia.com info@reporteenergia.com suscripciones@reporteenergia.com Encuéntranos en: www.reporteenergia.com facebook.com/reporteenergia twitter@reporteenergia Bolivia Equipetrol Norte, Calle I-E #175 Tel. (591-3) 341-5941 Santa Cruz de la Sierra, BOLIVIA

que surga de las filiales o subsidiarias, que se han transformado en meros satélites de la rígida estructura central verticalista, manejada desde una presidencia política a la que deben reportar. Este último escenario es claramente un retroceso, desde la perspectiva empresarial que fomenta la iniciativa plural y fortalece la estructura del todo. Empresas latinoamericanas como Ecopetrol o la brasileña Petrobras, han optado por modelos mucho más dinámicos de gobierno corporativo y estructura empresarial, fomentando la iniciativa de sus diferentes áreas operativas, siguiendo un modelo de gobierno mixto, que les ha dado por lo menos buenos resultados en el caso de Ecopetrol y gran crecimiento en el caso de Petrobras que hoy no pasa por su mejor momento por la desinversión, pero ese es otro tema. Sería valioso para el país, primero descentralizar en la medida de lo posible el gobierno corporativo de las filiales, sin volver al modelo anterior porque ya no es posible, pero si a un modelo que fomente las iniciativas empresariales con la visión de fortalecer el conjunto. Claro que esto requiere de una visión muy amplia que contradice el centralismo que es el único que se fortalece cada día. ▲

Perú Av. Grau 752 Dpto. 303, Miraflores Phone. +51 966-772 915 Lima 15074, PERÚ

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PRENSA

DE LA

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¿Quién es quién?

Publicación Destacada

Actualmente es Director Ejecutivo de ProInversión, la agencia estatal de promoción de la inversión privada del Perú. Anteriormente se desempeñó como Economista Regional de Perú en el Banco Mundial y previamente fue director general de Asuntos de Economía Internacional, Competencia e Inversión Privada en el Ministerio de Economía y Finanzas de Perú.

Los países en desarrollo deben prepararse para un año de magro crecimiento debido a que la debilidad experimentada en el primer trimestre de 2014 retrasará el esperado repunte de la actividad económica, sostiene el informe Perspectivas de la economía mundial (PEM) que publica el Banco Mundial, mismo que está disponible en su versión en inglés en la página web de este organismo internacional.

JAVIER ILLESCAS, DIRECTOR EJECUTIVO DE PROINVERSIÓN - PERÚ

GLOBAL ECONOMIC PROSPECTS WORLD BANK GROUP

La frase Mauricio

Resulta una Medinaceli, Ex ministro de victoria pírriHidrocarburos ca el “haber y Energía de Bolivia recuperado los hidrocarburos en Bolivia” cuando nuestra condición de exportadores netos de energía está en evidente peligro p. 11

Resumen de la edición

El petróleo de lutitas de EEUU afectará a Venezuela Según el experto Diego Gonzáles mermarán las exportaciones de crudo y productos petroquímicos.

Advierten de las consecuencias del subsidio al diésel El 2013 la importación de hidrocarburos en Bolivia alcanzó los $us 1,237 MM, equivalente al 4.1% del PIB.

En Bolivia suman a 15 los equipos de perforación activos Según Weatherford se contabiliza 118 en Argentina, mientras que en Chile solo se registra a 6.

Gazprom y Total inician exploración en bloque Azero Ambas compañías protocolizaron el Contrato de Servicios Petroleros para la Exploración y Explotación.

1 al 15 de Julio | 2014

Boris Gómez Úzqueda, analista de energía del sector privado

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Foto: desdeelbalcon.com

DESTACAN ROL CORPORATIVO QUE TENDRÁ PEMEX

México, Cuarón y los frutos de la Reforma Energética A partir del 2015 el ajuste al precio de gasolinas y diésel será proporcional a la inflación anual, afirma el analista. TEXTO: Boris Gómez Úzqueda*

ara armar la estructura de la Reforma Energética (RE) mexicana el gobierno del presidente Peña Nieto presentó al Parlamento un “paquete” de 8 leyes de reglamentación. La RE es un nuevo modelo de gestión política en hidrocarburos, gas, petróleo y nuevas energías y la de mayor vanguardia en 70 años. Ese paquete -además de otros temasdaría funcionalidad a la RE estableciendo: un nuevo tratamiento impositivo, tipos de contratos que se firmarán con compañías privadas para que participen en upstream/ downstream, reducción de precios de gas natural y electricidad (en plazo de dos años), fijar precios máximos a combustibles, promover generación de 500.000 nuevos empleos en la industria (hasta 2018), aumentar la producción de petróleo (en 500 mil barriles para 2018 y llegar a un

millón de barriles hacia 2025). En gas natural: incrementará la producción de 5.700.000 de pies cúbicos diarios (2013) a 8.000.000.000 de pies cúbicos diarios en 2018 con la expansión adicional de 10 mil kilómetros del sistema de gasoductos. Toda una verdadera innovación en materia de atracción de capitales frescos internacionales a operaciones que necesitan alianzas estratégicas con multinacionales, tecnología de punta y regulación estatal moderna, permitiendo a México re-posicionarse como un país que se auto abastece de combustibles y ser al mismo tiempo vanguardista en operaciones de hidrocarburos. En gas-química habrá también avances: incrementarán producción de fertilizantes evitando despilfarro por importaciones de $us 400 millones anuales. A todo ello salió al frente con apariciones de prensa y cuestionando la RE el oscarizado director de cine, Alfonso Cuarón, que entre otras cosas, preguntó –como verdadero experto en materia de hidrocarburos- cuándo

petróleo & gas

Indican que Pemex seguirá siendo mexicana, sin privatizarse pero con un rol más corporativo en la industria energética.

bajarían los precios del gas, gasolina y electricidad, preguntó además sobre otros beneficios tangibles de la RE o si habrían afectaciones específicas al medio ambiente por exploración/producción. Cuestionamientos perfectamente válidos aunque prefiero a Cuarón como director de Gravity. En tema de energía México tiene expertos de primer nivel. A partir de 2015, el propio ministro de Energía aseguró, se pondrá fin a los “gasolinazos” y el ajuste al precio de gasolinas y diésel será proporcional a la inflación anual, con lo que habrá aumentos moderados fijándoles precios máximos. Además: a partir de 2019 se abriría el mercado de gasolinas a la libre importación y comercialización, con lo que los usuarios podrían en 2020, tener acceso a diferentes calidades, precios y marcas del combustible. Una liberación total –y muy saludable- de la oferta de combustibles, creando escenarios de alta competitividad y atención al usuario/ ciudadano.

Foto: Archivo Reporte Energía

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México se re-posicionará como un país que se auto abastece de combustibles y será al mismo tiempo vanguardista en operaciones de hidrocarburos

Boris Gómez U. consultor energético del sector privado

Se destaca, además, que la petrolera estatal (Pemex) seguirá siendo mexicana, sin privatizarse pero con un rol mucho más corporativo en la industria energética. Bien por México!!! ▲ * Analista de energía del sector privado - @bguzqueda

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Petróleo & GAS

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La región cuenta con un gran potencial energético que la hace atractiva para gestionar el crecimiento de la demanda y promover la innovación de tecnologías patentables

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Mauricio Garrón, especialista Sénior de la Vicepresidencia de Energía de la CAF

Seminario de energía en la Universidad de Stanford, EStados Unidos

CAF plantea diez desafíos energéticos para Latinoamérica Mauricio Garrón, especialista Sénior de la Vicepresidencia de Energía de CAF, destacó la generación de energía ‘limpia’ en la Región y el gran potencial energético. TEXTO: Edén García S.

l crecimiento económico mundial durante la última década que causó un aumento en la demanda de servicios energéticos, particularmente de China, significó para América Latina un aumento en el valor de las exportaciones y la formación de una clase media más amplia, lo cual exige a esta región mantener cada vez niveles mayores de oferta energética. En ese sentido Mauricio Garrón, especialista Sénior de la Vicepresidencia de Energía de CAF (Banco de Desarrollo de América Latina), sostiene que esta situación requiere afrontar diez desafíos que definirán el accionar de los países latinoamericanos para garantizar el suministro energético en los próximos años con sostenibilidad y universalidad. “La región cuenta con 20% de las reservas de petróleo del mundo, 4% de gas y casi 600 GW de potencial hidroeléctrico, esto la hace atractiva para gestionar el crecimiento de la demanda y promover la innovación de tecnologías patentables”, destacó Garrón en una disertación en el seminario de Energía, realizado en la Universidad de Stanford, Estados Unidos a la que tuvo acceso Reporte Energía. Para el especialista este crecimiento económico que experimentó Latinoamérica y promedió los 3.99% desde 2004, continuará en los siguientes años, gracias al boom de las materias primas que exporta la Región, las cuales se cotizan a un alto precio como es el caso del petróleo. “Estamos dependiendo mucho de este

boom de commodities que no sabemos cuándo va a terminar, ya que no depende tanto de nosotros, pero es un punto que hay que considerar bastante”, aseguró. Esta situación propició también el crecimiento de una clase media sin precedentes, que demanda más energía y productos, provocando una congestión en las ciudades y la necesidad de mayor infraestructura. El aumento en el consumo de energía creció en Latinoamérica un 34% entre el 2000 y el 2010 y tiende a duplicar este porcentaje en los próximos 20 años.

Garrón destacó que la matriz de generación de energía eléctrica es la más ‘limpia’, comparado con otros países y regiones del mundo, ya que un 70% proviene de recursos renovables, especialmente plantas hidroeléctricas, 20% de térmicas a gas y el restante con carbón y diésel. Sin embargo, el rápido crecimiento del consumo de energía eléctrica en la última década, debido a los factores señalados, ocasionó que muchos países tengan ajustados márgenes de reserva y problemas para satisfacer la demanda en horarios pico. Otro desafío que la CAF ve para Latinoamérica es la falta de políticas más agresivas para lograr un acceso universal, ya que según datos que maneja este organismo más de 30 millones de personas no tienen acceso a servicios eléctricos. Si bien la mayoría de estas personas están situadas en la zona rural existe una importante cantidad que vive en el área urbana, quienes ocupan terrenos ilegalmente y tienen conexiones clandestinas. “Esto pone en peligro a las familias que viven en el lugar y deterioran la calidad del servicio por pérdidas en las líneas”, añadió. Necesidad de mayor infraestructura petrolera e inversión En el sector petrolero, Garrón indicó que el consumo de derivados es acelerado y que de seguir con la misma intensidad hasta el 2035, pasará a ser la segunda región de mayor consumo. Sin embargo, existe un desafío importante en este sentido y pasa por la capacidad limitada de refinación que tiene la región, lo que la ha convertido en un importador prácticamente neto de derivados de petróleo. Según datos presentados por el especialista, en el 2012 las exportaciones de petróleo de Latinoamérica alcanzaron los 3.1 millones de barriles de petróleo por día (BPD) y la importación a 400 mil BPD. Mientras que la importación de derivados de este recurso superó los 1,4 millón de BPD y la exportación a 700 mil BPD. Además que en muchos países los derivados de petróleo están subsidiados para el mercado, generando un gasto extra a los gobiernos de la región.

