INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE
Precio en: Bolivia Bs. 10 Perú S/. 10 Latinoamérica $us 10
Dos termoeléctricas y una planta fotovoltaica inyectarán 205 MW ENDE busca cumplir la meta de exportación de 3.000 MW al 2025. La inversión en generación y transmisión hasta el 2018 será de $us 1.947 MM. P-5
Reembolso por costos recuperables suma $us 4 mil MM
PETRÓLEO & GAS
Foto: Ecopetrol
Ecopetrol intensifica actividades de EOR para subir producción
P-12-13
posición del presidente de YPFB, Carlos Villegas, durante el VII Congreso de la CBHE. La Fundación Jubileo P-17 pide que estos datos sean de acceso público. Foto: CBHE / Exposición del presidente de YPFB, Carlos Villegas en el VII Congreso de la CBHE
OFICIAL. Los recursos destinados a las operadoras se incrementaron desde 2007 ($us 282 MM) en 62% hasta 2013 cuando se obtuvo $us 746 MM, según la ex-
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PETRÓLEO & GAS
BGP procesará e interpretará datos sísmicos en Bolivia Foto: FGS / Reporte Energía
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Nro. Del 1 al 15 de Septiembre de 2014
ELECTRICIDAD
Foto: Archivo / Reporte Energía
PETRÓLEO & GAS / ELECTRICIDAD / ENERGÍAS ALTERNATIVAS / MINERÍA / MEDIO AMBIENTE / AGUA / RSE / QHSE
WTI ($us/BBl de petróleo) Agosto 25
Agosto Agosto Agosto Agosto 26 27 28 29
93.35
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Gas boliviano p/ Brasil
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93.88 94.55 95.96 Gas boliviano p/ Argentina
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$us/MMBTU
$us/MMBTU
Diésel internacional
Gasolina internacional
9.21
8.86
Bs/lt
Bs/lt
Henry Hub Natural Gas Price / 28/08
4.04 dollars per million BTU Fuentes: hidrocarburosbolivia.com, theice.com, anh.gob.bo
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OPINIÓN
Del 1 al 15 de Septiembre 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
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los logros, eso sería poco menos que irresponsable de nuestra parte, ya que estamos en la obligación de mirar más allá de lo que se ve y lo que vemos es una urgente necesidad de reformular la norma vigente creando las condiciones de mayor inversión exploratoria, pero esto debe hacerse ya. Es más, esta norma debería haber estado lista hace mucho tiempo, en consonancia con los cambios efectuados
Resumen de la edición Expo del VII Congreso de la CBHE atrajo gran cantidad de visitantes
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Bolivia se centra en desarrollar recursos ya descubiertos
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Bolivia Equipetrol Norte, Calle I-E #175 Tel. (591-3) 341-5941 Santa Cruz de la Sierra, BOLIVIA
En esta versión participaron de manera activa compañías estatales mostrando los diferentes proyectos a su cargo.
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
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Shale gas en Argentina puede alcanzar los 55 MMmcd
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Su producción podrá bajar el déficit energético que en el 2013 alcanzó los $us 6.685 millones.
Frases y destacados Quién es quién?
Es una publicación quincenal de Reporte Energía S.R.L. Distribución nacional e internacional. Todos los derechos reservados. All rights reserved. © Copyright 2008. ISSN 2070-9218
YPFB requiere destinar mayor inversión en exploración y generar incentivos para atraer a compañías internacionales.
Hector Malarín, Rpte. del BID en Bolivia Es el nuevo representante del BID en Bolivia, antes era el jefe de la División de Medio Ambiente y Desarrollo Rural de esa entidad financiera..
Publicación destacada
Perú Av. Grau 752 Dpto. 303, Miraflores Phone. +51 966-772 915 Lima 15074, PERÚ
por el poder ejecutivo en el país y que deberían haber alcanzado al sector de los hidrocarburos, pero en la línea de pensamiento de buscar nuevos inversionistas, sin importar su orignen y menos la orientación polííica del país de procedencia. En el reciente congreso de la CBHE, hemos podido ver que las costos recuperables, ese componente económico creado para compensar la inversión, ha alcanzado cifras importantes. Según el dato ofrecio por el presidente de YPFB Carlos Villegas, esta cifra llega a los 4 mil millones, lo que nos hace ver una dinámica de inversión importante, pero a la vez una necesidad urgente de ajustar las condiciones para atraer nuevos actores. Este análisis es redundante en esta columna, porque si no se incrementan las inversiones en exploración, estaremos sufriendo las consecuencias de una crisis de oferta a nuestros mercados antes del 2025 y no lo decimos nosotros, lo avalan estudios bien respaldados técnicamente.
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Miguel Zabala Bishop Franco García Lizzett Vargas Edén García Doria Añez Johnny Auza David Durán
“Seguro que los precios internacionales del petróleo y las modalidades de precios establecidos en los contratos con Brasil y Argentina han configurado un escenario de ingresos altos.”
