Edición 126 Reporte Energía

ISSN 2070-9218

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

www.reporteenergia.com

ENERGÍA RENOVABLE

126

ENERGÍA GEOTÉRMICA CRECE 1 GW CADA 5 AÑOS

Nro. Del 16 al 31 de Julio de 2014

Hasta 2013 se contaba con 24 países productores de energía proveniente de esta fuente con una potencia total instalada de 11.770 MW.

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: Petrobras / Ceremonia conmemorativa por los 500 mil bpd del Pre-sal

P-6-7

SUSCRíBASE QR

PETRÓLEO & GAS

COLOMBIA BUSCA ASEGURAR RESERVAS Y COMPETITIVIDAD La mayor competencia en inversiones en E&P de hidrocarburos para este país provendrá de México y Argentina, según estudio.

P 16-17

PETRÓLEO & GAS

DESTACAN BENEFICIOS DEL GASODUCTO SUR PERUANO Un mayor uso domiciliar, vehicular, comercial, de generación eléctrica y en la industria, permitirán ahorros y competitividad.

Foto: Edén García/ RE

P-10

hito: presal sumó 500.000 bpd de crudo y triplicará producción El 24 de junio se registró 520 mil BPD de petróleo en 25 pozos, lo que representa un 22% del total del volumen extraído por Brasil. Petrobras destacó el uso de nuevas tecnologías que reducen el costo y el tiempo en los trabajos de perforación. El Presal responderá por el 50% de los 4,2 millones de barriles que la empresa prevé producir en el 2020. P-12-15 Con el auspicio de: Julio 04

8.64 $us/MMBTU

WTI ($us/BBl de petróleo)

Precio / gas boliviano p/ Brasil

Julio 07

Precio / gas boliviano p/ Argentina

Julio 08

Julio 09

Julio 10

Julio 11

103.7 103.5 103.4 102.2 102.9 100.8

Precio / diésel internacional Precio / gasolina internacional

10.17 $us/MMBTU 9.24 Bs/lt 8.89 Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 15/07

4.09 dollars per million BTU

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

EMPRESA

CARLOS CABALLERO: ‘80% DE SERVICIOS SE DIRIGEN AL SECTOR ENERGÉTICO’ Desarrollan la Planta Gran Chaco y la hidroeléctrica Misicuni, además de exportar recipientes a presión y estructuras metálicas prefabricadas a Perú y Argentina.

P-20

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16 al 31 de Julio | 2014

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EDITORIAL DIRECTOR: MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com

¿Y el Shale gas?

Staff

A

pesar de que no se cuenta con una política de incentivos para la exploración y producción de hidrocarburos no convencionales, no se puede negar su existencia y menos la factibilidad de su producción, incluidos los beneficios económicos para el país.

Este no es un tema nuevo, pero vale la pena insistir en prestarle atención, sobre todo en un momento en que debemos preguntarnos si la política exploratoria es la mejor y la que nos generará la seguridad energética y el volumen de ingresos necesarios para sostener el crecimiento del país.

Los ejemplos de éxito abundan en Estados Unidos, Europa y Asia. Estados Unidos es el país con mayor experiencia en exploración y producción de shale gas y ha sido imitado por muchos otros países como Polonia, Dinamarca, Alemania, Hungría, Holanda, Portugal, Rumania, España, Suecia, México, nuestro vecino Argentina con Vaca Muerta, Brasil y el Reino Unido.

En el caso de este último, el gobierno se planteó el año pasado la reducción de una tasa impositiva sobre ingresos de producción del 30%, sobre la tasa tradicional del 62% que pagan la mayoría de las petroleras que operan en territorio británico.

El gobierno, que se tomó muy enserio el potencial del

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

gas de esquisto, ha decidido crear las condiciones adecuadas para que la industria intensifique inversión y tecnología en su recuperación.

Parte de esta nueva política incluye otros incentivos financieros y medidas que estimulen la inversión que generarán unos 21 mil millones de dólares en gas de esquisto y generarán miles de puestos de trabajo en la industria. La industria del shale gas representó cerca de 600 mil puestos de trabajo y pagó casi 20 mil millones de dólares en impuestos el 2012 solo en el Reino Unido.

En los Estados Unidos, la Agencia Internacional de Energía (AIE), emitió un informe indicando que la exploración y producción de shale gas, ayudará a que el país se autoabastezca de manera independiente al 2030, lo cual no es un objetivo menor.

En México, la exploración y producción de no convencionales fue incluida en la Estrategia Nacional de Energía del 2017 al 2023, en tanto que China, el mayor consumidor mundial de energía, estima reservas en su territorio equivalentes al 3% de la producción de gas proyectado al 2015 y más de 60 mil millones de metros cúbicos de producción para el 2020.

Por tanto, insistimos, ¿y el Shale gas en Bolivia, qué? ▲

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

Tiene una larga trayectoria como profesional especializada en la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía de Colombia. Graduada de la Universidad Santo Tomás en administración de empresas y economía. Cuenta también con un postgrado en ciencias económicas con énfasis en el área de finanzas, con gran experiencia en la formulación, ejecución y evaluación de planes, programas y proyectos.

En el Informe macroeconómico de ALyC del año pasado se sostenía que la supresión del crecimiento en las economías avanzadas conduciría a tasas de crecimiento a medio plazo inferiores a las registradas en los años anteriores a la Gran Recesión de 2008. Si bien las perspectivas para la economía global para 2014 parecen algo más favorables, las proyecciones de base para América Latina y el Caribe no han cambiado.

Martha L. Vides, coordinadora de hidrocarburos de Olade

La recuperación global y la normalización monetaria - BID

La frase Alfredo

El presal ya Renault, Superintenno es un dente de Oil & proyecto para Gas de ONIP de Brasil el futuro. La producción actual muestra que ya es una realidad en el sector petrolero de Brasil p 15

Resumen de la edición

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YPFB masifica provisión de gas natural para La Paz Este año se invirtió $us 48,7 MM en la instalación de 42.400 conexiones de redes de gas domiciliario.

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Pemex deberá asociarse en offshore y no convencionales Ven como aspecto positivo de la Reforma Energética la transformación en empresa productiva del Estado.

18

Gestionan la cuarta reserva de biósfera a nivel nacional La mancomunidad de municipios del AMNI Río Grande y Valles Cruceños impulsa la conservación de áreas.

21

LAE desarrolla plan de responsabilidad social empresarial Está orientada al compromiso de la educación con niños de las comunidades aledañas a sus operaciones.

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Breves

Después de tres años de comercializar los vehículos ZNA (Zhengzhou Nissan Automobile), la importadora Rodaria obtuvo la representación autorizada de esta marca china en Bolivia, según un comunicado de esta compañía.

“Al ganar este nombramiento, nos convertimos en la empresa que garantiza el suministro de piezas y repuestos para atender a todos los clientes que adquieran o hayan adquirido vehículos ZNA”, señaló Hjalmar Cortez, gerente general de la importadora.

En días pasados en la ciudad de Beijing, China, la empresa Rodaria recibió el galardón a la excelencia como uno de los mejores distribuidores de la marca ZNA en la región, obteniendo de esta manera la re-

presentación de la marca en territorio boliviano a partir de julio de este año.

De acuerdo a la compañía, este galardón obtenido posiciona a Bolivia, mediante Rodaria, dentro de los tres mejores importadores de la región, compartiendo el título con Colombia y Paraguay.

Sin embargo, el mayor éxito para Rodaria es ser catalogado actualmente como el distribuidor autorizado y representante de ZNA en territorio nacional.

“Estamos muy felices de ser seleccionados como Distribuidor Autorizado de la marca ZNA para Bolivia, ya que con este reconocimiento se consolida a Rodaria como una empresa responsable y de gran trayectoria”, puntualizó Cortez.

Impartirán curso sobre balance de gasoductos El Instituto Boliviano de Normalización y Calidad (Ibnorca) realizará del 28 al 30 de julio, en Santa Cruz de la Sierra, un curso sobre balance de gasoductos y redes de distribución de gas natural, en el que los participantes podrán conocer aspectos relacionados a la problemática de los ductos en la industria de los hidrocarburos.

Son tres jornadas en el que se abordarán temáticas como cálculo del poder calorífico y la densidad, gas natural no contabilizado, robo de gas, unidades de medición, entre otras relacionadas a los sistemas de transporte y distribución de este recurso.

El curso será dictado por Héctor García,

consultor energético de una vasta trayectoria en la industria de los hidrocarburos de Argentina, además de haber trabajado como asesor sénior en Petrobras Bolivia del 2002 hasta el 2010.

Actualmente es director de Resources Energy Consulting y trabaja en el proyecto Balance Volumétrico Energético de Enargas con la consultora Axis Ingeniería.

El costo del curso es de $us 420 y se puede realizar el depósito en las cuenta del Banco Bisa. Si el pago es en bolivianos el número de cuenta es 0131674040 y si es en dólares 013167201-2, como también se puede realizar un cheque a nombre de Ibnorca.

Foto: goodnewsfinland.com

Rodaria es Representante autorizado de ZNA

La central de Wärtsilä estará conformada por cinco motores Wärtsilä 32TS.

instalarán una central eléctrica en el desierto La compañía finlandesa Wärtsilä construirá una central eléctrica llave en mano en Arabia Saudita, la misma será financiada por la firma Umm Al-Qura Cement Company.

Esta central, que se instalará en pleno desierto montañoso, cercano a la ciudad de Taif, a 50 grados centígrados, tendrá una potencia de 47 megawatt (MW).

“Reafirmamos una vez más la capacidad de las centrales Wärtsilä de operar en lugares remotos sin ver mermada su eficiencia”, destacó la compañía en un comunicado.

La central estará conformada por cinco motores Wärtsilä 32TS y una nueva versión del modelo Wärtsilä 32. Este último fue diseñado para funcionar con una eficiencia excepcional, incluso en condiciones ambientales extremas, tales como elevadas temperaturas y en altura.

