Edición 128 Reporte Energía by Branko Zabala

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

Alto 'contenido local' en sector petrolero eleva el PIB en Brasil La principal responsable de ese incremento es Petrobras, que puso en marcha un plan de inversiones de $us P-22 220,6 mil millones hasta 2018.

Renace opción de exportación de LNG entre Bolivia y Perú

PETROLEO Y GAS

Foto: YPFB

Transacción accionaria de Transierra no afecta su calificación crediticia

P-20-21

PETROLEO Y GAS

ses pueden acceder a otros mercados, con excedentes de gas y restricciones futuras de precio y volúmenes en venta a Brasil y Argentina. P-30-31 Infografía: María Teresa Mariaca/ Reporte Energía

EXCLUSIVO. En entrevista con Reporte Energía, el ministro de Energía y Minas del Perú, Eleodoro Mayorga, afirmó que con el GSP ambos paí-

P-14

Urgen inversiones en midstream de México tras Reforma Energética Foto: elhorizonte.mx

Precio en: Bolivia Bs. 10 Perú S/. 10 Latinoamérica $us 10

Foto: incytde.org

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Nro. Del 16 al 31 de Agosto de 2014

PETROLEO Y GAS

WTI ($us/BBl de petróleo) Agosto 06

96.9

Agosto Agosto Agosto Agosto 07 08 11 12

97.3

Gas boliviano p/ Brasil

8.64

97.6

97.3

Gas boliviano p/ Argentina

10.17

$us/MMBTU

Diésel internacional

Gasolina internacional

9.21

8.86

Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 12/08

3.97 dollars per million BTU Fuentes: hidrocarburosbolivia.com, theice.com, anh.gob.bo

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OPINIÓN

Del 16 al 31 de Agosto de 2014

EDITORIAL

Miguel Zabala Bishop mzabala@reporteenergia.com

Director General Jefe de Redacción Periodista Periodista Redes Sociales Corresponsal USA Diagramación

Branko Zabala Ema Peris Kathia Mendoza Daniela Landívar

Gerente General Gerente Administrativa Gerente Comercial Ejecutiva de Cuentas

Contactos: redaccion@reporteenergia.com publicidad@reporteenergia.com info@reporteenergia.com suscripciones@reporteenergia.com

bución en toda la cadena del upstream, midstrean y downstream, en Bolivia. Claudia Cronembold, actual presidenta de la CBHE, cargo al que accedió por su participacion como presidente de Transierra, empresa a la que hoy ya no pertenece, es, sin embargo, la muestra de que el sector se encuentra pasando por un buen momento, ya que la presidenta del gremio que aglutina a los socios estratégicos y los prestadores de servicios

de YPFB en toda la cadena productiva, ha logrado fortalecer las relaciones entre el principal cliente del sector y los proveedores que tienen origen en Asia, Europa, Estados Unidos y Latinoamérica. Las empresas de origen puramente boliviano al menos la mitad, pero no por ello de menor peso en el sector, ya que con diferente participación en la industria, son las que brindan el anclaje local a las grandes o medianas compañías extranjeras que consideran a este país como un buen destino para su know how y recursos y finalmente, son estas empresas, las nacionales, las que hacen casi todo el trabajo por su sólida experiencia y recursos humanos de calificación mundial. Esta edición del medio especializado y vocero por excelencia de la industria, circula renovado los días del congreso de la CBHE 2014, cuidando siempre la seriedad y el profesionalismo que nos caracterizan en nuestro acompañamiento permanente de la industria. ▲

Resumen de la edición Expondrán tecnología energética alemana para minería del Perú

Producción de hidrocarburos de YPF aumentó en 15,5%

Argentina avanza a paso firme en la explotación de tight gas

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

“Esta edición del medio especializado de la industria, circula renovado los días del congreso de la CBHE, cuidando de mantener la seriedad y el profesionalismo”

El tight es una opción

Bolivia Equipetrol Norte, Calle I-E #175 Tel. (591-3) 341-5941 Santa Cruz de la Sierra, BOLIVIA

En el evento a realizarse el 23 y 24 de septiembre próximo participarán compañías de ambos países.

MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA

ASOCIACIÓN NACIONAL

Autoregulado por el Tribunal de Ética de la ANP tribunal@anpbolivia.com

PRENSA

DE LA

Las opiniones expresadas en Reporte Energía, no reflejan necesariamente el punto de vista de los editores. Reporte Energía no asume responsabilidad alguna por ninguno de los productos ni servicios anunciados aquí. La reproducción total o parcial de cualquiera de los artículos, secciones o material gráfico de esta revista está permitida mencionando obligatoriamente la fuente. Es política de Reporte Energía el mantener la independencia editorial respetando sus valores éticos. Por tanto, los artículos referidos a temas corporativos o de productos y servicios que no se identifiquen como tales, no corresponden a anuncios pagados.

Frases y destacados Quién es quién?

Este crecimiento corresponde al segundo trimestre del año, según un informe de la compañía.

Juan José Carrasco, director del CIER Anteriormente se desempeñó por 14 años como gerente de distribución de energía en UTE.

Publicación destacada

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

sólida que puede ayudar a compensar el declino de los grandes yacimientos.

Promoción del Desarrollo de la Geotermia Esta publicación del Banco Interamericano de Desarrollo muestra el potencial de esta energía en América Latina y el Caribe.

La frase destacada

Staff

on el amplio despliegue de la estatal YPFB en el tradicional congreso Bolivia Gas y Energía organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), sumado a la permanente presencia del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, la Agencia Nacional de Hidrocarburos y otras autoridades del poder central, se confirma el buen clima de relaciones por el que transita la industria de los hidrocaburos y la energía en Bolivia. Los días de las nacionalizaciones parecen haber quedado atrás, con la compra del 55,5% del paquete accionario de Transierra por parte de YPFB, que se quedó con las acciones que ostentaba la francesa Total E&P Bolivie y la brasileña Petrobras en la transportadora de hidrocarburos, que pasó a convertirse en YPFB Transierra, sumando así una subsidiaria más a la cadena de hidrocaburos controlada por el Estado a través de la “corporación” YPFB, dueña de yacimientos, plantas, ductos, refinerías y sistemas de distri-

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Buen clima de relaciones, entre privados y Estado

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Héctor García, consultor energético ‘Se debe comercializar el gas natural en unidades de energía en vez de hacerlo en unidades de volumen’

www.reporteenergia.com facebook.com/reporteenergia

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PETRÓLEO & GAS

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WORKSHOP de IGEF. SE REALIZARÁ EL 23 Y 24 DE SEPTIEMBRE PRÓXIMO EN LIMA

Empresas alemanas y europeas de energía que ofrecen o producen diversas tecnologías o sistemas para la generación de energía tanto renovables como convencionales. Empresas mineras del Perú con perspectivas de crecimiento, que tengan interés en el suministro energético eficiente y de alta tecnología para satisfacer sus demandas. Disertantes peruanos, que expondrán los aspectos técnicoeconómicos de los sectores de energía y minería en el Perú, así como su marco regulatorio. Disertantes alemanes, que presentarán diversas soluciones energéticas con tecnología de punta para el sector minero.

Foto: Archivo / Reporte Energía

Foto:arcoiris.com.co

Expondrán tecnología energética alemana para minería del Perú

Participantes

Eleodoro Mayorga, titular del MEM de Perú.

Las compañías mineras del Perú contarán en el workshop con opciones eficientes y económicas para asegurar el suministro energético de sus operaciones, planes de expansión o nuevos proyectos.

mineras activas en busca de las alternativas más eficientes y económicas para asegurar el suministro energético de sus operaciones, sus planes de expansión o nuevos proyectos.

TEXTO: franco garcía s.

l workshop: “Soluciones Energéticas para la Minería Peruana”, a llevarse a cabo del 23 al 24 de septiembre próximo en Lima, Perú, tiene como objetivo presentar las últimas tecnologías y el know how de la industria alemana del sector energía, en un escenario de intercambio de experiencias entre los disertantes y las compañías participantes. Este evento binacional reunirá por un lado a empresas alemanas que ofrecen tecnologías y sistemas de punta para la generación, almacenaje o transporte de energía eléctrica y desarrollan y ejecutan proyectos de energía renovable y convencional en diversos países. Las firmas alemanas comparti-

CIFRAS

Foto: Archivo / Reporte Energía

┣ Participarán compañías

80 TWh

RENOVABLES. El primer semestre de 2014 se convierten en la primera fuente de electricidad en Alemania.

rán los talleres con compañías mineras activas en el Perú en busca de las alternativas más eficientes y económicas para asegurar el suministro energético de su operación, sus planes de expansión o nuevos proyectos y que permitan garantizar la producción y comercialización de sus recursos mineralógicos. El contenido del evento será conducido por expertos de ambos países, los cuales presentarán nuevas tecnologías y sistemas de generación eléctrica, así como la situación global y local de los mercados energéticos y mineros, además de los aspectos técnicos, económicos y jurídicos para el desarrollo y la ejecución de proyectos energéticos, entre otros temas. El evento es organizado por las consultoras berlinesas Brücken Consult y Pflüger International

Contenido y objetivos

» Representación de la estructura técnica y económica de la matriz energética del Perú. » Panorama y situación del sector minero. » Potencial de las diferentes tecnologías para generación eléctrica orientada al sector minero. » Desarrollo e implementación de sistemas energéticos alternativos, convencionales o híbridos. » Desarrollo, manejo y ejecución de proyectos. » Matchmaking entre empresas alemanas de energía y empresas locales del sector minero con posibilidad de proyectos concretos. » Tecnología de punta para el sector minero.

Alemania tiene mucha experiencia, tecnología y financiamiento para proyectos mixtos.

Consulting, el IGEF (International Gas and Energy Forum) y la Cámara de Comercio e Industria Peruano-Alemana (AHK) y cuenta con el apoyo y reconocimiento del Ministerio de Energía y Minas de la República del Perú; del Instituto de Derecho Energético y de Competencias de la Universidad von Humboldt de Berlín (EWeRK) y de la Asociación Empresarial para América Latina en Alemania (LAV). En los últimos años Alemania ha conseguido lo que hace casi una década era solo un sueño: basar su suministro energético en sistemas regenerativos. La industria energética alemana ofrece sistemas de vanguardia que más allá de enfocarse en la

factibilidad, persiguen más bien superar los estándares de eficiencia y economicidad, haciendo a las energías renovables cada vez más competitivas. Esto sin perder de vista la evolución de los sistemas para la generación convencional de energía, puesto que empresas alemanas ofrecen al mundo generadores a diésel y turbinas a gas cada vez más eficientes y limpias. Conscientes de que por ahora no es posible prescindir ni de lo convencional ni de lo renovable, esta industria está dando los primeros pasos en los así denominados sistemas híbridos, los cuales ofrecen la combinación integrada por ejemplo de generación de electricidad fotovoltaica y a diésel

con el objetivo de ahorrar costos, respetar el medio ambiente y eliminar riesgos a la seguridad de suministro, aprovechando al máximo los potenciales energéticos de cada país. Asimismo, se deben considerar los últimos avances en el almacenamiento de electricidad, las tecnologías eólicas off shore, y los sistemas de redes inteligentes que están siendo constantemente desarrollados y mejorados, y sin perder de vista los sistemas revolucionarios tales como el proyecto “Power to Gas” que está siendo desarrollado en Alemania para generar gas en base a la electricidad. Para registrarse ingrese a www.gasenergyforum.org. ▲

PETRÓLEO & GAS

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VI FIGAS: ‘fortalecer la matriz energética’ ┣ El Foro especializado se

llevará cabo en la ciudad de Tarija del 19 al 21 de noviembre próximo. Se destaca la participación de ejecutivos de compañías, representantes sectoriales y expertos invitados.

TEXTO: franco garcía s.

a sexta versión del evento energético más importante del sur de Bolivia, a desarro-

Foto: Archivo / Reporte Energía

TARIJA. EL EVENTO TÉCNICO DEL AÑO

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El viceministro de Exploración y Explotación de Bolivia, Eduardo Alarcón, (1ro der) fue uno de los conferencistas destacados de la V versión del FIGAS.

LAS TRES ÚLTIMAS VERSIONES

2011

enfoque. Gas y Energía: Nuevas tecnologías, Investigación, Servicios e Innovación

llarse del 19 al 21 de noviembre de 2014, en Tarija, se enfocará en “fortalecer la matriz energética para el desarrollo”, con la participación de importantes y destacados expertos del sector hidrocarburos, energías alternativas, electricidad y

2012

2013

Lema. Servicios y suministros eficientes; oportunidades de negocio en cadena de valor de hidrocarburos

temática. Avances y Desafíos de la Nacionalización de los Hidrocarburos y Energía y la Visión 2025

con una mesa técnica dedicada a la energía nuclear. El Foro especializado se llevará a cabo como cada año en el Hotel Los Parrales y contará con la participación de expertos en petróleo y gas, electricidad y energías alterna-

tivas de diferentes países, además de las principales compañías que operan en Bolivia, quiénes además aprovecharán la ocasión para mostrar los avances de sus principales proyectos. El FIGAS produce información,

generada en la investigación y el análisis; recoge propuestas y experiencias a través de foros, congresos, reuniones técnicas o mesas de trabajo y aporta en la formación de recursos humanos de la industria del gas, petróleo, electricidad y todas las fuentes de energía posibles. El evento es organizado por Reporte Energía, IGEF y BZ Group con el apoyo de importantes empresas, instituciones y organizaciones civiles, profesionales, gremiales y empresariales. El FIGAS, es el evento pionero en su tipo en el sur del país y se lleva a cabo con marcado éxito en Tarija, desde 2009. ▲

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REFINERÍA. Entrará en operación en octubre próximo

Fotos: Archivo YPFB

Nueva unidad de crudo generará $us 198.5 MM para Bolivia ┣ La producción de diésel

se incrementará en la refinería Gualberto Villarroel, con lo que se generará ahorros al reducir la importación y subvención de este recurso e ingresos por concepto de IEHD.

CIFRAS

900

diésel. Es el incremento en la producción de este recurso, que será destinado al mercado interno.

Subvención. Este monto representa la subvención de diésel prevista para este año.

MM/Litros

MM/$us

Llegada de los equipos críticos destinados a la construcción de la nueva unidad.

TEXTO REDACCIóN CENTRAL

a nueva Unidad de Crudo 12.500 BPD (barriles por día) de la refinería Gualberto Villarroel, producirá desde octubre próximo, 20 millones de litros adicionales de diésel por mes, informó el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas. Todos los volúmenes incrementales se destinarán al mercado interno, garantizando de esta forma un mayor aporte de producción nacional para el abastecimiento del mercado, además que beneficiará al Estado, por ahorro en subvención y generación de Impuesto Especial a los Hidrocarburos y sus Derivados (IEHD) por más de $us 198,5 millones anuales, señala una nota de prensa de la estatal petrolera. “Iniciaremos las pruebas de esta unidad el 12 de septiembre e iniciar su operación normal en octubre. Va a permitir un ahorro de $us 155,3 millones por subvención y vamos a generar ingresos a favor del Estado boliviano por $us 43,1 millones por el IEHD, impues-

La capacidad de refinación alcanzará los 39.700 BPD en Gualberto Villarroel.

Los equipos son montados en las bases de hormigón ya construidas en la refinería.

to que beneficia a municipios y universidades y el impacto total para el país es de $us 198,5 millones sólo considerando los beneficios de subvención y generación de impuestos”, ponderó Villegas. Para YPFB, esta nueva planta marca un hito trascendental debido a que luego de 30 años y desde su puesta en marcha, el centro de refinación cochabambino no había sido modernizado. Gracias al aporte de su producción, Bolivia dejará de importar 20 millones de litros mensuales de diésel.

(American Petroleum Institute).

“En Cochabamba se está ampliando la refinería con una nueva Unidad de Crudo que va a permitir procesar 12.500 barriles por día (BPD) y vamos a obtener a partir de octubre una producción nueva de 20 millones de litros de diésel y 60 toneladas métricas por día (TMD) de GLP”, subrayó el presidente de la estatal petrolera. La nueva unidad incrementará la capacidad de procesamiento de petróleo crudo en un 45% en ese complejo refinero, procesando crudos de 59 a 61 grados API

PROCESO Actualmente la refinería cuenta con una unidad que procesa 27.200 BPD de crudo, pero sumado el nuevo módulo se llegará a procesar 39.700 BPD, explicó el gerente general de YPFB Refinación, Guillermo Achá. “La nueva unidad está constituida por varias torres de destilación y un horno que permite separar los derivados del petróleo que ingresan. En este caso se ha

orientado que esta unidad priorice la producción de diésel. A partir de su puesta en marcha vamos a tener una producción adicional de 20 millones de litros por mes. En esta Unidad de Crudo también separará otros derivados (GLP, gasolina liviana y gasolina media)”, explicó Achá. Añadió que el inicio de pruebas se realizará el 12 de septiembre y a mediados de octubre se iniciará la producción en esta planta para aportar volúmenes de diésel al mercado interno. ▲

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retorno. CARLOS VILLEGAS SERÁ UNO DE LOS DISERTANTES DEL EVENTO

Presencia de YPFB en congreso de CBHE demuestra cercanía ┣ El panel de clausura del VII

programa vii versión del congreso internacional bolivia gas & energía

Congreso, está reservado para las entidades gubernamentales a través de ejecutivos de empresas estratégicas del Estado y autoridades. Se vive un buen momento en las relaciones.

08:00- 17:00 Acreditación y entrega de materiales en instalaciones de la CBHE

TEXTO: franco garcía S.

Miércoles, 20 de agosto

emostrando un buen clima en las relaciones entre el Estado y el sector privado, se informó que el presidente a.i. de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, participará como disertante del VII Congreso Bolivia Gas & Energía, organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), situación que se concreta tras tres años de ausencia. La última vez que Villegas participó como conferencista de este evento fue en el III Congreso de la CBHE que tenía por lema: “Mercados e Industrialización, Promoviendo la Expansión Energética”. En Julio de 2010 Reporte Energía informó que desde principios de ese año y de manera gradual todas las subsidiarias de YPFB Corporación que estaban afiliadas a la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH) se retiraron de esta organización que aglutina a las empresas privadas del sector. Entre ellas se encontraban YPFB Chaco, YPFB Andina, YPFB Transporte, YPFB Refinación, Compañía Logística de Hidrocarburos Boliviana (CLHB nacionalizada), YPFB Aviación y Gas TransBoliviano (GTB). En ese momento, las relaciones entre la estatal petrolera y el ente que aglutina a las empresas privadas del sector petrolera se encontraban en su peor momento, por efectos de la medida de nacionalización de los hidrocarburos y diferencias en cuanto a visiones sobre el futuro de este sector, que motivaron incluso un comunicado gubernamental que rechazaba las aseveraciones de la CBHE. Además desde el 2011 YPFB organizó su propio Congreso denominado YPFB: Gas y Petróleo, teniendo en su IV versión el lema “Escenarios de la Industria del Gas”, y ninguna de sus empresas subsidiarias participó de la cita organizada por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía. Pese a mantenerse distantes las relaciones entre la estatal petrolera y la CBHE, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, estuvo presente en las anteriores versiones del Congreso Bolivia Gas & Energía, siendo el nexo con el Gobierno Central habiéndose generado reuniones de alto nivel para consensuar temáticas referidas a medidas para este sector. ▲

Martes, 19 de agosto

07:00 - 08:30 Acreditación y entrega de materiales en Los Tajibos 08:30 - 09:00 Bienvenida e inauguración del congreso a cargo del Presidente de la CBHE y de autoridades nacionales CONFERENCIA DE APERTURA 09:00 - 09:40 Políticas públicas globales para un sector energético sostenible (assessment) Christoph Frei – Secretario General del World Energy Council (WEC) TEMA I - GLOBALIZACION ENERGETICA 09:40 - 10:20 Integración eléctrica regional Sandra Stella Fonseca – Presidenta del CIER. 10:20 - 10:40 Refrigerio 10:40 - 11:20 Perspectiva Energética Mundial: Tecnologías de eficiencia energética José Antonio Vargas Lleras – Vicepresidente para América Latina y el Caribe - World Energy Council Latinamerican Committee (WEC LAC) TEMA II - DESARROLLO ENERGETICO REGIONAL 11:20 - 12:00 Nuevas reformas energéticas en México y Sudamérica Lennys Rivera - Coordinadora de Hidrocarburos en la Dirección de Estudios y Proyectos de OLADE. 12:00 - 12:40 Experiencias internacionales y Proyectos de Geotermia en la región David Sussman –Resource and Exploration Manager for Latin America - Energy Development Company

12:40 - 14:00 Almuerzo - Reconocimiento al CIER y BOCIER por su 50º Aniversario. TEMA III - MEGAPROYECTOS EN PETROLEO Y GAS 14:10 - 14:50 Argentina: Importancia del desarrollo del yacimiento Vaca Muerta (shale gas) para el mercado energético argentino y su impacto en la región Raúl García - Presidente de RGarcía Consultores. 14:50 - 15:30 Brasil: Autoabastecimiento y exportación del presal TEMA IV - EFICIENCIA ENERGETICA E INNOVACION 15:50 - 16:30 Proyecto de Eficiencia Energética desarrollado por Banco de Desarrollo de América Latina-CAF Hamilton Moss, Vicepresidente de Energía CAF 16:30 - 16:50 Refrigerio 16:50 - 17:10 Relación entre comunidades y empresas para una buena convivencia y la implementación de proyectos. Oscar Villadiego - Vicepresidente de Ecopetrol y Past Presidente de ARPEL. 17:10 - 17:50 Operaciones de “Shale Gas”: Lo que los Reguladores y Gobiernos de Latinoamérica necesitan saber David Santley, especialista en Petróleo y Gas - Banco Mundial 17:50 - 18:30 Benito Piñero - Presidente, ARPEL 20:00 Evento de confraternización “Noche Boliviana” Country Club “Las Palmas” Jueves, 21 de agosto TEMA V - GAS NATURAL Y PETRÓLEO 09:00 - 09:40 Perspectivas de la industria petrolera al 2030

David Johnston, Partner & Managing Director Daniel Johnston & Co. Inc. 09:40 - 10:20 Avances en la mejora de la eficiencia de Perforación: un enfoque integrado Julio E. Palacio, D&M Regional Drilling Domain - BRZ/ABC, Schlumberger Servicios de Petróleo Ltda. 10:20 - 11:00 Horacio Cuenca - Wood Mackenzie 11:00 - 11:20 Refrigerio TEMA VI - EXPERIENCIAS EN EL DESARROLLO NUCLEAR 11:20 - 12:20 Desarrollo de la tecnología nuclear y la nucleoelectricidad Lic. Juan Jose Gil Gerbino (Vice Presidente, División Proyectos Nucleares, INVAP) / Ing. Viviana Ishida (Servicios Nucleares, División Proyectos Nucleares, INVAP) Aspectos regulatorios para el desarrollo nuclear en Bolivia Leonardo Sobehart (Desarrollo de Nuevos Negocios, División Proyectos Nucleares, INVAP) 12:30 - 14:00 Almuerzo Ministerio de Hidrocarburos y Energía TEMA VII - ENTIDADES GUBERNAMENTALES 14:10 - 14:50 Seguridad Energética y Seguridad Social en el Sector Eléctrico Arturo Iporre – Presidente de ENDE. 14:50 - 15:30 Gary Medrano, director ejecutivo, a.i., ANH 15:30 - 15:50 Refrigerio 16:50 - 16:30 Ministerio de Hidrocarburos y Energía. 16:30 - 17:10 Carlos Villegas – presidente ejecutivo YPFB 17:10 - 18:00 Conclusiones y ceremonia de clausura a cargo de autoridades de Gobierno y presidente de la CBHE

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PETRÓLEO & GAS

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Diego J. González Cruz

OPINIÓN

Senior Associate E&P and Natural Gas, GBC Global Business Consultants.