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
i el objetivo es mostrar los avances de la nacionalización, el crecimiento de los ingresos por concepto de exportación de gas natural, GLP y gasolina natural, además de la construcción de las mega plantas procesadoras de gas y los beneficios que estas ventas le han dado al país, creo que el objetivo se está cumpliendo. No cabe duda que los últimos diez años han sido de cambios trascendentales en el país y hay que darle al Cesar lo que es del Cesar. Seguro que los precios internacionales del petróleo y las modalidades de precios establecidos en los contratos con Brasil y Argentina han configurado un escenario de ingresos altos y bonanza económica sin precedenes en la historia del país, no hay duda. Se debe reconocer que la herramienta utilizada se llama Ley de Hidrocarburos 3058 y ha sido y es el marco legal que ha permitido llegar a esta zona de confort. Pero no es posible quedarse en la campaña electoral, donde veremos desfilar
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Más allá de la campaña electoral en Bolivia
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Mauricio Medinaceli, consultor energético ‘“Pensar que todo el sector de hidrocarburos es rentable, es como querer que todos los bolivianos tengan la misma talla de terno"
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Electricidad. incluyen dos termoeléctricas y una planta fotovoltaica
Incorporarán 205 MW de generación en este año Foto: Archivo Reporte Energía
┣ ENDE busca cumplir la
meta fijada en la Agenda Patriótica que prevé la exportación de 3.000 MW en el año 2025. La inversión en generación y transmisión hasta el 2018 alcanzarán los $us 1.947 millones. TEXTO: Edén garcía s.
L
a puesta en marcha de tres nuevos proyectos de generación inyectará al Sistema Interconectado Nacional (SIN) un total de 205 megavatios (MW) en este año, los cuales provendrán de dos termoeléctricas y una planta fotovoltaica. Al respecto Arturo Iporre, gerente general de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), informó que en aproximadamente dos meses operarán las cuatro turbinas de la Termoeléctrica del Sur, ubicada en Yacuiba, Tarija, con una potencia de 160 MW. “Actualmente está en operación comercial dos unidades de la Termoeléctrica del Sur que agregaron 80 MW y en dos meses se incorporará otra similar cantidad,
La generación termoeléctrica es la principal fuente de energía en Bolivia.
para un total de 160 MW”, destacó. Por su parte, la Termoeléctrica de Warnes que se construye en esta localidad, en el departamento de Santa Cruz, registra un importante avance e Iporre prevé que hasta diciembre la planta inyecte los primeros 40 MW de los 200 MW que tendrá de potencia esta planta. Este proyecto garantizará el suministro de energía eléctrica para las más de 1.500 empresas
Mercado
eléctrico
Oferta. La capacidad total de generación en el SIN es de 1.422 MW, de los que 947.1 MW provienen de las termoeléctricas y 475.7 de hidroeléctricas.
que se establecerán en el nuevo Parque Industrial Latinoamericano (Pilat). El tercer proyecto que inicia-
rá operaciones en este año es la planta solar en Cobija, Pando, que aportará 5 MW al sistema aislado y la red distribución de esta ciudad. Es construida por la empresa española Isotron e incluirá 17.040 paneles solares. Exportación de los primeros 1.000 MW en el 2020 El nuevo gerente de Negocios y Exportación de ENDE, Roberto Peredo, indicó que la estatal eléc-
trica trabaja para cumplir las metas de exportación de electricidad previstas en la Agenda Patriótica y encomendadas por el presidente del Estado, Evo Morales. Las mismas incluyen que al 2020 se cuente con 1.000 MW para exportación y 3.000 MW en el 2025. “Esas son las metas muy ambiciosas que estamos trabajando para cumplir”, destacó. Para ello, ENDE desarrolla una serie de proyectos de generación que garantizarán el consumo de mercado interno, como los futuros proyectos de exportación e interconexión regional. Entre las más importantes están las hidroeléctricas de Misicuni, San José y Miguillas, además de la ampliación del parque eólico de Qollpana y la central geotérmica de Laguna Colorada. A su vez Iporre mencionó que la inversión para proyectos de generación y transmisión hasta el 2018 alcanzarán los $us 1.947 millones aproximadamente. La fuente de financiamiento para los diferentes proyectos provendrá del Banco Central de Bolivia (BCB) con un 66%, organismos multilaterales con 31% y un 3% del Tesoro General de la Nación (TGN). ▲
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OPERACIÓN. DATOS DEL COMITÉ NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA
Se registró el consumo de electricidad más alto en 15 años ┣ La demanda máxima
de potencia del MEM en la gestión 2013, registrada por el Sistema de Medición Comercial en nodos de retiro del STI, alcanzó los 1,201.8 MW.