“En muchos países se está pensando qué hacer, construir una nueva refinería o continuar importando derivados, hay una discusión sobre este tema y un análisis de qué es más beneficioso a largo plazo”, añadió. Lo que sí será necesario en Latinoamérica es una cantidad exorbitante de inversiones para incrementar las reservas hidrocarburíferas y asegurar el suministro y los compromisos de exportación. Para ello, Garrón apuntó que será necesario aproximadamente $us 1 trillón en los próximos 15 a 20 años para encarar todos los proyectos del sector petrolero, incluyendo la explotación de las cuantiosas reservas del Presal en Brasil y la Franja del Orinoco en Venezuela. ▲

Cifra

Trillón/$US

es lo que aproximadamente requiere en inversiones Latinoamérica para desarrollar la industria petrolera en los próximos 20 años.

Los Retos energéticos según CAF 1. Crecimiento de los ingresos Incremento de las exportaciones latinoamericanas debido al boom de las materias primas. 2. Crecimiento de la clase media La clase media es más grande que nunca antes. 3. Aumento del consumo de la energía Entre el 2000 y el 2010 el consumo de electricidad creció 34% y se espera que crezca el doble en los próximos 20 años. 4. Vínculo entre la pobreza y la energía Hay una directa relación entre pobreza y energía, sin embargo este vínculo todavía no es incorporado en la visión de las políticas públicas. 5. Pobreza energética un problema rural La mayoría de los latinoamericanos que no tienen acceso al servicio eléctrico vive en el área rural.

6. Área urbana con deficiencia Problemas relacionados con la ocupación ilegal de terrenos y conexiones clandestinas dañan a las personas como a la sostenibilidad y calidad del servicio. 7. Capacidad limitada de refinación A pesar de la gran cantidad disponible de recursos hidrocarburíferos, Latinoamérica se convirtió en importador neto de derivados de petróleo en el 2007. 8. Precio de la energía y subsidios Los subsidios afectan los hábitos de consumo y causan grandes pérdidas a los estados y las empresas. 9. Eficiencia energética Muchas de las infraestructuras industriales y energéticas en Latinoamérica son viejas, dejando un gran espacio para la eficiencia energética. 10. Grandes inversiones requeridas Se requiere aproximadamente $us 1 trillón en los próximos 15 a 20 años.

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Estamos dependiendo mucho de este boom de commodities que no sabemos cuándo va a terminar, ya que no depende tanto de nosotros, pero es un punto a considerar

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Petróleo & GAS Oportunidades para un desarrollo sostenible Foto: jornadadiaria.com

Foto: mexicanbusinessweb.mex

Mauricio Garrón, especialista Sénior de la Vicepresidencia de Energía de la CAF

En la última década la demanda de energía creció en 34%.

La limitada capacidad de refinación ha convertido a la región en importadora de derivados llegando a los 1.4 millones de barriles por día en el 2012.

Frente a los desafíos mencionados, la CAF ve oportunidades que Latinoamérica puede aprovechar para suplir la demanda de manera sostenible y seguir siendo protagonista en el mapa mundial energético. Una de ellas es la integración energética de la región que permitirá la generación de economías de escala y optimización de los sistemas, ya que la riqueza de recursos energéticos está distribuida de manera heterogénea en los países. En cuanto al crecimiento de la demanda, la CAF sugiere mejorar las acciones de eficiencia energética, aprovechando los recursos renovables poco utilizados y focalizando los subsidios a poblaciones más vulnerables. La tercera oportunidad mencionada por el organismo es la innovación de tecnologías patentables para aprovechar el potencial de recursos energéticos de la región. Con esto se busca dar soluciones a las necesidades técnicas que difieren de lo que sucede en otros lugares del mundo.

1 al 15 de Julio | 2014

especial economía

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Recuperarse de la desaceleración y lograr el fuerte crecimiento del último decenio no será fácil. Un compromiso para ejecutar reformas arrojará ventajas a largo plazo

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Ceyda Oner y Luis Cubeddu, economistas del FMI

análisis y proyecciones del FMI para los mercados emergentes

precios de materias primas con tendencia a la baja; ven riesgo de menor inversión Entre las naciones de Latinoamérica que integran este grupo de países con amenazas económicas a futuro se encuentran Brasil, México, Argentina, Chile, Colombia y Perú. TEXTO: Franco García

medida que la coyuntura mundial se torna menos favorable y que los aumentos de la productividad de las últimas décadas se disipan, el crecimiento en los mercados emergentes tendrá que encontrar nuevos motores, con el apoyo de una nueva ola de reformas estructurales, señala un nuevo estudio del Fondo Monetario Internacional (FMI) del mes pasado. El informe publicado en un boletín institucional sobre las perspectivas y los desafíos para el crecimiento de los mercados emergentes en transición (Emerging Markets in Transition: Growth Prospects and Challenges) arroja luz sobre los factores que impulsaron la sólida evolución de las economías emergentes en el último decenio y sobre cómo las actuales transiciones mundiales incidirán en las perspectivas en el futuro. El término emergente fue descrito por primera vez hacia la década de los 80 del siglo pasado por Antoine W. Van Agtmael funcionario del Banco Mundial y se utilizó para referirse a los países con un vertiginoso crecimiento en su economía, industrialización y exportaciones. Por supuesto estos países deben cumplir ciertos criterios para ser calificados como tales como: poseer riqueza de materias primas y recursos, creciente número de trabajadores jóvenes, gozar de estabilidad política, fuerte inversión extranjera directa y crecimiento dinámico de consumidores locales. En esta lista según Dow Jones, uno de los principales sistemas de información financiera en los Estados Unidos, se incluye a Argentina, Bahrein, Brasil, Bulgaria, Chile, China, Colombia, República Checa, Egipto, Estonia, Hungría, India, Indonesia, Jordania, Kuwait, Letonia, Lituania, Malasia, Mauricio, México, Marruecos, Omán, Pakistán, Perú, Manila , Polonia, Qatar, Rumania, Rusia, Eslovaquia, Sudáfrica, Sri Lanka, Tailandia, Turquía y Emiratos Árabes Unidos. El documento liderado por los expertos del FMI Ceyda Oner y Luis Cubeddu se basa en la edición de Perspectivas de la Economía Mundial de abril de 2014, en la que se examinó la función de los factores externos

e internos del crecimiento en las economías emergentes, y en los debates que tuvieron lugar durante la conferencia sobre el mismo tema celebrada en octubre pasado. El estudio señala que, pese a la cambiante coyuntura externa, estos países aún pueden lograr un crecimiento sostenido. Pero los mercados emergentes tienen que mantener políticas internas sólidas, dar un nuevo impulso a las reformas estructurales y procurar incrementar la productividad. “Recuperarse de la actual desaceleración y volver a lograr el fuerte crecimiento del último decenio no será una tarea fácil”, señalan los autores. “Un compromiso inmediato y firme para ejecutar reformas individualizadas arrojará importantes ventajas a largo plazo”, añaden. La década de 2000: Un contexto favorable con efectos desiguales Una confluencia de condiciones externas favorables fomentó el crecimiento de los mercados emergentes en la década de 2000. La creciente demanda mundial y la expansión de las cadenas de suministro incentivaron el comercio mundial, en tanto que las tasas de interés más bajas en las economías avanzadas crearon condiciones financieras más favorables. El extraordinario ciclo experimentado por los precios de las materias primas impulsó el crecimiento en muchos países emergentes y en desarrollo exportadores de dichas materias. Y gracias a la mayor apertura comercial y financiera, los mercados emergentes pudieron aprovechar estas condiciones. No obstante, las ventajas de esta favorable coyuntura externa variaron significativamente en los distintos mercados emergentes. La creciente demanda proveniente de los socios comerciales aportó, en promedio, medio punto porcentual al crecimiento en los países con mayor apertura comercial. Las condiciones de financiamiento favorables impulsaron la inversión y añadieron, en promedio, más de un tercio de punto porcentual al crecimiento en países financieramente abiertos, en tanto que los altos precios de las materias primas facilitaron mayores niveles de inversión y crecimiento en las economías que dependen más de las

materias primas. Muchos mercados emergentes también aprovecharon el “buen momento” para afianzar los marcos de política, reducir los factores de vulnerabilidad y crear un margen de maniobra para la aplicación de políticas. Estos países pudieron reducir la deuda, beneficiarse de costos de endeudamiento más bajos y adoptar regímenes cambiarios más flexibles que resultaron cruciales en el momento en que estalló la crisis financiera mundial. En la mayoría de las economías emergentes, el mayor crecimiento durante la década de 2000 se manifestó, a escala interna, en aumentos de la productividad total de los factores. Una parte importante de este auge de la productividad se debió al ascenso de los países en la cadena de valor y a la reasignación de factores a sectores de mayor productividad. A su vez las ventajas derivadas de reformas ejecutadas en décadas pasadas que permitieron una mayor liberalización comercial y financiera potenciaron el crecimiento de la productividad, y las favorables condiciones externas facilitaron la transición.

Desaceleración reciente y reactivación (a mitad de camino) El crecimiento económico ha estado desacelerándose en todos los mercados emergentes debido a la disipación de las condiciones externas favorables de la década de 2000, el repliegue de las políticas de estímulo adoptadas en respuesta a la Gran Recesión y los aumentos menos marcados de la productividad, se indica. La incidencia de estos factores varía — los factores que impulsaban el crecimiento eran distintos en cada mercado emergente—, pero la desaceleración ha sido generalizada y persistente. El informe indica que de hecho, 80% de los mercados emergentes sufrieron desaceleraciones en 2012, y para finales de 2013 el

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El contexto interno de mercados emergentes cambia. Se proyecta una desaceleración del crecimiento a medida que los ingresos de economías converjan en niveles más altos

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Ceyda Oner y Luis Cubeddu, economistas del FMI

En el plano interno, varias economías emergentes retiraron el estímulo fiscal que habían desplegado en respuesta a la crisis financiera mundial, y eso contribuyó a reducir el crecimiento.

Imagen: blogs.ua.es

crecimiento de los mercados emergentes era en promedio 1½ puntos porcentuales más bajo que en 2010-11. Las estimaciones del estudio confirman

que el carácter generalizado de la desaceleración se debió a la disminución de la demanda externa, particularmente la proveniente de las economías avanzadas y China.