‘Detrás de la venta de Citgo’ Ante el anuncio de PDVSA de negociar su filial de refinación en EEUU, el experto advierte que no hace falta únicamente contar con la oferta correcta, sino solventar las disputas legales que afrontará con el futuro comparador. Foto: descifrado.com

on motivo de los anuncios gubernamentales de negociar los activos de la estatal Petróleos de Venezuela, SA (PDVSA) en los Estados Unidos de Norteamérica, especialmente el sistema propiedad de Citgo, hemos considerado conveniente informar sobre los mismos. Citgo (nombre exacto: Citgo Petroleum Corporation) tiene su antecedente en la empresa Cities Service Company, fundada en 1910. El nombre CITGO data de 1965. La Occidental Petroleum la adquirió en 1982. En 1983 es vendida a la empresa The Southland Corporation propietaria de las gasolineras 7-Eleven. En 1986 PDVSA adquiere el 50% de los intereses de Southland Corporation en Citgo y en 1987 el 50% de la empresa Champlin en Corpus Christi. Ese mismo año forma un “joint venture” para operar la refinería Lemont. En 1990 PDVSA adquiere el resto de Citgo y Champlin. Entre 1990 y 1993 adquiere refinerías de asfalto en Georgia y New Jersey. En 1993 Citgo y Lyondell completan su “joint venture”. En 1997 adquiere el 100% de Lemont. Todo esto es manejado por PDV America, Inc, subsidiaria de PDVSA. Adicionalmente, tiene intereses de 50% en otras 3 refinerías: Saint Croix–Hovensa (por 272.000 b/d-hoy solo funcionando como terminal de almacenamiento), Sweeny (por 107.000 b/d-ConocoPhillips tiene el otro 50%) y Chalmatte (por 92.000 b/dExxonMobil tiene el otro 50%). Citgo vendió en 2006 su participación de 41,25% en Lyondell por 1.313 millones de $us ($us MM) también entregó en 2007 a NuStar Asphalt Refining las refinerías asfalteras Paulsboro (84.000 b/d),

“la venta no se refiere solo a las refinerías, también deberá englobar la deuda financiera y los Contratos de Suministros a otras refinerías”

Citgo tiene tres refinerías con capacidad para procesar 750.000 barriles al día.

Savannah (24.000 b/d) las cuales fueron vendidas por $us 550 MM. Es importante recordar que ese sistema de refinación se compró para asegurar la colocación de los crudos venezolanos pesados y extra pesados y de baja calidad por sus contenidos de metales y azufre en el más importante mercado del mundo, y de allí las grandes inversiones realizadas en las mismas para su adaptación, para obtener de ellas el mayor rendimiento de productos. Citgo tiene una capacidad de refinación de más de 750.000 b/d, en tres refinerías propias (Lake Charles, Corpus Christi y Lemont) y con 50% de intereses en las refinerías de Saint Croix (248 mb/d – con Hess), Chalmette (92 mb/d – con ExxonMobil), y Sweeny (55/29 mb/d - las 2 cifras por % en diferentes unidades - con ConocoPhillips). Los datos básicos de las refinerías propias son como sigue: Corpus Christi tiene más de 1.000 empleados, procesa 165.000 b/d y produce 4,2 millones de galones diarios de gasolina (15,9 millones de litros). Tiene un impacto económico anual en la población de Cor-

pus Christi, Texas de $us 625 MM. Lake Charles tiene más de 1.700 empleados y contratados, es la sexta refinería de los EE.UU. con una capacidad de refinación de 425.000 b/d. Produce 8,8 millones de galones diarios de gasolina (33,3 millones de litros). Tiene un impacto económico anual en la población de Lake Charles, Lousiana de $us 574 MM. Lemont tiene más de 800 empleados, una capacidad de procesamiento de 167.000 b/d. Produce 4,0 millones de galones diarios de gasolina (15,1 millones de litros). Tiene un impacto económico anual en la población de Lemont, Illinois de $us 350 MM. Posee una red de unos 200 terminales de embarque (50 propios) y sistemas de oleoductos para mercadear más de 10.000 millones de galones anuales de gasolinas, diesel, jet fuel y fuel-oil (heating oil) a lo largo de 24 estados de la Unión. Mercadea más de 600 tipos de lubricantes, y es un importante suplidor de productos petroquímicos. Hay que destacar que tiene 3 plantas propias y otras 5 contratadas para producir, mezclar y em-

pacar más de 85 millones de galones anualmente de lubricantes y grasas, bajo 4 marcas registradas que se venden en Estados Unidos y otros 38 países en el mundo. Tiene abanderadas 6.000 estaciones de servicios y tiendas de conveniencias, atendidas por 55.000 empleados. Al 14 de mayo 2014 la Energy Information Agency (EIA) de los EE.UU. informa que las importaciones de crudo de Venezuela totalizaron 689 mb/d, menos de la mitad a Citgo. Históricamente Citgo es un importador neto de crudos para sus refinerías y cumplir con los contratos de suministro. Ya en el Informe a la US Securities & Exchange CommissionSEC de 2004 mencionaban que Citgo compraba de PDVSA cerca del 50% de sus requerimientos, y el resto a terceros (principalmente 160 mb/d para Lemont, 155 mb/d para Lake Charles, 24 mb/d para Corpus Christi). En 2013 las compras netas de crudo y productos fueron de $us 3.941 MM (Informe del Comisario de PDVSA). Las refinerías de Citgo utilizan crudos canadienses, así como de México, Brasil, Colombia, Angola,

Libia, Gabón, Egipto, Rusia, Argentina y Ecuador; y lo impensable crudo de los Estados Unidos de Norteamérica. Dividendos y Deudas: Como lo indica el Comisario de PDVSA en su Informe 2013, desde 1998 a 2013 Citgo ha dado un total de dividendos de $us 9.357 MM, lo que desmiente el argumento del Gobierno de que sus resultados han sido negativos. También informa el Comisario que Citgo tiene una deuda de $us 1.543 MM, como parte de la deuda financiera total de PDVSA al 31-122013 de $us 43.384 MM. ¿Cuánto valen los activos de Citgo? Esta cifra no se puede obtener de los Informes de PDVSA, ni de los de Citgo, que fue una de sus razones para dejar de informar sobre los mismos a la US Securities & Exchange Commission-SEC desde 2004. PDVSA hoy no es una empresa transparente, y tendrá que darle esas cifras a los posibles compradores, y será cuando todo se sabrá. Por lo demás, hay que anotar que la venta no se refiere solo a las refinerías, también deberá englobar la deuda financiera, los contratos de suministros a otras refinerías y el posible comprador de Citgo deberá negociar los miles de contratos que se tienen con los propietarios de los terminales compartidos, con los cientos de distribuidores y los miles de propietarios de las estaciones de servicio y tiendas de conveniencias. Finalmente, hay que recordar que la venta de semejantes activos al unísono requiere de aprobaciones legales por las leyes anti-trust y otras, y si hay compradores extranjeros deben considerar la ley Patriota. ▲

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Ing. Héctor García

OPINIÓN.

Consultor Energético

‘Mercado interno de Bolivia debe medir el gas en BTU’s’ El experto plantea que se debe distribuir la energía real que cada usuario consume y además que los volúmenes de gas natural, se midan de acuerdo con las condiciones de presión de suministro, y poder calorífico.

e es muy grato retomar el diálogo sobre la problemática del control de los recursos gasíferos de Bolivia, para volver a plantear un tema que a pesar de haber sido analizado hace más de una década, las distintas alternativas de crecimiento del negocio del gas natural, no permitieron su implementación, por lo que aún se mantienen algunas pautas que no permiten hacer una distribución equitativa de la energía comercializada dentro del mercado interno de gas natural. No hay dudas de los avances logrados entre YPFB, los transportistas y los productores de gas natural, en lo que respecta al control del gas natural producido, transportado y entregado a los mercados de exportación hacia Brasil y Argentina, enmarcados en los contratos de Compra Venta firmados oportunamente, donde el gas natural se comercializa en unidades de energía, en función de los volúmenes y poder calorífico medidos en ambos puntos de entrega. En lo que respecta al mercado interno y al transporte de gas natural, históricamente estos segmentos se han comercializado en unidades de volumen. Esta diferencia de criterios generó un inconveniente en su origen, porque a partir de la llamada Capitalización, los responsables del transporte asumían que la operación a nivel contractual, estaba prevista para ser aplicada en unidades volumétricas exclusivamente. Las entregas al mercado argentino y a partir de 1999 al mercado brasilero generó la necesidad de facturar las entregas en unidades de volumen y energía, como exigencia de los respectivos contratos, no obstante en el mercado interno se continuó con el criterio

Las condiciones base de medición en Bolivia (cuadro 1)

Presión base de medición: Pb = 14,696 libras /pulgada2 (1,033 Kg/cm2) Temperatura base: Tb = 60° F (15,56°C) Poder calorífico superior base saturada Para determinar la energía es necesario conocer el poder calorífico del gas natural, por lo tanto la expresión será: Energía = Vb * PC = [Píe3] * [BTU/Píe3] = [BTU] Debido a que la unidad británica de energía [BTU] es muy pequeña, se utiliza como unidad el millón de BTU Energía = [MM BTU]

Fórmulas básicas utilizadas en la medición del gas (cuadro 2)

Vb = Vc * Fp * Ft * Fpv2, donde: Vb Volumen en condiciones base [píe3] Vc Volumen desplazado por el medidor (diferencia de estados) Fp Factor de corrección por presión (adimensional) Ft Factor de corrección por temperatura (adimensional) Fpv Factor de supercompresibilidad (adimensional) Fp = (Presión atmosférica + Presión manométrica)/ Presión base Ft = (Temperatura base / (t °F + 459,67) Fpv = Función de la calidad del gas (Se calcula a partir de la norma AGA N° 8)

original ya descrito. No se trata de hacer una crítica al modo de factura de ese mercado, porque el origen del mismo es común a todos los países productores de gas natural, cuando comienzan a desarrollar su propio mercado, dado que las empresas como YPFB, en sus comienzos desarrollaron las primeras redes de distribución dentro del ámbito de los mismos yacimientos, como fue el caso de Camiri, Monteagudo, Colpa, etc., es decir, los primeros consumos distribuidos eran para alimentar los barrios de viviendas donde habitaban los propios agentes de la empresa estatal. Como es lógico suponer esos consumos posiblemente no disponían de medidores y a medida que los barrios fueron creciendo, se convirtieron en ciudades, donde ya no solo vivían los agentes de YPFB, sino que aparecían nuevos usuarios residenciales, comerciales

“Cabe aclarar que hasta que no se migre a un sistema de facturación en unidades energéticas, no tiene mucho sentido hacer balances energéticos. y también industriales, lo que originó que se comenzaran a instalar medidores para el control de los nuevos usuarios ajenos a la propia empresa, donde las lecturas de los mismos no siempre se corregía por presión, temperatura, ni por poder calorífico. Este criterio no requería mayores controles, porque se trataba de

mercados insipientes, con volúmenes reducidos y en esos momentos resultaba más importante alimentar las necesidades de la población que tratar de optimizar el control de las cantidades entregadas. Con la apertura de las industrias y la alimentación a plantas de generación termoeléctricas, ya no era solo YPFB quien participa en el mercado, sino que surgieron otros protagonistas y la necesidad de determinar el destino del gas natural aportado por cada campo, con otro destino como el de la exportación, generó la necesidad de optimizar los sistemas de medición de cantidad y calidad del gas natural. A partir de 1999, los productores de gas natural, los transportistas, en conjunto con YPFB, desarrollaron un programa de cálculo de balance de gasoductos en unidades volumétricas y energéticas, lográndose de ese modo poder asignar correctamente la energía

aportada por cada yacimiento, discriminando correctamente las cantidades consumidas dentro del mercado interno, y el remanente de cada productor asignado al mercado externo. Posteriormente, con la nueva Ley de Hidrocarburos y la Nacionalización de los hidrocarburos, se modificaron las reglas del juego, pero no la necesidad del control de los recursos energéticos, asignados para el mercado interno y la exportación. Es por ese motivo que se prosiguió con las tareas inherentes al balance de los gasoductos, en forma volumétrica y energética y hoy podemos afirmar con plena seguridad que la tarea fue exitosa, porque a la fecha se continua aplicando el modelo de gestión del balance, ejecutado actualmente por YPFB, con el mismo resultado que permite garantizar la correcta asignación de la energía a cada mercado y a cada productor, con el consiguiente cálculo y asignación de las regalías correspondientes, que como sabemos se calculan en unidades energéticas. No obstante lo señalado precedentemente, no podemos decir lo mismo con respecto a la asignación correcta de la energía entregada a cada usuario del mercado interno, ni al control mediante balance de redes de distribución, para verificar fehacientemente, si el gas natural derivado hacia los usuarios finales, se corresponde con el gas entregado al mercado interno. Si bien habíamos expresado que en el origen del negocio, era admisible que la asignación de gas natural del mercado interno, por su magnitud podría medirse sin ajustar por presión, temperatura y calidad del gas, hoy día este merca-

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do ha crecido significativamente y está en el orden de 10.700.000 m3/ día (332 MM de pies cúbicos día), es decir un 18 % de la producción total de gas natural de Bolivia. Debido a ello, se estima que es el momento adecuado para normalizar la situación, (llamémosla heredada, si se quiere), pero que requiere de una actualización inmediata. Tal como se ha planteado en otras oportunidades, no se trata de una modificación tarifaria - de ninguna manera - sino más bien de distribuir la energía real que cada usuario consume y además que los volúmenes de gas natural, se corrijan de acuerdo con las condiciones de presión de suministro, y el poder calorífico que cada uno recibe. Debemos tener en consideración que todas las mediciones de ingreso y egreso de los gasoductos de transporte tienen sistemas de medición de última generación, que permiten corregir los volúmenes medidos, en función de la presión regulada, la temperatura del gas y la calidad del gas (cromatográficamente), por lo tanto es de determinación inmediata la energía del gas natural transportado. En lo concerniente a las mediciones de ingreso a las redes de distribución (city gate), están involucradas dentro de las mediciones del transportista, es decir que también se conoce la energía total distribuida. No ocurre lo mismo en las mediciones individuales dentro de la distribución, ya se trate de industrias, centrales térmicas, comercios y domiciliarios y el precio del servicio de transporte. En los dos primeros segmentos del mercado interno el volumen se calcula correctamente, mientras que las mediciones de baja presión, entre las que se ubican los comerciales y domiciliarios, normalmente no se corrigen por las variables señaladas, y la facturación es la resultante de las diferencias de lecturas de los medidores. Si bien, en este último tipo de usuarios no es fácil determinar precisamente la temperatura de medición por ejemplo, por ese motivo es habitual que se considere que en la corrección por temperatura se asuma como un valor igual a la unidad (Ft=1). En lo que respecta a la corrección por presión regulada, suele

Foto: anbolivia

Afirma que el modo actual de la facturación del gas natural en el mercado interno, puede ser modificada, de unidades de volumen a unidades de energía sin generar conflictos importantes en Bolivia.

El mercado interno de gas natural ha crecido significativamente, sumando 332 MMpcd, es decir 18% de la producción total de Bolivia.

“Este es el resultado de comercializar el gas natural en unidades de volumen, en lugar de hacerlo en unidades de energía”

no aplicarse siempre el factor de corrección, lo que significa incurrir en un error sistemático. Estos dos factores pueden ser asumidos por la autoridad de aplicación, como de poca relevancia dentro de los aspectos tarifarios, no obstante son una fuente de error que incrementa el Gas Natural No Contabilizado cuando se realizan los balances del sistema. Ocurre lo mismo con el poder calorífico del gas, cuando no se factura en unidades de energía, dado que las distintas zonas del país reciben gas de características variadas, en función de la calidad del gas natural suministrado, o de la ubicación de plantas de extracción de licuables que existen en el sistema. Se da el caso que aplicándose una tarifa uniforme sobre el volumen de gas natural comercializado en todo el mercado interno, cuan-

do el gas entregado es más rico, por idéntica cantidad de dinero facturado, se entrega más energía en una zona alimentada con un gas rico, comparada con otras zonas, que recibe un gas más pobre, es decir con menos cantidad de calor por unidad de volumen entregado. Este es el resultado de comercializar el gas natural en unidades de volumen, en lugar de hacerlo en unidades de energía, con lo que se genera una desigualdad o injusticia distributiva para unos usuarios, en beneficio de unos que reciben un gas más rico y en perjuicio de otros que reciben gas pobre. Y esta injusticia es mayor cuando los volúmenes son entregados a centrales térmicas o estaciones de GNV, que normalmente con el gas natural que reciben, realizan transformaciones y venden a sus clientes otras formas de energía, cuando la materia prime q reciben la pagan en unidades de volumen. Cabe aclarar que hasta que no se migre a un sistema de facturación en unidades energéticas, no tiene mucho sentido hacer balances de redes de distribución, especialmente balances energéticos. Todas estas reflexiones están avaladas por desarrollos teóricos, que no siempre son de fácil interpretación, para quienes son meramente usuarios del gas natural, pero simplificando lo expresado podemos señalar que el modo actual de la facturación del gas na-

“Es el momento adecuado para normalizar la situación, (llamémosla heredada, si se quiere), pero que requiere de una actualización inmediata” tural en el mercado interno, puede ser modificado, sin generar conflictos importantes, dado que Bolivia hoy dispone de profesionales con un amplio conocimiento de la materia que nos ocupa, para encarar las modificaciones sin ningún problema, y sin tener que recurrir al asesoramiento externo, como ocurrió la primera vez que se trató de normalizar esta cuestión. Por otra parte, los clientes naturales que adquieren gas natural boliviano, tienen también mercado interno, y en todos los casos sus ventas se realizan en unidades de energía o energía equivalente, lo que significa que existe bastante bibliografía disponible para facilitar su implementación. Veamos una reseña de las formular básicas utilizadas en la medición del gas natural (cuadro 2), para señalar las variables que intervienen en el cálculo del volumen y la

energía a facturar, donde se puede observar que estas variables, son normalmente conocidas, es decir no se requieren nuevos sistemas de medición, para implementar el cambio propuesto. Como puede observarse (cuadro 1), siendo habitual la determinación del poder calorífico en el sistema de transporte, solo resta revisar las reglamentaciones vigentes, modificando los reglamentos y todos los aspectos relacionados con la actual forma de facturación volumétrica, de modo que la nueva facturación resulte equivalente en dinero a lo que actualmente paga cada usuario. Otro aspecto que se debería revisar en la industria del gas natural en Bolivia está relacionado con el sistema de unidades utilizado para contabilizar la producción y comercialización del gas natural, dado que la legislación boliviana es muy clara en lo que respecta a este tema. El Decreto Ley N°15.380 del 28 de marzo de 1978 establece en su Artículo 1 (a) el uso en todo el territorio de la República de Bolivia del sistema Internacional de Unidades (SI), como único y de uso obligatorio. Este sistema, conocido también como Sistema Métrico es de uso legal obligatorio en Argentina, Brasil y en otros países de América Latina, por lo tanto se debería tratar de ir en la misma dirección de los países con quienes se mantienen relaciones de compra venta de hidrocarburos en general y gas natural en particular, de modo que se faciliten las transacciones y además se puedan hacer balances en unidades homogéneas de los movimientos de gas natural en toda la región, para obtener como resultado deseado, un conocimiento más transparente de la disponibilidad de la energía que fluye entre los países vecinos. Reitero lo dicho anteriormente, no se trata en este artículo de hacer ninguna crítica sobre los distintos sistemas utilizados en Bolivia, para medir y controlar los flujos energéticos que produce y comercializa, sino más bien, de aportar algunas reflexiones que puedan ser útiles para optimizar y acrecentar el conocimiento sobre la disponibilidad y el usos del gas natural en todos los países que integramos la región latinoamericana. ▲