No es el primer proyecto de Wärtsilä en Arabia Saudita, puesto que la empre-

sa cuenta con una vasta experiencia en el país de Medio Oriente, donde lleva instalados más de 1600 MW de potencia.

Además se destaca que esta nueva versión ofrece un menor consumo de combustible y cumple con las normativas de emisiones de NOx que establece el Banco Mundial EHS (Medio Ambiente, Salud y Seguridad, por sus siglas en inglés).

“Este motor fue diseñado para soportar condiciones extremas de calor, por lo mismo lo hemos denominado el motor sauna. El desarrollo fue el resultado de un gran compromiso y trabajo a largo plazo en cuanto a tecnología de motores”, señaló Lars-Åke Kjell, director regional de Wärtsilä Power Plants en el Medio Oriente.

“El contrato de Umm Al- Qura fortalece nuestra posición de liderazgo en Arabia Saudita, ya que hemos suministrado cuatro de las cinco centrales eléctricas presentes en la industria de cemento del país”, agregó el ejecutivo.

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energía renovable

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El desarrollo de un proyecto geotérmico necesita una definición de área, tiempos, obligaciones y derechos; para salvaguardar los intereses públicos, privados y del operador

“

Los retos para la geotermia, informe del BID

Análisis 2014 del banco interamericano del desarrollo

energía geotérmica mundial llegará a 12.5 Hasta el 2013 se registran 24 países como productores de este tipo de energía, con una potencia instalada de 11.770 MW. Entre los mayores generadores figuran Estados Unidos y a nivel Latinoamérica se encuentra México.

Potencia instalada en el mundo hasta el 2013 USA Filipinas Indonesa México Italia Nueva Zelanda Islandia Japón Kenia Costa Rica El Salvador Turquia Nicargaua Russia Papua Nova Guinea Guatemala Portugal China Francia Alemania Ethiopia Austria Australia Tailandia

Foto: elfinancierocr.com

Fuente: Los Retos para la Geotermia, informe del BID

TEXTO: lizzett vargas o.

L

a capacidad mundial instalada de generación de energía geotérmica llegará a 12.500 megavatios (MW) en 2015. El rápido agotamiento de los combustibles convencionales, así como el interés en las energías renovables y la necesidad de reducir las emisiones de CO2, están impulsando su crecimiento a nivel global, según un análisis del Banco Interamericano del Desarrollo (BID), al que tuvo acceso Reporte Energía.

Según el informe, hasta el 2013 se registran 24 países productores de energía geotérmica en el mundo, con una potencia instalada de 11.770 MW. Entre los mayores generadores de este tipo de energía figuran Estados Unidos (3.389 MW), Filipinas (1.848 MW), Indonesia (1.341 MW) y México (1.017 MW).

De esta capacidad de generación global, en Latinoamérica solo cinco países la producen, incluyendo México, Guatemala, El Salvador, Costa Rica, Nicaragua, generando una potencia instalada de 1.626 MW del total a nivel mundial.

Los países con mayor capacidad instalada generan más del 95% de la electricidad total con energía geotérmica.

De acuerdo al BID, la potencia instalada con esta energía crece con una tasa cons-

Planta geotérmica en el Parque Nacional Rincón de la Vieja, Costa Rica.

tante de 1 gigavatios cada cinco años. Por ejemplo el 2005 se registraba 9.064 MW y en el 2010 la cifra se sitúo en 10.716 MW. Para el 2030 la demanda energética de América Latina y el Caribe podría aumentar un 75%, al tiempo que la energía producida a partir de fuentes renovables, como la geotermia, podría representar la mitad de esa demanda total, según previsiones de este organismo.

Como puntos visibles, la energía geotérmica es encontrada en géiseres, volcanes, aguas termales, entre otros. Su principal fortaleza, es que dicha tecnología se

hace accesible las 24 horas x los 7 días de la semana, eliminando los problemas de variabilidad que se relacionan con otras tecnologías renovables como la solar y eólica.

Es una energía limpia ya que el vapor residual, después de generar energía eléctrica se puede condensar y reinyectar nuevamente al reservorio, para iniciar de nuevo el ciclo de producción energética.

Además se destaca su versatilidad, porque puede producir electricidad, suministrar agua caliente o uso indirecto industrial mediante la utilización de bombas de calor geotérmicas.

Total

3389 1848 1341 1017 876 842 664 537 248 207 204 167 149 82 56 48 28 27 17 17 8 1.4 1.1 0.3

11.770 MW

Uno de los principales factores en el sector de la energía geotérmica es el cambio climático, puesto que es prácticamente libre de gases de efecto invernadero y existe un gran potencial para mitigar las emisiones de grandes cantidades de CO2 y otros gases de efecto invernadero.

El BID se enfoca en los desafíos para el desarrollo geotérmico mundial, donde resalta que los gobiernos también juegan un papel importante en el impulso de esta industria, puesto que ellos son los llamados a fijar los incentivos para su inversión.

En este sentido, el informe señala que existen varias tipologías, adoptadas para dar soporte al desarrollo de los proyectos geotérmicos (GEO) o de las energías renovables en general.

Entre las más importantes figuran los periodos de gracia en el pago de los impuestos sobre la renta (3 años en EEUU; a 7 años en Filipinas; 10 años en Guatemala), además de la aplicación de créditos fiscales para las compañías que invierten o que producen tecnologías GEO (EEUU tax credit de 23 $us/MWh y 10% de la inversión).

A la vez señala la aplicación de reducción de los impuestos luego del periodo de gracia (Filipinas al 10%) y la exención de derechos de aduana (Guatemala, Kenia, Filipinas) e IVA (Kenia) para las mercancías importadas para proyectos de producción de energía renovable.

Para impulsar la inversión en este sec-

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si logramos reducir las barreras a la exploración, este recurso renovable podrá contribuir al suministro de energía en méxico de una manera sustentable y limpia

Walter Vergara, jefe de la División de Cambio Climático y Sostenibilidad del BID

.500 MW hasta el 2015 proyección hasta el 2015 Capacidad Instalada (MW)

±12.500

12.000

10.716

2013 11.772

10.000

9.064 7.974

8.000

6.866 5.831

6.000

4.764 3.887

4.000

2.000

0

1.300 105

210

1975

1980

377 1985

830

1.016

1990

1995

Cap. instalada Mundo

1.162

1.377

1.468

2000

2005

2010

2013 1.626 2015

Cap. instalada en LAC

CRECIDA CONSTANTE: DE 1 GW CADA 5 AÑOS Fuente: Los retos para la geotermia, informe del BID

tor, sugieren dar suficiente tiempo para realizar la actividad de exploración y recuperar la inversión. Normalmente la fase de exploración implica de 2 a 6 años y la duración de explotación fluctúa entre 25 a 50 años.

Para mitigar el riesgo del operador y facilitar la expansión o la puesta en operación de nuevas plantas geotérmicas, pueden operar directamente (compartiendo riesgo en la exploración) o indirectamente

(fomentando las inversiones con políticas fiscales y energéticas favorables).

Para ello se requiere una normativa adecuada y seguridad jurídica, considerando las actividades, los tiempos y riesgos.

“El desarrollo de un proyecto geotérmico necesita una definición de área, tiempos, obligaciones y derechos; para salvaguardar los intereses públicos, privados y del operador”, remarca el informe. ▲

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energía renovable

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bid impulsA desarrollo de 2 GW adicionales en méxico La Secretaría de Energía de México, Nacional Financiera, la empresa Münich Re y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) anunciaron la firma de un Memorando de Entendimiento (MoU, por sus siglas en inglés) para promover el desarrollo de la energía geotérmica (GEO) en ese país.

Según la Secretaría de Energía, con el esquema que se deriva de este MoU se podrían desarrollar hasta 2 gigavatios (GW) adicionales hacia 2020. El potencial estimado de esta fuente de energía a largo plazo es de 9 GW. Como parte de la alianza, las partes buscarán explorar el desarrollo de mecanismos para hacer frente a las barreras financieras que frenan el desarrollo de proyectos de energía geotérmica por parte del sector privado, a través de soluciones innovadoras de gestión de riesgos.

Los socios anunciaron que la alianza explorará el apoyo para la creación de un “Fondo de Seguro de Riesgo de Exploración Geotérmica”, que tendría por objeto servir de base de cooperación entre cada una de las partes, para el desarrollo de soluciones de carácter finan-

ciero para el desarrollo de la geotermia en México.

Los socios anunciaron que la alianza será un eje fundamental de la Facilidad de Financiamiento y Mitigación de Riesgo Geotérmico, un proyecto liderado por la Secretaría de Energía y la Nacional Financiera (NAFIN) con financiamiento del BID y del Clean Technology Fund, que está en preparación.

Al anunciar la alianza, Pedro Joaquin Coldwell, Secretario de Energía de México, afirmó que “existe una necesidad de diversificar fuentes de energía para el sector eléctrico en México y la geotermia puede jugar un papel clave en asegurar esta diversificación con fuentes de baja emisión de gases de efecto invernadero”.

Por su parte, Walter Vergara, jefe de la División de Cambio Climático y Sostenibilidad del BID, aseguró que “el potencial de generación con fuentes geotérmicas en México es considerable y, si logramos reducir las barreras a la exploración, este recurso podrá contribuir substancialmente al suministro de energía en el país de una manera sustentable y limpia”.

aspectos técnicos Energía geotérmica. Es un proceso natural renovable, mediante el cual se aprovecha el calor generado en el centro de la tierra (magma) para producir vapor a unas condiciones de presión y temperatura determinadas, que le permiten

impulsar un sistema compuesto por una turbina de vapor acoplada a un generador de energía eléctrica. Es necesario que la energía térmica sea almacenada y concentrada (T ≥ 150º C) en rocas permeables y cercanas a la superficie (1-3 km).