Futuros desafíos de crecimiento ¿Qué implican estos resultados para las perspectivas de crecimiento de los mercados emergentes en los años venideros? La respuesta que ensaya el FMI tiene que ver con que parte de la reciente desaceleración en los mercados emergentes obedeció a factores cíclicos y externos, y por eso, a medida que la demanda de las economías avanzadas se afiance, también se afianzará el crecimiento en los mercados emergentes. Al mismo tiempo, el contexto mundial está tornándose menos favorable. No se prevé que en las economías avanzadas vuelvan a registrarse las tasas de crecimiento que el endeudamiento facilitó antes de la crisis. Conforme las economías avanzadas vayan retirando a distinto ritmo las políticas monetarias no convencionales, los mercados emergentes probablemente experimentarán más volatilidad y mayores costos de endeudamiento. Asimismo no se espera que los precios de las materias primas sean tan dinámicos

especial economía en el futuro, y eso puede desalentar la inversión en los países exportadores de materias primas. El contexto interno de los mercados emergentes también está cambiando. Se proyecta una cierta desaceleración natural del crecimiento a medida que los ingresos de las economías converjan en niveles más altos. Las políticas a corto plazo pueden ayudar a mitigar los efectos de la cambiante coyuntura externa. Por ejemplo, el crecimiento en las economías exportadoras de materias primas sería menos sensible al deterioro de los términos de intercambio si estos países ahorraran una mayor proporción de los ingresos extraordinarios generados por las materias primas. Replantear prioridades de política Ante la perspectiva de una coyuntura externa menos favorable, es necesario que los motores que propulsaron el crecimiento de los mercados emergentes en la última década sean reenfocados en fuentes internas sostenibles, señala el estudio. Esto implica ejecutar reformas estructurales para reorientar el crecimiento, procurando que dependa menos del consumo en algunos casos (por ejemplo, Brasil y Turquía) y de la inversión en otros (China). ▲

1 al 15 de Julio | 2014

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TEXTO: DIEGO GONZáLEZ*

enezuela se va a ver en una embarazosa y dura encrucijada económica, y por lo tanto política y social por su dependencia de las divisas del petróleo, porque la producción de gas natural y petróleo de lutitas de su principal socio comercial los EE.UU., así como en varios países de Europa, China, Argentina entre otros, aunado a los acuerdos entre Rusia y China para el suministro de gas para el gigante oriental por $us 400 millardos, los convenios entre Rusia y ExxonMobil para desarrollar los recursos de hidrocarburos de la Antártida, y el desarrollo de los recursos de gas metano en hidratos en Japón, harán que disminuyan las exportaciones venezolanas de petróleo y sus derivados, de componentes de gas natural y productos petroquímicos a esos países, y al resto del mundo. Venezuela también tendrá que tomar decisiones sobre su sistema de refinación y comercialización en los EE.UU., por el sencillo hecho que el petróleo de lutitas es de calidad liviana y sin contaminantes, y las refinerías americanas se están adaptando para procesar esos crudos, mientras que el sistema de CITGO no está diseñado para procesar económicamente esos petróleos, y tendrían que adaptarse, o solo conformarse con los crudos que reciba de Venezuela. Venezuela, oficialmente presenta para 2013, exportaciones totales de 2.515.000 b/d, de las cuales 2.035.000 b/d son de crudos (81%) y 480.000 b/d (19%) son derivados. Hacia Asia se colocaron 1.039.000 b/d; en Norteamérica 879.000 b/d, en Latinoamérica 457.000 b/d y 118.000 b/d en Europa. Hoy el impacto de la producción de hidrocarburos en lutitas se refleja principalmente en los EE.UU., donde en 2011, oficialmente se entregaron 1.160.000 b/d, y 995.000 b/d en 2012 vs. 879.000 b/d en 2013, y la AIE (Agencia Internacional de Energía) precisa que los EE.UU. solo importaron para marzo 2014, desde Venezuela apenas 771.774 b/d. En materia de derivados del gas natural (gasolina natural, butanos y propano), las exportaciones están en apenas 33.500 b/d en 2010 (no hay cifras más recientes-han descendido de 83.296 b/d. en 1999), y las exportaciones anuales de productos petroquímicos estuvieron en 3.614.000 toneladas métricas en 2010 (no hay cifras más recienteshan descendido de 4.743.000 toneladas métricas en 2001). Estos son los productos que producen dólares, diferentes al petróleo y sus derivados, que se verán reducidos con la entrada del gas de lutitas.

Si esta situación no se resuelve, es difícil que vengan los capitales necesarios, las tecnologías y el know-how vitales para resolver los problemas del país en materia energética

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Diego González, Presidente del Centro de Orientación en Energía de Venezuela

desarrollo e impacto del shale

‘el petróleo de lutitas pondrá a venezuela en una dura encrucijada’ Alerta que provocará una baja en las exportaciones de petróleo y productos petroquímicos con diferentes países. De lo anterior, se concluye que los fabajos del mundo; y más de 600 prospectos raónicos planes de producción (“Plan de la exploratorios en tierra están durmiendo el Patria”), en especial de la Faja del Orinoco, los sueño de los justos, cuando se había tenido de exportación de gas licuado (proyecto CIGun importante éxito exploratorio de 37%, por MA) y la expansión petroquímica deben ser encima del promedio mundial, en la Ronda cuidadosamente revisados. que apenas otorgó 8 de estos. Venezuela perdió el tren, en primer lugar En cualquier caso, hay que ser optimiscuando el gobierno actual decidió eliminar la tas para que Venezuela pueda entrar en el Orimulsion como sustituto del carbón para juego energético mundial para los próximos la generación de electricidad, en segundo años, porque hoy no está participando en lugar cuando decilos pronósticos de dió “nacionalizar” la requerimientos adivenezuela tendrá que Faja por una rabieta cionales mundiales tomar decisiones populista en 2007, de petróleo y gas sobre su sistema de cuando las emprenatural, porque el refinación y comerciasas que actuaban mundo nos ve mal lización en los Estados allí llevaban exitosaen lo institucional y unidos de norteamérimente la delantera en lo político. El país ca porque el petróleo mundial en la tecnotendrá que resolver de lutitas es liviano y logía para producirlos asuntos institusin contaminantes los y en la colocación cionales y políticos, de esos crudos y su todos dependientes coque y azufre, y se de voluntad polítidisponían a aumenca por parte de los tar cada una su producción. factores de poder (porque no son élites), en Y con respecto al gas natural, por la mala especial los políticos y los empresariales. política de PDVSA no terminan de desarroEl país no puede continuar siendo percillarse los recursos costa afuera, mientras Tribido como un país de golilleros y pedigüeños nidad-Tobago es una potencia petroquímica (Rent claimants) y de enchufados y vividores y principal exportador de gas licuado a los (Rent seekers), que vegetan de la renta peEE.UU. y otros países; y Perú también ya está trolera que maneja el Estado. Pero teniendo exportando gas licuado, y Colombia se preclaro que el país tiene que buscar otras forpara a hacerlo para 2015. mas de vivir que no sea solamente de la renta Antes, por la eliminación del proceso petrolera. Por ejemplo, en lo institucional, el exitoso de “Apertura” que se adelantaba, lo establecimiento de modernos ministerios de que ha traído como consecuencia que haya Petróleo y Minería, Energia Eléctrica, Econocerca de 18.000 pozos cerrados, que PDVSA mía, Finanzas y Banca Púbica y Trabajo y Sees incapaz de reemplazar un porcentaje imguridad Social, con burocracias profesionales portante de estos con nuevas tecnologías, muy bien remuneradas, que se dediquen a que el factor de recobro de petróleo de los hacer las políticas de su sector yacimientos venezolanos sea uno de los más Además se debe revisar las estructuras

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Foto: Archivo / RE

PETRÓLEO & GAS

Diego González, experto energético

burocráticas que conforman los 31 ministerios y sus 111 viceministerios, que favorecen la corrupción. Esta situación da una mala imagen internacional También es necesario la creación de un ente regulador de los hidrocarburos independiente del gobierno de turno, autofinanciado y formado por profesionales muy bien remunerados. Con ello se necesita de una Comisión Nacional de Energia, también independiente del gobierno, conformada por miembros de todos los sectores relacionados con el tema energético: gobierno, sector privado (empresas productoras y los proveedores de bienes y servicios), sindicatos, gremios profesionales, banca y finanzas, académicos y universidades. En lo político, de 167 países presentados por “El Centro para la Apertura y el Desarrollo de América Latina (CADAL)” en su Ranking Global 2012 “Democracia, Mercado y Transparencia”, Venezuela, de 167 países evaluados, está en el lugar 154, esta situación debe ser resuelta. En pocas palabras, para ascender en este Índice, en el país deben mejorar: a) Las libertades políticas, b) Las libertades civiles, c) Las libertades económicas, d) La libre expatriación de capitales, e) La eliminación del control de cambios, f) La reforma de la Ley del Trabajo, g) Eliminar la percepción de la corrupción, y h) Promover el Estado de derecho. Sobre los derechos de propiedad evaluados por el “International Property Rights Index”, de 131 países estudiados, Venezuela esta de 127. Si esta situación no se resuelve, es difícil que vengan los capitales necesarios, las tecnologías y el know-how vitales para empezar a resolver los problemas del país en materia energética. ▲ *Presidente Centro de Orientación en Energía de Venezuela y analista energético.

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Si las cosas siguen así, el pobre presidente boliviano del 2022 estará en aprietos y, pocos asociarán el triste desempeño económico actual con las averías que hacen ahora

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Mauricio Medinaceli Monrroy, ex ministro de Hidrocarburos y Energía de Bolivia

TEXTO: Mauricio Medinaceli*

a sea que las manecillas del reloj giren a la derecha o a la izquierda, el tiempo pasa y las importaciones de diesel oil en mi país crecen todos los días. El amable lector se preguntará por qué comienzo con una frase tan extraña... pues resulta que en Bolivia (mi país) desde hace algunos días atrás, a iniciativa del Gobierno, el reloj principal del Congreso Nacional (ahora llamado Asamblea) está al revés... es decir, las manecillas del reloj giran en sentido contrario (ver link). El gobierno boliviano explicó los motivos que llevaron a semejante decisión horaria y, como usted podrá anticipar, la polémica se hizo latente. De hecho, no fue necesario verificar la teoría de Einstein para lograr que un reloj en Bolivia vaya en sentido contrario, sólo fue necesaria una decisión política. Lastimosamente las decisiones importantes en mi país distan de soluciones sencillas... como aquella de invertir la dirección del reloj principal, éstas (las decisiones importantes) generalmente son de mediano y largo plazo y por ello, de poco rédito político. Una de ellas se refiere al autoabastecimiento de combustibles líquidos en el país, en particular, de diesel oil. Por ello, les invito a revisar algunas estadísticas al respecto. De acuerdo a la siguiente figura, el año 1999 la importación de hidrocarburos en Bolivia era un poco menos de 60 millones de US$ por año, sin embargo, el año 2013 dicha importación alcanza la espeluznante cifra de 1,237 millones de US$, equivalente al 4.1% del PIB. Cabe señalar que para ese año el crecimiento del PIB fue de 6.8%, por tanto, el monto importado de combustibles no es cifra menor. ¿Qué factores motivaron esta situación? Son varios, aquí señalo algunos: 1) el año

petróleo & gas

EL ANALISTA REPASA el ELEVADO AUMENTO DEL SUBSIDIO A LOS CARBURANTES

Importación de diésel: cuando importa más cambiar las manecillas del reloj En 1999 la compra externa de hidrocarburos en Bolivia era poco menos de $us 60 MM por año; sin embargo, el 2013 alcanzó los $us 1,237 MM, equivalente al 4.1% del PIB.