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Carlos Alberto Lopes /Luis Eduardo Duque Dutra

opinión.

economista y consultor

economista es profesor adjunto de la Escuela de Química de la UFRJ

‘Brasil será exportador de crudo al 2020, pero requerirá gas de Bolivia’ Los analistas sostienen que su país no prescindirá del gas boliviano y que no compran más por falta de capacidad del Gasbol. Gran parte del fluido brasileño es asociado al petróleo y difícil de valorar por la distancia (Amazonía). Foto: foroenergias.com

e este lado de la frontera, el hecho de que los volúmenes de la reserva boliviana de gas natural aumenten levemente sugiere una pérdida de oportunidad por parte del país y el agotamiento de una alternativa que fue decisiva para diversificación de la matriz energética brasileña. Hoy, falta gas natural para atender el consumo y, aún por algún tiempo, continuará faltando. El resultado es un gas caro, entre los más caros del mundo, y la dependencia en relación a la importación, impacta sobremanera en la competitividad de la industria brasileña, en particular la industria química y petroquímica. Más de la mitad de la demanda brasileña es atendida por importaciones y fue el gas natural de Bolivia quién viabilizó la expansión y diversificación de su uso en Brasil. Gran parte del gas natural brasileño es asociado al petróleo, o difícil de valorar en razón de la distancia (es caso de los descubrimientos en la Amazonía). Después de la conclusión del Gasbol, la participación de la fuente saltó del 2% al 10% en la matriz. La reducción de la quema en los campos de petróleo y la colocación en producción de algunos campos off-shore de gas no asociado, fueron las opciones para el aumento de la oferta doméstica. En 2013, la importación del país vecino fue de 30 millones de m3/d en promedio y no bastó para complementar la producción interna de 41 millones de m3/d. Ante la imposibilidad de importar más gas por tierra y de la falta de descubrimientos significativos, la solución inmediata fue la construcción de terminales de regasificación del gas natural li-

La Terminal de Regasificación de GNL de Petrobras, en Bahia, comenzó a operar este año para atender el crecimiento de la demanda de gas en Brasil.

cuado. La terminal de Pecém opera desde 2008 y la de Guanabara desde 2009. El 2013, aproximadamente, 27 millones de m3/día fueron regasificados y, para 2014, la previsión de Petrobras es que este volumen alcance los 41 millones de m3/día; o sea, más de un tercio de incremento solamente en el año corriente. Una nueva terminal (en Bahía) comenzó a operar en enero de 2014 para atender el crecimiento de la demanda en el Nordeste brasileño y compensar la caída de producción de los campos más antiguos de la región. No hay duda que falta gas natural para Brasil. En el corto y medio plazo, no hay solución. El consumo no es sólo mayor en razón del elevado precio. Para empeorar, el incremento de la producción interna fue capturado por las plantas térmicas y por Petrobras y así continuará por algún tiempo más. En el último verano, la mayor sequía de los últimos ochenta años en el Sudeste de Brasil se sumó a la pérdida gradual de capacidad de

reserva hidrológica del sistema eléctrico integrado de generación. Como consecuencia, el gas natural se hizo indispensable para la seguridad del abastecimiento eléctrico en los próximos tres años. Además, la futura producción de la estatal ya tiene destino: sus refinerías y fábricas de fertilizantes. En 2013, su autoconsumo fue de 9 millones de m3/día, siendo 6 millones de m3/día destinado a las refinerías y 3 millones de m3/ día a las unidades productoras de fertilizantes. Para 2014, será casi el doble, sumando en total 16 millones de m3/día y todo el crecimiento será absorbido por las refinerías. Para 2018, el consumo de la empresa dará nuevo salto: alcanzará 27 millones de m3/día, de los cuales, 21 millones m3/día, serán para su consumo y 6 millones m3/día para fertilizantes. No sobrará mucho de la producción nacional para otros usos fuera de Petrobras y de las plantas térmicas y, así, no hay mucho espacio para el aumento de la deman-

da de gas natural. El 2013, por el comercio, industrias y residencias, se consumieron 39 millones de m3/día. Sin disponibilidad y con el precio elevado, el crecimiento previsto para 2014 es bastante moderado, cerca de 41 millones de m3/d. El 2018, la demanda prevista para la suma de estos segmentos de consumo puede llegar a 49 millones de m3/d, según la planificación estratégica de Petrobras y, si así fuera, sólo podrá ser atendido por el aumento de la importación de GNL. El 2020, la situación no estará mejor. Los depósitos del Pre-sal son ricos en petróleo, pero, el aprovechamiento del gas asociado es un desafío. El flujo del gas localizadoen pozo está a más de 200 km de distancia de la costa, abajo de 2000 metros de la línea de agua y conectado en reservorios de más de 5000 metros de la superficie submarina, lo que exige nuevas técnicas para la construcción de gasodutos y separación submarina. El campo de Libra (licitado el

año pasado) y el contrato del excedente de la cesión onerosa (firmado en junio pasado) garantizarán más de 15 mil millones de barriles de petróleo recuperables como mínimo. Pero, ellos sólo entrarán en producción, en el mejor de los casos, a partir de 2020 y, en Libra, antes, tendrá que ser encontrada una solución para la captura del carbono, cuyo contenido es bastante elevado (cerca de 20%). La dificultad para el mercado brasileño es aún mayor tras la suspensión de la XII Ronda de licitación promovida por la ANP (Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles) determinada por la justicia federal del Estado de Paraná. La precaución contra eventuales daños ambientales causados por el fracturamiento hidráulico en la explotación del gas no convencional fue lo que motivó la decisión. El paro, tras cinco años de espera, debido a la interrupción de las rondas tras los descubrimientos del pre-sal, la reanudación por la búsqueda de gas natural en las cuencas interiores de Brasil acabó por ser, más de una vez, postergada y eso no podía ocurrir en el peor momento. En resumen, no hay duda de que Brasil será un exportador neto de petróleo el 2020, una apuesta que nadie habría hecho hace diez años, pero lo mismo no puede decirse del gas natural. En ese escenario, nada indica que, alrededor de 2022, aún con todo el aumento de la producción doméstica, Brasil pueda prescindir del gas natural boliviano, al contrario, en ese horizonte, Brasil no compra más gas natural boliviano por falta de capacidad del Gasbol. ▲

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RELACIONES COMUNITARIAS. CON APOYO DE REPSOL BOLIVIA

Apicultores de Margarita con nuevas técnicas de producción Foto: Repsol Bolivia

┣ Los productores recibieron capacitación en fabricación de cajas para colmenas, el envasado de la miel y su exposición en puntos de venta. El apoyo a comunidades es uno de los objetivos.

TEXTO: redacción central

eis apicultores de comunidades guaraníes vecinas al campo Margarita recibieron capacitación el mes pasado en pos de reforzar sus conocimientos en la producción de miel con el fin de incrementarla, junto a sus derivados, para ingresar a nuevos mercados. La gira que duró tres días, fue realizada en Santa Cruz de la Sierra, y es parte del apoyo que brinda Repsol Bolivia al programa “Endulzar la Vida”, que se ejecuta hace 11 años. El apoyo a las comunidades con programas y proyectos sostenibles es uno de los objetivos de la empresa, por ello, la importancia de esta visita a diversos establecimientos relacionados con la cadena productiva de la miel, señala un boletín de prensa de esta

Tras tres días de capacitación los apicultores quedaron entusiasmados al percatarse que pueden obtener un mejor precio por su miel.

compañía. A principios de este año, la miel –que se comercializa bajo la marca Itika- obtuvo el registro sanitario del Servicio Nacional de Sanidad y Ganadería (Senasag) que certifica su calidad e inocuidad, y permite su venta en establecimientos comerciales. Esto marcó un nuevo desafío para los comunarios, que es aumentar su producción. Tras tres días de capacitación y recorrido por puntos de venta,

EL DATO

Apícola del bosque. Es la empresa dedicada a la comercialización de miel para el subsidio de lactancia y que se rige por las normas que establece el Ministerio de Salud.

los apicultores quedaron entusiasmados al percatarse de que pueden obtener un mejor precio por su miel, pero también expresaron

que deben incorporar nuevas técnicas a su trabajo. Expresaron que ahora tienen otra visión respecto a la producción de miel y a la importancia del manejo técnico, envasado, calidad y precio. “El primer día estuvimos en Apícola del Bosque, empresa dedicada a la comercialización de miel para subsidio de lactancia y que se rige por las normas que establece el Ministerio de Salud. Queríamos que los productores

de Margarita conozcan en la práctica cómo se debe trabajar para cumplir normas que establecen el Senasag y otras instituciones de este rubro. También visitamos un taller donde se fabrican los equipos de extracción de miel”, explicó Luis Herrera, técnico apicultor que capacita productores. Los seis apicultores llegaron de las comunidades de Yuati, Itaparara, Kumandaroti y Zapaterambia, ubicadas en el Municipio de Entre Ríos, en el departamento de Tarija. Ahora ellos podrán transmitir el conocimiento adquirido a unos 60 productores que consolidaron la producción de miel y la convertieron en una fuente de ingresos para sus familias. “El segundo día estuvimos en una carpintería donde se fabrican cajas apícolas y ellos construyeron varias. El último día visitamos un apicentro y algunos supermercados donde se comercializan miel y sus derivados. El objetivo era que allí conocieran diferentes tipos de envase, cómo ofertan los productos y los precios”, explicó Herrera. Con esto la empresa busca que ellos puedan incrementar su producción, lo cual les permitirá ingresar a nuevos mercados ya que la miel “Itika” se vende en las comunidades guaraníes. ▲

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APORTE. EN LOS ÚLTIMOS 13 AÑOS DESTINÓ MÁS DE $US 14 MM

Fotos: Archivo Petrobras

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Petrobras desarrollará 16 proyectos y 26 cursos de RSE ┣ Las áreas de ejecución

abarcan cinco ciudades y 20 poblaciones del área de influencia de los activos operados por la compañía. Involucran una inversión de $us 1,2 MM y beneficiarán a 2.850 familias.

CIFRAS

Entidades Alianzas. Proyectos se desarrollarán junto a fundaciones, organizaciones civiles, institutos y otros.

14 MM $us

aporte. Es lo que destinó Petrobras Bolivia en los últimos 13 años como ayuda en RS y ambiental

Cualificación en servicios de alimentación en San Alberto, campo operado por Petrobras.

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

etrobras Bolivia desarrollará este año un total de 16 proyectos y 26 cursos de responsabilidad social con un fuerte componente de transmisión de conocimientos, con el fin de fomentar el mejoramiento de ingresos y la generación de empleos, principalmente en las comunidades localizadas en las áreas de influencia de sus operaciones (Villa Montes, Yacuiba y Caraparí; además de la ciudad de Santa Cruz y Tarija), señala una nota de prensa de la compañía. El portafolio de proyectos, desarrollados en su totalidad en alianza con autoridades departamentales, regionales y locales, involucra un monto global de $us 1,2 millones y será ejecutado en conjunta con 15 entidades, entre fundaciones, organizaciones civiles, institutos de formación, Organizaciones No Gubernamentales, entre otros. Uno de ellos es el fortalecimiento de los programas de “Cualificación de Experiencia Laboral”, que incluye 26 cursos a ser dictados en el Chaco tarijeño, en los que los beneficiarios podrán reforzar sus habilidades, aprender nuevos oficios y aumentar sus opciones laborales. A ello se suma la “Promoción de Emprendimientos Productivos”, a través de asistencia técnica agropecuaria, cualificación

Proyecto de inclusión laboral que se ejecutó en Villa Montes el 2013.

de microempresarios, desarrollo integral de las comunidades y el otorgamiento de becas que darán a muchos jóvenes de las comunidades chaqueñas la posibilidad de cursar estudios universitarios y ser profesionales. A través de los proyectos “Habilidades digitales” y “Habilidades para el éxito”, se prepara a los jóvenes en computación y se brinda apoyo a los bachilleres en nivelación de estudios, orientación vocacional y charlas motivacionales. Por segundo año consecutivo, se pondrá énfasis en la educación ambiental y el respeto de los derechos de la niñez y la adolescencia, mediante los “Micropro-

DATOS

Comunicación. Mediante microprogramas radiales educativos se pondrá énfasis en la educación ambiental y el respeto de los derechos de la niñez y la adolescencia. eventos. En cuanto a patrocinios de eventos feriales del Chaco, respalda la realización de la Fexpo Chaco de Villa Montes, Feichaco de Yacuiba, Fexpo Chaco de Caraparí y la Exposur de Tarija. tics. Mediante los proyectos “Habilidades digitales” y “Habilidades para el éxito”, se prepara a los jóvenes en computación y nivelación de estudios, orientación vocacional y charlas de motivación.

Caravana educativa ambiental que se lleva a cabo en Tarija y Santa Cruz.

gramas radiales educativos” que serán difundidos en 10 programas independientes y 14 emisoras de Yacuiba, Villa Montes y Caraparí. El respaldo al deporte y el desarrollo integral está dado a través del proyecto denominado “Clínicas Deportivas Petrobras Juego Limpio” que, en alianza con la Academia Tahuichi Aguilera, incluye la capacitación y asesoramiento a técnicos de escuelas de fútbol, padres, niños y adolescentes, con el fin lograr la inserción de habilidades sociales en este deporte y la preparación de los futbolistas con valores. Asimismo, la compañía dará continuidad a su participación en

el concurso para la mejora y mantenimiento de espacios públicos denominado “Barrios Pintudos” en Tarija y Santa Cruz, así como al concurso intercolegial “Unidos y Movilizados por el Medio Ambiente” en el cual participan el 100% de las unidades educativas de las comunidades aledañas a los Activos San Alberto, San Antonio e Itaú. La cartera de proyectos sociales de Petrobras Bolivia también abarca actividades como teatro infantil e intercolegial, desarrollo de artesanos y un amplio programa de voluntariado, conformado por empleados de la propia compañía. ▲

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HIDROCARBUROS. Luego de la Reforma Energética

Urgen inversiones en infraestructura de midstream en México

CIFRAS

17.000 MM/$us

Inversión. Monto requerido para los próximos 5 años en midstream.

5.000 Millas

Ductos. Extensión de oleoductos existentes en México.

Foto: elhorizonte.mx

┣ Existe una oportunidad

para que las compañías de transporte dirijan su mirada a este sector que, al igual que la actividad de exploración y explotación, requiere de la inyección de importantes capitales.

TEXTO: Edén García S.

Se construirán cinco gasoductos al norte de este país para importar gas desde los Estados con una inversión de $us 2.000 millones.

Foto: siempre889.com

n análisis reciente de la consultora Ernst & Young (EY), al que tuvo acceso Reporte Energía, señala que el sector de midstream (transporte y almacenamiento) de la industria de los hidrocarburos de México está subdesarrollado y requiere de inversiones urgentemente, ya que de lo contrario puede ser un problema para las compañías que pretenden desarrollar actividades de exploración y producción en los próximos años. Luego de la aprobación de la Reforma energética a finales del 2013 y por consiguiente la apertura de la industria petrolera mexicana a capitales extranjeros, EY observa que existe el interés de empresas, incluyendo a las de Estados Unidos, para desarrollar las cuantiosas reservas en aguas profundas, valuadas en 50 mil millones de barriles de petróleo equivalente (BPE) y con aproximadamente 60 mil millones de BPE no convencional. Sin embargo, las necesidades de México no solamente están relacionadas con las actividades de exploración y producción, sino con el requerimiento de una mayor cantidad y calidad de infraestructura de transporte y almacenamiento de hidrocarburos. “El tema se extiende más allá de la falta de instalaciones, ya que el negocio del transporte y almacenamiento en México es fragmentada y poco sofisticada”, apunta EY. En petróleo, los datos de EY muestran que la red de ductos de

La extensión de la red de gasoductos en México alcanzan las 5.500 millas.

Petróleos Mexicanos (Pemex) que conecta los centros de producción con las refinerías y las terminales de exportación, apenas superan las 3.000 millas, comparados con

las 57.000 millas de los Estados Unidos. “Además que la infraestructura del petróleo en México está envejeciendo y en muchas partes no se

realiza mantenimiento”, añade el análisis. En gas natural, EY detalla que México tiene alrededor de 5.500 millas de gasoductos, mientras que solamente en el Estado de Texas, Estados Unidos cuenta con más de 58.000 millas. Estas necesidades representan también una oportunidad para que diferentes compañías extranjeras puedan ver el sector de midstream en México como una opción importante para invertir. Un reciente estudio realizado por la Biblioteca del Centro Binacional, de la Universidad de Texas A&M International, citado por EY, sugiere que el segmento del midstream mexicano requerirá inversiones por más de $us 17 mil millones en los próximos cinco años.

Mayor requerimiento de gas de la industria eléctrica La Comisión Federal de Electricidad (CFE) de México tiene planes de ampliar su capacidad de importación de gas natural el próximo año, por lo que se espera una búsqueda de ofertas en un futuro cercano, para la construcción de cinco gasoductos en la zona norte de este país, con una inversión de más de $us 2.000 millones. El objetivo es importar gas desde los Estados Unidos para reemplazar el uso de los derivados del petróleo en la generación eléctrica y la industria. Las proyecciones de la Secretaría de Energía (Sener) de México señalan que la importación de gas desde Estados Unidos, mediante ductos, se duplicarán en los próxi-

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Recursos petroleros en miles de millones de barriles de petróleo equivalente

60.2

52.6 24.8 27.8

43.8 Reservas 2P

(a)

112.8

A descubrir

43.8

Desarrollar y producir

Aguas someras y terrestre Aguas Profundas

24,8 Reservas 3P

156.6

Convencionales

No convencionales

Recursos prospectivos a. La información de reservas 2P y 3P al 1 de enero de 2014 es preliminar y está sujeta a la certificación de los Terceros Ind ependientes (certificadores externos); esta información aún no se entrega formalmente a la Comisión Nacional de Hidrocarburos para su dictaminación, por lo que, podrá presentar modificaciones de acuerdo a los criterios de revisión que aún está realizando Pemex - Exploración y Producción.

mos cinco años hasta alcanzar un volumen de 3.8 mil millones pies cúbicos día en el 2018. EY afirma que México está más enfocado en incrementar la producción de petróleo que la de gas natural. “Sin embargo, como la nueva producción de líquidos será puesta en línea por la inversión extranjera en exploración y producción, se requerirán importantes recursos

en instalaciones de transporte y almacenamiento en lugares pocos atendidos”, puntualiza el estudio de la consultora. Sin una inversión apropiada en los próximos años, EY prevé que el desafío que tuvieron que afrontar los productores de las formaciones de shale en Estados Unidos, se repita en México con el riesgo que la producción se quede sin poder llegar a las refinerías y los mercados.

Fuente: Pemex

En los EEUU, este desafío, al menos para la producción de líquidos, se cumplió en parte con el transporte ferroviario, señala EY, que puede ser más rápida y menos costosa que la construcción de un gasoducto según la ubicación. En el caso mexicano, la consultora observa que el sistema ferroviario está subdesarrollado y en algunas partes de este país no se cuenta con esta opción. ▲

Se debe mejorar el esquema tributario ▶ EY recuerda que en 1997 México abrió una porción del midstream, permitiendo a los inversionistas privados construir y operar ductos de gas natural, aunque se mantuvo la prohibición en oleoductos. Sin embargo, esta decisión no generó nuevos flujos de capital hacia México, y la industria de la tubería de gas natural siguió todavía en gran parte controlada por Pemex y la CFE, aunque recientemente se creó una nueva agencia llamada Cenagas (Centro Nacional de Control del Gas Natural), a la que se entregó toda la infraestructura del transporte de

EN CORTO

Importación. La CFE tiene previsto incrementar las importaciones de gas desde Estados Unidos a través de ductos hasta alcanzar los 18 mil MMpcd en el 2018. Riesgo. Sin una inversión apropiada en midstream en los próximos años, existe el riesgo que la producción petrolera no llegue a las refinerías y los mercados.

gas y petróleo para su respectiva supervisión y administración. Para EY, la estructura tributaria de México es probablemente la que impide que se realicen inversiones. El estudio indica que aunque la Reforma Energética está diseñada para ser atractiva para los inversionistas extranjeros, hay poca evidencia que señale que el gobierno mexicano podría prestarse a una estructura corporativa de impuestos-libre y sociedades limitadas maestras (MLP, por sus siglas en inglés). Sin embargo, la consultora ve que las complejidades y las implicaciones fiscales de las inversiones para midstream en México “no deben disuadir a las compañías energéticas de estas oportunidades atractivas” que se presentan actualmente. Afirma que hay ventajas que las empresas pueden obtener no sólo al invertir capital con “prudencia”, sino con brindar estructura y cohesión a las necesidades de almacenamiento y transporte de México, especialmente en el sector petrolero.