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Al igual que otros servicios básicos, el gas domiciliario es un derecho constitucional que tiene la ciudadanía paceña y es el proyecto social más importante del gobierno

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Carlos Villegas, presidente de YPFB Foto: AN -YPFB

especial la PAZ TEXTO: LIZZETT VARGAS

L

Este 2014 invertirán $us 250 millones en instalaciones de gas en todo en el país.

anuncian una mayor cobertura de este servicio en corto tiempo

en siete años INSTALARON más de 167 mil CONEXIONES de gas en la Paz Para este 2014, YPFB invertirá $us 48 millones en provisión de gas domiciliario en este departamento. Inauguraron redes en Villa Victoria, Chasquipampa y Patacamaya.

“Al igual que los servicios de agua, luz, alcantarillado y otros, el gas domiciliario es un derecho constitucional que tiene la ciudadanía paceña y representa el proyecto social más importante del gobierno que beneficia al pueblo boliviano”, remarcó el presidente de YPFB. Cabe resaltar que la instalación de gas

YPFB INICIARÁ EL PROYECTO GNL EN 27 POBLACIONES 27 poblaciones intermedias donde no llegan los gasoductos convencionales, se beneficiarán en la primera fase del proyecto Gas Natural Licuado (GNL), informó YPFB. La Planta de Gas Natural Licuado se construye el departamento de Santa Cruz con una inversión de $us 137 millones y concluirá en septiembre de este año.

El programa beneficiará, en su primera fase, a poblaciones intermedias como Desaguadero, Copacabana, Achacachi, Coroico, Guanay y Caranavi (La Paz); Llallagua, Uyuni, Tupiza y Villazón en Potosí, Huanuni y Cha-

llapata en Oruro; San Ignacio de Velasco, Ascensión de Guarayos, Cabezas, San Julian, San José de Chiquitos, Roboré y Mora en Santa Cruz; Trinidad, San Ignacio de Moxos, San Borja, Rurrenabaque, Guayaramerín, Santa Ana de Yacuma y Riberalta en Beni y Cobija en Pando.

Una vez concluida la primera fase se seleccionará las 100 poblaciones beneficiadas en ocho departamentos del país, anunció el vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera, según un comunicado de prensa de YPFB.

natural es gratuita hasta los 22 metros; toda la inversión está a cargo del gobierno nacional a través de YPFB. Para el beneficio de cada uno de los usuarios, Yacimientos invierte $us 1.900.

Según datos de la compañía estatal petrolera, hasta el 2005, en todo le Bolivia había 28.000 conexiones de gas domici-

liario; para el 2013, 330.000 familias tienen conexión de gas.

Desde el 2006, a nivel nacional, invirtió $us 408 millones hasta el 2013 y este 2014 destinará $us 250 millones para redes de gas en Bolivia y en este año incorporará a 130.000 familias al servicio de gas domiciliario. ▲

Foto: abi.bo

a Paz celebra sus 205 aniversario con más de 167.240 instalaciones domiciliarias de gas realizadas en los últimos siete años, periodo que abarca el proceso de la nacionalización de los hidrocarburos, informó Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), en el marco de la entrega de diferentes obras para este departamento.

Asimismo se anunció que para este 2014, la compañía estatal petrolera invertirá $us 48 millones en la instalación de 42.400 conexiones redes de gas domiciliario en el departamento de La Paz. Al respecto, el presidente de YPFB, Carlos Villegas, indicó que en el transcurso de “muy poco tiempo” La Paz alcanzará una cobertura significativa de este servicio.

“Esperemos que en los próximos meses una población mayor de paceñas y paceños gocen del gas natural para la cocina, ducha y calefacción. El objetivo de redes de gas es además de sustituir al GLP, permitir que paguen un precio menor a la garrafa de GLP y que mejore la calidad de vida; ese es el homenaje que hace YPFB a la efeméride del departamento de La Paz”, subrayó.

Con este objetivo, YPFB entregó conexiones de gas domiciliario en diferentes distritos, municipios y zonas de La Paz. Tal es el caso del distrito 8, barrio Villa Victoria, beneficiando alrededor de 5.760 habitantes.

En la zona Chasquipampa también se instalaron redes primarias, redes secundarias con una importante inversión de Bs 2.596.529 para 379 predios de este barrio, ubicado en la sede de Gobierno. A estas conexiones se suma el municipio de Patacamaya con cinco mil nuevos usuarios de gas domiciliario.

Por otro lado, Villegas adelantó que seguirán con este mismo trabajo en otras poblaciones de manera gradual, entre los que mencionó las zonas de Desaguadero, Achacachi, Coroico, Copacabana, Caranavi y Guanay.

La Planta de Gas Natural Licuado ubicada en la localidad de Río Grande a 50 kilómetros de Santa Cruz de la Sierra.

16 al 31 de Julio | 2014

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Se deberá dar continuidad al esfuerzo en petróleo convencional de bajo costo y concentrar inversiones en áreas de crecimiento de aguas profundas y petróleo no convencional

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Victor Rodríguez, ingeniero en geociencias de Pemex

9

petróleo & gas

PERSPECTIVAS TRAS LA REFORMA ENERGÉTICA

Pemex deberá asociarse en offshore, no convencionales y extra pesados Ven como aspecto positivo la transformación en empresa productiva del Estado, mayor autonomía presupuestal y de gestión, internacionalización, desarrollo de otras energías y fusión parcial con el Instituto Mexicano del Petróleo. en áreas de crecimiento, inversión en México, zona marginal hacia afuera y en proyectos energéticos altamente rentables (cogeneración).

Según Rodríguez entre los aspectos positivos que presenta la reforma energética mexicana se observa que Pemex sigue siendo propiedad del Estado en un 100% y que no se prevé una pronta bursatilización.

Asimismo se vislumbra la transformación en empresa productiva del Estado, mayor autonomía presupuestal y de gestión, internacionalización, desarrollo de otras energías, fusión parcial con el Instituto Mexicano del Petróleo, reducción de la carga impositiva, alianzas, asociaciones y posibilidad de celebrar contratos de servicios operativos.

Por otro lado en cuanto a los aspectos negativos para Pemex, emergentes de la Reforma Energética, se señala que esta compañía perdió todos sus privilegios, entre ellos la mayor parte de las áreas de exploración y tendrá que competir por los contratos, además que se reduce sustancialmente su participación en gas natural aguas abajo.

A su vez se muestra limitaciones a las limitaciones a la contratación de deuda, obligación de superávit financiero, limitación al pago de sueldos, pago de dividendos al Estado, desconfianza y falta de respaldo político, además que los diseñadores de la reforma no creen en la empresa pública, pero no pueden desaparecerla (pacto

TEXTO: franco garcía s.

E

n el nuevo contexto de cambios por la apertura energética que se comenzó a aplicar, Petróleos Méxicanos (Pemex) tiene claro el panorama y el camino que debe transitarse para mejorar sus posibilidades de crecimiento en exploración de hidrocarburos, que se enmarcan en reforzar su experiencia onshore de crudo y gas, aunque también en aguas someras, pero deberá necesariamente asociarse con otras compañías para incursionar en aguas profundas, no convencionales y extrapesados.

Esa la visión que propugnó Victor Rodríguez, ingeniero en geociencias de Pemex, en el último Congreso Internacional de Minería y Petróleo realizado en Colombia a fines de mayo pasado, presentación a la que tuvo acceso Reporte Energía, en la que se delineó algunos esbozos de la estrategia que deberá seguir la compañía mexicana en el nuevo contexto de regulación del sector hidrocarburos que afronta ese país.

Según el experto se deberá dar continuidad al esfuerzo en petróleo convencional de bajo costo y concentrar inversiones en áreas de crecimiento que tienen que ver con aguas profundas y petróleo no convencional.

Asimismo otras líneas de acción a seguir se enfocan en alianzas y asociaciones

Recursos prospectivos totales de méxico MMMbpce 112.8 52,6

34.5 25,6 8.9

78.3 27,0

60.2

Recursos convencionales

51.3

Recursos no convencionales

Total Porcentaje de recursos prospectivos

Áreas solicitadas 31%

Áreas no solicitadas 69%

político).

Por su parte se conoció que la Secretaría de Energía de México tiene hasta septiembre próximo para decidir que campos y áreas le dejará a Pemex, tomando en

cuenta además que la áreas que la compañía mexicana propuso revertir permitirían al Gobierno federal realizar 10 rondas de licitaciones de 20 mil kilómetros cuadrados cada una. ▲

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Petróleo & GAs

“

Debemos felicitarnos de que hemos concluido este proceso en los plazos fijados y ahora daremos paso a la realización de uno de los proyectos más importantes del país

“

Eleodoro Mayorga, ministro de Energía y Minas del Perú.

Se busca un cambio en la matriz energética de este país

Gasoducto Sur Peruano generará nuevo

El ducto recorrerá las provincias de Cusco, Apurímac, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna que contarán con gas natural p mercial, de generación eléctrica y en la industria. Entrará en operación en 56 meses aproximadamente y tendrá una capaci

D

espués que el consorcio formado por la empresa española Enagás y la brasileña Odebrecht se adjudicara la concesión del Gasoducto Sur Peruano (GSP), el ministro de Energía y Minas, Eleodoro Mayorga, destacó que ello marca el inicio de un nuevo polo de desarrollo para el sur del Perú que beneficiará a todo este país.

El GSP que tendrá una capacidad de 500 millones de pies cúbicos día (MMpcd), favorecerá a las regiones de Cusco, Apurímac, Puno, Arequipa, Moquegua y Tacna que contarán con gas natural para uso domiciliario, vehicular, comercial, de generación eléctrica y en la industria.

Con este proyecto se busca generar importantes ahorros en los usuarios, competitividad industrial y desarrollo económico.

“Debemos felicitarnos de que hemos concluido este proceso en los plazos que nos hemos fijado y ahora daremos paso a la realización de uno de los proyectos más importantes del país, que va a permitir sostener con energía limpia y de bajo costo el proceso de desarrollo de nuestros país, sobre todo en la región sur”, expresó Mayorga.

El titular del sector hidrocarburos, energía y minas explicó que este megaproyecto consiste en el diseño, construcción y operación de dos ductos, uno de gas natural desde Camisea hasta Ilo, y otro de líquidos de gas natural inicialmente desde Camisea hasta el punto de derivación hacia el sur, con la opción de llegar a un puerto en la costa.