TEXTO: REDACCIóN CENTRAL
E
n el Sistema Interconectado Nacional (SIN), el consumo de energía durante el año 2013 alcanzó el valor más alto en los últimos 15 años, registrándose 7,012.8 GWh, lo que representa un incremento de 408.5 GWh, (6.2%) respecto al año anterior, señala la Memoria 2013 del Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC). El consumo de energía en el SIN, está distribuido principalmente en las áreas Oriental (Santa Cruz) con el 36.5 %, Norte (La Paz y Beni) con el 24.6 % y el resto del SIN con el 38.9 %. Asimismo, respecto a la gestión anterior, se observa un crecimiento importante en el consumo de energía por parte de ENDE, Elfeo, Cessa, Sepsa, Delapaz, CRE, Elfec y Consumidores No Regulados. La demanda máxima de potencia del MEM en la gestión 2013, registrada por el Sistema de Medición Comercial en nodos de retiro del STI, alcanzó los 1,201.8 MW; la misma, ocurrió el día martes 28 de noviembre a horas 20:00, presentando un incremento del 8.4% respecto a la registrada en la gestión 2012. La demanda del SIN está representada por el requerimiento de los consumidores regulados, en su mayoría residenciales, que son atendidos por las empresas
Consumo
de energía eléctrica (Gwh)
Consumidores 2013 CRE 2,556.7 CESSA 247,3 ELFEC 1,116.9 SEPSA 445.2 DELAPAZ 1,614.4 ELFEO 438.8 ENDE 110.1 NO REGULADOS 483.4 Total 7,012.8
Compras
Gestión Variación 2012 % 2,411.8 6.0 227.8 8.6 1,058.3 5.5 416,6 6.9 1,522.5 6.0 403.8 8.7 92.5 18.9 471.0 2.6 6,604.3 6.2
de energía en el MEM (Gwh) - 2013
DEMANDAS MÁXIMAS (MW)
Consumidores 2013 Santa Cruz 492.6 La Paz 297.0 Cochabamba 188.3 Oruro 77.0 Sucre 45.9 Potosí 44.6 Punutuma - Tupiza 20.3 No Regulados 67.6 Otros(*) 42.6 Sistema 1,201.8
Gestión Variación 2012 % 446.0 10.5 274.0 8.4 178.9 5.3 71.0 8.5 39.6 15.8 42.8 4.1 19.6 3.4 68.2 (0.8) 36.8 15.6 1,109.0 8.4
Demanda de energía prevista y real (gwh) - 2013
(*) Chimoré, Don Diego, Sacaca, Mariaca, Ocurí, Yucumo, San Borja, San Ignacio, Trinidad, Lipez, Las Carreras, Uyuni y Tazna.
de distribución y por la de los consumidores no regulados o grandes consumidores. Para operar en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), tanto las empresas de distribución como los consumidores no regulados deben estar constituidos como agentes del mercado. Las empresas distribuidoras que participaron en el MEM durante la gestión 2013, fueron: CRE en Santa Cruz, Delapaz en La Paz, Elfec en Cochabamba, Elfeo en Oruro, Cessa en Chuquisaca, Sepsa en Potosí y Ende (Distribución) en Beni. Los consumidores no regulados que participaron en el MEM durante la gestión 2013, fueron: Empresa Metalúrgica Vinto, Coboce, Empresa Minera Inti Raymi y Empresa Minera San Cristóbal. Ésta última participa del mercado de contratos mediante acuerdos firmados con las empresas Valle Hermoso y Cobee. Por otro lado la oferta de capacidad de generación tuvo un incremento neto de 37.99 MW, debido principalmente a la puesta en servicio de la Unidad ALT02 de la Empresa Eléctrica Valle Hermoso y la reincorporación de las unidades de Central Moxos de la Empresa ENDE (Generación)
DATOS
mem. Las empresas distribuidoras que participaron durante la gestión 2013, fueron: CRE en Santa Cruz, Delapaz en La Paz, Elfec en Cbba., Elfeo en Oruro, Cessa en Chuquisaca, Sepsa en Potosí y Ende (Distribución) en Beni. consumidores no regulados. Empresa Metalúrgica Vinto, Coboce, Empresa Minera Inti Raymi y Empresa Minera San Cristóbal. Ésta última participa del mercado vía acuerdos con Valle Hermoso y Cobee. hidroeléctricas. Centrales de pasada (Zongo, Taquesi, Yura y Quehata), centrales con embalse (Corani y Miguillas) y 0tra en Cochabamba (Kanata).
Participación en demanda máxima SIN (MW) - 2013
Fuente: CNDC
que se incendiaron en la gestión 2012. El informe también indica que la producción de energía fue de 7,347.7 GWh; de las cuales, 2,514.9 GWh corresponden a producción hidroeléctrica y 4,832.8 GWh a producción termoeléctrica, que equivale al 34.2% y el 65.8% respectivamente. Por otro lado se considera la generación de 0.04 GWh correspondiente a la producción eólica de la Central Qollpana perteneciente a la Empresa Eléctrica Co-
rani S.A. y una generación de 0.92 GWh correspondiente a la producción de la unidad BUL03 perteneciente a la Compañía Eléctrica Central Bulo Bulo, debido a las pruebas efectuadas por ambas empresas previas a la operación comercial de estas unidades. El parque hidroeléctrico está compuesto por centrales de pasada (Zongo, Taquesi, Yura y Quehata), centrales con embalse (Corani y Miguillas) y una cuya operación depende del abastecimiento de agua potable en la
ciudad de Cochabamba (Kanata). El parque termoeléctrico está compuesto por turbinas a gas natural de ciclo abierto, una turbina a vapor que opera con bagazo de caña de azúcar, motores a gas natural (Aranjuez MG) y unidades Dual Fuel (Aranjuez DF) que utilizan gas natural y diesel oil, una turbina a vapor de ciclo combinado que aprovecha los gases de escape de 2 turbinas a gas natural en central Guaracachi y motores a diesel oil (Centrales Moxos y Trinidad). ▲
electricidad
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Mario Rojas Sensano
OPINIÓN.
presidente de la Cámara Boliviana de Electricidad
'Cada vez se utiliza más gas natural para la autogeneración' El autor observa que es necesario adoptar medidas que permitan tener una mejor idea de este segmento de la industria eléctrica que no figura aún en las estadística oficial del sector, pero que es cada vez más importante.