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PETRÓLEO & GAS

Del 16 al 31 de Agosto de 2014

INGRESOS. PARTICIPACIÓN de los hidrocarburos trepó AL 13%

Alto ‘contenido local’ en sector petrolero eleva el PIB en Brasil

TEXTO: franco garcía S.

a participación del segmento de petróleo y gas natural en el Producto Interno Bruto (PIB) de Brasil aumentó del 3% en el año 2000 al 12% en 2010 y llega en este año al 13%, en el marco de un importante aporte de la política de contenido local, afirmó José Alcides Santoro, director de Gas y Energía de Petrobras, en un comunicado de esta compañía. La principal compañía responsable de ese incremento es Petrobras, que ha puesto en marcha un plan de inversiones de $us 220,6 mil millones para el periodo 2014-2018 y tiene perspectivas de incrementar al doble la actual producción de petróleo hasta 2020, cuando espera alcanzar la marca de 4,2 millones de petróleo producidos diariamente. “Varios índices de desarrollo han mejorado en el país en la última década y la industria de petróleo y gas tiene un papel positivo en todo esto. El índice de desarrollo humano, por ejemplo, aumentó de 0,67 en el año 2000 a 0,73 en 2012. Asimismo se disminuyó la tasa de desempleo en Brasil del 9,9% en 2002 al 6,7% en 2012”, apuntó el representante de la compañía. Con la política de contenido local del gobierno federal, la creación del Prominp (Programa de Movilización de la Industria Nacional de Petróleo y del Gas Natural) y la alineación de las operadoras –en especial Petrobras– a esa política de incentivo al contenido nacional, la industria naval brasileña tuvo un crecimiento vertiginoso en la última década. Solo para Petrobras serán entregadas, hasta 2020, 28 sondas de perforación, 32 plataformas de producción, 154 buques de apoyos de gran tamaño y 81 bu-

Brasil se convirtió en uno de los países más prometedores para las inversiones en petróleo & gas.

DATOS

industria naval. Entregará a Petrobras hasta el 2020 28 sondas de perforación, 32 plataformas de producción, 154 buques de apoyos de gran tamaño y 81 buques tanques, construidos en Brasil. sin proteccionismo. La política de contenido local que dio lugar al vertiginoso crecimiento brinda incentivos para que la producción de

ques tanque, todos construidos en Brasil. “En 2003, solamente dos astilleros estaban en funcionamiento y el número de empleos en el sector totalizaba 7.465. Este año, ya son diez los astilleros en funcionamiento, se contabilizaron 80 mil empleos directos y, aproximadamente, 320 mil indirectos. A su vez se espera que en 2017 el número de empleos directos en los astilleros llegue a 101 mil”, comentó. De igual forma Santoro añadió que “es de destacar que la política de contenido local que dio lugar a ese crecimiento vertiginoso no es proteccionista: no existe

equipamientos se realice en Brasil con aportes en innovación. promimp. Desde el 2003 ha capacitado a 97 mil personas y tiene previsto incluir a otras 17 mil más hasta 2015. alianza. El convenio entre Petrobras y Sebrae contribuyó a aumentar el número de pequeños proveedores.

reserva de mercado, sino incentivos para que la producción de equipamientos sea realizada en Brasil con aportes en innovación. Uno de los ejemplos de ese incentivo se da por medio del programa de calificación del Prominp, que ha capacitado, desde 2003, a 97 mil personas y tiene previsto capacitar a 17 mil personas más hasta 2015”. En total, hay más de 180 categorías profesionales relacionadas con el sector de petróleo y gas, cuyos niveles de educación abarcan desde el básico y técnico al superior. Se indicó que fueron inverti-

dos $us 133 millones en el programa y se destinarán al mismo otros $us 25 millones hasta el próximo año. Asimismo, el director destacó la alianza entre Petrobras y el servicio brasileño de apoyo a micro y pequeñas empresas (Sebrae), que recibió inversiones de $us 64 millones y contribuyó a aumentar el número de proveedores de pequeño tamaño en el registro de Petrobras de 14 mil en 2004 (cuando el proyecto fue creado por el Prominp) a 19 mil en 2013. Los negocios generados por las más de 120 rondas de licitación, realizadas entre 2005 y 2012, sumaron $us 2,75 mil millones. “La iniciativa tiene como objetivo desarrollar micro y pequeñas empresas a través de la formación y calificación mediante el uso de las mejores prácticas, asesoramiento y orientación de mayores empresas”, explicó el director. Las oportunidades que se presentan en Brasil atrajeron muchas empresas extranjeras a habiéndose instalado en este país grandes proveedores del sector a nivel mundial, quiénes han construido no solo plantas industriales, sino también centros de desarrollo de tecnología, se informó. “Brasil se ha convertido en uno de los países más prometedores del mundo para inversiones extranjeras de empresas que buscan iniciar una planta industria con el propósito de brindar suministros al mercado de petróleo y gas natural”, concluyó. ▲

CIFRAS

2.79 MM/BOED

incremento. Este es el volumen total de petróleo equivalente por día de Brasil alcanzado en junio.

6,2 %

Aumento. Este porcentaje refleja el crecimiento de en la producción de BOED del Presal en relación a mayo.

Producción de petróleo creció 6,9% y gas natural 8,2% Foto: combustiveisbrasil.com

Foto: incytde.org

┣ La principal responsable de ese incremento es Petrobras, que ha puesto en marcha un plan de inversiones de $us 220,6 mil millones hasta 2018 con la meta de duplicar la producción actual de crudo.

▶ La producción total de petróleo y gas natural en Brasil alcanzó en junio pasado 2.79 millones de barriles de petróleo equivalente (BOE) por día, con 2.246 millones de bpd de crudo y 86,6 millones de metros cúbicos días de gas natural ). En mayo la producción de petróleo y gas natural era menor puesto que sumaba 2,721 millones de BOE por día, según un informe de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) de ese país. El comunicado señala que la producción de petróleo también superó el récord anterior de 2,231 millones de barriles diarios, alcanzado en enero de 2012, registrándose también un aumento del 2,6% en la producción de petróleo en comparación a mayo de 2014. A su vez, la producción de gas natural superó en 2.4% a las del mes anterior de 84,5 millones de metros cúbicos por día y el 8,2% en relación a junio de 2013. Respecto a la producción en Presal se indicó que esta aumentó en 6,2% en comparación con el mes anterior, totalizando 583,2 mil barriles de petróleo equivalente por día, con 478 mil bpd de petróleo y 16,7 millones de m3d de gas natural. La producción procede de 33 pozos ubicados en los campos de Baleia Azul, Baleia Franca, Barracuda, Caratinga, Búzios, Linguado, Lula, Marlim Leste, Pampo, Sapinhoá, Trilha y en el área de Lara.

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Del 16 al 31 de Agosto de 2014

ConocoPhillips y ENAP estudiarán hidrocarburos no convencionales ┣ Se realizarán estudios

geológicos, geofísicos y de ingeniería en la zona de Magallanes en Chile, en la búsqueda de dimensionar el potencial que permita asegurar el suministro de gas natural en el largo plazo.

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

a Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) de Chile y la estadounidense Conoco-

DATOS crecimiento. La empresa Nacional del Petróleo de Chile aumentó su patrimonio en $us 50 millones en el primer semestre del año, alcanzando los $us 281 millones. reducción. A junio de 2014 Enap

obtuvo una utilidad de $us 59 millones y un Ebitda de $us 311 MM, cifras menores a las de similar periodo de 2013 cuando se alcanzó $us 77 MM y $us 399 MM respectivamente.

Phillips realizarán conjuntamente estudios geológicos, geofísicos y de ingeniería para dimensionar el potencial de hidrocarburos no convencionales en la zona de Magallanes en Chile. ENAP junto a la estadouni-

dense ConocoPhillips firmaron un acuerdo técnico luego de las reuniones sostenidas por el gerente general de ENAP, Marcelo Tokman, en su viaje a Estados Unidos junto al ministro de Energía, Máximo Pacheco, y empresarios

Foto: daily-times.com

CHILE. TRAS ACUERDOS ENERGÉTICOS CON EEUU

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El acuerdo entre ENAP y ConocoPhillips surgió tras la visita del ministro de Energía de Chile a EEUU.

del sector. En concreto, ConocoPhillips aportará con su know how y tecnología en el desarrollo de los estudios para definir áreas de interés para la exploración y explotación de petróleo y gas natural no convencional. En representación de ENAP firmó Marcelo Tokman, su gerente general, mientras que en nombre de la compañía estadounidense lo hizo David Jones, vicepresidente de ConocoPhillips Ventures Limited para Sudamérica. En este sentido Tokman destacó el acuerdo, señalando que se

trata de una iniciativa adicional al esfuerzo que ya está desarrollando ENAP por reforzar la exploración y explotación de petróleo y gas no convencional en la región. “Nuestro compromiso con Magallanes es asegurar el suministro de gas en el largo plazo”, afirmó. Por otro lado la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) obtuvo al 30 de junio de 2014 una utilidad de $us 59 millones y un EBITDA de $us 311 millones, resultados menores a los obtenidos en similar periodo del año pasado cuando se alcanzó $us 77 millones y $us 399 millones respectivamente. ▲

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REPUNTE. QUINTO TRIMESTRE CONSECUTIVO

Foto: diadia.com.ar

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Del 16 al 31 de Agosto de 2014

Producción de hidrocarburos de YPF aumentó en 15,5% Foto: elborne.com.ar

Miguel Gallucio, presidente y CEO de YPF

Se incrementan ingresos por ventas de crudo ▶ Los ingresos del segundo trimestre de 2014 ascendieron a 35.330 millones de pesos ($us 4.274 millones) (+61%) como consecuencia principalmente del aumento en las ventas tanto de crudo (+63,2%), como de combustibles ya refinados (+59,6%) en el mercado interno. El Ebitda (beneficio antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones) fue de 10.464 millones de pesos ($us 1.265 millones), un 81,5% superior al segundo trimestre de 2013. En tanto, la utilidad neta fue de 1.526 millones de pesos ($us 184.6 millones), un 39,9% superior al mismo periodo de 2013.

La inversión en en el segundo trimestre del año de YPF alcanzó los $us 1.314 millones, un 66,9% más en relación al mismo periodo del 2013.

┣ Los niveles de procesamiento de las refinerías alcanzaron el 91% de su capacidad, lo que evidencia una completa recuperación de la capacidad del Complejo de La Plata luego del siniestro sufrido.

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

n el segundo trimestre del año, la producción total de hidrocarburos de YPF registró un crecimiento del 15,5% respecto del mismo periodo de 2013, con un incremento del 5,6% en la producción neta de petróleo y del 31,8% en la de gas, señaló un boletín de prensa de la compañía argentina. Los niveles de procesamiento de las refinerías alcanzaron el 91% de su capacidad, lo que evidencia una completa recuperación de la Refinería de La Plata en la capacidad de refinación luego del sinies-

CIFRAS

50 pozos

20 %

Vaca muerta. Para llegar a esta formación se tuvo 21 equipos de perforación y 8 de workover activos.

downstream. El volumen procesado de crudo fue superior al mismo periodo del año pasado.

tro sufrido el año pasado. El informe señala que la inversión en este periodo fue el motor de la actividad productiva de YPF que permitió obtener estos resultados con 10.866 millones de pesos ($us 1.314 millones), un 66,9% superior a lo invertido en el segundo trimestre de 2013. Cuando se analizan las inversiones por negocio, se observa que en el Upstream crecieron un 57,3% y en el Downstream casi se duplicaron, con un 98,2% de crecimiento. “Estamos orgullosos de lo que hemos logrado. Los resultados están a la vista: por quinto trimestre consecutivo aumentamos la producción. Con trabajo, profe-

sionalismo e inversión estamos cumpliendo uno de los mayores desafíos que tiene nuestra industria, el crecimiento sostenido de la producción, un hecho que beneficia no sólo a la empresa, sino también y principalmente, al país.”, señaló Miguel Galuccio, presidente y CEO de YPF. Estos resultados fueron aprobados por el Directorio de la compañía en una reunión celebrada y presentados a las Bolsas de Buenos Aires y Nueva York. A su vez en el segundo trimestre del año, la producción total de YPF aumentó un 15,5% respecto del mismo trimestre del año anterior, un 5,6% en petróleo y un 31,8% en gas natural.

DATOS

aCTIVOS. Se consolidó la produción de lo adquirido a la empresa Apache en la Argentina (YSUR - Yacimientos del Sur). ÁREas no convencionales. La compañía YPF logró alcanzar una producción de 23.200 barriles

Durante la totalidad de este trimestre se consolidó la producción de los activos adquiridos a Apache en la Argentina (YSUR–Yacimientos del Sur). En tanto, en las áreas no convencionales, YPF alcanzó una producción de 23.200 barriles de petróleo equivalente diarios (Boe/d). En este periodo, la empresa perforó 50 pozos con objetivo formación Vaca Muerta y hoy cuenta con 21 equipos de perforación y 8 de workover activos. También se lograron importantes avances en el proyecto de tight gas, con el objetivo de desarrollar la formación Lajas en la provincia de Neuquén. De este modo se perforaron y pusieron en pro-

de petróleo equivalente diarios (Boe/d). tight gas. Se lograron importantes avances en el proyecto de tight gas, con el objetivo de desarrollar la formación Lajas en la provincia de Neuquén.

ducción 12 pozos con un promedio de gas natural de 3,3 millones de metros cúbicos diarios. La exploración es otro de los ejes centrales de la actividad del upstream. En el transcurso del año se finalizaron 18 pozos exploratorios y 3 workovers producto de las inversiones en la cuenca neuquina, cuyana y del Golfo San Jorge. En cuanto a los resultados en el downstream, se informó que el volumen de crudo procesado en el trimestre fue 20% superior al del mismo periodo del año anterior, lo que muestra una recuperación en la capacidad de refinación luego del siniestro sufrido en La Plata y la culminación de tareas de mantenimiento en Luján de Cuyo. ▲

Del 16 al 31 de Agosto de 2014

PETRÓLEO & GAS

NO CONVENCIONALES. MASIFICACIÓN a PRECIOS RAZONABLES

Foto: laguiapetrolera.com.ar

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Del 16 al 31 de Agosto de 2014

Argentina avanza a paso firme en la explotación de tight gas ┣ Aún con la creciente

cantidad de pozos de shale poblando cada vez más el horizonte de Vaca Muerta o Los Molles, el tight es una opción sólida que puede ayudar a compensar el declino de los grandes yacimientos.

TEXTO: franco garcía

on la reducción de costos de perforación y terminación, sumados a los mejores precios de venta dados por los programas “Gas Plus” y “Estímulo a la Inyección de Gas Natural Gas Excedente”, la explotación de tight gas en Argentina avanza a paso firme y su producción podría incrementarse en forma significativa si los precios de este energético se sitúan en valores “razonables” y hay “previsibilidad en el cobro”. Esta previsión corresponde a un estudio realizado por el Instituto Argentino del Petróleo & Gas (IAPG), dado a conocer en la última edición de su revista institucional Petrotecnia, en la que se dedicó un repaso de la actualidad de la producción de los recursos de arenas compactas (tight sands), Actualmente, aún con la creciente cantidad de pozos de shale poblando cada vez más el horizonte de Vaca Muerta o Los Molles, el tight es una opción sólida. “El declino de los grandes yacimientos puede ser compensado si se direccionan más equipos a tight gas”, estiman los analistas por estos días, según el IAPG. El informe narra la experiencia de Petrobras que se cuenta entre las primeras empresas que dedicó esfuerzos a los proyectos tight, y planea continuar. Según Pablo De Diego, gerente de Reservas y

DATOS

• Se denominan “Tight gas” a formaciones de arenas masivas productoras de hidrocarburos de muy baja permeabilidad; aunque la misma definición cabe para reservorios de carbonatos de similares características. Este tipo de reservorios suele considerarse “no convencional”, ya que su desarrollo requiere mayor esfuerzo intelectual y técnico. • Usualmente, son productores de gas seco, aunque pueden producir también petróleo liviano de baja densidad, si bien en este último caso la recuperación económica del fluido requiere de grandes inversiones y no siempre es rentable en el largo plazo. • Así, la definición de “tight” es más política que petrofísica o geológica. De acuerdo a ello, se define como

“Tight Gas Reservoir”: “Todo aquel reservorio de gas cuya permeabilidad promedio estimada sea menor a 0.1 md”. Actualmente, esta definición es mucho más compleja, ya que se involucran también factores económicos, y no solo las características petrofísicas. • Así, no existe un reservorio típico de “Tight gas”. El mismo puede ser profundo o somero, de alta o baja presión, de alta o baja temperatura, homogéneo o fisurado, extendido o lenticular y puede contener, o no, múltiples capas productivas. (Fuente: Ing. Alberto Julio Blanco Ybáñez (AB Energy Argentina S.L.) y Dr. Tech. Ing. Julio Vivas Hohl (GEMAT y AB Energy Argentina - Petrotecnia). La compañía PAE prevé para el 2014 perforar otros 38 pozos más de tight gas en Argentina.

CIFRAS

2 MM M3/d

PETROBRAS. La empresa produce en la actualidad gas proveniente de reservorios tight.

Reservorios, los proyectos comenzaron en 2006 cuando la compañía inició un proyecto piloto con el fin de viabilizar los recursos de tight gas existentes en el área de Río Neuquén. Desde 2008, con la promulgación de la resolución que creó el Programa Gas Plus, se implementaron más proyectos de tight gas que permitieron incrementar la producción de gas en la Cuenca Neuquina, y ayudaron a mitigar la declinación de los yacimientos maduros. En la actualidad, la empresa produce más de 2 MMm³/día de

90 Pozos

60 Pozos

PAE. Inició proyectos tight desde el 2010 y apunta a la formación Los Molles, estimando 3 MMm3/día

YPF. En los próximos dos años la compañía prevé incrementar su producción de tight gas.

gas provenientes de reservorios tight, se indica en la nota de Petrotecnia. Por su parte, PanAmerican Energy inició proyectos tight en 2010, apuntando a los más de 90 pozos actuales. El año pasado Alejandro Bulgheroni, presidente de Bridas, alabó el rendimiento del tight y dijo que en estos proyectos focalizarían la inversión allí. Poco más tarde, Oscar Prieto, CEO de PAE, anunciaba para 2014 unos 38 pozos más de tight gas en Lindero Atravesado, en las inmediaciones de Loma La Lata;

anunció la intención de producir tight gas en la Formación Los Molles, estimando que se producirán 3 MMm³/día, y no descartó ampliar el número de equipos de perforación: “En caso de obtener indicadores favorables, lanzaremos la perforación de otros 50 pozos en el área”, indicó Prieto a la prensa en ese entonces. En esas mismas fechas, en la primera jornada de la industria organizada por la Escuela de Postgrado de Ingeniería de la Universidad Austral, el vicepresidente de ventas de Gas Natural de PAE señaló que

para alcanzar más rápidamente la oferta de gas necesaria el tight tiene “costos unitarios menores al shale”, tal y como ha pasado en los Estados Unidos, “que primero aprendió del tight y después, del shale”. Respecto del tight, la mayor operadora del país, YPF, ha comunicado que se han perforado 20 pozos en Sierra Barrosa, y hoy extraen de allí 2,8 MMm³/día, un 8% de su producción total de gas, aprovechando además el precio de extracción de u$s 7,5 por Mbtu. El CEO de YPF, Miguel Galuccio, anunció que la empresa prevé perforar 60 pozos más en los próximos dos años y 17 pozos de tight gas a través de acuerdos con empresas en Rincón del Mangrullo, en una primera fase, y avanzar con 15 más a futuro. Recientemente han anunciado hallazgos en el sur de Mendoza; hallazgos que, de confirmarse, incrementarían en 10% las reservas de hidrocarburos de la provincia. ▲

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Del 16 al 31 de Agosto de 2014

MERCADOS. Competencia a nivel global

Cinco desafíos marcarán el desarrollo de la industria del GNL en Canadá ┣ La demanda mundial

por este recurso seguirá creciendo, principalmente desde China, por lo que los productores tradicionales y emergentes buscarán ser competitivos en este mercado.