El diámetro del ducto es de 30 pulgadas para gas y 18 pulgadas para líquidos.

El consorcio que se adjudicó el proyecto, denominado Gasoducto Sur Peruano, pondrá el ducto en operación por un costo de $us 7.328 millones, muy por debajo del precio máximo establecido en las bases de la licitación, que fue de $us 7.800 millones.

Se incrementarán las inversiones en sector energético Mayorga dijo que el GSP generará miles empleos y traerá consigo nuevas inversiones como la construcción de centrales eléctricas, la ampliación de la Planta de Separación de Malvinas, emprendimientos de distribución de gas natural en distintas ciudades, un poliducto y permitirá avizorar el desarrollo de la petroquímica en el sur.

“De todas estas inversiones al menos la mitad se ejecutarán en simultáneo con la construcción del GSP y la diferencia en los años posteriores a la puesta en operación comercial”, señaló.

Gracias a la disponibilidad de gas natural en estas regiones, Mayorga indicó que en el mediano plazo se beneficiará directamente a más de 600 mil viviendas en todo el sur del país, las cuales serán ejecutadas mediante las respectivas empresas de distribución de gas natural.

También apuntó que las plantas de generación eléctrica del Nodo Energético, adjudicadas a finales del año pasado, significarán una inversión conjunta de $us 700 millones.

El cambio de matriz energética que impulsará el GSP, debido al uso de gas natural en lugar de los combustibles líquidos que actualmente se usan, impactará favorablemente en el ambiente, debido a que el gas genera menos emisiones contaminantes y,

por ende, favorecerá la salud de las personas.

Además que, al tratarse de un combustible limpio y de bajo costo, las poblaciones altoandinas afectadas por el friaje (heladas), en el futuro podrán utilizar sistemas de calefacción para disminuir significativamente las afecciones respiratorias en niños

y personas de la tercera edad.

‘Gasocentro’ en Cusco Mayorga resaltó los avances realizados no solo en el proyecto de Gasoducto Sur Peruano (GSP), sino en la masificación del gas natural en Cusco, donde el gobierno regional cedió recientemente un terreno Foto: Proinversion Perú

TEXTO: Edén García s.

Mayorga (centro) acompañado de ejecutivos de Proinversión al momento de anunciar la adjudicación del gasoducto.

ruta del GSP

16 al 31 de Julio | 2014

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Da la posibilidad de que también nuestros hermanos bolivianos puedan integrarse a este ducto de gas y darle mayor dimensión al proyecto

“

Ollanta Humala, presidente de Perú

11

Petróleo & GAS

nuevo polo de desarrollo en Perú para construir el primer ‘gasocentro’ que abastecerá a la Ciudad Imperial.

Paralelamente al GSP se construirán las redes de distribución, a través de las cuales llegará el gas natural a los hogares en la ciudad del Cusco, además de abastecer a vehículos con gas natural vehicular (GNV).

El desarrollo de estas redes será por etapas conforme a un nuevo concurso que conducirá Proinversion.

El titular del MEM precisó que para ello, la empresa ya concesionada (con contratos ya suscritos con el Estado el año 2013) se compromete a construir la primera estación de servicios de gas natural y, en ese sentido, hizo una exhortación a todos los cusqueños para prepararse para la llegada del gas en diversas etapas y modalidades, según una estrategia integral que implementa el Gobierno Nacional. ▲

CIFRAS

7.328 MM/$US

700 MM/$US

es el costo del GSP, adjudicado al consorcio conformado por Enagás y Odebrecht. es la inversión prevista en las centrales eléctricas del Nodo Energético.

Foto: comunicacion.gob.bo

para uso domiciliario, vehicular, coidad de transporte de 500 MMpcd.

El presidente peruano busca dialogar con Evo para abordar una posible integración en el proyecto.

presidente Humala quiere que Bolivia se conecte al ducto El presidente peruano, Ollanta Humala, dijo que la construcción del Gasoducto Sur Peruano abrirá la posibilidad de que Bolivia conecte su red de gas y le de mayor dimensión al proyecto.

El gasoducto, que fue concesionado este mes para su construcción y operación a un consorcio integrado por la brasileña Odebrecht y la española Enagás, podría estar listo en 56 meses.

“Este es un proyecto que trasciende a

un gobierno”, dijo Humala en una entrevista con Reuters.

“Da la posibilidad de que también nuestros hermanos bolivianos puedan integrarse a este ducto de gas y darle mayor dimensión al proyecto”, añadió.

Sin embargo, el presidente dijo que todavía debe conversarlo con el gobierno boliviano de Evo Morales.

Entre los planes que baraja Perú también está la intención de convertirse en un

exportador de energía eléctrica a sus vecinos de Sudamérica, incluso con Chile, con quien recientemente superó un diferendo limítrofe marítimo.

“Perú por sus características geográficas, por su ubicación estratégica en la región, está destinado a ser exportador de energía, porque tenemos fortaleza en lo que es la construcción de centrales hidroeléctricas y porque tenemos gas en la zona sur y norte del país”, dijo el mandatario.

12

16 al 31 de Julio | 2014

especial presal

“

El excelente desempeño del presal brasileño también sobresale si se compara con otras importantes regiones productoras en el mundo

“

Petrobras

Luego de ocho años del primer descubrimiento en esta área

Petrobras logra récord de producción Foto: Petrobras

El 24 de junio se logró una producción de 520 mil BPD de petróleo en 25 pozos, que representa un 22% del total del volúmen extraído por Brasil. La compañía destacó el uso de nuevas tecnologías que reducen el costo y el tiempo en los trabajos de perforación.

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

La Cuenca de Santos aporta con el 53% de la producción en el presal.

TEXTO: edén García S.

L

a industria petrolera de Brasil celebra un nuevo hito histórico en el presal.

Petrobras anunció que el 24 de junio se alcanzó una producción de 520 mil barriles por día (BPD) de petróleo, estableciendo un nuevo récord a tan sólo ocho años del primer descubrimiento bajo estas capas salinas, según un informe de esta compañía al que tuvo acceso Reporte Energía.

Durante un acto de conmemoración por este logro, realizado en Rio de Janeiro, con la presencia de la presidenta Dilma Rousseff se indicó que de ese volumen, el 78% (406 mil BPD), corresponden a la parte de Petrobras y el resto a la contribución de las empresas socias de la compañía.

Para lograr este récord, Petrobras destaca que solamente necesitó de ocho años y la contribución de 25 pozos productores. La magnitud del resultado obtenido se percibe mejor, a través de la comparación con el propio historial de producción de la compañía.

Petrobras fue fundada en 1953 y fueron necesarios 31 años para alcanzar la marca de 500 mil BPD, lo que ocurrió a fines del año de 1984, con la contribución de 4.108 pozos productores.

Mientras, en el área conocida como el postsal de la Cuenca de Campos, donde el primer descubrimiento ocurrió en 1974, fueron necesarios 21 años para producir 500 mil barriles diarios de petróleo. Ese nivel de producción, alcanzado en 1995, contó con la contribución de 411 pozos productores.

El buen desempeño del presal brasileño también sobresale si se compara con otras importantes regiones productoras en el mundo. De acuerdo a Petrobras, en la parte estadounidense del Golfo de México, fueron necesarios 20 años tras el primer descubrimiento para lograr una producción de 500 mil barriles de petróleo por día, mientras que en el Mar del Norte, se llegó a ese nivel al cabo de diez años.

22% de la producción total en Brasil La explotación del presal representó el 22% de la producción operada de Petrobras en el mes de mayo en Brasil. Entre 2010 y

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Petrobras

“

La productividad media por pozo en operación comercial en el Polo Presal de la Cuenca de Santos ha sido en torno a 25 mil barriles BPD de petróleo

“

13

especial presal

n en el presal y supera los 500 mil BPD ubicación de la provincia presal

Cuenca de campos

Cuenca de Santos

Fuente: Petrobras

2014, los volúmenes promedios aumentaron diez veces, avanzando de 41 mil BPD (media de 2010) a 520 mil BPD. De los 25 pozos en operación en esta región, 10 están localizados en la Cuenca de Santos, lo que corresponde al 53% de la producción del presal, un total de 274 mil BPD. Los otros 15 pozos están localizados en la Cuenca de Campos y son responsables por el 47% restante, alcanzando los 246 mil BPD. La producción acumulada en el presal ya superó los 360 millones de barriles de petróleo equivalente (BPE).

Actualmente, Petrobras indicó que operan nueve plataformas en esta área, cuatro de las cuales producen exclusivamente en la capa presal, entre ellas las ubicadas en la Cuenca Santos como ser el FPSO (plataforma flotante de producción, almacenamiento y descarga, por sus siglas en inglés) Cidade de

Angra dos Reis, en el campo de Lula, el FPSO Cidade de São Paulo en el campo de Sapinhoá y el FPSO Cidade de Anchieta en el área de Lula Nordeste, mientras que el FPSO Cidade de Anchieta en el campo de Baleia Azul, se encuentra en la Cuenca de Campos.

Además de esas unidades, otra plataforma que contribuyó al récord logrado es la P-58, que entró en producción en marzo de este año, en el complejo denominado Parque das Baleias, en Cuenca de Campos.

Otras cuatro plataformas ya estaban instaladas desde hace algunos años en la Cuenca de Campos para la producción de petróleo del postsal.

“Por tener capacidad disponible, esas plataformas posibilitaron la rápida interconexión de algunos pozos perforados en horizontes más profundos, es decir, en la capa presal”, explicó la compañía.

Adicionalmente, Petrobras señaló que un sistema itinerante empezó a operar el 21 de junio en Iara, a través del FPSO Dynamic Producer, llevando a cabo una prueba de larga duración con la finalidad de investigar los reservorios del presal en esa área.

Productividad del presal supera la media mundial Los pozos ya instalados en el presal han presentado una productividad muy por encima de la media mundial, según la estatal brasileña.