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si en futuros años las importaciones de petróleo (o derivados) superan las exportaciones de gas natural, habremos destruido el trabajo de miles de personas que apostaron por un mejor futuro

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2005, cuando al Congreso de la época se le explicó que aplicar una regalía del 50% a la producción de hidrocarburos inviabilizaría la exploración y explotación de campos de petróleo y, como consecuencia, las importaciones de diesel oil se incrementarían notablemente, éste (el Congreso) consideró que ese hecho era menor, por tanto, aprobó (entre cánticos y vítores) una Ley de Hidrocarburos que grava la producción de gas y petróleo con una tasa del 50%... sí, 50% sobre el valor bruto de producción; 2) el precio subsidiado de la gasolina y diesel oil hace que la demanda por ambos productos sea mayor a la demanda “real”, es así que surge lo “de siempre” subsidios al precio incrementan

la demanda y disminuyen la producción, generando una “bola de nieve” que no deja de crecer; 3) el Gobierno del presidente Morales hizo sus mejores esfuerzos (curiosamente muy neoliberales) para revertir este proceso, el año 2010 decretó un gasolinazo (incrementó los precios de la gasolina y diesel oil) que duró algunos días, firmó contratos (bajo el proceso llamado de Nacionalización) muy ventajosos para la explotación de campos petroleros, ofreció “tax holiday” a la nueva inversión, otorgó incentivos a la producción de petróleo... es decir, utilizó muchos instrumentos de apoyo la inversión privada que no dieron resultado porque la solución, desde mi punto de vista, no es por decreto supremo o por decisión presidencial, y; 4) varios factores que tocan al sector informal e ilícito que serán motivo, si no me da miedo comentarlo, de otro blog. Genuinamente creo que el objetivo central de cualquier política pública en el sector energético es el autoabastecimiento del mercado interno... en sencillo, no importar energía. Como conversé el pasado día con un buen amigo, resulta una victoria pírrica el “haber recuperado los hidrocarburos en Bolivia” cuando nuestra condición de expor-

tadores netos de energía está en peligro. Si las cosas siguen como hasta ahora, el pobre presidente boliviano del año 2022 estará en tremendos aprietos y, lastimosamente, poca gente asociará el triste desempeño económico de ese momento con las averías que se hacen ahora. Mientras países vecinos hacen su mejor esfuerzo porque sus habitantes tengan autosuficiencia energética y sus aventureros turistas logren entrar a países vecinos sin necesidad de una visa, en mi país cambiamos la dirección de las manecillas del reloj. Quise terminar este texto con una frase del tipo “sólo el tiempo nos dará las respuestas”, reflexionando sobre el reloj en el congreso boliviano, esa frase me parece hasta un chiste de mal gusto. Así que terminaré mencionando que si en futuros años las importaciones de petróleo (o derivados) superan las exportaciones de gas natural, efectivamente habremos destruido el trabajo de miles de personas que apostaron por un mejor futuro. Diablos ¡Qué mal me siento!... viejo dilema entre hormigas y cigarras. ▲ * El autor fue ministro de Hidrocarburos y Energía de Bolivia.

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petróleo & gas

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Los responsables políticos tienen que tomar decisiones más complejas a medida que traten el progreso por seguridad energética, competitividad y metas ambientales

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Fatih Birol, economista jefe de la IEA

según la Agencia internacional de la Energía

se deberá invertir en energía $us 48 mil MM a nivel global hasta 2035 Advierten que es necesario elevar de forma sostenida los recursos para este sector de $us 1.6 mil millones a $us 2 mil millones anualmente en las próximas décadas. TEXTO: Lizzett Vargas O.

a Agencia Internacional de la Energía (IEA por sus siglas en inglés) acaba de publicar un informe especial titulado “Perspectivas mundiales de inversión en energía”, donde señala que serán necesarios $us 48 mil millones hasta 2035 para cubrir las crecientes necesidades energéticas mundiales. Al respecto la directora ejecutiva de la AIE, María van der Hoeven, declaró que la fiabilidad y sostenibilidad de los futuros suministros de energía dependen de un alto nivel de inversión. “Pero esto no se materializará a menos que esté en funcionamiento un marco político creíble así como un acceso estable a fuentes financieras a largo plazo, pero que ninguna de estas condiciones se deberían dar por garantizadas”, señaló. Las previsiones que forman parte de la serie del World Energy Outlook, expone que actualmente las inversiones para la oferta de energía suman $us 1.6 mil millones, monto que se necesitará elevar de forma sostenida hasta $us 2 mil millones en las próximas décadas. El informe detalla que de la inversión global en energía para 2035, alrededor de $us 40 mil millones deberá ser destinado en el suministro de energía y el resto en la eficiencia energética. Asimismo que más de la mitad de la inversión para suministro de energía que se necesita, sólo será para mantener la producción

en los niveles actuales, es decir, para compensar la disminución de los yacimientos de petróleo y gas; para reemplazar las plantas de energía y además de otros equipos que llegan al final de su vida productiva. De esta manera, la inversión en el suministro energético se distribuirá; $us 23 mil millones en la extracción de combustibles fósiles, el transporte y la refinación de petróleo; aproximadamente $us 10 mil millones en la generación de energía, las cuales se fijarán en el uso de tecnologías de baja emisión de carbono (energías renovables y nuclear); y otros $us 7 mil millones en transmisión y distribución eléctrica. Por otro lado, los $us 8 mil millones restantes se deberán invertir en eficiencia energética que se concentra en los principales mercados consumidores: la Unión Europea, América del Norte y China; de los cuales el 90% se gasta en los sectores de transporte y edificios. Al respecto de esta proyección, el economista y jefe de la AIE, Fatih Birol, señaló que estos objetivos no se conseguirán sin movilizar a los inversores privados y de capital, pero si los gobiernos cambian las reglas del juego de forma impredecible, se hace muy difícil captar estas inversiones. “Los responsables políticos tienen que tomar decisiones cada vez más complejas a medida que traten de lograr el progreso hacia la seguridad energética, la competitividad y las metas ambientales”, dijo. Obstáculos para la inversión Examina la importancia a largo plazo de Oriente Medio para los mercados del petró-

mil millones de dólares

Inversión global en Energía

Energ reno e inta

Las necesidades de inversión de energía hasta el 2035

Eficiencia energética

mil millones de dólares

leo, así como los obstáculos que pudieran impedir la inversión contra la corriente en esta región que se realizan en el tiempo, para evitar restricción de los mercados y un aumento en los precios del petróleo, una vez que la oferta fuera de la OPEP comenzaría a estabilizarse en la década del 2020. En Europa, se detalla cómo las reglas actuales del mercado no incentivan la inversión necesaria en las nuevas plantas de energía térmica,lo que generaría implicaciones. Afirmó que si estas reglas no cambian no se logrará fiabilidad del suministro eléctrico europeo. Actualmente la inversión en energías renovables en la Unión Europea ha sido más alta que la destinada en la producción de gas natural en los Estados Unidos. La trayectoria de inversión trazada en el informe se queda corto de alcanzar los ob-

jetivos de estabilización del clima, como las políticas actuales y las señales del mercado no son lo suficientemente fuertes como para cambiar la inversión para fuentes de baja emisión de carbono y la eficiencia energética en la escala y la velocidad necesaria. En el sector eléctrico, las señales administrativas o tarifas reguladas de rendimiento se han convertido, con mucho, los motores más importantes para la inversión: la participación de la inversión en piezas de la competencia de los mercados de electricidad ha caído de cerca de un tercio de los mundiales hace un total de diez años para alrededor de 10% en la actualidad. Para la directora de la AIE, incluso si toda la inversión proyectada en este escenario se lograría, afirma que esto no significaría que los problemas del sector de la energía

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Existe un riesgo real de déficit sobre la seguridad energética regional y mundial, así como inversiones mal dirigidas, porque los impactos ambientales no se reflejan en los precios

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María van der Hoeven, directora ejecutiva de la IEA

mil millones de dólares Extracción Exploración Transporte y refinación de petróleo

TOTAL:

Para el año

2035

mil millones de dólares

Transmisión y distribución eléctrica

Fuente: Elaboración propia en base a datos de IEA

Acerca de la IEA La Agencia Internacional de Energía (IEA) es una organización autónoma que trabaja para asegurar la energía confiable, económica y limpia para sus 29 países miembros y más allá. Fundada en respuesta a la crisis del petróleo de 1973/4, el papel inicial de la AIE era ayudar a los países coordinar una respuesta colectiva a grandes trastornos en

se resuelvan. Argumenta que la política de energía es ambiciosa pero no son suficientes para hacer frente a algunos problemas más críticos y a desafíos que enfrenta el sector energético.

petróleo & gas

urgen Nuevas Políticas para bajar emisiones de C02

gía ovable angible

el suministro de petróleo a través de la liberación de las reservas de petróleo de emergencia a los mercados. Si bien esto sigue siendo un aspecto clave de su trabajo, la IEA ha ampliado su labor. Es el corazón del diálogo mundial sobre la energía, proporcionando de manera fiable e imparcial investigación, estadísticas, análisis y recomendaciones.