TEXTO: Edén García S.

l crecimiento de la inversión en la industria de gas natural licuado (GNL) canadiense, estará en función de la competitividad de los proyectos a escala mundial, tomando en cuenta que existen muchos países consolidados y emergentes que competirán por suministrar la creciente demanda de este recurso. Según un análisis de la consultora Ernst & Young (EY), existen cinco desafíos que Canadá debe afrontar para desarrollar una industria competitiva de GNL, los cuales están relacionados con la competencia global, el relacionamiento con las comunidades originarias, la asignación de capital de las principales compañías, política fiscal y el desarrollo de recursos humanos. Las extensas reservas comprobadas, el ambiente político estable y de buena reputación y las ventajas en los costos de transporte, según EY, no serán suficientes para atraer la atención de los inversores y contratos de suministro seguro de largo plazo en el actual mercado competitivo del GNL. “Los capitales fluirán siempre al proyecto económicamente más viable”, destaca la consultora. En este sentido, EY observa que potencias globales en este rubro como Australia y Catar siguen siendo amenazas dominantes para el potencial de Canadá, aunque muchos de ellos enfrentan desafíos políticos y geográficos.

DEMANDA

43.000 MMpcd

GAs. China demandará este volumen en el 2030 y será el principal destino para el gas licuado.

El análisis también menciona a Rusia y a los países de África Oriental como productores emergentes que en un futuro pueden convertirse en serias competencias para el GNL canadiense. “Productores de mercados emergentes tales como África Oriental y Rusia actualmente operan por debajo del radar, pero podrían convertirse en futuras amenazas competitivas si sus proyectos logran despegar”, destaca el texto. Otro país que será una importante competencia para Canadá es su vecino Estados Unidos que con los descubrimientos de cuantiosas reservas de gas no convencional, prevé para el 2016 iniciar con exportaciones. EY indica que siete proyectos ya han recibido aprobación en los Estados Unidos y el proyecto de la compañía Cheniere Energy Inc. está programado para producir su primer cargamento a finales del 2015. Frente a esta competencia, la consultora destaca la posición de muchos analistas quienes ven una ventaja de Canadá frente a otros países, debido a su ubicación estratégica para abastecer al mercado asiático, reduciendo los costos y tiempo de transporte. “La costa oeste ofrece una ruta directa a los mercados asiáticos que es más corta que la que tienen Estados Unidos y Australia. Para acceder a Asia, las cargas de Estados Unidos tendrán que viajar a través del Canal de Panamá”, detalla el

Según Ernst & Young potencias globales en este rubro como Australia y Catar son amenazas dominantes para el potencial de Canadá, aunque muchos de ellos enfrentan desafíos políticos y geográficos.

Retos a superar

Las condiciones que ofrece el país norteamericano actualment

Competitividad global

Personal, procesos y costos

Global competitiveness

Política fiscal

Comunidades nativas

Ubicación del capital Fuente: Ernst & Young

estudio. La industria de GNL canadiense no sólo enfrenta la competencia de nuevos productores, sino de otros recursos energéticos. EY ve que la generación de energía en base a carbón en Alemania está en aumento, mientras que en Japón el primer ministro, Shinzo Abe, sugirió el reinicio de una porción significativa de sus reactores nucleares, luego del accidente ocurrido en la Central de Fukushima en el 2011. Por ello, considera que el mayor crecimiento de la demanda por GNL vendrá de China que tiene la intención de reducir su depen-

dencia del carbón, por un recurso menos contaminante al medio ambiente como es el gas. “La demanda de gas natural en China podría alcanzar hasta los 43 mil millones de pies cúbicos día en el 2030”, prevé el análisis. Decisiones de las grandes compañías Otro factor importante para el despegue del GNL canadiense está relacionado con las decisiones que toman las grandes compañías relacionadas al lugar donde piensan invertir y los retornos que esperan de los proyectos. En este sentido, la optimiza-

ción de la cartera de proyectos ha sido el enfoque principal de las principales compañías que pretenden mejorar los márgenes de ganancias y generar suficiente retorno, en un periodo de precios de materias primas casi invariables, pero con costos crecientes. “Este enfoque basado en los costos y la disponibilidad de capital continuará dominando en las decisiones empresariales”, apunta EY. En este sentido, los proyectos de GNL canadiense tendrán que competir globalmente por el capital contra otros países que incluso están en mejores condiciones. Se debe tomar en cuenta que Canadá requiere de inversiones en gasoductos, infraestructura, instalaciones de licuefacción y el desarrollo de las reservas de gas natural, en comparación con países como Estados Unidos, que ya cuentan con una infraestructura mucho más desarrollada para la exportación de GNL. EY también afirma que otro aspecto a tomar en cuenta es el “juego de ajedrez”, en torno a la fijación del sistema de precios por los cargamentos de GNL. Mientras los compradores de GNL esperan que los contratos al menos se modifiquen del tradicional sistema vinculado al petróleo (oil-indexed), las compañías pro-

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Foto: lngworldnews.com

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Proyectos se desarrollarán en sitios greenfield ▶ El reto de llevar adelante un proyecto exitoso de GNL implica garantizar la construcción del mismo en el tiempo previsto y con un costo competitivo. Para Canadá resulta un gran desafío reducir costos y optimizar procesos, tomando en cuenta que los proyectos se desarrollan en sitios greenfield (con poca infraestructura existente). “Similar a la aparición de la industria de las arenas bituminosas hace 30 años, en una región relativamente remota del norte de Alberta, la industria de GNL se desarrollará en sitios greenfield, sin algunas de las infraestructuras con las que cuenta este sector en los Estados Unidos”, señala EY. Además, los costos asociados a la industria del GNL crecen aún más cuando los desafíos laborales entran en la ecuación. Altos niveles de actividad de la construcción y el desarrollo causan una escasez de mano de obra calificada en todo este país, como mecánicos, ingenieros eléctricos y

de procesos, encargado de construcción, soldadores, entre otros. Asimismo se incrementa la necesidad por encontrar trabajadores con habilidades específicas para el rubro del GNL como soldadores de aluminio, donde la experiencia es limitada en Canadá. “Creciente demanda por conocimientos especializados, al final del día, subirán los costos en los proyectos, producto de los salarios altos, capacitaciones y gratificaciones”, advierte el análisis de la consultora. Para ayudar a resolver el desafío laboral, el gobierno de British Columbia anunció un grupo de trabajo que incluyó a 18 representantes de funcionarios del gobierno, federación de trabajadores, la nación Haisla y los principales actores de la industria del GNL. El grupo trabaja en recomendaciones para hacer frente a la falta del conocimiento, entrenamiento y otros desafíos en el crecimiento de esta industria.

te no son suficientes para atraer grandes capitales en la industria del GNL.

ductoras sostienen que sus proyectos no son económicamente viables si no ganan por encima de los modelos de precios del Henry Hub. “Los compradores están procediendo con cautela, señalando a la gran cantidad anunciada de nuevos proyectos de construcción de GNL en todo el mundo, afirmando que habrá abastecimiento asegurado de este recurso”, puntualiza EY. Mejorar las políticas fiscales La Política fiscal desempeña un papel crucial en la determinación de la competitividad de Canadá. EY indica que el Gobierno de este país debe equilibrar las presiones para lograr una justa retribución al Estado, con la necesidad de fomentar la inversión en el sector. Para ello, señala que se requerirá la colaboración entre el Gobierno y todas las partes interesadas para identificar el marco más eficaz y garantizar que los proyectos que se ubicarán en la provincia canadiense British Columbia, sean competitivos en el contexto global. De momento en esta provincia se cuenta con un marco establecido y regímenes impositivos que se aplican a la producción y venta de gas natural, combustibles, emisión de dióxido de carbono (CO2) y un

Producción canadiense de petróleo convencional y de arenas bituminosas

millón de barriles por día Actual

Estimación Estimación a junio 2013

Crecimiento de arenas bituminosas

Canadá Oriental

Arenas bituminosas que operan & En construcción

Convencional pesado Pentanos/Condensado

Convencional ligero

Fuente: Asociación canadiense de productores de petróleo

sistema de impuestos a la propiedad extensa. El presupuesto 2014-2015 de British Columbia anuncia un proyecto marco para un futuro régimen de impuesto sobre los ingresos generados por la licuefacción de gas natural en esta provincia. “El impuesto está diseñado para proporcionar ingresos al gobierno de British Columbia, desde el primer día de operación, para luego incrementarse una vez se

DATOS

bRITISH cOLUMBIA. Es la provincia más occidental de Canadá, en la costa del océano Pacífico. Es la segunda región mayor productora de gas en este país. Estados unidos. Se trata de uno de los principales competidores en la industria del GNL para Canadá, ya que cuenta con sitios brownfield y una creciente producción.

recuperen los costos iniciales de capital”, indica el análisis de EY. Relación con las comunidades nativas Tomando en cuenta que en Canadá existen diferentes comunidades nativas, EY destaca el trabajo cooperativo y de relacionamiento que realizan actualmente las compañías de GNL que operan en este país, aportando experiencias positivas que han sido desarrolla-

das en otros proyectos. En muchos casos las compañías tienen operaciones de larga data en Canadá y relaciones de mutuo beneficio con las comunidades nativas afectadas en el lugar. Sin embargo, EY considera que el factor de las comunidades nativas puede ser el más complejo que deba afrontar la industria del GNL canadiense, ya que los desafíos técnicos y de costos pueden impactar la economía del proyecto. ▲

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Eleodoro Mayorga

entrevista.

ministro de Energía y Minas del Perú

‘Venta de gas por el Pacífico, opción a evaluar por Bolivia’ Foto: Reporte Energía

Afirmó que con el Gasoducto Sur Peruano se abre la posibilidad de que Bolivia acceda a otros mercados, si se considera que a mediano o largo plazo las exportaciones a Brasil y Argentina tendrán restricciones de precio o volumen.

lima: miguel zabala b. ¿Qué pasos deberían darse en la relación de integración entre Perú y Bolivia, en términos de gas y electricidad? Perú y Bolivia tienen recursos de gas natural excedentarios, es decir, por encima de sus demandas internas y los más importante, geográficamente están en el centro del continente. Perú y Bolivia deben mirar la integración como un proceso de asegurar a sus futuros clientes un abastecimiento justo y estable. Tenemos además un mercado común, que es el del Altiplano, está la región de Puno y toda la región del Lago Titicaca junto con La Paz y Oruro que necesitan energía; no son hoy grandes cantidades pero sus economías crecerán beneficiándose enormemente de un integración gasífera. Este proceso no sería de gran costo ahora que Perú está sacando adelante el Gasoducto del Sur. Este proyecto abre a Bolivia la posibilidad de acceder a los mercados del Pacífico. A nuestro entender a mediano y largo plazo los mercados tradicionales de Bolivia hacia Brasil, Argentina van a tener restricciones para crecer, si no es de volumen es de precio. O sea no van a crecer en la medida que Bolivia necesita recursos ligados a sus exportaciones

Eleodoro Mayorga se refiere a las fortalezas energéticas del Perú y ve con optimismo las posibilidades de integración con Bolivia y Ecuador.

de gas para sostener su desarrollo económico. Entonces la salida al Pacífico es una opción interesante de evaluar. A la mano de eso, está el reforzamiento de los sistemas a nivel de la frontera, mantener cada vez un abastecimiento eléctrico de mejor calidad en los pueblos de dicha región, que creo debe ser analizado y visto con miras de encontrar complementariedad en nuestros sistemas. Creo que estos son puntos básicos y urgentes que se deberían abordar en nuestra relación. Retrospectivamente siempre

Bolivia ha estado buscando un acercamiento con Perú por la relación conocida con Chile, lo cual se convirtió en un momento en el punto de referencia para instalar un megapuerto, montar una planta de LNG, ¿Se puede impulsar?, ¿Es factible? El Gasoducto del Sur termina en Ilo y es el punto final en el cual el Perú está colocando una central térmica de 720 MW. Tiene un puerto, una fundición de cobre y creo que ofrece buenas condiciones. Además la región de Moquegua tiene un gobierno de buena gobernabilidad y trascendencia, entonces es un sitio interesante para

desarrollar un complejo exportador de gas. En Perú se van a dar en los meses que vienen perforaciones y exploraciones con muy altas perspectivas. En el lote 76 en la Cuenca Madre de Dios, también se va a perforar offshore en aguas profundas y se va abrir a la exploración la parte sur del mismo lote 88. También hay un desarrollo de crudos pesados que podría llevarse a cabo en gran escala con Ecuador. Todo esto crea un panorama de potencial excedente energético que Perú podría también ofrecer, sea en la forma de gas licuado, o electricidad. Por ejemplo, ¿La posibilidad de hacer un swap entre gas boliviano y gas peruano para mercados a terceros es muy factible? Si es muy factible. Es la manera moderna y eficiente de desarrollar el comercio del gas. Ahora lo que sí, hay diferencia en los modelos. En el caso del Perú las empresa privadas son las que hacen las inversiones, a diferencia de otros países en que es el Estado a través de las empresas públicas que tiene un control mayor de las inversiones. Si Bien, Perú ve con optimismo esta integración, pues considera que va a poder exportar sus excedentes de energía; en el caso de la realización ya específica de los proyectos, se requiere que cada

uno de ellos sean rentables y sean sostenidos por reservas conocidas, infraestructura y que correspondan a un mercado bien establecido con compradores dispuestos a asumir riesgos. Esto es un poco diferente si uno lo mira desde la perspectiva estatal. Al margen de las declaraciones que siempre se pueden hacer hay que pasar al análisis de los marcos regulatorios compatibles y crear las condiciones para que estos proyectos avancen en su formulación. La idea es salir de la parte declarativa y entrar al terreno del estudio seriamente. En el 2010 se firmó un acuerdo con el presidente Alan García, ¿Está faltando homologación en el Congreso del Perú, se podrá avanzar en eso? La próxima visita del presidente Evo Morales al Perú tendrá, sin duda, una agenda amplia en temas de trascendencia para las relaciones bilaterales. Ese marco puede permitir focalizar dos o tres sectores con algunos proyectos concretos. La idea es llegar a que se concretice esta visita con la posibilidad de desarrollar estos proyectos o si quiere pasar a una fase de estudio puntual. Claro está que los acuerdos deben pasar siempre por la aprobación del Congreso de República, con pleno respeto de la autonomía

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Del 16 al 31 de Agosto de 2014

¿Perú va a seguir comprando GLP a Bolivia? Puede ser que se compre algo para los mercados del sur (spot), sin embargo a mediano plazo el gasoducto del sur va a traer también hidrocarburos líquidos adicionales que el Perú podría separar en la misma zona. En grueso puede haber comercios spot mientras la balanza comercial sectorial siga pareja con el crecimiento copado por la producción interna. La relación con Ecuador es una relación que está empezando a madurar, al respecto se desarrolla infraestructura de ductos para crudos pesados. ¿Cómo beneficia o como afecta a un escenario en el Sur? Es muy positivo. El trabajo con Ecuador tiene hasta tres componentes: una es la extensión en líneas de 500 kilovoltios de redes de transmisión eléctrica hasta la frontera en el lado peruano continuando en el lado ecuatoriano, todo esto en un estudio por el mismo consultor. Este trabajo se llevará adelante con el apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo que se ha propuesto financiarlo junto a un esfuerzo en paralelo para construir la regulación respectiva. El segundo componente es el oleoducto peruano y la existencia de crudos pesados en ambos lados de la frontera y ahí también hay una posibilidad de desarrollar un estudio conjunto. Nos hemos comprometido hacer un trabajo que analizará las reservas, el costo de la logística, las nuevas tecnologías, que nos den el sustento de un verdadero proyecto de integración. El tercer componente, de menor cuantía pero interesante, es poder desarrollar exportaciones de gas del noroeste. En Perú cerca de la frontera hay gas pero que no compite en los mercados de la región, porque el gas proveniente de Camisea tiene precios favorables.

Foto: minem.gob.pe

de poderes, pero también con la adecuada consideración de los objetivos nacionales que prioriza el Gobierno.

El ministro afirma que entre sus prioridades hasta fin de año se halla la reorganización de Petroperú, relanzar la exploración y continuar con Talara y GSP.

De ahí que existe el mercado ecuatoriano que puede tomar a futuro algunos excedente de gas. Camisea acaba de cumplir diez años y decía el presidente de la compañía Pluspetrol que le cambio prácticamente la economía al país, ¿Cuál es la visión del actual ministro de Energía y MInas del Perú? Camisea cambió la matriz energética nacional y no solo sirvió para contar con electricidad a bajo costo, sino que también generó un balance más equilibrado gracias al condensado. El 80% del GLP que consume el Perú proviene de este megacampo. Camisea no solo generó ingresos, regalías e impuestos por varios miles y millones de dólares, sino que también mejoró el aire en Lima por el uso en los taxis y transporte público de gas vehicular y ha permitido mirar el desarrollo industrial como una opción realista. Ahora que estamos comenzando el Gasoducto del Sur, es interesante ver que existe un mercado, es decir, no solo son centrales eléctricas, industrial y una serie de proyectos interesantes. El gas llegó hace diez años a Lima, pero ha vivido solo un primer capítulo también de desarrollo. Camisea no se queda ahí, sino que tiene un importante potencial de posibles reservas

Camisea no solo generó ingresos, regalías e impuestos por varios miles y millones de dólares, sino que mejoró el aire en Lima por el uso en taxis importantes. En estos diez años se ha consumido 2 TCF, tal vez menos, y las reservas probables y probadas son 20, entonces hay como para tres décadas o más, eso asumiendo que no se haga exploración. ¿Cuáles son los prospectos en Camisea en los que va a poner más énfasis? En noviembre se debe explorar el lote 76, justo entre Camisea y los yacimientos de Bolivia en la cuenca Madre de Dios, donde existió un descubrimiento, pero ahora se van a probar en una estructura mucho más grande, en este proyecto tenemos esperanzas. En segundo lugar se va a perforar en mar profundo frente a los grandes viejos campos de Talara y ahí se puede encontrar grandes reservas de petróleo aún no explorada.

También perforando al sur en el lote 88, donde están los grandes campos, como San Martín y Cashiriari, que tampoco se ha perforado, al margen de eso hay otros proyectos exploratorios en todo el país. También en la cuenca del Rio Ene con un gran potencial de gas. ¿Qué le está faltando a Perú actualmente para la atracción de inversiones en el upstream? Terminar la reglamentación ambiental y quizás modernizar Perupetro. Lamentablemente dejó de ser una agencia promotora con toda la capacidad y eficiencia de gestión con la cual se concibió para convertirse en una unidad reguladora estatal, la idea es volver a su concepción inicial. Por otro lado, es esencial guardar un cierto realismo a las aspiraciones, en términos de regalías. Todo el upstream es una exploración de frontera. Con condiciones favorables tenemos que ser realistas qué si vamos a sacar gas y tenemos el mercado americano con precios que van a seguir bajo la presión de shale gas, yo creo que los países debemos ser realistas a qué tipo de regalías podemos aspirar. Fuera de eso el Perú está abierto a la exploración. Sin mirar al mercado de ultramar, ustedes tienen a Chile cerca, ¿Cuál es la perspectiva? Chile está haciendo exploración y tratando

de descubrir recursos que por la condiciones geológicas son más complejas. No creo que Chile esté dispuesto a recibir gas por un gasoducto, después de la experiencia que le dejó el corte de gas de Argentina. Ellos van a preferir importaciones de gas licuado. Evidentemente Chile es un país largo. Puesto que Perú tiene una pequeña frontera, podría haber una parte de electricidad que se podría exportar, hacia el norte de ese país. Más allá las opciones están abiertas. Yo creo que también hay algo que no visualizamos con claridad cuando hablamos de aquí a 10 o 15 años y es de dar valor agregado al gas. Puesto que tanto en Perú como en Bolivia existe una industria minera importante y la posibilidad de utilizarlo para mejoras en exportaciones mineras. ¿Tiene en mente algunas? En el sur del Perú gran parte de las reservas excedentarias hoy en día están en manos de CNPC, proyecto Las Bambas y una serie de proyectos de cobre de las cuales se puede realizar fundiciones por ejemplo. ¿La Petroquímica? Esta es una ventana de oportunidad. Esperamos poner los mecanismos de precio que logren establecerse y que permitan contar a la entrada de las futuras plantas en la costa del Pacífico con un etano y también un metano a precios competitivos. ¿Cuáles son los planes inmediatos del Ministerio de Energía y Minas antes de fin de año? Yo diría terminar tres cosas en términos de hidrocarburos: uno reorganizar Petroperú; dos relanzar la exploración y en tercer lugar continuar los proyectos: Talara, Gasoducto Sur. En electricidad tenemos proyectados sacar 1200 MW de hidrogeneración a concurso y quizás encaminar una política de renovables seria para hacer una cuarta licitación en esta área. ▲

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Perú tiene facilidades de transporte de petróleo y descubrimientos de crudos livianos que pueden viabilizar la explotación de los crudos pesados en la zona de frontera.