La productividad media por pozo en operación comercial en el Polo Presal de la Cuenca de Santos ha sido en torno a 25 mil barriles BPD de petróleo, mayor que la registrada en el Mar del Norte (15 mil BPD) y en el Golfo de México (10 mil BPD).

Algunos pozos del presal de la Cuenca de

Santos presentan una productividad superior a 30 mil BPD, como el LL-11, en el proyecto piloto de Lula Nordeste, con un flujo medio de 31 mil BPD, así como el SPS-77 y el SPH-04, en el piloto de Sapinhoá, con una producción media de 34 mil BPD cada uno.

Otro ejemplo de esto es el FPSO Cidade de Angra dos Reis, que opera en el campo de Lula, en la Cuenca de Santos, donde solo cuatro pozos producen lo suficiente para prácticamente alcanzar la capacidad operativa total de la plataforma, de 100 mil BPD. Esta plataforma fue diseñada originalmente para producir con seis pozos, cada uno con una contribución media de 16 mil BPD. “Pero con la alta productividad de los pozos, que vienen presentando cerca de 24 mil BPD, muy por encima de lo previsto inicialmente, fueron interconectados solo cuatro pozos a la plataforma”. ▲

14

16 al 31 de Julio | 2014

especial presal

“

Alcanzar ese volumen de producción en ocho años supone una ‘hazaña’ y agregó que las reservas del presal representan una ‘riqueza inigualable’ para el país

“

Dilma Rousseff, presidenta de Brasil

Producción operada de petrobras en la capa del presal 500

Producción Acumulada

400

360 millones de BOE

24/Jun/2014 520 mil BPD 20/Feb/2014 407 mil BPD 20/Feb/2013 300 mil BPD

300

24/Sept/2012

Petrobras destacó que se ha perforado pozos en el presal en un tiempo cada vez menor, utilizando las mejores prácticas mundiales de seguridad operativa.

“Para tener una idea de la importancia de esta actividad, basta decir que cerca del 50% de las inversiones en el presal se dirigen a la construcción y evaluación de pozos”, explicó la compañía.

Con la experiencia adquirida y la introducción de nuevas tecnologías y mejores prácticas, el tiempo medio de perforación de pozos en el presal en los campos de Lula y Sapinhoá disminuyó de 126 días, en 2010, a 60 en el 2013, lo que corresponde a una reducción del 55%.

En esas áreas, ya se ha logrado duraciones cercanas a 30 días entre el primer y el último metro perforado (dry hole, conforme clasificación internacional).

Con esa reducción, la compañía logró un considerable ahorro de recursos, debido a la disminución de los días en operación de sondas.

El costo medio de perforación de un pozo es de aproximadamente $us 1 millón

por día, Petrobras ahorra en promedio $us 66 millones en la actividad de perforación por pozo en el presal. “Un avance significativo, teniendo en cuenta la magnitud que esa representa para el flujo de caja de Petrobras”, remarcó la compañía.

Ese buen desempeño es fruto del esfuerzo permanente de Petrobras para optimizar la actividad de perforación de pozos que es considerada crítica por incluir grandes inversiones.

Con el fin de mejorar aún más los resultados, Petrobras creó, el 2013, el Programa de Reducción de Costos de Pozos (PRC-Pozo), uno de los pilares del Plan de Negocios y Gestión (PNG) de la compañía para el período entre 2014 y 2018.

Durante los próximos cinco años, se invertirán unos $us 70 mil millones en la construcción de pozos exploratorios y de desarrollo de la producción en Brasil, monto que corresponde al 32% de las inversiones globales de la compañía previstos en su PNG y al 46% de las inversiones programadas para el área de Exploración y Producción en Brasil.

jun/14

fev/14

abr/14

out-13

dez-13

jun-13

ago-13

fev-13

abr-13

out-12

dez-12

jun-12

ago-12

fev-12

abr-12

out-11

211 mil BPD

dez-11

jun-11

fev-11

abr-11

out-10

dez-10

jun-10

ago-10

fev-10

abr-10

out-09

dez-09

jun-09

ago-09

fev-09

out-08

ago-08

0

abr-09

100

dez-08

Cuenca de Campos/RJ Cuenca de Santos Cuenca de Campos/ES Récord diario

La presidenta de Petrobras, Maria das Graças Foster, explica la importancia de este logro para Brasil.

Se reduce en 55% el tiempo de perforación de pozos

26/Dic/2010 114 mil BPD

ago-11

200

cifras

70 mil MM/$US

es la inversión prevista para la construcción de pozos en los próximos cinco años.

77 %

es el índice de éxito exploratorio que se registra en los pozos del presal y postsal.

rousseff ve oportunidad histórica para brasil

La presidenta de Brasil calificó como una “hazaña” lo obtenido por Petrobras en el presal.

Las reservas petroleras del presal abren “una oportunidad histórica” para el desarrollo de Brasil en todas las áreas, afirmó la presidenta brasileña, Dilma Rousseff, en el acto de conmemoración la marca de más de 500 mil BPD producidos en este horizonte exploratorio.

“Con el presal tenemos una oportunidad histórica sin precedentes tanto en el área social como en la económica”, afirmó la jefe de Estado, de acuerdo a un reporte de la agencia EFE. Rousseff aseguró que alcanzar ese volumen de producción en ocho años supone una “hazaña” y agregó que las reservas del presal representan una “riqueza inigualable” para el país.

La mandataria dijo que, además de impulsar la economía, las reservas multiplicarán las inversiones del país en salud y educación gracias a la ley que determina que las regalías del petróleo sean destinadas exclusivamente a estos sectores.

Recordó igualmente la ley que destina las riquezas del presal a un fondo de desarrollo y que impide que los recursos sean desperdiciados, así como la ley que determina que el 60 % de los equipos utilizados en la explotación de las reservas sean de origen brasileño, lo que impulsa la industria nacional.

Según Petrobras, el presal responderá por el 50% de los 4,2 millones de barriles que la empresa prevé producir en 2020.

15

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Petrobras

“

“

Éxito geológico obtenido en el 2013 fue del 100%

Más sobre el presal El presal es una secuencia de rocas sedimentarias formadas hace más de 100 millones de años en el espacio geográfico creado por la separación del antiguo continente Gondwana (comprendía la mayor parte de lo que ahora son Sudamérica, África, Australia, Antártida y la India).

En el actual contexto exploratorio brasileño, la posibilidad de encontrar un conjunto de rocas con potencial para generar y acumular petróleo en la capa presal se encuentra en la denominada provincial presal, un área con aproximadamente 800 km de largo por 200 km de ancho, situada en el litoral entre los estados de Santa Catarina y Espírito Santo.

Las reservas de esa provincia se sitúan a 300 km de la región Sudeste, que concentra el 55% del Producto Interior Bruto (PIB).

El área total de la provincia el presal (149 mil km2) corresponde a casi tres veces y media la del estado de Río de Janeiro.

Petrobras alcanzó un índice de éxito geológico del 100% en el presal en 2013.

Los 14 pozos perforados en la cuencas de Santos y Campos ese año, todos operados por la compañía, identificaron la presencia de petróleo.

Al considerar todos los pozos marítimos perforados por la empresa, tanto en el presal como en el postsal, el índice de éxito exploratorio llegó al 77%.

Solo entre enero de 2013 y marzo de 2014 Petrobras realizó 49 nuevos descubrimientos, de los cuales 15 fueron en el presal.

Los buenos resultados presentados por la estatal brasileña en la exploración de esta área se deben al dominio del conocimiento y a la excelencia tecnológica de la empresa en la exploración en aguas

Millones de barriles por día

360

MM/Barriles

es la producción acumulada de petróleo equivalente en las capas del presal.

Norte Pq. Baleias Sapinhoá Norte Iracema Sul Iracema Norte

Piloto de Sapinhoá Piloto de Lula NE

1,93 7% 2013

Lula Alto Lula Central Lula Sul Búzios I Lapa Lula Norte Búzios II

Lula Ext. Sul e CO de Sul de Lula Lula Oeste Búzios III Iara Horst Búzios IV

Crecimiento en el 2014: 7,5% ± 1p.p.

2014

2015

NE de Tupi Iara NW Sul Pq. Baleias Carcará Entorno de Iara

Florim Libra Júpiter Búzios V

4,2

Cómo restaurar 1.8 bi boe/año ?

3,2

Excedente de Cesión Onerosa

Pós -Sal

52% 2016

2017

2018

Pré -Sal

53% 2019

2020 Fuente: PNG 2014-2018

OPINIÓN Foto: Reporte Energía

pozos

fueron los necesarios para logar la producción de 520 mil BPD en el presal.

profundas.

“El aprovechamiento de la experiencia de la Cuenca de Campos, adaptando soluciones a las condiciones del presal de la Cuenca de Santos, sumado a la continua y masiva inversión en la adquisición de datos exploratorios, posibilitan una mejor caracterización de los reservorios y la reducción de incertidumbres en los proyectos de producción en esta área”, apuntó la estatal brasileña.

Los descubrimientos en el presal se encuentran entre los más importantes de la industria petrolera en todo el mundo, en los últimos 10 años.

Además de tener volúmenes potenciales muy significativos, las áreas descubiertas indicaron la presencia de petróleo de excelente calidad y alto valor comercial.

Producción y campos a operar al 2020 de petrobras

ras

25

especial presal

Solo entre enero de 2013 y marzo de 2014 Petrobras realizó 49 nuevos descubrimientos, de los cuales 15 fueron en el presal

Alfredo Renault, superintendente de Oil & Gas de ONIP de Brasil

‘Es solo el comienzo del gran potencial que representa el presal’ Esto es sólo el comienzo del gran potencial que el presal representa para el país.

En las primeras subastas, realizadas a finales de la década del 90 después de la apertura del merca-

do, fueron licitadas áreas, aún bajo el esquema de concesión, donde se hicieron los primeros descubrimientos del presal.

Son áreas que comenzaron la producción en los últimos años y los

responsables de los 500 mil barriles/día alcanzado en la capa presal.