“Casi mil millones de personas se quedan sin acceso a la electricidad en el 2035, sino se materializa la inversión necesaria para cerrar este fracaso en el sistema energético mundial”, aseguró. ▲

Las políticas actuales y las señales del mercado, simplemente no son suficientes para cumplir el objetivo de cambio climático en el mundo. Conseguir que se apunte a una trayectoria coherente con un objetivo climático de bajar las emisiones de CO2 es una “costosa colina para subir”, se indica. Poco menos de $us 40 mil millones es la cantidad necesaria para suministro de energía y es una cifra similar la que se requiere para cumplir con este objetivo, pero la composición es muy diferente, señala el estudio de AIE. “Existe un riesgo real de déficit, con efectos en cadena sobre la seguridad energética

regional y mundial, así como el riesgo de que las inversiones están mal dirigidas, porque los impactos ambientales no se reflejan adecuadamente en los precios”, aclara María Van Der Hoeven, ejecutiva de la IEA. Las decisiones de inversión son cada vez más determinadas por las medidas y políticas de incentivos del gobierno. Si bien muchos gobiernos han mantenido una influencia directa sobre la inversión del sector energético, algunos se apartaron de este papel al abrir los mercados energéticos a la competencia; muchos de ellos han dado un paso atrás y por lo general para promover fuentes de baja emisión de carbono en la electricidad.

gnl gana espacio a un alto costo para el importador El informe se centra en los costos significativos de inversión en nuevas instalaciones de licuefacción y cómo éstos aumentan los del GNL importado, en este sentido sugiere disminuir el ritmo de su crecimiento y globalización de los mercados del gas. Más de $us 700 mil millones invertidos en infraestructura de GNL en 2013 ayuda a globalizar los mercados del gas, pero el alto costo del transporte de gas amortigua las esperanzas de sus importadores. Se prevé que la demanda china de gas natural casi se duplique para 2019, compensando el menor crecimiento en Europa y el resto del mundo.

El GNL de hecho juega un papel muy importante en las perspectivas para los mercados de gas, pero vale la pena recordar que la mudanza de gas a través de largas distancias es caro, hasta diez veces mayor que mover una cantidad equivalente de carbón o el petróleo en todo el mundo. La directora ejecutiva de la IEA, Maria van der Hoeven, dijo que “mientras el incremento de la demanda se ve impulsado por la región Asia-Pacífico y sobre todo por China, el crecimiento de la oferta para comercio internacional de gas está dominado por las inversiones privadas en GNL en Australia y Norteamérica”, dijo.

ER REPRESENTA 15% DE Los recursos mundiales Datos recientemente recopilados muestran cómo la inversión anual en nuevo suministro de combustible y electricidad se ha más que duplicado en términos reales desde 2000, por las políticas gubernamentales de apoyo a las energías renovables (ER). La inversión en ER aumentó de $us 60 mil millones en 2000 a un punto alto de los $us 300 mil millones registrados en 2011. Este tipo de energías, junto con los biocombustibles y la energía nuclear,

que ahora representan alrededor del 15% de los flujos anuales de inversión, con una cuota similar también van a la red de transmisión y distribución de energía. Pero aún la gran mayoría de los gastos de inversión, más de $us 1 mil millones, está relacionado con los combustibles fósiles, ya sea su extracción, transporte hasta los consumidores, el refinado de petróleo crudo en productos de petróleo o carbón y la construcción de plantas eléctricas de gas.

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petróleo & gas

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Además de promover el intercambio de conocimiento entre profesionales, el Comité de Gas y Energía se crea con el fin de generar un espacio para compartir buenas prácticas

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Arpel

MONTEVIDEO FUE SEDE DE LA PRIMERA REUNIÓN

Comité de Arpel inició intercambio de experiencias en gas y energía Fotos: Arpel

Se identificaron cuatro áreas temáticas a desarrollar: la complementariedad de matrices energéticas; desarrollo de mercados de gas; energía e interacción con el sector eléctrico y otras fuentes, y oportunidades de capacitación. TEXTO: Franco García S.

eniendo en cuenta la creciente relevancia del gas natural como fuente de energía y la abundancia de este recurso en América Latina y el Caribe, la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (Arpel) conformó un grupo de trabajo integrado por profesionales de las empresas e instituciones asociadas, el cual abordará los principales desafíos de esta industria, señala un boletín institucional. El Comité de Gas y Energía de Arpel celebró su primera reunión el mes pasado en las oficinas de la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Portland (Ancap), en la ciudad de Montevideo. En el encuentro participaron expertos de Ancap, CBHE, CIER, Ecopetrol, IHS, Ocensa, Petroperú, Pluspetrol, Repsol, YPF e YPFB, provenientes de Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia, España, Perú y Uruguay. El Comité cuenta además con profesionales de las compañías Schlumberger, PCJ, Equión y Recope. El grupo será presidido por David Tezanos, gerente ejecutivo de Gas y Energía de YPF. Además de promover el intercambio de conocimiento entre profesionales, el Comité de Gas y Energía de ARPEL se crea con el fin de generar un espacio para compartir buenas prácticas y lecciones aprendidas en procesamiento, transporte, aprovisionamiento, distribución, desarrollo de mercados, nuevos usos y tecnologías, y GNL, entre otros. Como resultado de las dos jornadas de trabajo se lograron identificar cuatro áreas temáticas a desarrollar: complementariedad de matrices energéticas; desarrollo de mercados de gas; energía e interacción con el sector eléctrico y otras fuentes, y oportunidades de capacitación. La próxima reunión del Comité de Gas y Energía tendrá lugar a fines de octubre en Buenos Aires. En dicho encuentro se llevará a cabo un taller de intercambio de experiencias en desarrollo de mercados de gas y se realizará una visita a la Terminal regasificadora de Escobar. Por otro lado ARPEL y la Comisión de Integración Energética Regional (CIER) firmaron un convenio de cooperación técnica y asistencia recíproca para aunar esfuerzos para promover el desarrollo del sector energético de América Latina y el Caribe. ▲

Este es el Comité de Gas y Energía de Arpel que celebró su primera reunión el mes pasado en Montevideo, Uruguay con presencia de representantes de siete países de la Región.

Durante dos jornadas se conocieron las lecciones aprendidas en procesamiento, transporte, aprovisionamiento, distribución, desarrollo de mercados, nuevos usos, tecnologías y GNL.

Jorge Ciaciarelli, secretario ejecutivo de Arpel.

Germán Macchi de Pluspetrol (izq) Virginia Rendón Salas de YPFB (centro) y Roberto Ferreira de IHS Cera (der).

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El principal desafío es superar la inestabilidad política y regulatoria. Además persisten preocupaciones por condiciones de seguridad en Venezuela, México y Colombia

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Según Arthur D. Little

SEGÚN LA FIRMA ARTHUR D. LITTLE

petróleo & gas

Percepción del nivel de atractivo de países Latinoamérica

Bolivia y Venezuela las menos atractivas para el negocio petrolero “Las tendencias nacionalistas en estos países han desalentado la inversión extranjera, y su potencial hidrocarburífero sigue sub explotado”, señala la consultora. TEXTO: Franco García S.

n estudio de percepción a nivel regional realizado por la consultora Arthur D. Little muestra que Colombia lidera la lista de los países más atractivos para los negocios petroleros, seguido de Brasil y México, en ese orden, mientras que Venezuela, Bolivia y Ecuador ocupan los últimos lugares. Esta investigación efectuada por encargo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de Colombia recogió la opinión de 95 compañías acerca de la industria petrolera y fue divulgada en el documento informe especial: Colombia Competitiva elaborado por la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP). En este sentido Arthur D. Little pidió a representantes de las compañías calificar de uno a cinco el atractivo de Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia, Ecuador, México, Perú, Uruguay y Venezuela para invertir, en pros-

pectividad, términos fiscales y contractuales y ambiente político y de negocios. Entre la respuesta más se acercara a 5, más interés y Bolivia. despierta el país. De igual forma referente al ambiente En este marco y en cuanto a potencial de político y de negocios, Colombia, Uruguay prospectividad en hidrocarburos, Venezuela y Brasil, en ese orden, son las que presentan lidera el ranking mayor puntaje, mientras de percepciones que Venezuela, Bolivia y Respecto a la variaentre los encuesArgentina quedan rezable términos fiscales y tados, seguido gadas. conceptuales Colomde México, BraPor su parte Rodolbia se sitúa en primer sil y Argentina, fo Guzmán, quién es lugar, luego aparece mientras que en socio de la firma Arthur Perú y Uruguay. En esta las últimas posiD.Little de la oficina en categoría se sitúan en ciones aparecen Houston (EEUU) señaló los últimos lugares VeUruguay, Bolivia en el 10mo Congreso nezuela y Bolivia y Trinidad y ToInternacional de Minería bago. y Petróleo (Cinmipetrol) Respecto a 2014 llevado a cabo en la variable términos fiscales y conceptuales mayo pasado que “las tendencias nacionalisColombia se sitúa en primer lugar, luego tas en Venezuela y Bolivia han desalentado la aparece Perú y Uruguay. En esta categoría inversión extranjera, y el potencial hidrocarse sitúan en los últimos lugares Venezuela burífero de esos países sigue sub explotado”.

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Fuente: ANH Colombia - Estudio percepción Arthur D. Little

A su vez, respecto a Bolivia explicó que cuenta con un potencial remanente considerable, sobre todo de gas natural y con una tendencia creciente de su producción, pero con modelo restringido a contratos de servicios. En torno a Venezuela sostuvo que si bien tiene un enorme potencial poco explotado en la Faja del Orinoco, el riesgo político y la inestabilidad jurídica son las principales barreras para la inversión. Según la consultora los principales retos para la inversión petrolera en Latinoamérica están relacionados con los riesgos políticos y las condiciones contractuales. “El desafío es superar la creciente inestabilidad política y regulatoria, además que persisten preocupaciones por las condiciones de seguridad, en países como Venezuela, México y Colombia. A su vez otros retos que cobran mayor relevancia incluyen la alta conflictividad laboral, y el licenciamiento ambiental”, señala. ▲

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TEXTO: Edén García S.