TEXTO: REDACCIóN CENTRAL

l ministro de Energía y Minas de Perú, Eleodoro Mayorga Alba, dijo que su país y Ecuador evaluarán las sinergias complementarias que pueden tener los proyectos energéticos que desarrollan en la actualidad para hacer posible un uso más eficiente y oportuno de los recursos petroleros y gasíferos y de las instalaciones proyectadas en energía eléctrica. El titular del sector explicó así las conclusiones del II Taller de Ministros de Energía de Perú y Ecuador realizado en Islas Galápagos y que presidió junto al ministro de Recursos Naturales No Renovables del país vecino, Pedro Merizalde Pavón. Al explicar la coincidencia entre Perú y Ecuador para realizar un estudio de la viabilidad de estas sinergias y fortalezas energéticas, el ministro Mayorga explicó que ese trabajo se encargará a una consultora independiente e identificará y cuantificará las reservas existentes de gas y petróleo en ambos países, y la viabilidad técnica, financiera y comercial de ofertar un suministro en volumen y precios adecuados para los mercados respectivos de cada uno de los países. “Ecuador y Perú cuentan con características geológicas y logísticas similares o complementarias en los bloques petroleros ubicados en la zona fronteriza e incluso tienen experiencias similares en cuanto al desarrollo de campos hidrocarburíferos en zonas ambientalmente sensibles”, puntualizó. Mayorga agregó que el Perú tiene facilidades de transporte de petróleo y descubrimientos de crudos livianos que pueden viabilizar la explotación de los crudos pesados de los bloques petroleros ubicados en la zona de frontera. Explicó que en el tema petrolero, Perú tiene el oleoducto norperuano y Ecuador tiene reservas de petróleo pesado al otro lado de la frontera que presenta dificultades para su explotación. En ese sentido, dijo que Ecuador evalúa la posibilidad de sacar su petróleo a través del oleoducto peruano.

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SOLUCIONES. EN ANÁLISIS CARPETA DE PROYECTOS CON BENEFICIOS MUTUOS

Perú y Ecuador perfilan integración energética con oleoducto binacional Foto: minem.gob.pe

┣ Se menciona que

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LA CIFRA

500 KV

proyecto. Con financiamiento del BID se hará estudios de factibilidad y de ingeniería para línea de transmisión a Perú y Ecuador.

Ecuador evalúa la posibilidad de sacar su petróleo a través del oleoducto peruano.

Estudian descentralizar masificación del gas ▶ El ministro de Energía y Minas del Perú, Eleodoro Mayorga Alba, resaltó la importancia de los diez años del proyecto Camisea y anunció que se estudia la descentralización de la masificación del gas natural mediante el desarrollo de una red nacional de gasoductos. “Queremos que esto que se ha vivido y tenido como éxito en la región central se comience a reproducir en otras partes del país. De allí la importancia del Gasoducto Sur Peruano para llevar el gas natural a la población”, señaló el titular del sector. Explicó que la masificación es impulsada porque existe el convencimiento de que el gas va a servir a todas las ciudades del país y por ello se ha comenzado llevando el gas natural en camiones, comprimido o licuado- para que se desarrollen progresivamente las industrias.

Beneficio común “Perú y Ecuador obtendrán beneficios del proceso de integración energética. Por ejemplo, hay periodos en que nuestro país tiene

Foto: reportperu.files.wordpress.com

Planta del gas de Camisea.

Añadió que entre los nuevos proyectos está el desarrollo de una red nacional de gasoductos y planteó el análisis y estudio de la posibilidad de un gasoducto que se inicie en el nodo central y continúe hacia el centro y luego al norte del país “como un paso lógico y trascendental”.

excedentes de electricidad y ellos tienen déficit de la oferta. En ese caso podemos intercambiar con beneficio mutuo para no tener que estar utilizando diésel a un lado u

otro de la frontera común para generar electricidad. Podemos complementarnos y ahorrar juntos”, aseveró. Mayorga enfatizó que “hacer

un sistema más grande cuesta menos; si tenemos un aporte de producción de crudo procedente del Ecuador entonces podremos elaborar un proyecto a mayor escala de modernización del oleoducto norperuano”. Resaltó que se pueden obtener avances muy rápidos en varios aspectos. “De las plataformas del noroeste se puede exportar gas al Ecuador. Una vez satisfechos los mercados de Piura y Tumbes podemos exportar el excedente de gas al Ecuador”, señaló el ministro de Energía y Minas. En el tema de las líneas de transmisión eléctrica, confirmó que hay un acuerdo con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para hacer los estudios de factibilidad y de ingeniería para la línea de transmisión de 500 kv que beneficiará a Perú y Ecuador. En la cita en Galápagos, el ministro Mayorga Alba expuso el proyecto de masificación de gas natural en la zona noroeste del Perú y las opciones de interconexión eléctrica entre ambos países. Sostuvo que se debe trabajar el marco regulatorio y establecer mecanismos para viabilizar estas propuestas antes de la ejecución de proyectos en conjunto. Los ministros se comprometieron a tener una cita a fines de septiembre, o comienzos de octubre próximo para revisar el avance de los trabajos propuestos. El alcance final de los proyectos binacionales se dará a conocer en la cita de presidentes que tendrá lugar el 28 de octubre en la ciudad de Arenillas (Ecuador). ▲

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Foto: Archivo Reporte Energía

Del 16 al 31 de Agosto de 2014 ┏◣ Transporte. Para

evitar pérdidas significativas

Balance de ductos garantiza buen flujo de gas ┣ El consultor argentino,

Héctor García, habla sobre la importancia de esta práctica para las empresas y países con actividadad gasífera. TEXTO: Edén garcía s.

E Son cerca de 20 factores que intervienen en un análisis del gas natural no contabilizado.

l transporte de gas vía ductos requiere de controles férreos para garantizar que el volumen y la energía comprometida llegue a destino con la mayor integridad posible, tanto en volumen como en energía. Es por ello que la realización

de balances de gasoductos y redes de distribución de gas resulta de suma importancia para determinar qué sucede con el gas natural no contabilizado (GNNC). “Si no controlo cuáles son mis venteos, pérdidas, mermas, fugas, tampoco sabré cuánto valen y en cuánto me afectan”, señaló Héctor García, director de Resources Energy Consulting, quien estuvo en Bolivia, brindando una serie de cursos sobre gasoductos, organizados por el Instituto Boliviano de Normalización y Calidad (Ibnorca). El consultor argentino considera que para la determinación del GNNC intervienen entre 15 a 20 factores, aproximadamente y

que la única forma de tener bajo control los parámetros de las ineficiencias del sistema es saber qué magnitud alcanzan los mismos. “El balance significa considerar cuáles son todos los ingresos de gas a los sistemas y compararlo con los egresos para saber en principio si estamos controlando todo el flujo de este recurso”, puntualizó. García indicó que este tema no es nuevo en Bolivia, ya que cuando trabajaba en Repsol YPF en este país en 1998, se conformó una comisión entre productores y transportadores de gas que mensualmente realizaban balances y reportes para controlar el flujo gasífero. ▲

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Respuestas a las12 preguntas más comunes sobre sísmica ┣ Estas interrogantes fueron recopiladas de un total de 101 inquietudes obtenidas en comunidades de los Llanos

Orientales de Colombia y respondidas por Jaime Díaz, especialista en adquisición sísmica y geólogo de la Universidad Nacional, que fueron publicadas en la página web de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP).

Foto: Archivo Reporte Energía

¿Que es la sísmica y para qué se utiliza en la industria de los hidrocarburos?

La sísmica es un método geofísico, que utiliza ondas sonoras, que viajan por el subsuelo y regresan a la superficie de la tierra, mostrándonos como están dispuestas las capas de roca, las cuales constituyen estructuras de interés geológico o trampas geológicas que pueden contener hidrocarburos.

2 3 4 5 6

Una detonación sísmica se puede sentir hasta 50 metros, pero su ruido se puede escuchar a 200 metros. Las voladuras en minería generan destrucción superficial de la roca para su extracción, pero en sísmica solo se genera un leve ruido en profundidad, pero no sucede nada en la superficie del terreno.

¿Como se selecciona un área para hacer sísmica?

Para que exista petróleo en una región determinada, se requiere que esta cumpla con ciertas condiciones geológicas, por lo que se requiere hacer primero un mapa geológico de un área muy grande, para después escoger aquella parte, donde las condiciones geológicas son favorables. ¿Que equipos se utilizan para hacer sísmica?

¿Qué tipo de dinamita se utiliza en la sísmica?

¿Solo se puede hacer sísmica con explosivos?

¿Por qué no se hace sísmica por satélite?

¿A que distancia se siente una detonación sísmica? ¿Es igual que en minería?

No son las univesidades, lo dicen personas que no tienen formación profesional ni en geología o geofísica. Las petroleras, gobierno y universidades, han realizado muchos estudios y experimentos en sísmica y todos han concluido que la sísmica no genera ningún impacto ambiental apreciable.

Impacto de la actividad sísmica en el medio ambiente es mínima.

Se requieren equipos de topografía, perforadoras muy pequeñas operadas por 5 personas, computadoras muy avanzadas y equipos electrónicos con cables y geófonos muy pequeños, que se colocan en el terreno, para detectar las ondas sísmicas que provienen de la tierra.

La sísmica no utiliza dinamita, sino explosivos especiales para sísmica que producen mucho ruido, pero tiene bajo poder de destrucción a diferencia de la dinamita o de otros explosivos diseñados para demoler rocas como en la minería o en carreteras.

No, también se puede hacer sísmica utilizando camiones vibradores, en aquellos sitios donde el acceso lo permita, preferiblemente donde existan vías o camino y siempre y cuando se cumplan otras condiciones técnicas.

La sísmica por satélite no existe, la sísmica solo se puede hacer en tierra o en el mar. Hay tecnologías que utilizan los satélites para estudiar las capas de la tierra, pero sus resultados aún son experimentales y solo se utilizan como un pequeño complemento a la sísmica.

9 10 11 12

¿Univer sidades dicen que la sísmica sí hace daño ambiental, por qué las petroleras dicen que no?

¿Como van hacer para que la sísmica no dañe ni contamine las aguas veraneras?

¿Para hacer sísmica se requiere agua?

¿Las aves y otros animales se van cuando se hace la sísmica?

¿Se puede reemplazar la sísmica por otro método más moderno, para buscar petróleo?

La sísmica no daña ni contamina las aguas veraneras. Sobre los caños y quebradas no está permitido hacer sísmica, siempre se mantiene una distancia a cualquier cuerpo de agua. Se debe aclarar que la sísmica no utiliza productos químicos.

En áreas montañosas se perfora con aire porque las rocas están secas, pero en zonas bajas, el terreno está generalmente saturado de agua después de los 3 o 4 metros, por lo que el pozo se llena de agua y se debe utilizarlo para perforar, pero esta agua no se saca del área y queda allí en el pozo.

Los animales en general se espantan cuando ven cosas extrañas en sus hábitat, aunque regresan a las pocas horas, incluso llegan a familiarizarse con los ruidos. El ganado, por ejemplo se espanta con el helicóptero, pero después es necesario espantarlo, porque se acuestan en los helipuertos.

En el momento, la sísmica es el único método que da información real y precisa sobre la forma de las capas de roca en el subsuelo y es por esto que todas las compañías en el mundo siguen haciendo sísmica, porque la sísmica permite obtener información real y confiable del subsuelo.

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SEGURIDAD ENERGÉTICA. UN PROYECTO DE LARGO PLAZO IMPULSADO POR EL ESTADO

Foto: minenergia.cl

Chile inicia construcción de su política energética hasta 2050

DATOS

Actores Participación. Comité Consultivo reúne a representantes del ámbito energético del sector público, privado, sociedad civil y academia.

2035 Año

HIto. Hasta esa fecha se prevé desarrollar una estrategia con metas concretas a alcanzar en el marco de una hoja de ruta hasta el año 2050. El ministro de Energía de Chile, Máximo Pacheco, impulsa la búsqueda de consenso con diferentes sectores de la sociedad civil para definir la agenda energética de su país hasta el 2050.

┣ Fue presentada a

más de 300 actores de la industria, academia y representantes de la sociedad civil. El objetivo es construir una visión compartida para el desarrollo futuro del sector energía.

¿Donde estamos hoy? Política energética de largo plazo

Las etapas de Energía hasta el 2050

TEXTO: franco garcía S.

on la presentación oficial del proceso de planificación participativa para la política energética de largo plazo - “Energía 2050”, por parte del ministro de Energía de Chile, Máximo Pacheco, a finales de Julio, este país comenzó su recorrido en busca de definir de forma participativa su política energética, con una mirada a largo plazo para los próximos 30 años. Frente a más de 300 representantes de los más diversos sectores y puntos de vista, el ministro Pacheco, y la jefa de la División de Prospectiva y Política Energética Annie Dufey, explicaron las distintas aristas del proyecto, señala una nota de prensa del Ministerio de Energía de Chile. “Como Gobierno, entendemos que la mirada del Estado es fundamental para enfrentar los desafíos que tiene el sector energético, pero, como cualquier proceso transformador, con sentido

de largo plazo, debe hacerse en conjunto con la sociedad y de manera transparente y participativa”, afirmó Pacheco. “Energía 2050, como proceso participativo, es una invitación a trabajar en conjunto una política de Estado. Como ha señalado la presidenta Bachelet, queremos pasar de una política energética reactiva a una estrategia de largo plazo que establezca seguridad y certezas para las comunidades, para los grupos ciudadanos, para el cuidado y protección de nuestro medio ambiente, para los inversionistas y también para las empresas”, subrayó.

Grupos Expertos Temáticos de la Etapa 1

Fuente: Energía 2050 - Chile

Además, el jefe de la cartera fue enérgico en invitar a la ciudadanía a este proceso: “Queremos que entre todos pensemos cómo tiene que desarrollarse este sector dentro de una sociedad encaminada hacia la modernidad. Una sociedad sustentable, inclusiva y generadora de conocimientos”. Energía 2050 se desarrollará durante este año y 2015. Contempla diversas instancias de discusión y trabajo que se traducirán en una estrategia con hitos y metas concretas al año 2035 y una hoja de ruta al 2050. La iniciativa contará con un Comité Consultivo que reúne a más de 20 actores clave del ámbito energético del sector público, privado, sociedad civil y academia, incluyendo participación regional. Se constituirá, además, una serie de grupos de trabajo temáticos de carácter técnico. La ciudadanía también está invitada a ser parte de Energía 2050 a través de la plataforma virtual www.energia2050.cl, así como a través de las mesas y talleres regionales que se realizarán en las distintas etapas del proyecto. “El documento logrado (Agenda de Energía) constituye un plan de acción y una carta de navegación para caminar juntos en las decisiones que nos permitan destrabar el sector energético, una tarea en que debemos participar todos los chilenos”, manifestó Pacheco. ▲

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PETRĂ&#x201C;LEO & GAS

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Fuente: xn-peamercado-u9a.cl

┣ Existen obstáculos

TEXTO: Edén García S.

como la falta de convergencia en las reglas; ciertas reservas para compartir recursos y desconfianza para depender de otro país en cuanto a seguridad energética.

50 años de CIER

Aportes. Las actividades lideradas por la CIER sirvieron para generar el relacionamiento institucional entre empresas y organizaciones privadas y públicas, lo cual facilitó la maduración de ideas y proyectos en esta industria. El objetivo de acceso universal para el 2030 debe ir acompañado de otras metas sociales para erradicar la pobreza.

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CIER. Se requieren políticas de estado más ‘agresivas’ en favor de la integración

Fuente: jorndadadiaria.com

Mercado integrado de energía no es una meta a corto plazo en la región

Es necesario crear una agenda energética y una planificación al menos indicativa de este sector.

ese al importante avance realizado en integración energética, pensar en un mercado integrado regional no es factible en un corto plazo, debido a trabas normativas y a las políticas de suministro que presentan los diferentes países de América Latina y el Caribe (ALyC), manifestó a Reporte Energía Juan José Carrasco, director ejecutivo de la Comisión de Integración Energética Regional (CIER). “No parece una meta alcanzar en el corto plazo dada la diversidad de formas de organizar el sector energético de cada país, la falta de convergencia en las reglas, ciertas reservas de compartir recursos, así como el nivel de confianza para depender de otro país en cuanto a seguridad energética”, manifestó. Sin embargo, resaltó que existen formas de aumentar los intercambios de energía en forma “pragmática”, con beneficios evidentes para los países, tanto desde el punto de vista económico, como de la seguridad de suministro y sustentabilidad ambiental. En la entrevista sostenida con Carrasco, mencionó una serie de proyectos de estudios y análisis de las oportunidades de integración realizados por la CIER en los últimos 15 años. Los mismos coadyuvaron a plasmar muchos de los proyectos de interconexión que se tiene actualmente entre países de la región. La CIER ve necesidad de crear una agenda energética y una planificación al menos indicativa de este sector en la región que permita optimizar el uso de recursos naturales y de capital, a fin de lograr seguridad en el suministro, reducciones de costos, valor agregado en la cadena energética y riqueza para los países de ALyC. “Es por eso que la CIER trata de motivar y facilitar a los distintos grupos de interés a desarrollar agendas que contengan entre sus objetivos los intercambios regionales de energía en sentido amplio”, destacó el ejecutivo. Acceso universal para el 2030 El organismo remarca el avance y el esfuerzo que las empresas y organismos de la región han realizado en todos estos años para incrementar el acceso a la energía. A partir de programas de extensión del servicio público en áreas urbanas y rurales, se obtuvo en ALyC niveles de electrificación promedio que actualmente sobrepasan el 94%.

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Matriz limpia para satisfacer demanda

“La CIER trata de motivar y facilitar a los distintos grupos de interés a desarrollar agendas que contengan entre sus objetivos los intercambios regionales”

ALyC cuenta con potencial eólico.

▶ El mercado de energía eléctrica continuará creciendo en forma significativa. Los estudios prospectivos de la CIER muestran que la demanda entre el 2008-2030 en ALyC aumentará 3,5% a 4% acumulada anualmente. Para la CIER, el sector energético latinoamericano debe incrementar la oferta de energía partiendo de una matriz limpia para la región, creciendo con hidroelectricidad, energías renovables no convencionales (eólica, solar y geotérmica) y gas prioritariamente, aunque aclaró que no se debe descartar ninguna fuente como el petróleo, carbón y nuclear, buscando un suministro

En la región, el nivel urbano supera el 99% y el rural el 55%, aunque existen problemas de accesibilidad que se observa en la cantidad de suministros irregulares, ocasionando que el nivel de pérdidas no técnicas promedie un 14%, pero con zonas superiores al 40%. El acceso universal a la energía eléctrica en ALyC es un objetivo posible según el ejecutivo de la CIER, que mencionó el dato de la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) que prevé que la región alcance un 98% de cobertura para el 2030. Asimismo, Carrasco indicó

que es necesario políticas públicas e inversiones que apoyen a este objetivo y garanticen el mayor alcance posible con precios conforme a este principio. “Esto asegura la inclusión social y la competitividad de los productos y servicios de la región”, puntualizó. Además, para obtener resultados sustentables, aseguró que el objetivo de acceso a la energía debe complementarse con otras metas como la erradicación de la pobreza e inclusión, vivienda y ordenamiento territorial, agua, servicios sanitarios y educación, entre las más importantes.

Subsidios no resuelven problemas de inclusión Una de las herramientas más utilizadas en la búsqueda de acceso universal a la energía y la inclusión social es la aplicación de subsidios, los cuales deben estar destinados a los sectores más desfavorecidos. La CIER destaca que tanto los gobiernos como el sector empresarial han cooperado en la aplicación de tarifas sociales para clientes residenciales ubicados en zonas empobrecidas o que están incluidos en planes de asistencia social, sin embargo aseguró que el problema de inclusión aún persiste. “Es que las soluciones desarro-

Fuente: evwind.com

adecuado a los recursos con los que se cuenta. “Debe contemplarse la realidad particular de los países que poseen recursos fósiles importantes cuyos ingresos derivados contribuyen al desarrollo de las economías de los mismos”, argumentó. Paralelamente subrayó que se debe trabajar vigorosamente en la mejora de la eficiencia energética. “No hay kwh más seguro, barato y medioambientalmente más sostenible que el que no se gasta”, añadió el ejecutivo del CIER, al momento de sugerir que se establezcan normas más exigentes en edificios y mayor eficiencia en la producción y en el transporte.

“Las soluciones desarrolladas para lograr accesibilidad e inclusión mediante reducción de costos de conexión, tarifas sociales y el uso de subsidios, en algunos casos no ha tenido una visión integral”

lladas para lograr la accesibilidad e inclusión mediante reducción de costos de conexión, tarifas sociales y el uso de subsidios, en algunos casos no ha tenido una visión integral y dichas soluciones han pecado de voluntarismo político, falta de base técnica y de señales inadecuadas al correcto uso de la energía”, apuntó el director de la CIER. Señaló que la aplicación de tarifas sociales con base en criterios técnicos - solidario para un sector de la población de escasos ingresos debe ser un desafío que debe contemplar criterios de inclusión, equilibro económico y señales de sustentabilidad. ▲

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bid. Potencial aún no desarrollado

Geotermia puede sustituir un 21% de la oferta en la región ┣ En América del Sur

ningún país cuenta con centrales de esta fuente energética. Las diferentes barreras, producto de los riesgos que conlleva desarrollar este tipo de proyectos, dificultan un avance real. TEXTO: Edén García S.