N
o cabe duda que el crecimiento económico va acompañado de un incremento en el consumo de energía y este a su vez es un indicador de la velocidad de desarrollo económico de una sociedad y es la razón de las cifras alcanzadas el pasado 2013 que estaban dentro de las previsiones lo cual permitió preparar oportunamente la infraestructura necesaria tanto en generación, transmisión como distribución Por otro lado el consumo de energía debería leerse en conjunto con el indicador “factor de carga” que mide digamos así, el aprovechamiento de la infraestructura del sistema eléctrico que el 2013 alcanzó a nivel nacional un valor de 0.67, valor inferior al 0.68
del 2012 y en el caso de Santa Cruz pasó de un 0,62 a un 0,59 en el 2013 que puede ser una señal de modificación del tipo de uso de la energía que deberíamos seguir de cerca. Un mayor factor de carga refleja en lo general un uso más industrial o productivo de la energía. Un tema que aún queda fuera de la estadística oficial del sector eléctrico y que sin embargo es cada vez más importante y creciente a partir del 2011 se refiere a la autogeneración que aprovecha la ampliación y promoción del uso de Gas Natural por redes en las diferentes ciudades del país. Es necesario que se establezcan medidas tendientes a brindarnos una mejor idea de este segmento de la industria eléctrica, el cual entre otros no participa
por ejemplo de medidas de promoción de la universalización del acceso a la energía eléctrica como el resto de los consumidores del país y que por otro lado tiene una menor eficiencia en el uso del gas natural por su menor escala. Toda medida de eficiencia energética tendiente a mejorar el aprovechamiento de la energía y más aún si esta tiene origen fósil y/o de costo de oportunidad de inversiones, es bienvenida y pese a que existen otros segmentos de la economía con una mayor responsabilidad en la matriz energética como es el caso del transporte, desde el sector eléctrico hay opciones de un mejor uso energético. Como ejemplo se tiene las tecnologías en la iluminación pública,
el aprovechamiento del huso horario diferenciado por época del año, conceptos ligados a “Smart grid” o la medición prepago que racionaliza y orienta la decisión de uso de la energía eléctrica. Sin embargo más allá de toda medida tecnológica o voluntad de cambio, lastimosamente hay un dicho popular muy cabal al respecto, que dice que la mejor manera de inducir un comportamiento racional en el ser humano, se logra tocando su víscera más sensible, el bolsillo, aspecto que debe ser evaluado cuidadosamente sin afectar a los consumidores de menores ingresos que son aquellos que por su economía si hacen en lo general un uso racional y cabal de la energía eléctrica. ▲
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PETRÓLEO & GAS
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Mauricio Medinaceli Monrroy
OPINIÓN.
Consultor energético
Participación del Estado en la ren Antes y después de la Nacionalizac El experto afirma que el problema en el país es la poca progresividad de la participación estatal en la renta petrolera. Señala que los porcentajes de la Nacionalización fueron muy pequeños. Pero los % son muy distintos, sobre la utilidad el Estado, pero sobre los ingresos brutos obtiene el 51%.
"
Si no quieres ser viejo, no vivas" fue la frase de mi hijito cuando las penas de la vejez fueron motivo de charla en casa. Ello me hizo pensar que la vida es una sucesión de aventuras, donde cada una de ellas es parte de esta nuestra vida, por eso, vivir con pasión es tan lindo, porque cada minuto es igual de importante. Una de mis pasiones que curiosamente en estos días cobró cierta notoriedad en la prensa boliviana, es la economía de los hidrocarburos, en particular, la participación estatal en la renta petrolera. Por esta razón, quiero compartir ahora la historia de la renta petrolera antes y después de la llamada "Nacionalización" de los hidrocarburos en Bolivia. Espero que estas palabras
puedan ayudar al debate que ahora se tiene y que la abstracción de la realidad que hice pueda reflejar lo que efectivamente sucede en mi país. Bien comencemos; en la siguiente gráfica (Cuadro 1) presento la situación (ingresos brutos en boca de pozo) sin tributos para dos tipos de campos en Bolivia, a la izquierda se encuentra la situación de los campos pequeños y medianos, a la derecha la de los campos grandes, es claro que los costos son distintos en ambos casos, la pelea entonces es cómo dividir entre Estado y privados el área blanca remanente. Con el afán de visualizar mejor la situación, déjenme separar el área blanca, como lo hago a continuación (Cuadro 2).