n el segundo semestre de este año YPFB Transporte planea poner en marcha cinco proyectos importantes para la industria de los hidrocarburos en Bolivia, que incluyen ampliación de gasoductos y estaciones de compresión, según las respuestas de la subsidiaria de YPFB Corporación a un cuestionario enviado por Reporte Energía. Entre uno de los más importantes está la construcción de la Fase II-B del Gasoducto Integración Juana Azurduy (GIJA) que contempla la instalación y puesta en marcha de la tercera unidad de compresión para elevar la capacidad de transporte de gas a 32.89 millones de metros cúbicos día (MMmcd). Cabe señalar que en el 2013, en el marco de la Fase II-A, se instaló y puso en marcha dos unidades de compresión de 11 MMmcd cada una. “En la actualidad, YPFB Transporte está desarrollando la Fase II-B para el montaje de la tercera unidad. Su puesta en marcha está prevista para el segundo semestre del 2014”, indicó la subsidiaria. Mientras que para el 2015 está previsto instalar un cuarto turbocompresor de 11 MMmcd que servirá como respaldo en caso de que uno de los tres requiera mantenimiento o esté dañado. Con esta capacidad “se garantizará las entregas de los volúmenes contractuales requeridos por el mercado argentino (27,7 MMmcd) y la futura Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco”. Por su parte, en el proyecto Expansión Líquidos Sur Asociado al GIJA en la Fase I se tiene planificado realizar la construcción de la línea (loop) de 35 km x 12 pulgadas de diámetro entre las estaciones Tigüipa y Ñancaroinza, además de concluir las adecuaciones de las estaciones de bombeo Tigüipa, Choreti y Terminal Santa Cruz. Con estos trabajos alcanzará una capacidad de transporte de 49.800 BPD (barriles por día). En la Fase II de este mismo proyecto, que se avanza en paralelo a la I, la subsidiaria pretende concluir la construcción de tres líneas, incrementando la capacidad del sistema Sur hasta 59.100 BPD. Con respecto a los gasoductos para el mercado interno, se trabaja en las etapas 2 y 3 de la Fase IV del Gasoducto al Altiplano (GAA IV) que contempla la construcción y puesta en operación de la estación de compresión de Totoroco y la 5ta unidad de la estación de Huayñacota. Además de continuar trabajos de implementación de la 4ta unidad en la estación de compresión de Sica Sica, la cual entrará en operación el 2015. El GAA permite el envío de gas natural al occidente del país para incrementar las instalaciones de gas a domicilio, las conversiones a gas natural vehicular (GNV), emprendimientos industriales y comerciales.

se garantizará las entregas de los volúmenes contractuales requeridos por el mercado argentino (27,7 MMmcd) y la futura Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco

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YPFB Transporte

ampliación de líneas y construcción de estaciones de compresión

YPFB Transporte prioriza cinco proyectos en el 2014 Se prevé una inversión de $us 150 millones en proyectos de capital, de los cuales el 55% corresponde a labores de expansión y 45% a continuidad operativa. Fotos: YPFB Transporte

Petróleo & GAs

Se realizan los trabajos para la puesta en marcha de una tercera unidad de compresión en el GIJA con lo que se podrá alcanzar una capacidad de 32.89 MMmcd.

Otro ducto de gran importancia para el país y particularmente para la región sur, es el Gasoducto Villa Montes – Tarija (GVT) que de los actuales 17.3 millones de pies cúbicos día (MMpcd) de capacidad de transporte pasará a los 64 MMpcd en este año. Aunque la subsidiaria, indicó que la conclusión del proyecto estará sujeta a una posible limitación en los trabajos de construcción en el tramo de 4,7 km, donde se realiza mantenimiento en un tramo carretero lo que impediría las actividades constructivas. Los trabajos que se realizan actualmente en el GVT y que se iniciaron en el segundo semestre del 2013 comprenden la construcción de los loops faltantes de 10,7 km x 10 pulgadas y 4,7 km x 10 pulgadas en el tramo Entre Ríos – Tarija. En Cochabamba, YPFB Transporte trabaja en la Fase 2 del proyecto Compresión Carrasco que comprende la implementación de dos unidades de compresión adicionales de 25 MMpcd cada una, para mantener la presión del gas natural proveniente de los campos del Norte (inicialmente Yapacaní y Sirari) que debe ingresar al Gasoducto Carrasco – Cochabamba (GCC) a una presión próxima a los 1400 psig. En el 2014 se tiene prevista la conclusión de esta fase, alcanzando una capacidad de compresión para la estación de hasta 100 MMpcd. ▲

La Fase IV del GAA estará lista en el 2015.

La subsidiaria opera una red de aproximadamente 6.000 km para el transporte de gas natural e hidrocarburos líquidos.

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Se considera una plataforma de perforación activa si cuenta con trabajadores que la operan y desarrolla sus labores todos los días del mes

Association of Energy Service Companies (AESC)

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petróleo & gas

HASTA MAYO PASADO

en bolivia se registraron 15 equipos de perforación petrolera activos TEXTO: Franco García S.

asta finales de mayo pasado se registraron 15 plataformas de perforación en hidrocarburos activas en Bolivia, además de otras dos para trabajos de workover (reacondicionamientos de pozos), señala un informe de Weatherford al que tuvo acceso Reporte Energía. De acuerdo a los datos de la compañía, Pluspetrol y Repsol tenían 3 equipos cada uno en operación, mientras que Total, YPFB Andina, YPFB Chaco y Petrobras 2. Por su parte British Gas contó con 1. A ello se suman YPFB Andina y pluspetrol con 1 equipo cada una para workover. Según la Association of Energy Service

Companies (AESC) se considera una plataforma de perforación activa si cuenta con trabajadores que la operan y desarrolla sus labores todos los días del mes. En el documento también se menciona que Argentina sumó 118 equipos de perforación petrolera, mientras que Chile solo 6, aunque tiene otras cuatro para labores de workover. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) tiene previsto para este año la perforación de 23 pozos exploratorios y 34 de desarrollo, además de 13 de intervención, según el Plan de Inversiones 2014 dado a conocer a inicios de este año. En toda la industria de los hidrocarburos en Bolivia se tiene destinado para exploración $us 425,43 millones, mientras que para explotación $us 1.249.26 millones. ▲

Foto: Archivo / Reporte Energía

Según los datos de la compañía Weatherford se contabiliza 118 en Argentina, mientras que en Chile solo 6. En el caso de las plataformas para labores de workover Bolivia tuvo 2 y el país trasandino 4.

Se perforarán 23 pozos exploratorios, 34 de desarrollo y 13 de invervención en Bolivia, según YPFB Corporación.

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minería

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La innovación puede ayudar a la industria a mejorar la rentabilidad y la productividad, y hacer frente a la escasez de mano de obra y los altos costos en las operaciones

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John Gravelle, líder de Minería de PwC a nivel global

Informe anual Mine 2014 de PwC

Utilidad neta de las 40 mineras más grandes

El documento revela que no solo ha caído el precio de los principales commodities, también las acciones de las tras que las empresas de mercados desarrollados perdieron, en conjunto, $us 4 mil millones. En general, los va

Volúmenes de producción por commoditi

Disminución en el nivel de las utilidades en las TOP 40

$ 72 mil millones

73%

Las deterioros y las caídas en los precios de commodities redujeron las utilidades de las Top 40 a $us 20 mil millones ($us 72 mil millones en 2012). Estos niveles han sido los más bajos de la última década

Producción

Incremento vs

(MM/T)

año anterior

Cobre

Hierro

825

Carbón

1.470

Oro

Potasio

Los ingresos en la industria por tipo de m 140 120

$ 20 mil millones

100 80 60 40 20

2012

TEXTO: Lizzett Vargas O.

os deterioros y las caídas en los precios de commodities redujeron el 72% de las utilidades en las 40 principales mineras del mundo, de $us 72 en 2012 a $us 20 mil millones en 2013. Estos niveles han sido los más bajos de la última década, según el informe anual “Mine 2014” de PricewaterhouseCoopers (PwC). El 2013 fue calificado como un año que forzó a la industria minera global a realinear las expectativas en uno de los ambientes operacionales más difíciles en mucho tiempo. De acuerdo con el nuevo análisis de PwC sobre las denominadas Top 40, ninguna permaneció inmune, sino que fueron afectadas por los precios de los commodities, encabezados por la mayor caída del oro en más de 30 años, también las acciones de las mineras que se cotizan en bolsa se desplomaron un 23% el 2013. Sin embargo, cabe destacar que mientras las compañías de mercados emergentes ganaron $us 24.000 millones en el ejercicio, las de mercados desarrollados

2013 perdieron $us 4.000 millones. En general los valores de mercado se desplomaron en $us 280 mil millones, siendo las mineras de oro las más afectadas ocasionando también la caída en los niveles de capitalización. En consecuencia, explica que durante 2013 las Top 40 buscaron nuevas fuentes de financiamiento, elevando un 42% su nivel de endeudamiento. Para John Gravelle, líder de Minería de PwC a nivel global, “la industria se está ajustando a los tiempos difíciles”. Según el ejecutivo, “la licencia para operar en todos los rincones del mundo es cada vez más desafiante, con gobiernos deseosos de ampliar su cuota de royalties (regalías) e impuestos”, señaló. Otro elemento que reflejaría las complejidades del escenario actual es la postergación de gastos en proyectos de un capital importante, particularmente a la luz de los actuales retornos de capital empleado contra las tasas críticas de rentabilidad de proyectos específicos. Mantener el nivel de dividendos, ejercer una asignación de capital más selectiva y gestionar activamente el portafolio están dentro de las palancas que se están

activando para recuperar la confianza de los inversionistas en el sector, señala el informe. Según el estudio, durante este año el gasto de capital de las principales compañías estará en torno a $us 116 mil millones, un 11% más bajo que el 2013. También los ingresos en la industria disminuyeron en 2013 arrastrados por la caída en los precios de commodities, señala el informe. Las Top 40 registraron una caída en sus ingresos de $us 13 mil millones (-2%) para quedar en $us 512 mil millones. En este contexto, sin embargo, los ingresos de cobre y hierro tuvieron un aumento, apoyados por la demanda de los mercados emergentes. Asimismo advierte que los resultados de las elecciones en 2014 en Brasil, India, Indonesia y Sudáfrica pueden alterar aún más la influencia de estos mercados en la minería. Los costos de las operaciones también “siguen siendo un desafío”, aunque empiezan a mostrar algunos signos positivos. “Las iniciativas de ahorro de costos están tardando en dar fruto pero, según los reportes de principios de 2014, se percibe un cierto éxito”, señala Gravelle.

Cobre

Carbón

Hierro

Tendencias Todo esto, remarca el “Mine”, en un contexto que se ve bastante más complejo que en años recientes, está ocasionando el surgimiento de cambios fundamentales en la estrategia de las Top 40. Parte importante de esto, explica, es una tendencia a concentrarse en los activos de mayor calidad, disminuyendo el riesgo económico. Según el estudio, el cambio en la estrategia tiene que ver, fundamentalmente, con “recuperar la confianza” de los inversionistas del sector. Y ello explicaría también, por ejemplo, que casi la mitad de las mineras en estudio, hayan cambiado sus CEOs en los últimos dos años. Asimismo, las mineras provenientes de mercados emergentes, algunas respaldadas por gobiernos y enfocadas en satisfacer necesidades internas, pueden ver oportunidades de entrada durante este periodo bajo en la industria. Prevén ver algunos avances hacia consolidaciones, en busca de sinergias para reducir costos en este entorno de precios bajos, consistente con el nuevo mantra de costos bajos y mayor productividad. Al respecto el líder de PwC, destacó que mejorar la productividad continúa

Oro

1 al 15 de Julio | 2014

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el estudio advierte que los resultados de las elecciones en 2014 en Brasil, India, Indonesia y Sudáfrica pueden alterar aún más la influencia de estos mercados en la minería

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minería

Informe anual “Mine 2014” de PricewaterhouseCoopers (PwC)

grandes del mundo bajó un 72% el 2013

ies

Foto: preciodeloro.net

s mineras se desplomaron un 23%. Las compañías de mercados emergentes ganaron $us 24 mil millones, mienalores de mercado se desplomaron en $us 280 mil millones, siendo las mineras de oro las más afectadas. Bajo nivel de capitalización bursátil Ingresos vs año anterior -9%

1.6 1.4 1.2

27%

Los valores de mercado se desplomaron en $us 280 mil millones

15%

1.0

6% -9%

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0.6

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(23)% 2011

2012

HSBC Global mining index

2013 FTSE 100

Apr 14 Dow Jones

mineral en 2013 ($us Mil MM) Si bién bajó el ingreso por el oro, los de cobre y hierro aumentaron, apoyados por la demanda de los mercados emergentes.