Ciclo de vida de un proyecto Fase

Presupuesto (en MM $us)

Probabilidad de éxito

1-1.5

10%

dos pozos comerciales

10-13

25%

perforación de confirmación dos pozos comerciales

10-13

40-50%

perforación de producción

19 pozos: diez comerciales; cuatro de producción; tres inyección; dos contingencia

55-65

85%

diseño planta ingeniería

ingeniería

1-2

90%

construcción

obra civil US$8-10M acopio US$7-10M planta US$80-85 M

95-105 (alrededor de $us 2.1 por MW)

95%

$us 175-200 para una planta de 40 MW

100%

Exploración de superficie

exploración de superficie

Exploración en profundidad

exploración en profundidad

Ingeniería y Construcción

Operación y Mantenimiento

Fuente: BID Fuente: eerrbolivia.blogspot.com

a región de América Latina y el Caribe (ALyC) tiene un gran potencial geotérmico, estimado en 70 GW (gigavatios), que podría sustituir más del 21% de la capacidad instalada en la actualidad, según un análisis del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), al que tuvo acceso Reporte Energía. Para el BID, prácticamente todos los países de la costa del Pacífico, desde México hasta Chile, tienen potencial suficiente para desarrollar proyectos de energía geotérmica de alta temperatura. Aunque México es el cuarto mayor productor de electricidad geotérmica en todo el mundo y Centroamérica cubre gran cantidad de sus necesidades de electricidad con geotermia (hasta un 24% en el caso de El Salvador), el potencial de la región se encuentra infrautilizado. En tanto que en América del Sur, el análisis de este organismo señala que ningún país ha desarrollado aún proyectos de energía geotérmica y en el Caribe, sólo la isla francesa de Guadalupe tiene 15 MW (megavatios) de capacidad instalada. Sin embargo, destaca que existe la predisposición de muchos países para incluir esta fuente en la matriz energética. “Actualmente más de una docena de países de la región trabajan en el desarrollo de nuevas plantas de energía geotérmica, con el objetivo de reducir su dependencia de los combustibles fósiles y de proteger sus economías frente a la volatilidad del precio de los combustibles”, añade el texto.

Actividad

Similar a los hidrocarburos, los proyectos geotérmicos requieren de cuantiosas inversiones para determinar la existencia y calidad del recurso.

Barreras para el desarrollo de la geotermia A pesar de las ventajas de la energía geotérmica, el BID afirma que las inversiones presentan varios desafíos, debido a las caracte-

rísticas inherentes a su fuente de alimentación. La imposibilidad de determinar los recursos geológicos sin antes perforar pozos es una de las dificultades.

Si bien una combinación de estudios geológicos, geoquímicos y geofísicos de superficie puede proporcionar información sobre el posible depósito, es decir, la temperatura, el tipo de fluido y la

extensión del área, pero la presencia de los recursos y las características reales solo pueden probarse mediante la perforación de pozos de diámetro reducido o de pozos comerciales. Por lo tanto, se requieren grandes inversiones iniciales sin poder tener certeza de la existencia y calidad del recurso. “Los costos de exploración pueden alcanzar el 30% del coste total del proyecto. Las empresas requieren mucha capacidad financiera y los bancos comerciales en la actualidad no financian estos proyectos en la etapa de exploración”, advierte el BID. Otra barrera para el desarrollo de esta fuente de energía pasa por los largos periodos que se requieren para explotar estos recursos. Los proyectos geotérmicos pueden demorar entre 5 a 7 años desde el descubrimiento hasta el desarrollo comercial. Además existe una falta de marcos regulatorios adecuados para garantizar los derechos de exploración y desarrollo, firmar un acuerdo de compra de energía (PPA, por sus siglas en inglés) y obtener recursos financieros antes de la evaluación de los recursos. A esto se suma el aumento de la percepción de riesgo entre los desarrolladores, los gobiernos y las instituciones financieras, debido a los conocimientos técnicos específicos que van desde la geología hasta la ingeniería de depósitos y perforación, la operación y el mantenimiento de las plantas. Créditos y cooperación técnica El BID señala que diseña e implementa soluciones para ayudar a sus socios a superar los desafíos de la energía geotérmica. El apoyo combina operaciones de crédito y de cooperación técnica para promover el desarrollo de proyectos geotérmicos en todas sus etapas. “Nuestros programas tienen como objetivo impulsar y desarrollar la energía geotérmica con proyectos que combinan el uso de los recursos públicos y privados y la canalización de la ayuda internacional eficientemente”, puntualiza este organismo. ▲

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medio ambiente

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Contaminantes. Se requieren mayores esfuerzos para reducir las emisiones de GEI

Foto: sociocomunitaria.wordpress

Lucha contra cambio climático genera beneficios económicos ┣ Datos muestran que la

reducción de los contaminantes climáticos de corta vida, que son responsables de hasta el 40% del actual calentamiento, puede tener impactos inmediatos en el clima. TEXTO: Edén García S.

Los problemas respiratorios a causa de las emisiones de gases contaminantes de las fábricas han ido en aumento.

cuantificarse con facilidad. A raíz de ello, las autoridades normativas contaban con análisis incompletos. Los esfuerzos realizados recientemente para estimar de manera más adecuada todos los impactos de los proyectos de desarrollo propuestos han producido nuevos instrumentos y modelos analíticos. Los economistas utilizan nue-

vos instrumentos para evaluar con más precisión los múltiples impactos de los contaminantes y calcular el valor de las reducciones de emisiones. “Los instrumentos actuales también permiten diseñar modelos de los impactos sinérgicos de los perjuicios y los beneficios a medida que fluyen a través de la economía”, apunta el BM.

Foto: cuencashidrograficasunad.blogspot

n informe del Banco Mundial (BM) señala que combatir el cambio climático genera una serie de beneficios para la industria y la sociedad en general, relacionados con el crecimiento económico, nuevos empleos, mejor rendimiento de los cultivos, mayor seguridad energética y personas con menor riesgo de contraer enfermedades. Estos beneficios se concretan con rapidez en las naciones que se asumen políticas de Estado y no solamente acciones de algunos sectores. “Por ejemplo, una política que promueva un transporte más eficiente, incluye vehículos con bajo consumo de combustible y sistemas eficaces en las normas de tránsito, permitirá ahorrar combustible y tiempo, con la consiguiente mejora de la seguridad energética y la productividad laboral”, menciona este organismo. También puede reducir los problemas respiratorios y muertes causadas por las emisiones de los vehículos y la industria. Asimismo, mejoran la visibilidad y ello propicia la inversión local en los sectores de turismo y recreación. De igual modo, el BM señala que un proyecto para mejorar la gestión de desechos sólidos que se emprende inicialmente por sus beneficios en materia de saneamiento y salud, también puede reducir las emisiones de metano, lo que propicia un aumento del rendimiento de los cultivos, y generar ahorros de energía. Todos estos resultados contribuyen directamente al crecimiento económico, sin embargo, a nivel de los proyectos los beneficios con frecuencia no se han incluido en los análisis económicos, debido a que muchos de ellos no han podido

Gestión de cuencas brindará beneficios a las comunidades aledañas al Río Grande.

Para este organismo internacional los impactos del cambio climático imponen una carga innegable en el desarrollo económico puesto que causan graves daños a la agricultura, los recursos hídricos, los ecosistemas, la infraestructura y la salud humana. Los esfuerzos por reducir los contaminantes climáticos de dióxido de carbono (CO2) y otros gases

CIFRA

2.4

MM/Personas Contaminantes. Datos del BM muestran que la reducción de emisiones de contaminantes de corta vida permite evitar la muerte de 2.4 millones de personas en el mundo.

de efecto invernadero (GEI), pese a algunos avances, han sido lentos. Datos científicos recientes indican que la reducción de los contaminantes climáticos de corta vida, que son responsables de hasta el 40% del actual calentamiento, puede tener impactos inmediatos en el clima. Entre los contaminantes climáticos de corta vida se incluyen el carbono negro y el metano, los cuales se consideran agentes de forzamiento climático que dañan la salud humana y perjudican la producción agrícola. Datos del BM muestran que la reducción de estos contaminantes permite evitar la muerte de 2.4 millones de personas e incrementar la producción agrícola al evitar la pérdida de 32 millones de toneladas de cultivos al año. ▲

Reciben recursos del BM para manejo de cuencas ▶ Cerca de 1.7 millones de bolivianos que habitan en las subcuencas Mizque, Rocha y Piraí de la Cuenca del Río Grande, en los departamentos de Cochabamba y Santa Cruz, serán los beneficiarios de un préstamo de $us 36 millones y una donación de $us 9.5 millones, aprobados por el Directorio Ejecutivo del BM. La financiación proviene de los Fondos de Inversión para el Clima (CIF, por sus siglas en inglés) y está dirigida a hacer viable la segunda fase del Programa Piloto de Resiliencia Climática (PPCR II), que tiene por objetivo mejorar la capacidad institucional para la gestión integral de cuencas y recursos hídricos, además de finan-

ciar inversiones en sub proyectos de infraestructura. “Las comunidades indígenas cuya población representa 40% de los habitantes de este territorio, aproximadamente 700.000 personas, participarán activamente en la toma de decisiones en torno a la gestión de cuencas”, destaca el BM. El programa también financiará subproyectos de inversión en infraestructura como la construcción de sistemas de riego y protección de riberas. Si bien el número de beneficiarios directos de estos emprendimientos se definirá durante la implementación del proyecto, se prevé que el 50% serán mujeres.

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del proyecto La Jacinta, ubicado a 5 kilómetros al sur del municipio de Salto. Este país busca reducir la dependencia de su matriz energética de los combustibles fósiles.

TEXTO: Edén garcía s.

l Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aprobó un préstamo de $us 40.9 millones provenientes de su capital ordinario y $us 25 millones del Fondo Climático Canadiense para el Sector Privado de las Américas (C2F), administrado por el Banco, para financiar la construcción, explotación y mantenimiento de una central de energía solar fotovoltaica y sus instalaciones conexas en Uruguay. La central que es parte del proyecto de energía solar La Jacinta, ubicado a 5 kilómetros al sur de la ciudad de Salto, tendrá una capacidad instalada total de 64.8 MW (megavatios) y suministrará en promedio alrededor de 96 GWh (gigavatios hora) anuales de electricidad al sistema eléctri-

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ENergía alternativa. CON INVERSIÓN DE $US 70 MM

Uruguay: BID financia central solar de 96GWh Fuente: enersoluruguay.com.uy

┣ La central es parte

El funcionamiento de esta planta permitirá eliminar la emisión de18.000 toneladas de carbono por año.

co nacional, permitiendo reducir la dependencia de la energía generada a partir de combustibles fósiles. “Esto marca un nuevo paso importante del país en la introducción de la energía renovable no tradicional en la matriz energética”, dijo Jean-Marc Aboussouan, jefe de la división de Infraestructura del Departamento de Financiamiento Corporativo y Estructurado del BID, la unidad responsable por el financiamiento a proyectos del sector privado de gran escala. También destacó que es una evidencia que la energía solar, como la eólica, tiene el potencial de ser competitiva y viable en términos financieros en la región. Los principales beneficios esperados son el aumento de la capacidad instalada de energía renovable no convencional en 64.8 MW, apoyando la estrategia del país de diversificar su matriz energética, eliminar aproximadamente 18.000 toneladas de emisiones de carbono por año y ampliar la participación del sector privado en el área energética, así como promover la competencia en el mercado con la entrada de un nuevo operador y de una nueva tecnología en el sector. ▲

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Metodología. Mayor eficiencia y calidad en las operaciones

Foto: lacomunidadpetrolera.com

LSSI garantiza hasta un 50% de aumento en productividad ┣ El instituto realiza un

análisis de los procesos de una empresa para encontrar las falencias en el desempeño de los mismos. Se busca optimizar el funcionamiento operativo y generar ahorros.

CIFRA

10.000 profesionales

HIstoria. En los 16 años de vida, LSSI ha formado a más de 10 mil profesionales de compañías de diferentes rubros.

TEXTO: Edén García S.

Capacitación. Más que entrenamiento LSSI provee capacitación in situ y vía internet para asegurar que su filosofía se cumpla. Instructores. Los instructores de LSSI ocuparon puestos directivos y de liderazgo en diferentes compañías y tienen una vasta experiencia en atención al cliente. Entre las diferentes empresas con las que trabajó el instituto está Pemex, con quien han ejecutado dos proyectos de mejora en sus procesos.

Asistencia a 250 compañías ▶ El instituto LSSI se creó en México en 1998 y desde esa fecha trabaja en proyectos de entrenamiento e implementación de esta metodología lean six sigma. Ha trabajado con 250 compañías como IBM, HP, Bimbo, Siemens, José Cuervo, Bayer, Kellogs, entre otras reconocidas internacionalmente. Tiene operaciones actualmente en varios países con aproximadamente 85 consultores. Están presentes en Estados Unidos, España, Venezu-

ela, Colombia y Perú con algunos proyectos en Chile y Argentina. En los 16 años de vida, LSSI ha entrenado a más de 10 mil profesionales de compañías de diferentes rubros. “Aunque nació en un ambiente de manufactura, la metodología se puede utilizar en cualquier área, como en distribución, compras, servicios al cliente, contabilidad y otras, ya que todas ellas funcionan mediante procesos”, puntualizó.

Foto: Reporte Energía

ean Six Sigma Institute (LSSI) presenta a la industria boliviana en general los servicios de capacitación e implementación de una metodología que optimiza los procesos y elimina los procedimientos que no agregan valor a los productos y servicios que ofrece una determinada compañía. Este sistema, de acuerdo a Miguel Puga, director general de LSSI, garantiza entre un 20% a 50% de aumento en la productividad de las compañías que apliquen esta filosofía y ahorros de hasta veces más comparado con la inversión realizada para implementar esta metodología. Se tiene un parámetro que por cada dólar que invierte una empresa en implementar esta filosofía, se ahorra $us 3. Sin embargo, en la experiencia, el ejecutivo destacó que generalmente esta cifra es mucho mayor, ya que dependiendo del rubro y la compañía, se alcanza los $us 10. La filosofía LSSI está orientada a optimizar los procesos de cualquier tipo, sin importar el rubro de la compañía o el tamaño. Puga indicó que han trabajado con compañías que tienen 15 empleados hasta de 140 mil, como tiene la reconocida multinacional de panificación Bimbo. El trabajo de este instituto, que se conformó en México y que tiene sede en San Diego, Estados Unidos, consiste en analizar los procesos de una compañía ya sea productivo, de compras, ventas, logística, entre otras y se observa en qué áreas existen las oportunidades para mejorar y disminuir a su mínima expresión lo que LSSI considera como desperdicios. “Se busca disminuir los desperdicios de tiempo, materiales,

DATOS

Ejecutivos de LSSI y Somare Consultig Group visitaron las oficinas de Reporte Energía.

recursos y energía mediante herramientas muy sencillas, optimizando los procesos y el uso de recursos se reducen los ciclos operativos”, indicó el ejecutivo quien añadió que con este sistema las compañías obtienen mayores niveles de ahorros, calidad y rentabilidad. En el sector petrolero, de igual forma Puga apuntó que se siguen los principios de esta metodología para asegurar un adecuado funcionamiento de las plantas tanto en el upstream, midstream y downstream. “Quizás puedan ser cuestiones del equipo, de la capacitación del personal o que los materiales no sean los óptimos, se analiza

dónde está ese bajo rendimiento dentro de esa operación, cuáles son las causas-raíz de ese bajo rendimiento y se optimiza el proceso para mejorar”, puntualizó. Puga señaló que trabajaron con Pemex (Petróleos Mexicanos) en donde se implementaron dos proyectos de mejoras en sus operaciones. En Bolivia LSSI busca apoyar al desarrollo de la creciente industria y para ello, en alianza con Somare Consulting Group, iniciaron la realización de charlas en algunas empresas para que se conozca el sistema y sus ventajas. El enfoque que plantea LSSI con este sistema es multidisciplinario, analizando los diferentes factores que puedan afectar a la operación. “Se tiene como objetivo achicar los procesos y los tiempos de ciclos, por tanto deben ser más económicos y eficientes”, afirmó Puga. También explicó que este sistema no es nuevo, ya que en Europa y Norteamérica la mayoría de las empresas lo utilizan y muchas universidades de prestigio lo tienen implementado en sus programas universitarios. “Trabajamos mayormente con empresas pequeñas y medianas, las empresas muy grandes generalmente ya lo tienen”, destacó. ▲

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workshop. Se mostró también adelantos para caracterización de reservorios

Geolog: tecnologías avanzadas en mud Logging y perforación Fotos: Franco García S. / Reporte Energía

┣ La compañía explicó a los asistentes al taller especializado los productos y servicios que ofrece para la optimización de la perforación, interpretación y evaluación de reservorios, además de estudios geoquímicos. TEXTO: franco garcía s.

on marcado éxito la compañía Geolog International presentó importantes productos y servicios para el sector hidrocarburos en el workshop denominado: “Tecnologías avanzadas en registro de superficies, aplicada a la optimización de la perforación y caracterización de reservorios”, llevada a cabo el 4 de agosto en Santa Cruz de la Sierra. Las principales compañías operadores del upstream de Bolivia enviaron sus representantes al taller especializado, en el que se explicó de parte de los expertos de Geolog International las ventajas de los equipos que permitirán optimizar la producción, interpretar y evaluar de manera más completa los reservorios, además de estu-

El workshop realizado por Geolog contó con una gran participación de ingenieros de diferentes compañiás que tienen operaciones en Bolivia.

dios geoquímicos. Los participantes de las compañías, consultados por Reporte Energía, coincidieron en destacar las “bondades”de las nuevas tecnologías presentadas que coadyuvarán de manera determinante en las tareas de prospección y desarrollo de campos. Al final del evento Christian Genty, gerente regional de Geolog International para América Latina, manifestó su satisfacción por la

PRESENCIA

DÉCADA. La compañía está presente en América Latina hace 10 años con oficinas en México, Colombia, Venezuela, Perú, Argentina, Chile, Bolivia y Brasil.

participación de los representantes de compañías petroleras y resaltó que los beneficios del uso de estas nuevas tecnologías son pro-

porcionales a la inversión que se tiene que realizar para adquirirlas. La compañía está presente en América Latina hace 10 años con oficinas en México, Colombia, Venezuela, Perú, Argentina, Chile, Bolivia y Brasil, con 55 unidades y alrededor de 400 empleados. A su vez Genty considera que los planes de expansión en la región son factibles, teniendo en cuenta el potencial de hidrocarburos existente. “A nivel de volu-

men de actividad, Bolivia no es un gran país petrolero, pero tiene una constante actividad que la hace muy atractiva para el tipo de servicio que prestamos. Estamos aquí desde el 2010 con muy buenos resultados”, añadió. Una de las tecnologías que más llamó la atención a los participantes fue el DualFidTM Star, equipo que integra un sistema avanzado de detección de gas con la medición de hidrocarburos del hexano al Tolueno, con lo que se puede evaluar los campos y los cambios en los fluidos de la formación. De esta manera es posible identificar fluidos de formación durante la perforación, para así maximizar la información de los reservorios en pozos de exploración y creación de modelos interpretativos de la composición de hidrocarburos líquidos para las correlaciones al interior del campo y predicción de reservorios. Se explicó que DualFidTM Star es un nuevo enfoque para el análisis de gases pesados más allá de C5 en el sitio de la plataforma y explota la confiabilidad y precisión de la tecnología FID para obtener completa y clara separación de componentes pesados. ▲

OPINIONES Gerardo Marquez,

Compay man en Repsol Boliva

Walter Marquez,

Wellsite geologist en Pluspetrol

Ciro Aramayo,

Geólogo de pozo de YPFB Petroandina

John Félix Albornoz

Ingeniero de costos de BG Bolivia

‘Se conocerá el tipo de reservorio a atravesar’

‘Tecnologías serán de utilidad en yacimientos’

‘Evaluar mejor por tipo de hidrocarburos’

‘Análisis mineralógicos permitirán tener datos’

Se presentaron nuevas tecnologías que nos va a servir para el futuro, especialmente el tema del sensor FID Star. Esperemos que se lo utilice en los próximos proyectos petroleros de la compañía dado que sería de mucha utilidad para estimar anticipadamente durante la perforación, la presencia de hidrocarburos líquidos y gaseosos. Esta es una tecnología implementada por Geolog que detecta los componentes de los hidrocarburos más pesados, aspecto que anteriormente no se hacía. De esta manera se dará una pauta del tipo de reservorios que estamos atravesando.

Me pareció muy interesante las presentaciones. Un aspecto novedoso que se expuso es la posibilidad de tener detección de fracturas mediante los sensores de flujo. Considero que las tecnologías que presentó Geolog son de gran utilidad en nuestros yacimientos en Bolivia por las zonas de fracturas o de admisión, que no brindan las otras compañías. Por otro lado si bien el equipo puede ser un poquito más caro, pero es beneficioso a la larga al tener información para geología, exploración y para la parte de reservorios, a fin de conocer los campos, las condiciones petrofísicas en forma inicial en la exploración.

La tecnología de detección de gas que presentaron nos podría servir en el futuro para aplicarlo en nuestro medio porque aquí se trabaja sobre la base de cinco componentes básicamente: metano, etano, propano, butano y pentano. Ahora este sistema incluye muchos más pesados como ser hexano, heptano y benceno con lo cual la línea se completaría y nos daría la posibilidad de evaluar mejor por tipos de hidrocarburos, por migración y por varios otros elementos, que serían de provecho para la prospección y ver si se trata de una zona de gas o de petróleo.