“Pensar que todo el sector de hidrocarburos es rentable, es como querer que todos los bolivianos tengan la misma talla de terno (traje de saco y pantalón)" Situación antes de la nacionalización El año 2005, la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 promulgada por el presidente de la época, Hormando
Vaca Diez, aprobó la creación del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) con una tasa equivalente al 32% sobre el valor producido, ello asociado al 18% de regalías, generó la siguiente situación (Cuadro 3). Como queda claro, algunos campos en Bolivia podían (y pueden) soportar este impuesto, pero para otros la situación es poco rentable. Nacionalización El año 2006 el presidente Evo Morales Ayma, aprobó un Decreto Supremo que obligó a las empresas a renegociar contratos de exploración y explotación. Resultado de dicha negociación, el Estado (a través de YPFB) logró una participación adicional en la renta petrolera,
manteniendo lo establecido en la Ley 3058. Gobierno y empresas petroleras se sentaron alrededor de una mesa y acordaron tablas (distintas según cada contrato) como la que adjunto a continuación a manera de ejemplo (Tabla 1). En ella se observa que el porcentaje de participación del Estado (sobre la utilidad) varía de acuerdo al nivel de producción y la recuperación de la inversión (parámetro B). Continuando con la tabla del ejemplo, asumamos que el porcentaje adicional de la "Nacionalización" es del 40%, entonces, tendríamos esta situación (Cuadro 4). En la Figura previa se observa que el 40% acordado es sobre el área blanca (la utilidad remanente de costos, regalías e IDH), ello tra-
Ingresos brutos en boca de pozo ( Cuadro 1)
División entre Estado y privados (Cuadro 2)
Ley
3058 (Cuadro 3)
Nacionalización más el 40% (Cuadro 4)
Ingresos por participación del Estado (Cuadro 5)
Participación / campos grandes (Cuadro 6)
PETRÓLEO & GAS
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Porcentaje
de participación del Estado en utilidades (Tabla1)
Parámetro B MM PCD 0 0.30 0.60 0.90 1.20 1.50 1.80 2.10 2.410 2.70 - 27 30 33 36 398 42 45 48 51 54 177 24 27 30 33 36 39 42 45 48 51 240 21 24 27 30 33 36 39 42 45 48 304 18 21 24 27 30 33 36 39 42 45 367 15 18 21 24 27 30 33 36 39 42 431 12 15 18 21 24 27 630 33 36 39* 494 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 558 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 622 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 685 0 3 6 98 12 15 18 21 24 27
nta petrolera: ción en Bolivia ducido en la participación sobre los ingresos totales (Cuadro 5). Naturalmente en los campos pequeños y medianos la renegociación de contratos fue menos agresiva, como se puede ver en la parte izquierda de la figura anterior Ahora pasemos a los porcentajes de participación estatal. Si sólo tomamos en cuenta los campos grandes (sólo 4 en Bolivia) y consideramos el área neta de costos como el 100% (Cuadro 6). De este 100% el Estado obtiene el 87% (Cuadro 7). Pero si consideramos el 100% de los ingreso brutos, tenemos el siguiente porcentaje (Cuadro 8). Es decir, lo que para unos es 87% para otros es 67%, lo curioso es que cuando se dijo que se intercambiaría (gracias al proceso de
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Nacionalización B MM PCD 0 .022 0.44 0.66 0.88 1.10 1.32 1.54 1.76 1.98 - 25 34 43 52 61 70 79 88 97 98 177 23 32 41 50 59 68 77 86 95 98 240 21 30 39 48 57 65 75 84 93 98 30 19 28 37 46 55 64 73 82 9*1 98 367 17 26 35 44 53 62 71 80 89 98 431 15 24 33 42 51 60 69 78 87 96 494 13 22 31 40 49 58 67 76 85 94 558 11 20 29 38 47 56 65 74 83 92 622 9 18 27 36 45 54 63 72 81 90 685 7 16 25 34 43 52 61 70 79 88
Nacionalización) la relación 18%82% a 82%-18% se hablaba del porcentaje sobre el ingreso bruto, pero ahora parece que se habla sobre el otro porcentaje... en fin. Ahora bien si tomamos en cuenta los campos pequeños y medianos la situación es muy compleja (Cuadro 9). El IDH (32%) capturó casi el total de la renta petrolera, por tanto, los porcentajes de la Nacionalización fueron muy pequeños. Pero los porcentajes son muy distintos, sobre la utilidad el Estado se queda con el 95%, pero sobre los ingresos brutos obtiene el 51%... de hecho, en muchos casos (sobre todo en el petróleo) el Estado se queda con el 100% del área de la derecha (Cuadro 10). Por esta razón, no es novedad
“En el caso del petróleo, el Estado se queda con el 100% del área. Por esta razón, no es novedad que la inversión en campos pequeños o medianos, es casi nula" que la inversión en campos pequeños o medianos, o en los campos de petróleo, es casi nula. Ahora vamos ¿Quiénes se be-
nefician de estos porcentajes? En el Cuadro 11 se muestran los beneficiarios de cada componente en un campo grande (debo aclarar que el TGN también se beneficia del IDH en pequeña proporción. El sagaz lector verá que la nacionalización genera recursos a YPFB (que dicho sea de paso, alcanzan los $us 1,000 millones por año), pero el 50% beneficia a otros, tal como se observa en el Cuadro 12. De acuerdo a la Figura anterior, si eliminamos el porcentaje de la "Nacionalización", realmente no se afectarían los ingresos de municipios, gobernaciones, fondo indígena, etc. El problema en nuestro país es la poca progresividad de la participación estatal en la renta petrolera. Como usualmente digo, pensar
Del 100% el Estado obtiene el 87% (Cuadro 7)
100% de los ingresos brutos (Cuadro 8)
Campos
% Para el Estado x utilidad e ingresos (Cuadro10)
Beneficiarios de cada componente (Cuadro 11)
Recursos
que todo el sector de hidrocarburos es rentable, es como querer que todos los bolivianos tengan la misma talla de terno, pues para los pequeños (como yo) les quedará grande, a los altos pequeño. Un sistema tributario progresivo, es tener un "traje a medida". Mis buenos amigos y amigas, fue un gusto compartir estas ideas con ustedes; espero que la discusión política del momento (en Bolivia) ayude a resolver los impases del pasado con el sector que actualmente da de comer a nuestro país. A todos nos gusta cosechar, pero hoy es hora de sembrar. El desafío está planteado y está en sus manos. Como lo escuché en una película: "larga vida y sensatez para vivirla". ▲
pequeños y medianos (Cuadro 9)
a YPFB y a otros (Cuadro 12)
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especial VII congreso cbhe
Del 1 al 15 de Septiembre de 2014
La compañía líder en alquiler de vehículos mostró las diferentes modalidades de sus servicios.