Cabe destacar, que las áreas licitadas o contratadas representan menos del 50% del total de la capa presal, lo que significa que todavía

hay una gran región sin datos subterráneos, sísmicas o perforación.

El presal ya no es un proyecto para el futuro. La producción actual muestra que ya es una realidad en el sector petrolero de Brasil.

16

16 al 31 de Julio | 2014

“

petróleo & gas

El estudio de la ANH identificó como amenazas el incremento en el atractivo de otras regiones de Norteamérica, África y las demoras en las licencias ambientales

Reservas - Crudo

Millones de barriles

1.988

2.000 1.800 1.600

6,0

2.445

2.259 2.058

1.668 1.453

1.510

5,0

últimos 7 años

4,5

4,3

5,7

5,5

5,4

5,5

4,7 4,4

4,0

4,0

3,7

3,5 3,0

1.358

1.400

Incremento del 49% en los

5,5

Terapies Cúbicos

últimos 7 años

2.200

Reservas - gas 2.377

Incremento del 80% en los

2.400

“

Asociación Colombiana del Petróleo

2,5

1.200

Fuente: ANH- Ecopetrol

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005 2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2,0 1.000

Fuente: ANH- Ecopetrol

SEGÚN PROYECCIONES EN INVERSIONES EN EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN de hidrocarburos

Argentina y México, la mayor competencia Las debilidades y retos en materia competitividad para Colombia son la conflictividad social, el orden público, el tiempo requerido para solicitar permisos y la infraestructura. Pese a ello, es el país más atractivo para el negocio petrolero.

Inversión Extranjera Directa (Millones de $US)

TEXTO: franco garcía s.

L

a mayor competencia para Colombia en inversiones Exploración y Producción (E&P) de hidrocarburos provendrá de México y Argentina, señala un estudio de WoodMackenzie, que a su vez forma parte de un informe de competitividad en este rubro que toma en cuenta las tendencias y retos internacionales.

Esta información, difundida por la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), forma parte del resumen del Foro Colombia Competitiva, en el que se contó con la participación de Rosse Anne Franco, gerente de Global Markets de WoodMackenzie, Javier Betancourt, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Julio Cesar Vaca, asesor del Viceministerio de Energía y Alejandro Martínez, presidente de la ACP. También se incluye una revisión propia de publicaciones de reconocidos analistas internacionales y estudios realizados por la Asociación Colombiana del Petróleo.

Según Wood Mackenzie, en el caso de México, las oportunidades para participar más activamente en operaciones están dadas para las empresas con experiencia en recuperación adicional, en crudos extra pesados, áreas costa afuera y no convencionales en el norte del país.

No obstante, México afronta retos tales como la curva de aprendizaje para los actores institucionales, las comunidades y el medio ambiente para los campos con potencial de recuperación adicional y la escasez de agua, inseguridad y falta de infraestructura en los campos no convencionales al norte del país, se indica.

En el caso de Argentina en los últimos 18 meses se han dado señales favorables hacia una menor intervención estatal en el sector, como las modificaciones al pro-

16.772

El sector de hidrocarburos (Petróleo y Gas) representa

15.529

en promedio el 33% de la IED en Colombia 13.405 10.596

10.252 9.049

7.137

6.656

6.746 5.062

1.720 278 16% 2003

495 16% 2004

3.405

3.333

3.016 1.995

1.125 11% 2005

30% 2006

37% 2007

32% 2008

Total país

4.909

2.785

2.428

34% 2009

5.416

41% 2010

38% 2011

35% 2012

29% 2013 p

Oil & Gas Fuente: Banco de la República de Colombia

grama petróleo y gas “plus” que brinda incentivos fiscales a las empresas petroleras, resoluciones favorables frente a la compensación de Repsol por la intervención a esta empresa y los acuerdos recientes con otras compañías para inversiones del área Vaca Muerta. Sin embargo, aún existe incertidumbre económica que espera resolverse con las elecciones presidenciales de 2015.

Por su parte, un estudio de la ACP sobre el ambiente de inversión en Colombia, indica que en el portafolio de las compañías este país compite principalmente con Perú, Brasil, Argentina y Estados Unidos.

En el ranking 2014 de WoodMackenzie sobre competitividad regional, medido a través de su Asset Risk Index, Colombia se ubica como el 4to país más atractivo para inversión en Latinoamérica, resaltando como fortalezas la facilidad de entrada al negocio, la inviolabilidad de los contratos,

el Government Take, la baja intervención estatal y la estabilidad en tasa de cambio.

De otro lado, el estudio de percepción 2014 elaborado por Arthur D’Little muestra que Colombia cuenta con un atractivo general superior al de otros países de la región.

A su vez las estadísticas de la CEPAL indican que en América Latina, Colombia es el quinto país que recibe mayor flujo de inversión extranjera, después de Brasil, México, Perú y Chile (en ese orden).

Los estudios citados (WoddMackenzie, Arthur D’Little y ACP), coinciden en que las principales debilidades /retos de Colombia en materia competitividad con la conflictividad social, el orden público, el tiempo requerido para solicitar permisos y la infraestructura.

Para el gobierno colombiano “el sector minero energético es el gran aliado para el desarrollo del país” y el gran “reto de Colom-

bia es incorporar nuevas reservas”.

El desarrollo de la política petrolera se basa en el mejoramiento del factor de recobro, para lo cual se otorgaron incentivos en regalía, además de la exploración y explotación de crudos pesados, impulsados también mediante incentivos contractuales y de regalías.

A ello se suma la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales, para lo cual se ha venido ajustando la normativa contractual, fiscal, técnica y ambiental y la exploración y explotación de hidrocarburos costa afuera, cuyos términos contractuales fueron ajustados para la Ronda 2014 y se están estudiando incentivos adicionales como las zonas francas, pues los estudios del Gobierno Nacional indican que el offshore colombiano no es competitivo bajo el actual régimen fiscal y contractual. ▲

16 al 31 de Julio | 2014

“

en Latinoamérica se observó, en la década del 2010, políticas energéticas tendientes hacia la maximización del valor de recursos naturales más que en el aumento del State Take

“

Informe WoodMackenzie

Producción Equivalente

Promedio anual en miles de barriles de petróleo equivalente diario (KBPED)

1.101 976 849

741

209

191

178

153

128

119

114

105

659

648

639

633

1.147 203

186

1.216

528

525

529

531

2004

2005

2006

2007

588

2008 Petróleo

785

671

2009

2010

915

944

2011

2012

1.007

2013

Gas equivalente

Fuente: ANH

competencia petrolera para colombia Actividad Exploratoria

Km de Sísmica 2D Equivalente

No. de pozos exploratorios 28.529

30000 26.491

23.962 20.117

20000

18.206 16.286

10000

126

25.965

25000

15000

140 112

120

70

40

5000

75

56

60

9.970

115

99

100 80

11.896

131

35

20

0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Offshore

0

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Onshore

Pozos perforados

17

petróleo & gas Compañías tras retorno de corto plazo A nivel global, WoodMackenzie resalta que las compañías petroleras tienden a focalizar sus inversiones en proyectos que generen retornos de corto plazo, tales como cuencas emergentes probadas y maduras, aguas profundas en el Golfo de México, Brasil (PreSal), Oeste de África, y en yacimientos no convencionales probados y ricos en líquidos.

Para el 2014 encuestas como las de Barclays reflejan altos crecimientos de la inversión petrolera internacional, caracterizados por la perforación en zonas geológicas complejas en tierra firme y por la exploración y desarrollo de cuencas de aguas profundas (tradicionales y emergentes), con un incremento del gasto en E&P para 2014 del 6% frente a al año anterior.

Por otro lado en Latinoamérica se ha observado, en la década del 2010, una tendencia de las políticas energéticas hacia la maximización del valor de los recursos naturales más que en el aumento del State Take, reconociendo la necesidad de la inversión extranjera, de la mayor eficiencia de las empresas estatales y de la revisión de normas de contenido local.

Para Wood Mackenzie esta región a nivel mundial tendrá el mayor número de pozos no convencionales programados para 2014, con un total de 270 de los cuales 250 estarán en Argentina y los 20 restantes en Colombia, Brasil y México.

Le siguen Asia e India (165 pozos).

potencial para Ronda 2014 Frente a la Ronda Colombia 2014, en materia de áreas costa afuera se resaltó el aumento en el precio base disparador del derecho económico por precios altos y los aumentos del periodo de exploración a 9 años y el de producción a 30 años.

Según la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Colombia es el tercer país en Suramérica con mayor potencial de hidrocarburos en yacimientos no convencionales, después de Argentina y Brasil, y el potencial geológico del offshore, de ser probado, podría aumentar significativamente las reservas actuales de hidrocarburos.

El Gobierno es consciente de la alta competencia internacional, por lo que espera que con estos incentivos se atraiga un gran flujo e inversión, frente a los 3.000 bloques que se ofrecen a nivel mundial para exploración.

Cabe recordar, como lo indica Delloite, que en Brasil, Uruguay, Bolivia, Ecuador y Perú

se han venido realizando Rondas licitatorias en el E&P durante los últimos años.

El estudio de la ANH identificó como amenazas el incremento en el atractivo de otras Regiones Norteamérica, África y las demoras en las licencias ambientales, lo que puede reducir el interés por invertir en Colombia, así como también los crecientes conflictos sociales ya que retrasan la ejecución de los proyectos E&P en el país.

La ANH espera que estos esfuerzos de política exploratoria acerquen al objetivo de aumentar las reservas del país de 2.445 millones de barriles (MB) en 2013 a 5.520 MB en 2018, dejando el indicador reservas - producción (R/P) en 10 años.

Para la Agencia, ello implica una incorporación anual de reservas de 615 MB/año, de las cuales 240 MB vendrían de nuevas reservas y 375 MB por evaluaciones en campos existentes.

Foto: ANH de Colombia

Fuente: ANH de Colombia

La ANH espera que los esfuerzos de política exploratoria permitan aumentar las reservas petroleras de Colombia.