LLamó la atención la detección de gas arriba del pentano para compuestos más pesados. Habría que ver la aplicación en nuestros campos porque generalmente son gasíferos, pero tenemos algunos que pueden contener líquidos, por lo que esta tecnología se puede aplicar allí. Otro aspecto interesante es la medida del volumen de recortes, puesto que se debe ver si limpiamos bien el agujero y si tenemos derrumbes. Pensamos perforar un pozo profundo y al ser exploratorio, las tecnologías de análisis mineralógicas y químicas serán importantes para tener datos representativos al inicio del proyecto.

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Marcas reconocidas. Para la industria en general

Foto: Helios

Helios brinda soluciones de medición y metrología ┣ Ofrece equipos de

fabricantes como Fluke GE Inspection Technologies, Honeywell, Campbell Scientific, entre otros. El sector hidrocarburos y energético son su principales clientes. TEXTO: Edén García S.

La empresa cuenta con un laboratorio de calibración y centro de servicio técnico autorizado por las marcas representadas.

DATOS

Fotos: Internet

on 15 años en el mercado boliviano, Helios brinda a la industria en general equipos y herramientas y un servicio calificado en las áreas de instrumentación, medición, y metrología. Para ello cuentan con la representación y el respaldo de reconocidos fabricantes mundiales. “Somos una empresa líder en la provisión de soluciones completas para la medición de magnitudes eléctricas, físicas y químicas”, señaló Luis Enrique Rojas, gerente comercial de la importadora. Los productos de medición y calibración de Helios provienen de marcas como Fluke, GE Inspection Technologies, Honeywell, Campbell Scientific, Testo, Lifeloc, entre otros. Además, cuentan con un equipo de técnicos y asesores altamente capacitados para proporcionar soluciones ajustadas a cada aplicación, además de dar posteriormente el soporte adecuado. Las áreas industriales a las que Helios provee equipos y servicios son la eléctrica, gas y petróleo, telecomunicaciones, minería, procesos industriales en general y mantenimiento de equipos hospitalarios. Con la perspectiva de asegurar la inversión de sus clientes y en el marco de su asistencia técnica, Rojas indicó que cuentan con un laboratorio de calibración y centro de servicio autorizado por las marcas representadas. En ella se realizan servicios de calibraciones eléctrica DC y baja frecuencia, de presión, temperatura, intensidad acústica, detectores fijos y portátiles de gases tóxicos y combustibles, además de alcoholímetros. En lo que va de este año, el

iNICIO. Helios inició operaciones en julio del año 1999. Laboratorio. Todo el equipamiento y software de control y gestión empleados en el laboratorio, cumplen la normativa ISO 17025 y las últimas recomendaciones relacionadas a operación y gestión de laboratorios. Catálogos. La empresa cuenta con catálogos de su producto que pueden ser descargados de su página web: www. helios. com.bo Detectores portátiles multigases y pinzas amperimétricas son dos instrumentos de la gran variedad de herramientas que posee la importadora.

ejecutivo de Helios destacó que se han ampliado los servicios de calibración, con la incorporación de un nuevo instrumento de referencia para presión y en la parte eléctrica con la adquisición de un nuevo calibrador multifunción, uno de los equipos más avanzados en el mundo. “Asimismo se han incrementado las capacidades de calibración para los equipos de aislación, con la incorporación de dos décadas de resistencia de alta exactitud y de hasta 10 kV”, añadió. Para solucionar la gran mayoría de las fallas o daños en instru-

mentos en poco tiempo, Helios incrementó su stock de repuestos Fluke, Honeywell Analytics, Lifeloc que darán soporte a los equipos y herramientas que proveen. En la línea de ensayos no destructivos, desde este año la importadora contará con un stock permanente de película radiográfica industrial y de químicos para revelado que atenderá de forma más eficiente la demanda de estos productos en el mercado. Los sectores que más demandan los equipos y servicios de Helios son el de hidrocarburos y energía y las herramientas más

requeridas incluyen el mantenimiento predictivo, inspección y calibración. “Para estos sectores tenemos soluciones de inspección y mantenimiento predictivo para aumentar la eficiencia y seguridad de las operaciones. Los sistemas de inspección visual remota consisten en una de las herramientas de mayor valor para la inspección de turbinas y maquinas rotativas en general”, apuntó Rojas. Mencionó que los videoscopios de la línea GE Inspection Technologies son los únicos que cuentan con la tecnología 3D

“que permite realizar mediciones de forma extremadamente fácil y rápida”, así como aumentar de forma signficativa la probabilidad de detección de defectos como grietas, fisuras en alabes de turbina. En el área de mantenimiento predictivo, cuentan con cámaras termográficas de mayor precisión, confiabilidad y robustez en el mercado con la línea Fluke, las cuales detectan en forma temprana todo tipo de anomalías en sistemas de generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica, asegurando la eficiencia y confiabilidad de los sistemas. ▲

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TRAYECTORIA. experiencia en sistemas de información geográfica

Geosystems incluye un drone para optimizar sus servicios que el rubro petrolero es uno de los más activos, que utiliza información geográfica en toda la cadena de producción, desde la exploración hasta la distribución domiciliaria.

Foto: Geosystems

┣ Destacan

TEXTO: lizzett vargas

La implementación de este dispositivo permitirá supervisar en tiempo real obras o proyectos para los distintos rubros donde ofrece sus servicios Geosystems.

cios con YPFB Corporación. Para esta compañía de ingeniería, la información geográfica es un activo común a la gran mayoría de los rubros, desde un gobierno que recoge y analiza información de sus ciudadanos, sus recursos y su territorio o a una empresa privada que reparte sus productos por toda la ciudad. También puede ser útil a empresas de servicio público, como distribución de electricidad, agua o gas, hasta un banco que segmenta sus clientes y abre sucursales, según un análisis geográfico. El mercado de los Sistemas de Información Geográfica (SIG) es su especialidad, pero también los servicios de campo, como geodesia y topografía. Trabaja para prácticamente todas las empresas operadoras y con muchas de sus proveedoras de servicios. Asimismo, esta empresa ofrece provisión y procesamiento de imágenes satelitales y todo lo referente al análisis de información geográfica. También procesa e interpreta datos sísmicos 2D y 3D, así como

Foto: pedroalarconycia.com

on el fin de realizar actividades de supervisión de obras, monitoreo de cultivos, soporte a emergencias, y otros servicios, Geosystems adquirió un Vehículo Aéreo no Tripulado (VANT), más conocido como drone, de última generación. Geosystems es una empresa de IT (Tecnología de la Información) e ingeniería que brinda al mercado servicios, herramientas y metodología para el suministro de información con componente geográfico que permite mejorar la planificación. Con este fin, incluye entre sus servicios un drone, el cual permitirá tomar datos en tiempo real. Este dispositivo tiene un gran potencial en áreas muy diversas porque pueden desplazarse por zonas de alto riesgo o difícil acceso y superar cualquier tipo de obstáculo, ofreciendo imágenes aéreas y recogiendo diferente datos sin poner en peligro la vida de tripulación alguna. Entre sus principales funciones es que puede fotografiar con un gran detalle una zona determinada y aunque este método es menos preciso que otros permite tener más información para el desarrollo de la obra o proyecto. La empresa provee servicios para la industria de los hidrocarburos, minería, administración pública, servicios básicos, telecomunicaciones, manejo forestal, medio ambiente, agricultura, educación, salud y otros. Entre estos, el rubro petrolero es uno de los más activos, puesto que utiliza información geográfica en toda la cadena de producción, desde la exploración hasta la distribución domiciliaria. En este punto destaca su consolidación de servi-

Especialista en todo tipo de servicios de ingeniería como el levantamiento topográfico para obras civiles

DATOS

experiencia. Cuenta con experiencia de 22 años en el uso e implementación de diferentes tecnologías que representa, lo que le ha permitido desarrollar y participar de proyectos interesantes, y contar como clientes a empresas locales e internacionales.

otros métodos geofísicos. En cuanto a sus proyectos a corto plazo, continuará actualizando su tecnología en todo lo referente a la implementación de SIG en la nube, lo que implica un acceso masivo a la información, tanto para el personal de la institución con el propósito de mejorar sus flujos de trabajo.

Geosystems cuenta con oficinas en La Paz, además de la central situada en Santa Cruz. A partir de ellas atiende a la región. En Ecuador, es el proveedor de tecnología y servicios SIG para todo el sector eléctrico. Geosystems es uno de los pocos “Platinum Partner” de Schneider Electric Smart Infrastructures Utilities Group. ▲

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REsumen quincenal

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Fuente:patagoniaenergetica

EXPANSIÓN

PAE invertirá $us 1.500 MM en Argentina ▶ Pan American Energy (PAE) anunció que invertirá $us 1.500 millones en las cuatro cuencas que posee y opera junto al Grupo Bridas, como parte de su estrategia de expansión y de mejora de la performance de producción de crudo y gas natural en el país. La compañía, que desde el 2001 lleva invertidos $us 9.500 millones en el país, realizó el anuncio en un acto durante el cual se informó de la llegada de dos equipos de perforación que permitirán incrementar la eficiencia en la extracción, reducir la tasa de accidentes y optimizar el aprovechamiento de la energía producida. Estas perforadoras se suman a otras dos similares adquiridas en

EL DATO

operadores. Grupo Bridas, está integrado por la familia Bulgheroni y la empresa petrolera China National Offshore Oil Corporation. El grupo se dedica a la exploración, extracción, acarreo y refinamiento del petróleo. En 1997 el Grupo conformó un joint venture con British Petroleum que dio origen a Pan American Energy.

Pan American Energy es la compañía líder en producción de hidrocarburos en Argentina

abril y forman parte de la política de actualización tecnológica de la empresa. El año pasado Pan American Energy produjo 100.000 barriles por día y 18 millones de m3 de gas natural lo que abarca el 18% del crudo y el 16% del gas producido

en el país. Actualmente, la compañía tiene reservas probadas equivalentes por 1.400 millones de barriles Posee cuatro cuencas operativas, tres en la Patagonia (Cuenca Neuquina, Austral y Golfo de San

700 MM $us

Producción de Camisea en julio fue de 19.985 MMpcd de gas

OPEP proyecta una baja en la demanda para 2014 ▶ La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) revisó marginalmente a la baja su pronóstico de demanda petrolera mundial para este año, debido a un ligero freno del consumo energético en los países industrializados en el segundo trimestre. En el más reciente informe mensual del mercado petrolero, emitido en Viena por la OPEP, coloca la subida de la demanda este año en 1,1 millones de bar-

Foto: Archivo/RE

Inauguración de la Termoeléctrica del Sur será en septiembre ▶ El Ministro de Hidrocarburos y Energía Juan José Sosa, junto al gerente general de ENDE Andina, Hugo Villarroel, anunciaron que el 27 de septiembre se inaugurará la Termoeléctrica del Sur, ubicado en el Municipio de Yacuiba, en el departamento de Tarija. “A la fecha son siete los departamentos interconectados al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Sólo está pendiente Tarija y Pando, en

Ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa

ese entendido hemos hecho todos los esfuerzos posibles por interconectar a Tarija al SIN, hemos

Jorge) y una en el norte del país (Cuenca del Noroeste). Las cuencas están manejadas junto al Grupo Bridas, integrado por la familia Bulgheroni y National Offshore Oil Corporation, que posee el 50% de la compañía desde el 2010.

Fuente: atmosferis.com

informe

bolivia

Subsidio del gas se mantendrá hasta el 2017 CIFRAS

perupetro

▶ Asimismo, la inversión acumulada en la explotación alcanzó un monto de $us 2,172 millones, informó Perupetro. Dicha producción acumulada corresponde al Lote 88 de Camisea. Asimismo, hasta el 2013, la inversión acumulada en la explotación del mencionado lote alcanzó $us 2,172 millones, de acuerdo con la referida empresa estatal.

ecuador

Prevén ligero freno del consumo energético

comenzado con la Línea Punutuma – Tarija, hemos llegado a Tarija, en septiembre del 2012 se concluyó esta Línea de Transmisión con una inversión aproximada de $us 54 millones” aseveró el Ministro Sosa. La Termoeléctrica del Sur es construida por la empresa ENDE Andina, con una inversión de $us 122,7 millones, financiados por el Banco Central de Bolivia, consta de cuatro turbogeneradores con una potencia total de 160 megavatios. La Línea de Transmisión Chaco – Tarija tiene una extensión de 138 km, con una potencia de 230 kV y una inversión de $us 37,8 millones. La inversión total es de más de 214 millones entre la Línea Punutuma – Tarija, la Línea Chaco – Tarija más la Termoeléctrica del Sur.

riles diarios (mb/d) y la mantienen en el 1,21 mb/d para el año 2015. En total, la demanda global de crudo será en 2014 de 91,11 mb/d, 25.000 barriles diarios menos que el pronóstico del mes anterior, mientras que en 2015 la demanda estimada será de 92,32 mb/d. Por su parte, la demanda por petróleo de la OPEP, una organización con doce países miembro, también fue revisada a la baja, en 100.000 barriles diarios, hasta 29,6 mb/d. Eso debe a una subida de la demanda petrolera proveniente de los productores no miembros de la OPEP, reconoce el informe.

costo. Es el gasto anual que el Gobierno de Ecuador destina por el subsidio al GLP.

▶ Como “histórico” calificó el presidente de Ecuador, Rafael Correa, el proceso para cambiar la matriz productiva, y reiteró que el subsidio al gas licuado de petróleo (GLP), se mantendrá hasta el 2017. Dicho mecanismo se implementará con la entrada de las ocho nuevas centrales hidroeléctricas. Esto debido a que se ejecutará el plan de reemplazo de cocinas de gas por cocinas eléctricas de inducción para aprovechar la abundante y oferta barata de energía que tendrá el país, y así reducir el subsidio al gas licuado de petróleo (GLP) que bordea los $us 700 millones al año. No obstante aclaró que en los lugares donde todavía no se cuenta con energía eléctrica continuará el subsidio. El Jefe de Estado ecuatoriano cumple una amplia agenda en Santo Domingo de los Tsáchilas, donde además recorrerá el proyecto hidroeléctrico Toachi-Pilatón.

VENEZUELa

Pdvsa dispuesta a vender su filial en EEUU ▶ La petrolera estatal venezolana Pdvsa está dispuesta a vender su filial en Estados Unidos, Citgo, cuando reciba una propuesta “conveniente” y en el “momento adecuado”, informó el vicepresidente económico de Venezuela, Rafael Ramírez, también presidente de la compañía. “En el momento que tengamos una propuesta que sea conveniente a nuestros intereses saldremos de Citgo”, indicó Ramírez a

EL DATO

declaraciones.Ramírez estimó que Citgo vale “un poco más” de $us 10.000 millones, pero aseguró que Pdvsa sabrá negociar bien esa eventual venta.

periodistas en Mene Grande, en el oeste del país, donde asistió a la celebración por el centenario del primer pozo petrolero del país.

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PETRÓLEO & GAS

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Del 16 al 31 de Agosto de 2014

SOLVENCIA. informe de Moody’s Latin America

Fotos: AN-YPFB

Venta de Transierra no afecta a sus calificaciones crediticias

El presidente de Bolivia, Evo Morales, junto a las autoridades del sector hidrocarburífero en un acto celebrado en las instalaciones de la transportadora que ahora es YPFB Transierra SA.

┣ YPFB articulará las operaciones de YPFB Transporte, Gas TransBoliviano, YPFB Logística y, ahora, YPFB Transierra, con el propósito de crear una megaempresa de transporte de hidrocarburos, interno y externo.

TEXTO: lizzett vargas

oody’s Latin America indicó en un comunicado, al que tuvo acceso Reporte Energía, que las calificaciones de Ba3/Aa1.bo de Transierra SA no registran cambios tras su reciente venta a la empresa estatal, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), en el marco de la Ley de Empresa Pública. El 5 de agosto de 2014, Transierra anunció que Petrobras Bolivia Inversiones y Servicios SA (Petrobras) y Total E&P Bolivie -- Sucursal Bolivia (Total) -- habían transferido su participación en la compañía a YPFB. La transacción se completó mediante la transferencia del 44.5 % de las acciones que pertenecían

CIFRAS

133 MM $us

compra. Es el monto que pagó YPFB Corporación por el 55.5% de las acciones de Transierra.

anteriormente a Petrobras y el 11% propiedad de Total (lo que totaliza un 55.5 % de las acciones) que pasó a manos de YPFB. Se indicó que YPFB Andina mantendrá su participación del 44.5%. Consecuentemente, el gobierno boliviano será propietario indirecto en un 78% de Transierra a través de YPFB. El monto de la transacción alcanzó los $us 133 millones. Al respecto, Moody’s, agencia internacional de calificación crediticia global, señaló que la venta no tiene ningún impacto en las calificaciones Ba3/Aa1.bo de Transierra ya que su perfil crediticio seguirá siendo respaldado por el sólido modelo de negocios de la compañía, por sus flujos estables de efectivo provenientes de pagos de capacidad, así como también por sólidos indicadores crediticios.

MMmcd/gas operación. Estación de compresión del Gasyrg permite transportar este volumen de gas por día.

Además, las calificaciones seguirán siendo respaldadas por la importancia estratégica del gasoducto para transportar el gas boliviano que se exporta a Brasil, bajo el acuerdo bilateral de suministro de gas (GSA) entre Brasil y Bolivia. La calificación de Ba3 de Transierra se encuentra al mismo nivel que la calificación soberana y por lo tanto la propiedad de YPFB, no tiene impacto en las actuales calificaciones. En el marco del anuncio de la incorporación de la empresa Transierra SA a la estatal petrolera con la nueva denominación de YPFB Transierra, el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, anunció que la nueva empresa estaría a la cabeza de su gerente general, Edwin Alvarez. Por su parte, el ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José

EN CORTO

Moody’s. Es una entidad que asigna calificaciones de riesgo en Argentina, Bolivia y Uruguay. Provee análisis de riesgo, investigación y calificación crediticia global que publica comentarios sobre crédito, e investigaciones crediticias.

Sosa, resaltó que “se llegó a este acuerdo sin necesidad de controversia, lo que demuestra no solamente la voluntad de ellos de apoyar a este proceso de cambio, sino también la confianza en la seguridad jurídica que les da el Estado boliviano mediante el respeto y reconocimiento de sus inversiones”. En la actualidad, el Estado tiene presencia en toda la cadena productiva en exploración, explotación, transporte, comercialización, refinación y la industrialización. Asimismo, elministro de este sector, remarcó que con la incorporación de la nueva empresa a la petrolera estatal, ahora se conforma el Sistema Nacional Integral de Transporte de Hidrocarburos por Ducto, compuesto por las empresas YPFB Transporte, Gas TransBoliviano S.A. (GTB), Transierra y YPFB Logística”, concluyó .

Gasyrg unifica el transporte de YPFB a nivel nacional El Gasyrg (Gasoducto Yacuiba – Río Grande) es uno de los principales ductos que alimenta la nueva planta de separación de líquidos Río Grande a la planta de absorción y a GTB para la exportación de gas a Brasil, unificando el transporte de YPFB a nivel nacional. Transierra es una empresa boliviana creada el 8 de noviembre del año 2000, cuyo objetivo es transportar gas natural de los mega campos existentes en el sur de Bolivia hasta la Planta de Compresión de Río Grande. Opera el Gasyrg que tiene una longitud de 432 kilómetros y 32 pulgadas de diámetro, que cruza de sur a norte el territorio boliviano, iniciándose en Yacuiba – Tarija y terminando en Río Grande a 55 km. de Santa Cruz. El Gasyrg está diseñado para recibir cuatro estaciones de compresión y actualmente cuenta con una, localizada a ocho kilómetros al sur de la ciudad de Villa Montes, lo que permite transportar hasta 20 millones de metros cúbicos de gas por día. La tecnología utilizada para la construcción del Gasyrg permite realizar el monitoreo, supervisión y control del ducto desde el Centro de Supervisión y Control instalado en las oficinas de Transierra en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, a través del sistema de supervisión, control y adquisición de datos (SCADA) y comunicación satelital.

Gasoducto Gasyrg

Del 16 al 31 de Agosto de 2014

ESTADÍSTICAS

Del 16 al 31 de Agosto de 2014

AGENDA ENERGéTICA

del 20 al 21 AGOSTO | santa cruz - bolivia

15 al 18 de septiembre | rio de janeiro - brasil

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

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.

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: eventos@ibp.org.br

Contacto: bradridler@dmgevents.com

DEL 23 AL 24 DE SEPTIEMBRE | LIMA - PERÚ

DEL 5 AL 8 DE OCTUBRE | buenos aires

Brasil Windpower 2014

Workshop: Soluciones Energéticas para la Minería Peruana

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”.

Este evento reúne a empresas alemanas que ofrecen tecnologías y sistemas de punta para la generación, almacenaje o transporte de electricidad y compañías mineras del Perú que buscan asegurar el suministro energético de su operación.

Este evento organizado por el Instituto Argentino de Petróleo & Gas es la mayor exposición de la industria energética de ese país y está posicionada en los calendarios internacionales de este tipo eventos..

Contactos y registro: info@brazilwindpower.org

Contacto: info@gasenergyforum.org

Contacto: informa@iapg.org.ar

VII Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía Con la temática de 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

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

Rio Oil & Gas Expo & Conference

International Pipeline Exposition

Argentina Oil & Gas Expo 2015 - X Exposición Internacional del Petróleo y del Gas