BGP, subsidiaria de la gigante china CNPC, expuso la tecnología e innovación en prospección sísmica.
Empresas se 'lucieron' en Expo del Congreso
Mauricio Mariaca, de Repsol Bolivia, (centro) aprovechó los coffee break para confraternizar con amigos.
Uno de los stands que más llamó la atención de los participantes fue el de la Agencia Nacional de Hidrocarburos por la silueta a manera de holograma.
Fotos: Reporte Energía y CBHE
La empresa Heliamérica exhibió ante sus visitantes servicios de transporte de personal y de carga de sus helicópteros.
Una gran cantidad de visitantes participó en la Expo, un espacio para la exhibición de productos y servicios de la industria petrolera y energética.
Lindas azafatas como la de la Boliviana Ciacruz estuvieron presentes en Expo Energía.
especial vii congreso cbhe
Del 1 al 15 de Septiembre de 2014
Finilager destacó por exhibir servicios de alta ingeniería y productos para el sector automotriz y la industria.
Mentor hizo conocer sus servicios técnicos y productos tecnológicos.
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El titular de Ende Corporación, Arturo Iporre, (3ro izq) fue el anfitrión de lujo de su stand en la Expo - CBHE.
Cobertura especial en seguros para la industria ofreció Nacional Vida.
Wärtsilä presentó las soluciones en energía que ofrece a nivel global.
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especial VII congreso cbhe
Del 1 al 15 de Septiembre de 2014
OFICIAL. monto comprende siete años
YPFB indica que costos recuperables suman $us 4 mil MM
CIFRAS
62 %
Incremento. Es el porcentaje de montos por costos recuperables que subieron entre 2007 y 2013.
746 MM/$us
2013. Es el monto destinado al pago de costos recuperables.
Foto: Archivo / YPFB
┣ El porcentaje de estos
recursos destinado a las operadoras se incrementó desde 2007 ($us 282 MM) en 62% hasta 2013 cuando se obtuvo $us 746 MM, de acuerdo a información de Yacimientos.
TEXTO: franco García S.
D
esde 2007 hasta 2013 Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) la cifra de reembolso a las compañías operadoras del país suma $us 3.998 millones por concepto de costos recuperables, informó el presidente a.i. de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, durante el VII Congreso Bolivia, Gas & Energía que organizó la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE). Durante su presentación, Villegas presentó un cuadro en el que se muestra que los recursos que reciben las operadoras petroleras pasó de $us 282 millones (MM) en el 2007, hasta los $us 746 MM en el 2013, representando un incremento del 62%, de acuerdo a información de la estatal petrolera. A su vez se señala que el 2008 la cifra por costos recuperables era de $us 508 millones, un año más tarde la cifra se situó a 457, luego el 2010 alcanzó los 566, el 2011 trepó a 713 y el 2012 ascendió a $us 726 millones. El concepto de costos recuperables (CR), está definido en los contratos de operación, vigentes
En costo recuperable total estimado se calcula en base al valor de la producción en punto de fiscalización (producción estimada menos tarifa de transporte y compresión).
desde mayo de 2007, como los “costos incurridos y reportados por el titular y aprobados por YPFB conforme al procedimiento financiero y contable”. El procedimiento figura como Anexo D de los contratos. Estos costos deben ser reembolsados por YPFB a las empresas petroleras. El costo recuperable total estimado se calcula en base al valor
Artículo
12. DS. 29504
La información de costos recuperables será revisada en base a: » Los Programas de Trabajo y los Presupuestos aprobados, » Los informes mensuales de los inspectores de campo YPFB. » Toda la documentación de respaldo disponible en las oficinas del Titular.
de la producción en punto de fiscalización (producción estimada menos tarifa de transporte y compresión). De este monto se deduce las participaciones, regalías e impuestos. Luego del valor remanente, YPFB paga al titular un porcentaje en función a los contratos suscritos, destinados a cubrir los costos recuperables del titular, que deberán
estar aprobados por Yacimientos y auditados según el procedimiento financiero y contable, establecido en los contratos suscritos entre partes. La Ley 3740 del 31 de agosto de 2007 dice que son Costos No Recuperables el Impuesto sobre las Utilidades de las Empresas (IUE), y el impuesto sobre remesas a beneficiarios del exterior.
especial VII congreso cbhe
Del 1 al 15 de Septiembre de 2014
» Ser útil, utilizable y utilizado en el marco de los contratos de operación. » Ser un costo previsto, salvo caso fortuito o de fuerza mayor debidamente comprobado y respaldado por un informe técnico del Titular aprobado por YPFB. » Ser un costo reportado. » Estar contemplado en el Programa de Trabajo y en el Presupuesto, aprobado por YPFB, de la gestión correspondiente. » En caso de una licitación, cumplir con lo establecido en el numeral 16.2 de la cláusula 16 de los contratos de operación y la normativa legal vigente. » Ser presentados en formatos y conforme a procedimientos establecidos por YPFB.