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medio ambiente

“

la creación de la reserva de biósfera se suma a los esfuerzos que se vienen realizando y que pretenden proyectar al mundo un escenario cultural y natural fascinante

“

Fundación Natura Bolivia

actualmente se cuenta con otras tres área reconocidas a nivel mundial

Bolivia gestiona la cuarta reserva de biósfera de altos valores naturales Fotos: Fundación Natura

La mancomunidad de municipios del Área de Manejo Natural Integrado (AMNI) Río Grande y Valles Cruceños impulsa la conservación de áreas de gran valor ecológico para Bolivia y el mundo.

TEXTO: franco garcía S.

P

ucará es uno de los ocho municipios que forman parte de la ecoregión de bosques Tucumano Boliviano (Valles Cruceños) que busca ser declarada como Reserva de Biósfera por la Organización de las Naciones Unidas para la Ciencia, la Educación y la Cultura (Unesco).

En esta ecoregión también está presente “El Fuerte”, un centro ceremonial incaico declarado por la Unesco como Patrimonio Cultural de la Humanidad, al que se suman otros valores arqueológicos, históricos y naturales que en conjunto pretenden integrarse a la red mundial de reservas de biósfera y de esta manera implementar un modelo de gestión que aporte a este tipo de iniciativas en el mundo.

Una reserva de la biósfera comprende un área de valor elevado por la riqueza en flora, fauna, diversidad en recursos genéticos, ecosistemas y paisajes, dignos de preservar sobre todo porque en ella interactúan poblaciones con una alto capital cultural.

La Unesco, a través del Programa “Hombre y Biósfera”, otorga un reconocimiento de categoría mundial, con la finalidad que el área contribuya a la conservación biológica, el desarrollo social y económico de sus habitantes, con un uso sostenible de los recursos bajo sistemas adecuados y, finalmente, que forme parte de una red mundial de reservas con investigación, conocimiento, enseñanza y capacitación a nivel local e internacional.

Actualmente Bolivia cuenta con tres áreas reconocidas a nivel mundial como reservas de biósfera, dos de ellas en el Departamento de La Paz (Pilón Lajas y Ulla Ulla) y la tercera en el Beni (Estación Biológica del Beni).

En esta ocasión, la propuesta solicitada a la Unesco será la primera en el departamento de Santa Cruz con una extensión de más de 800.000 ha, casi tres veces mayor a la Isla Mauricio (Mauritania), e involucra a ocho municipios: Vallegrande, Moro Moro, Pucará, Postrervalle, Samaipata, Quirusillas, Cabezas y Gutiérrez donde habitan más de 3.500 familias y 160 comunidades.

La mancomunidad de municipios del ANMI Río Grande Valles Cruceños, el comité impulsor para la gestión de consolidación de la reserva de biósfera y la Fundación

Participantes de la socialización de la propuesta de reserva biósfera Río Grande, Vallegrande.

“

Una reserva de biósfera beneficiaría a poblaciones locales, porque existiría una participación activa en la gestión de los recursos naturales, un uso racional en función a sus necesidades y a su cultura

“

Río del municipio de Postrervalle en el departamento de Santa Cruz.

Natura Bolivia, lideran esta iniciativa y que en términos históricos es el resultado de un proceso que inició en 1970.

Actualmente, el Comité Impulsor de la reserva de biósfera Río Grande, ha presentado la propuesta ante las autoridades nacionales y departamentales competentes.

Por otro lado se ha realizado todo el proceso de socialización de la iniciativa ante el nivel local en los municipios y comunidades, quienes a través de sus Orga-

nizaciones Territoriales de Base (OTB) han dado su respaldo a este proceso de gestión, con lo que se completa el ciclo de validación local.

Una reserva de biósfera beneficiaría en gran medida a las poblaciones locales, por la participación activa en la gestión de los recursos naturales, con un uso racional en función a sus necesidades y cultura; mayor capacidad de adaptación y resiliencia al cambio climático de las poblaciones actua-

les y futuras, mediante la conservación de los recursos genéticos y ecosistemas.

Además se prevé contar con mayor acceso a información y generación de conocimiento sobre prácticas exitosas y sistemas productivos mejorados para el desarrollo económico y generación de ingresos a través del desarrollo turístico, producto del reconocimiento internacional.

La Fundación Natura Bolivia, con el apoyo de la Unión Europea trabaja en alianza con los municipios y organizaciones locales de la reserva de biósfera Río Grande, y con los Acuerdos Recíprocos por Agua (ARA) como una estrategia para conservar bosques y agua para las comunidades.

En tal sentido, la creación de la reserva de biósfera se suma a los esfuerzos que se vienen realizando y que pretenden proyectar al mundo un escenario cultural y natural fascinante. ▲

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empresa expectativa a nivel nacional y posibilidades de exportación en sudamérica

Batebol presenta nueva línea de baterías para back up de energía La compañía se convierte en la primera fábrica en Sudamérica en producir este tipo de productos, tras tres años de investigación y desarrollo, con apoyo de expertos europeos que posibilitaron la transferencia de conocimientos.

TEXTO: franco garcía S.

L

a nueva línea de baterías estacionarias Toyo con tecnología AGM-VRLA, ideal para ser utilizadas en sistemas de respaldo (UPS) y el almacenamiento de energías alternativas, fue presentada por Batebol SA, compañía fabricante.

A diferencia de las baterías automotrices, éstas se caracterizan por almacenar grandes cantidades de energía y suministrarla a una potencia constante, además de ser instaladas en un lugar fijo.

La fábrica ideó este nuevo producto pensando en las empresas que precisan de la acumulación de energía de respaldo, tales como el sector de la banca, telecomunicaciones,

hospitales, oficinas de tecnología, industria energética, entre otras, señala un comunicado de la compañía.

De acuerdo a Federico Yriberry, gerente general de Batebol SA, estos sectores requieren de una batería confiable, que les asegure la energía en el momento que más se necesita.

La batería está diseñada para brindar mayor seguridad y evitar la corrosión por el paso del tiempo. En ese sentido, “la nueva Toyo ofrece un mejor rendimiento y una larga duración de hasta 10 años”, afirmó el ejecutivo.

El lanzamiento de esta nueva tecnología se logra luego de más de tres años de investigación y desarrollo, gracias a la transferencia de conocimientos por parte de expertos europeos, con lo que Batebol SA se convierte en la primera fábrica en Sudamérica en producir

este tipo de baterías.

Según Yriberry, anteriormente las empresas debían importar desde Europa, Asia o Estados Unidos estas baterías, lo cual representa un costo muy elevado.

Las perspectivas de mercado para Batebol se expanden, puesto que se planea consolidar proyectos de exportación hacia Paraguay, Chile, Perú, Ecuador y Venezuela en los próximos meses, donde hay una gran demanda motivada por el aprovechamiento de fuentes de energías renovables.

Con respecto a la proyección comercial en Bolivia, Yriberry manifestó que que algunas empresas ya implementan las baterías en sus sistemas UPS, entre ellos una reconocida entidad financiera, que instaló más de 2.000 unidades para garantizar el funcionamiento de su red de cajeros automáticos y servidores. ▲

características MAYOR PODER Posese válvulas reguladas, electrolito absorbido, fácil recarga, menor corrosión, larga duración y producto ecológico.

MAYOR CONFIANZA. Brinda dos años de garantía, respaldo en Bolivia y rápida disponibilidad.

TECNOLOGÍA. Se desarrolló un sistema de válvulas reguladas, que mantiene la recombinación de los gases en el interior de la misma, para ofrecer un mejor rendimiento.

Además, cuenta con el electrolito absorbido en sus separadores, que pueden soportar condiciones de uso más duras que una de electrolito en gel.

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empresa

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Nuestra visión es brindar soluciones integrales. en estos 15 años hemos desarrollado más de 2.500 obras y servicios ejecutados satisfactoriamente para diferentes rubros

Programas avanzados para culaquier soldadura y entrenamiento a operadores.

“

Diego Caballero, gerente general de Carlos Caballero

Cuentan con la máquina más grande de la Región que fabrica recipientes a presión

La compañía invirtió $us 2.5 MM en equipo especializado de soldadura.

15 años de presencia en la industria metalúrgica de bolivia

80% de servicios de carlos caballero apuntan al sector energético Fotos: Edén García / Reporte Energía

Entre sus grandes proyectos figura la Planta de Gran Chaco y la Central Hidroeléctrica de Misicuni. Actualmente la empresa exporta recipientes a presión y estructuras metálicas prefabricadas a Perú y Argentina.

Planta industrial de Carlos Caballero en Santa Cruz. En la actudalidad procesa 800 toneladas mensuales de acero.

TEXTO:Lizzett vargas o.

L

a empresa Carlos Caballero (CC), con base en Santa Cruz de la Sierra, cumplió 15 años de trabajo dedicado al diseño, fabricación y montaje de obras industriales para sectores como la agroindustria, electricidad, minería e hidrocarburos, siendo este último el que demanda actualmente el 80% de sus servicios, construyendo obras colosales en este rubro.

“Nuestra visión es brindar soluciones integrales, con esa perspectiva y en el transcurrir de estos 15 años hemos desarrollado más de 2.500 obras y servicios ejecutados satisfactoriamente para diferentes rubros”, afirmó Diego Caballero, primogénito del fundador y gerente general de la compañía.

Actualmente, Carlos Caballero cuenta con tres plantas industriales ubicadas en Santa Cruz y Oruro, la tercera está en Perú. La planta matriz de Santa Cruz, tiene una capacidad instalada de procesamiento de 800 to-

neladas/mes de acero. Esta dinámica permite exportar actualmente, recipientes a presión con estampa ASME y estructuras metálicas prefabricadas a Perú y Argentina.

“Ofertamos soluciones de ingeniería, fabricación y montaje para cualquier industria en Latinoamérica, bajo los más rigurosos estándares de calidad, exigencias técnicas y ambientales”, apuntó el ejecutivo.