Fosfato & Potasio

Níquel

2013

Aluminio

Zinc

Diamantes

Platino

Otros metales

2012 Fuente: Elaboración propia con datos de Mine 2014 PwC

siendo uno de los principales desafíos del sector y resaltó la importancia de innovar para poder hacer frente a este contexto. “La innovación puede ayudar a la industria a mejorar la rentabilidad y la productividad, y hacer frente a la escasez de mano de obra y los altos costos”, dijo. Sugerencias “La pregunta sigue siendo acerca de quién será lo suficientemente valiente para prosperar en estos tiempos difíciles”, cuestionó el líder de PwC. Haciendo referencia a que la actividad de fusiones y adquisiciones entre compañías mineras (M&A), que fue sorprendentemente moderada en 2013, parece haber comenzado a repuntar a principios de 2014. Respaldado por una economía norteamericana más fuerte y la demanda sostenida de China. En conclusión el informe señala, que las nuevas estrategias se han puesto en marcha y el mercado esperará impacientemente el 2014 retornos demostrables de estas estrategias implementadas por las Top 40, las que comprobarán si las mineras tienen éxito en levantar del fondo a la industria a través del logro de crecimiento sostenible. ▲

OPINIÓN John Gravelle, líder mundial de industria minera de PwC

‘Tres soluciones frente a la caída de precios’ Soluciones rápidas tradicionales a la caída de precios de commodities fueron ampliamente adoptadas, sin embargo estamos empezando a ver el surgimiento de cambios fundamentales en la estrategia, concretamente: un impulso para simplificar y concentrarse en extraer valor de los activos de mayor calidad; conseguir mayores eficiencias y una distribución del capital y del riesgo; además de un compromiso para hacer frente a la disminución de los niveles de productividad. 2014 ha visto algunos indicios de retorno a la calma en los mercados mineros con una capitalización de mercado estable para las 40 mineras más grandes, evidencia de que un cierto nivel de confianza podría estar regresando.

En 2013 el precio del oro bajó de $us 1.500 a $us 1.350/oz, la mayor caída en 30 años.

Las reservas de oro cayeron en un 8% Debido a la caída del precio del oro durante 2013 las compañías aplicaron métodos más conservadores al evaluar sus reservas a fin de año. Las reservas de las Top 40 cayeron 8% a 431 millones de onzas. El precio de este mineral dorado cayó en ese periodo, desde $us 1.500/oz a $us

1.350/oz con un mínimo de $us 950/oz, considerada la mayor caída anual en más de 30 años. Debido a los impactos por la disminución de precios durante 2013, las cinco empresas que abandonaron el Top 40 durante el año, fueron mineras de oro.

Sugieren innovar para reducir costos Al respecto el estudio señala, que la gran parte de la innovación proviene de proveedores de la industria minera, en una encuesta reciente a las 2.000 principales empresas del mundo hecha por R&D Investment. Los estudios de datos y la comprensión de variables tales como la flota y la actividad de las plantas, junto al análisis de planificación y programación de mantención, ha resultado en eficiencias significativas para Rio

Tinto y BHP Billiton, empresas mineras que enlistan las Top 40 de PwC. Otras áreas de innovación reportadas incluyen la sustitución de algunas actividades de perforación y tronadura con nueva tecnología de “reef-boring” en las productoras de oro; uso de camiones autónomos para disminuir los tiempos de inactividad y además mejorar los índices de seguridad; y evaluación de los beneficios obtenidos de nuevas mezclas de motores y combustibles.

mercados emergentes destacaron en las Top 40 Esta vez el protagonismo no lo tuvieron las grandes potencias de la industria. Las miradas se las robó el grupo de los denominados “mercados mineros emergentes”. La novedad radica en que, por primera vez, la mayoría de las denominadas Top 40 proviene de estos mercados emergentes. No solo eso, por los rendimientos que muestra este grupo y por el consiguiente

“apetito” que generan de parte de los inversionistas, el análisis augura que esta señal se convertirá en una tendencia. Los números son considerados altos en la lista, al mirar el desempeño colectivo de las compañías de mercados emergentes, asoman utilidades netas por $us 24 mil millones, las que se contraponen con pérdidas netas por $us 4 mil millones de las empresas de mercados desarrollados.

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Empresa

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Tenemos un convenio con un laboratorio de Estados Unidos, donde cada semana mandamos una cantidad de muestras de aceites de nuestros clientes

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Juan Montiel, gerente general de Widman International SRL

Juan Montiel, Gerente general de widman International srl

‘Nos interesa las relaciones de largo plazo con nuestros clientes’ Foto: Edén García / Reporte Energía

La compañía suma 18 años de liderazgo en el mercado boliviano ofreciendo 250 tipos de lubricantes y filtros de alta calidad para maquinarias y motores del sector automotriz y la industria, además del asesoramiento especial. TEXTO: Edén García S.

n su décimo octavo aniversario de presencia en el mercado boliviano, el gerente general de Widman International SRL, Juan Montiel, expresó su satisfacción por los diferentes logros obtenidos por la empresa, brindando soluciones en aceites y filtros. Actualmente atienden a cerca del 90% de la industria en Tarija y 65% en Santa Cruz. Ya abrieron paquetes comerciales en Cochabamba y próximamente en La Paz. ¿Cómo incursiona Widman en el mercado? El emprendimiento se inició hace 18 años con el CEO, Richard Widman y su esposa Teresa Widman, cuando vivían en Estados Unidos y estaban con la idea de venir a Bolivia. Una persona amiga de ellos que es el actual dueño de American Petroleum Company, les mencionó la posibilidad de traer al país lubricantes de muy buena calidad. Entonces ellos le consultaron si en Bolivia iban a poder comprar lubricantes de alta calidad, a lo que el dueño de American les dijo algo muy importante que es la raíz de nuestro negocio. Al contrario, un país pobre merece el mejor lubricante, porque si ponen buen lubricante en todas sus máquinas, automotores, toda su industria se cuida y no se genera una fuga de divisas. Se trata de no generar gastos con lubricantes que a veces en otros países ya ni se venden o están rechazadas por sus leyes. Como en Bolivia no tenemos este tipo de normas entonces se vende cualquier lubricante. ¿Cuáles son las características de los productos que ofrece su empresa? Son de alta calidad es por eso que somos representantes en Bolivia de la línea de filtros Donaldson que es la más afamada del mundo y de los lubricantes American a la que también representamos en algunos países de Latinoamérica. Tenemos una variedad de aproximadamente 250 tipos distintos de lubricantes. Se debe resaltar que hay grados de lubricantes que se definen por el tema de calidad o duración de los mismos. Cuando son de Grupo 1 son de corta vida, generalmente todos los países de Latinoamérica producen de este tipo. American solo produce desde Grupo 2

Juan Montiel, gerente general de Widman, destaca el crecimiento de la compañía y el haber obtenido certificaciones internacionales que avalan sus productos y servicios.

hasta el 5 que es la que más alta duración tiene, de mejor calidad y aditivos.

la agroindustria, con clientes en el norte cruceño y en el Chaco. En una segunda etapa vinieron los servicios petroleros, a quienes también proveemos nuestros servicios. Luego, se sumaron los ingenios azucareros que en su totalidad trabajan con la marca American. Nosotros le hacemos todo un programa de apoyo e ingeniería del uso de los lubricantes adecuados para cada máquina.

¿Qué otros servicios ofrecen? Siempre decimos que lo que hacemos es vender asesoría. En realidad asesoramos para que nuestros clientes compren lo que necesitan, porque no nos interesa las relaciones de corto plazo, en la que pongamos un producto se le arruine la máquina y no nos ¿En qué tipo Se trata de no gastar vemos nunca más. de maquinarias se plata con lubricantes Nos interesa utilizan los lubrique a veces en otros saber que si ayer cantes? países están rechazados esta empresa estaPor ejemplo, en por sus leyes. Como en ba usando 10 mil los ingenios azucaBolivia no tenemos este litros de lubricantes, reros tienen unos tipo de normas entoncomo pasó en un inengranajes muy ces se vende cualquier genio azucarero de grandes, que se llalubricante Santa Cruz, con noman reductores que sotros no van a usar tienen que estar lumás de 6 mil litros. bricados para mover Tenemos la filotoda la maquinaria sofía que ayudando al empresario a bajar sus gigante. costos hacemos nuestra labor y adquirimos Entonces esa maquinaria requiere aceite clientes de largo plazo. de muy alta calidad, porque un desgaste en algunas de estas piezas significaría un alto ¿En qué sector del mercado tienen macosto para la empresa. Es más reparar un reyor presencia? ductor probablemente ni siquiera lo podrían Estamos en diversos sectores de la inhacer en Bolivia. dustria boliviana. Empezamos con algo de Tenemos un convenio con un laborato-

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rio de Estados Unidos, donde cada semana mandamos una cantidad de muestras de aceites de nuestros clientes. ¿Con qué tipo de garantías cuentan los productos? Debemos ser la empresa que mejor tecnología tiene en materia de lubricación en Bolivia. Para el sector automotriz usamos la API, la cual tiene una página web, en la que cualquier persona puede entrar para ver quiénes son los que tienen permiso de tener esta tecnología en Bolivia. Tenemos las certificaciones de Ilsac que es otra institución de los fabricantes de las principales marcas de auto que se han unido para crear esta certificación. ¿Qué planes tiene Widman para este año y los venideros? Seguimos creciendo con la parte industrial y automotriz. Estamos con planes de presentarnos en algunas ferias, desarrollar algunos productos que serán muy interesantes y llamarán la atención del mercado. En la parte industrial los sistemas de filtración que hemos traído son interesantes e incluso ENDE nos ha contratado para hacer las limpiezas de los aceites de sus turbinas, los mismos que no deben tener partículas más grandes de 4 micrones. ▲