Renta
Villegas advirtió de un incremento sustantivo de costos por servicios ▶ El presidente de YPFB, Carlos Villegas, advirtió sobre un incremento sustantivo y permanente en los costos de los servicios petroleros, especialmente en exploración y explotación, lo que podría afectar a futuras inversiones e instó a los empresarios a una moderación de los precios. En este marco aclaró que se trata de una advertencia a los empresarios, para que todos conjuntamente permitan que las inversiones sigan aumentando, indica la nota de prensa de la estatal petrolera.
“Los últimos años hemos percibido en YPFB un incremento en los costos y no es una buena noticia para nadie, porque nos afecta a todos, tiene implicancia en varias variables. Llegó el momento de entrar a una actitud, una postura de moderación racional en materia de costos”, dijo. Explicó que si se continúa con el aumento de costos, por supuesto, afectará a las futuras inversiones de la estatal petrolera. En esos términos se recurre a las empresas prestadoras de servicios para moderar las expectati-
petrolera 4.292
5.000 4.000 3.000 2.000
673
1.474
2.138 1.533 2.099
2.235
5.549
2.989
1.000
Total
Carlos Villegas, presidente de YPFB
OPINION
6.000
Impuestos Upstream y otros Patentes Participacion YPFB Regalias IDH Total
vas económicas de sus costos y ganancias. “A nadie le conviene ingresar a una etapa de declinación de inversiones, al contrario, aumentamos las inversiones que son beneficiosas para todos”, indicó. “Si YPFB se retrae en inversiones, las afectadas son las empresas. Si YPFB aumenta las inversiones, los beneficiados son todos. Es una advertencia necesaria en esta oportunidad, porque el Congreso es un evento que permite congregar a las empresas prestadoras de servicios”, concluyó.
Foto: CBHE
Requisitos aprobación CR
13
0
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 26 119 139 329 419 265 384 267 791 5 5 4 6 8 9 10 10 11 0 282 196 382 268 444 582 905 1.131 304 385 439 470 515 550 711 1.045 4.260 288 682 754 912 928 968 1.303 1.765 2.266 673 1.474 1.533 2.099 2.138 2.235 2.989 4.292 5.459
20006-2013 > 2.218 MM$us
MM$US COSTOS RECUPERADOS GANANCIA NETAL DEL OEPERADOR
2007 2008 2009 2010 2011 202 2013 282 508 457 566 713 726 746 573 155 291 234 326 602 847 Fuente: Presentación Carlos Villegas / VII Congreso CBHE
Esta norma instruye también a YPFB que publique semestralmente en su página web, y por escrito, mediante comunicaciones oficiales, toda la información referida a los costos recuperables y al cálculo realizado para la determinación de la participación de Yacimientos y de las empresas petroleras en los beneficios de la actividad de hidrocarburos.
Parámetros de aprobación El artículo 10 del Decreto Supremo Nº 29504 del 9 de Abril del 2008 específica que los parámetros de aprobación de los Costos Recuperables serán definidos por YPFB en base a bandas, basándose en registros de precios históricos, precios vigentes en la industria petrolera, buenas prácticas de la industria y otros que
considere relevantes, aplicando criterios de evaluación técnicos y económicos. Para este efecto, YPFB desarrollará una base de datos que contendrá información relativa a las operaciones petroleras, teniendo en cuenta de manera enunciativa y no limitativa los siguientes parámetros: registros históricos de costos incurridos en la indus-
Fundación Jubileo
‘Esta información debe ser de acceso público' Si los ingresos que recibe YPFB por la comercialización de hidrocarburos en los mercados internos y externos se han visto incrementados por efecto de mayor producción y mayor precio, en particular desde el 2012, resulta previsible que luego del pago de regalías, participación TGN e IDH exista un mayor margen para cubrir costos recuperables y la ganancia a distribuir entre YPFB y las empresas petroleras, por lo que así como YPFB ha dado a conocer la ganancia que reciben las empresas en el marco de los contratos de operación, resulta también importante conocer la participación de YPFB en las ganancias de dichos contratos, así como el destino de esos recursos.
tria petrolera nacional, registros históricos de costos en la industria internacional, costos actuales en la industria nacional, costos actuales en la industria internacional, nuevas tecnologías desarrolladas para la industria petrolera, optimización de las operaciones, prácticas eficientes en la industria petrolera, registros de empresas que proveen servicios a nivel nacional e interna-
Sin duda, YPFB realiza una fiscalización y revisión de los costos recuperables declarados por las empresas; y si bien YPFB publica anualmente los costos recuperables solicitados por las mismas, ésta no difunde información sobre los ajustes realizados, el costo recuperable reconocido y el costo efectivamente recuperado por empresa; razón por la cual no es posible emitir un criterio sobre la calidad de la fiscalización que realiza la empresa estatal. En todo caso, resulta importante que dicha información sea transparentada y de acceso público, a fin de despejar cualquier duda que genera la falta de información.
cional y otros que YPFB considere relevantes. En este sentido se indica que el titular está obligado, a simple requerimiento de YPFB, a facilitar toda la información histórica y actualizada sobre sus proveedores, operaciones, inversiones, y cualquier otra que la estatal petrolera vea por conveniente para el desarrollo de su base de datos. ▲
14
Del 1 al 15 de Septiembre de 2014
especial VII congreso cbhe
┏◣
Exploración. Poca actividad en búsqueda de nuevos campos
Bolivia se centra en desarrollar recursos ya descubiertos tor de Wood Mackenzie, Horacio Cuenca, YPFB requiere destinar mayor inversión en exploración y generar incentivos para atraer a compañías internacionales.