En la actualidad, está inmersa en más de una veintena de proyectos privados y estatales de gran envergadura en el rubro energético y minero. Entre ellos se destaca el montaje de tanques esféricos para almacenamiento de GLP en la planta Gran Chaco y la construcción del horno (hot oil) para el Proyecto Itaú.

En el sector eléctrico participó en la ampliación de la Central Eléctrica Bulo Bulo y en la fabricación y montaje de la tubería forzada para la Hidroeléctrica Misicuni.

En el rubro minero se destaca por la implementación del gigante domo para la Mina San Cristóbal. Además de la fabricación del horno Ausmelt para la empresa Vinto y montaje de su edificio de acero. ▲

OPINIÓN Diego Caballero, gerente general de CC

Foto: Edén García/ RE

‘una vez aprobado el nuevo código minero esperamos una mayor participación’ ¿Cuáles han sido los principales logros en estos 15 años?

Son muchos, pero ahora estamos abocados en promocionar nuestra nueva Unidad de Obras y Montajes, que es algo distinto a lo que hacíamos antes, que era la construcción en la industria metalúrgica. Nuestra línea de tiempo está plagada de hitos nuevos que nos empuja y catapultan hacia nuevas retos y metas.

¿ En qué nuevos retos incursionará la empresa?

Bueno, tenemos muchas esperanzas de incursionar más en la minería, a partir de la aprobación del nuevo código minero, con el que se establecerán las reglas del juego. Esperamos que esto aperture nuevas inversiones.

Pero el acero está presente en todo tipo de industria, la idea es atender los problemas que ese rubro demande.

También queremos participar más en los proyectos de generación de energía eléctrica e hidroeléctrica. ¿Cuáles son las proyecciones que tiene Carlos Caballero como compañía?

La intención es generar unidades autónomas que sean controlables y que se asocien a un sinnúmero de nuevos negocios al vuelo que va tomando el sector, tal vez más qué crecer busca-

mos ser más eficientes.

Dentro de la línea de Responsabilidad Social Empresarial, estamos con la Fundación Educacional para el área técnica abocada a la manufactura del acero, en dibujo técnico, soldadura entre otros. Además de la construcción de una acería en el municipio de La Guardia, actualmente está en fase de montaje y esperamos su operación el 2015.

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PETRÓLEO & GAS 50 años de experiencia internacional

LAE de Energía consolida certificación de alta calidad TEXTO: lizzett vargas

L

a empresa LAE de Energía SA en Bolivia, del grupo Latinoamericana de Energía, tiene un sistema de gestión integrado en todos los países donde opera (multisitio), la cual fue nuevamente certificada en Bolivia por su alta calidad en sus operaciones (norma ISO-TS 29001:2003), lo que la convierte, en una empresa con una sólida presencia activa en el sector energético de América Latina.

La empresa LAE de Energía SA está en Bolivia tres años pero pertenece a un grupo internacional con más de 50 años de experiencia en la provisión de servicios a la industria energética, minera y de la construcción, con presencia en Argentina, Perú, Ecuador y México.

La compañía ofrece en Bolivia una amplia variedad de servicios, entre los que se destacan principalmente la operación de campos y plantas hidrocarburíferas, el mantenimiento de instalaciones de superficie asociadas al proceso, el mantenimiento de grandes tuberías de conducción de hidrocarburos, construcción de planchadas y caminos de acceso, soluciones en instrumentación y obras diversas. En Junio 2004, Latinoamericana de Energía certificó la Norma Internacional ISO-TS 29001:2003 , la cual es destinada a las organizaciones proveedoras de productos y servicios de las industrias petroquímicas, del petróleo y del gas natural para todas las empresas de este grupo, volviendo a certificarla en el 2010 y 2013.

Su sistema de gestión integrada le permitió la medición de su desempeño operativo, satisfacción del cliente interno y externo, ade-

El personal realiza inspección y mantenimiento de grandes tuberías de conducción de hidrocarburos.

Fotos: LAE de Energía SA

Suma tres años de presencia en Bolivia como proveedor de servicios al rubro energético, minero y construcción.

La empresa ofrece soluciones integrales en el campo energético, respetando el medio ambiente, la seguridad y la salud de las personas.

más de la aplicación de evaluaciones sobre el clima laboral. Entre otras implementaciones se destaca el programa de Responsabilidad Social Empresarial (RSE) en las áreas de influencia de sus operaciones. En esta línea, la compañía viene desarrollando el proyecto “LAE Educando Generaciones”, mediante el cual recientemente realizaron diversas actividades en la comunidad de La Peña, donde se donaron computadoras para la escuela de esta zona. Asimismo, los alumnos de promoción participaron en la redacción de diversos artículos, habiendo recibido los tres mejores una computadora portátil más sus prácticas laborales remuneradas en LAE de Energía (primer lugar); y cursos técnicos a su elección (segundo y tercer lugar). ▲

LAE de Energía realiza actividades de educación en las comunidades aledañas a sus operaciones.

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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)

103,17 103,32 105,09 105,02 105,04 107,2 107,49 107,52 106,95 106,64 107,08 107,95 106,83 106,64

108,43 109,21 110,55 109,18 109,83 112,18 113,15 113,42 114,02 114,25 115,19 114,55 113,62 113,74

jun 05, 2014 jun 06, 2014 jun 09, 2014 jun 10, 2014 jun 11, 2014 jun 12, 2014 jun 13, 2014 jun 16, 2014 jun 17, 2014 jun 18, 2014 jun 19, 2014 jun 20, 2014 jun 23, 2014 jun 24, 2014

jun 25, 2014 jun 26, 2014 jun 27, 2014 jun 30, 2014 jul 01, 2014 jul 02, 2014 jul 03, 2014 jul 07, 2014 jul 08, 2014 jul 09, 2014 jul 10, 2014 jul 11, 2014 jul 14, 2014 jul 15, 2014

Barrel)

107,04 106,49 106,46 106,07 106,06 105,18 104,76 104,19 104,06 102,93 103,61 101,48 101,73 100,56

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

8.89 Bs./Lt

DIESEL OIL

9,24 Bs./Lt

JET FUEL

7,69 Bs./Lt

Fuente: eia.gov

Fuente: ANH

ZINC $us/L.F.

COBRE $us/L.F.

BISMUTO $us/L.F.

3,1763

ANTIMONIO $us/T.M.F.

WOLFRAM $us/U.L.F.

PLATA $us/O.T.

ORO $us/O.T.

2

10,6141

0,9471

0,9435

18,8100

3

10,5687

0,9500

0,9448

3,1429

18,8700

1244,25

4

10,5347

0,9489

0,9435

3,1001

10,30

9500,00

16779,00

18,7600

1246,00

1244,75

5

10,5392

0,9430

0,9494

3,0842

18,8100

1244,75

6

10,4417

0,9355

0,9385

3,0209

10,30

9500,00

16779,00

19,0300

1254,00

9

10,4916

0,9544

0,9652

3,0241

19,1100

1255,00

10

10,4326

0,9559

0,9553

3,0368

19,0000

1253,50

11

10,3532

0,9480

0,9535

3,0341

10,30

9500,00

16852,50

19,2000

1262,50

12

10,3532

0,9453

0,9562

3,0502

19,3300

1261,75

13

10,2467

0,9315

0,9401

3,0259

10,30

9500,00

16884,00

19,5800

1273,00

16

10,2739

0,9360

0,9455

3,0547

19,6700

1281,75

17

10,2467

0,9485

0,9578

3,0438

19,5500

1264,50

18

10,2398

0,9521

0,9652

3,0565

10,30

9500,00

17323,00

19,7300

1269,00

19

10,2512

0,9512

0,9698

3,0527

19,9400

1282,00

20

10,2625

0,9557

0,9827

3,0740

10,30

9500,00

17334,00

20,6200

1310,00

23

10,2807

0,9689

0,9900

3,1298

20,7500

1313,50

24

10,2262

0,9793

0,9897

3,1289

21,1200

1323,00

25

10,2489

0,9702

0,9838

3,1253

10,30

9500,00

17312,40

20,7800

1312,00

26

10,1695

0,9707

0,9886

3,1461

20,8300

1311,50

27

10,1265

0,9698

0,9897

3,1638

10,30

9500,00

17334,00

21,0400

1315,25

30

9,9110

0,9655

0,9997

3,1543

20,8700

1313,00

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 17) 1,146.6 1,161.5 1,187.8 1,183.3 1,112.9 993.9 1,123.4 1,150.8 1,164.1 1,156.1 1,153.6 1,104.0 1,057.6 1,166.0 1,185.3 1,167.1 1,212.2

1,212.2

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

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

DEMANDA MAXIMA DE POTENCIA DE CONSUMIDORES (MW) EN NODOS DEL STI - (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 (JUNIO 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 21.7 45.2 50.6 5.3 12.7 7.0 25.4 44.4 20.8 3.0 1,170.8

Jul(al 17) 411.6 298.5 190.9 11.7 57.7 21.5 44.0 50.1 5.0 11.8 5.7 25.8 45.3 15.5 2.3 1,155.6

(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 11.1 20.4 27.3 2.4 6.4 2.9 11.0 21.4 11.7 1.0 574.2

Jul(al 17) 112.9 80.4 52.9 2.8 15.6 6.3 12.0 16.0 1.4 3.2 1.4 6.1 16.3 4.9 0.4 332.8

(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 22 de julio | santa cruz - bolivia

del 20 al 21 AGOSTO | santa cruz - bolivia

El enfoque del Curso es comprender y analizar la normativa técnico-legal de la Seguridad y Salud Ocupacional aplicable a la industria del petróleo y gas natural, con énfasis en operaciones de exploración, desarrollo y producción de hidrocarburos.

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.

Marco Legal de la Seguridad y Salud Ocupacional en el Sector Hidrocarburos

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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 (JUNIO 2014)

DIAS

GNV

112,84 112,61 112,62 111,03 110,84 110,18 108,98 108,7 107,65 106,84 106,2 105,77 104,73 104,73

Fuente: eia.gov

PrecioS FINALES AL CONSUMIDOR JULIO 2014

16 al 31 de Julio | 2014

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