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Para el primer trimestre del 2014, la producción de GLP en plantas representó el 47.4% de la producción total, En relación al mismo periodo del 2013, fue mayor en 17.11%

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lo último

Boletín Estadístico Enero-Marzo 2014, YPFB

Antes de la firma de este contrato, Total E&P Bolivie (Sucursal Bolivia) tenía el 80% y Tecpetrol de Bolivia SA el 20%. Ahora la participación de cada una de las empresas se distribuye de la siguiente manera; Total E&P Bolivie queda con el 60%, Tecpetrol de Bolivia SA mantiene su 20% de participación y GP Exploración y Producción SL (Sucursal Bolivia) tiene el 20%. Mediante este contrato de cesión, la empresa Total E&P Bolivie (Sucursal Bolivia) cede en su participación dentro del Contrato de Operación para las áreas Aquio e Ipati, un 20% de los derechos y obligaciones, emergentes de los Contratos de Operación, a favor de GP Exploración y Producción S.L., empresa afiliada de la petrolera rusa. “A partir de este hecho, el contrato

Foto: AN-YPFB

YPFB, Gazprom y Total INICIARÁN EXPLORACIÓN en el bloque Azero La gigante rusa Gazprom y la francesa Total iniciaron actividades de fase exploratoria en el bloque Azero, informó Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) mediante su Unidad de Comunicación. La estatal petrolera boliviana, Gazprom, a través de su empresa subsidiaria GP Exploración y Producción SL y Total E&P Bolivie, protocolizaron el Contrato de Servicios Petroleros para la Exploración y Explotación del bloque Azero, ubicado entre los departamentos de Santa Cruz y Chuquisaca. El documento fue protocolizado por el presidente de YPFB, Carlos Villegas, el gerente general de la compañía rusa, Vladimir Burdakov y el gerente general de Total E&P Bolivie, José Ignacio Sanz, ante Notaría de Gobierno de la ciudad de La Paz.

En la foto: Vladimir Vurdakov (Gazprom), Carlos Villegas (YPFB) y J. Ignacio Sanz Saiz (Total)

cuenta con fecha efectiva, es decir, entran en vigencia los efectos legales en el marco de las leyes vigentes en Bolivia”, señala un informe de YPFB. Este contrato suscrito en agosto de 2013 en Palacio de Gobierno, tiene por objeto la ejecución de las operaciones de exploración por parte de las mencionadas empresas privadas, a su exclusiva cuenta y riesgo, en la que YPFB asume el rol de contraparte del contrato en representación del Estado Plurinacional de Bolivia. Actualmente, Gazprom E&P SL y Total E&P Bolivie, de acuerdo a la justificación y análisis técnico en coordinación con YPFB, tienen comprometidas actividades y adqui-

sición de magnetotelúrica durante las tres etapas de exploración. En la primera fase, que tiene una duración de cinco años, se complementarán los estudios de geología, realizarán la adquisición magnetotelúrica, gravimetría y magnetometría, para luego entrar a la etapa de perforación exploratoria. En este sentido, una de las conclusiones del informe técnico de YPFB menciona el compromiso de Gazprom y Total, de perforar dos pozos exploratorios con objetivo la formación Huamampampa, durante los cinco primeros años correspondientes a la primera fase de exploración de Zona No Tradicional.

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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)

102,2 100,85 101,13 101,56 100,07 99,69 100,09 99,74 99,81 101,06 100,52 100,32 100,89 102,01

109,79 109,53 109,12 109,89 108,63 108,63 109,48 109,48 108,3 108,17 108,19 108,26 108,37 108,78

abr 24, 2014 abr 25, 2014 abr 28, 2014 abr 29, 2014 abr 30, 2014 may 01, 2014 may 02, 2014 may 05, 2014 may 06, 2014 may 07, 2014 may 08, 2014 may 09, 2014 may 12, 2014 may 13, 2014

may 14, 2014 may 15, 2014 may 16, 2014 may 19, 2014 may 20, 2014 may 21, 2014 may 22, 2014 may 23, 2014 may 26, 2014 may 27, 2014 may 28, 2014 may 29, 2014 may 30, 2014 jun 02, 2014

Barrel)

102,63 101,74 102,31 102,95 102,8 104,31 104,03 105,01 104,78 103,37 104,26 103,4 103,07

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

8.84 Bs./Lt

DIESEL OIL

9,22 Bs./Lt

JET FUEL

7,66 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

10,4440

0,9389

0,9185

3,0255

19,0600

10,4099

0,9344

0,9126

3,0382

10,20

9400,00

181,84

19,1700

1285,00

10,5233

0,9480

0,9299

3,0568

19,6400

1308,50

10,5438

0,9442

0,9292

3,0334

10,20

9400,00

181,84

19,6400

1311,00

10,5347

0,9353

0,9160

3,0345

19,2500

1291,25

10,5460

0,9437

0,9194

3,0699

10,20

9400,00

176,00

19,2500

1289,00

10,5687

0,9491

0,9353

3,1416

19,4600

1292,75

10,5233

0,9516

0,9364

3,1225

19,4400

1292,75

10,6481

0,9582

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3,1643

10,20

9400,00

176,00

19,8700

1300,25

10,6118

0,9634

0,9419

3,1518

19,6600

1303,75

10,6277

0,9571

0,9330

3,1520

10,20

9400,00

176,00

19,3300

1293,75

10,6821

0,9618

0,9455

3,1788

19,5500

1301,00

10,5687

0,9584

0,9446

3,1398

19,3700

1291,50

10,4440

0,9455

0,9292

3,1028

10,20

9400,00

171,01

19,3100

1292,00

10,6027

0,9580

0,9435

3,1502

19,5600

1294,50

10,5800

0,9621

0,9448

3,1706

10,20

9500,00

171,01

19,4200

1292,00

10,5914

0,9614

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3,1820

19,2500

1283,00

10,5914

0,9598

0,9476

3,1888

10,20

9500,00

170,37

19,1250

1265,25

10,5914

0,9410

0,9283

3,1606

18,8500

1254,00

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.

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

GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (Agosto 2013 - Julio 2014) 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 1,221.0 1,233.8 1,225.2 1,241.6 1,185.7 1,128.6 1,232.1 1,250.7 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

May 1,004.7 1,160.3 1,123.5 1,093.8 1,174.4 1,193.2 1,233.2 1,231.3 1,209.8 1,139.0 1,076.1 1,212.7 1,192.1 1,187.0 1,204.1 1,181.7 1,109.7 1,056.0 1,211.1 1,232.6 1,252.8 1,178.1 1,153.2 1,071.3 1,029.1 1,143.3 1,122.1 1,157.5 1,186.8 1,175.6 1,112.7 1,252.8

Jun 1,040.8 1,148.0 1,165.5 1,177.5 1,164.3 1,146.3 1,095.4 1,010.9 1,142.6 1,155.8 1,192.1 1,213.0 1,131.8 1,056.8 1,036.6 1,166.3 1,106.8 1,161.9 1,081.0 1,113.2 1,045.3 1,055.3 1,201.1 1,214.0 1,236.0 1,219.4 1,151.2 1,094.5 1,024.6 1,148.1 1,236.0

Jul(al 2) 1,146.6 1,161.5

1,161.5

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 - (Agosto 2013 - Julio 2014)

Ago CRE - Santa Cruz 422.4 DELAPAZ - La Paz 290.5 ELFEC - Cochabamba 183.3 ELFEC - Chimoré 11.0 ELFEO - Oruro 58.6 ELFEO - Catavi 18.8 CESSA - Sucre 45.7 SEPSA - Potosí 44.0 SEPSA - Punutuma 8.2 SEPSA - Atocha 12.1 SEPSA - Don Diego 6.6 ENDE - Varios (2) 20.1 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 49.0 Otros - C. No Regulados 16.9 Varios (1) 2.8 TOTAL COINCIDENTAL 1,141.2

PRECIOS DIARIOS - METAL BULLETIN (MAYO 2014)

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 428.7 298.7 188.8 11.2 56.8 22.9 47.8 48.2 5.1 12.5 6.9 25.4 49.2 21.1 2.8 1,191.5

Jun 414.7 302.3 190.6 11.6 57.7 23.0 45.2 50.2 5.5 15.6 5.7 25.4 44.6 21.2 2.1 1,168.8

Jul(al 2) 372.5 297.9 187.2 10.4 53.8 21.5 39.5 45.3 4.1 11.8 5.0 22.9 43.0 14.6 2.3 1,107.6

(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- (Agosto 2013 - Julio 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

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 214.8 146.0 95.1 5.2 27.4 11.5 23.5 26.6 2.4 6.4 2.8 11.7 30.4 12.3 0.9 616.8

Jun 194.0 141.1 91.2 5.0 27.4 11.0 20.3 26.9 2.5 6.4 2.6 11.0 21.5 11.4 0.7 573.1

Jul(al 2) 13.3 9.9 6.4 0.3 1.8 0.8 1.3 1.8 0.1 0.4 0.2 0.7 1.9 0.5 0.0 39.4

(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 9 al 10 de julio |Bogotá - colombia

8th Andean Energy Summit 2014

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. Contacto: sponsors@bnamericas.com

DEL 13 AL 15 DE agosto | lima - perú

del 20 al 21 AGOSTO | santa cruz - bolivia

VII Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía Con la temática la Globalización Energética se llevará a cabo la cita anual organizada por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) en Santa Cruz de la Sierra. Buscarán responder la interrogante acerca de dónde se está moviendo la industria del gas, entre otras. Contacto: info@boliviagasenergia.com

15 al 18 de septiembre | rio de janeiro - brasil

Rio Oil & Gas Expo & Conference

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: eventos@ibp.org.br

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

II Congreso Internacional de Relaciones Comunitarias

Del 26 al 28 de agosto | rio de janeiro - Brasil

Este evento organizado por el Instituto de Ingenieros de Minas del Perú abordará temáticas como el rol del Estado en industrias extractivas, gestión empresarial de relaciones comunitarias y la importancia del diálogo y la concertación.

La 5ª Conferencia y Feria sobre energía eólica en Brasil es patrocinado anualmente por el ABEEólica, GWEC y CanalEnergia Group. Es la mejor oportunidad para hacer negocios en el “mercado del viento”.

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: congresorrcc@iimp.org.pe

Contactos y registro: info@brazilwindpower.org

Contacto: bradridler@dmgevents.com

Brasil Windpower 2014

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

109,87 109,74 110,9 110,84 110,35 111,32 110,89 110,19 110,01 109,81 109,09 109,98 109,21 109,34

Fuente: eia.gov

PrecioS FINALES AL CONSUMIDOR JUNIO 2014