Horacio Cuenca.
TEXTO: Edén García s.
L
a actividad exploratoria para una intensiva búsqueda de hidrocarburos, en especial gas, todavía es insuficiente en Bolivia, según Horacio Cuenca, consultor de Wood Mackenzie. Esta consultora que realiza análisis del comportamiento de la industria de los hidrocarburos en el mundo, ve que Bolivia se enfoca mayormente en desarrollar recursos ya descubiertos en campos maduros. "Vemos mayor inversión, pero centrada en desarrollo; exploración propiamente todavía está un poco lejos, Bolivia está enfocándose en desarrollar recursos ya descubiertos", advirtió Cuenca. De acuerdo a los datos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), el total de la
Foto: CBHE
Foto: Archivo Reporte Eenrgía
┣ A criterio del consul-
$us 164 millones fue el monto destinado a actividades exploratorias en el 2013.
inversión en la industria de los hidrocarburos en Bolivia alcanzó los $us 1.835 millones, de los cuales solo un 8.9% ($us 164 millones) se destinó a exploración, mientras que 46% ($us 844 millones) a la explotación de diferentes campos. Para Cuenca, se requiere incentivar mayor actividad exploratoria tanto con YPFB, como empresa estatal, y con el aporte de las empresas privadas que permitirá asegurar los mercados para el gas.
Inversiones
en exploración en MM/$US
250 214 200 164 150
143
96
100 72 50
0
139
70 41
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Fuente: Hidrocarburos Bolivia en base a cifras de YPFB y Ministerio de Hidrocarburos
Compañías buscan rentabilidad en pequeños proyectos En el escenario mundial, el consultor de Wood Mackenzie señaló que las compañías petroleras han puesto mayor interés en desarrollar pequeños proyectos, con el fin de obtener mayores retornos. Indicó que los megaproyectos son "cosas del pasado", ya que los mismos implican altos riesgos e inversiones para obtener retornos pocos satisfactorios. Asimismo, apuntó que los gastos en exploración se han más que triplicado en relación a los años 90s, debido a que se incrementó la búsqueda en aguas profundas, lo cual encarece las operaciones. Por ello, Cuenca ve necesario desarrollar mejores tecnologías que optimice principalmente las actividades de perforación. ▲
especial VII congreso cbhe
Del 1 al 15 de Septiembre de 2014
Presal. Prevén duplicar producción hasta el 2020
Brasil requerirá $us 64 mil millones de inversión anual en hidrocarburos D'Apote el desempeño de Petrobras ha sido destacable para alcanzar diferentes logros, entre ellos, la producción de más de 500 mil BPD en las cuencas presalinas.
TEXTO: Edén García S.
L
a industria del petróleo y gas en Brasil requerirá un promedio de $us 64 mil millones de inversión anual hasta el 2035, según datos de la Agencia Internacional de la Energía (IEA, por sus siglas en inglés), mencionados por Sylvie D’Apote, socia directora de Prysma E&T Consultores. Gran parte de estos recursos serán destinados a desarrollar las cuantiosas reservas del Presal, de las cuencas Campos y Santos que pueden alcanzar los 40 mil millo-
7 6 5 4 3 2 1 2010
2015
2020
Otros campos offshore Santos
2025
2030
2035
Campos Onshore Fuente: IEA, WEO 2013
DATOS
GAS. Las importaciones de gas de Brasil, tanto de Bolivia como de GNL continuará en los siguientes años, por lo menos hasta el 2025. Productividad. Los pozos del Presal registran una elevada pro-
nes de barriles de petróleo equivalente. Petrobras prevé duplicar la producción actual de petróleo, que en el 2013 fue de 1.93 millones de barriles por día (BPD) hasta los 4.2 millones de BPD en el 2020, además en el mismo periodo el gas pasará de los actuales 50 millones de metros cúbicos día (MMmcd) a 145 MMmcd. Del volumen mencionado de la producción de petróleo, Presal aportará con más del 50%, proveniente principalmente de la Cuenca Santos. Recientemente, Petrobras anunció la superación de la marca de los 500 mil BPD de producción
Foto: CBHE
┣ Para la consultora Sylvie
CRECIMIENTO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
Millones de barriles por día
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15
ductividad con un promedio 25 mil barriles por día. RÉcord. Petrobras anunció que el 26 de junio de este año la producción en el Presal fue de 520 mil BPD, obtenidos de 25 pozos.
en esta área, a tan solo 8 años del primer descubrimiento bajo estas capas salinas. Para D’Apote este resultado marca un nuevo hito en la industria petrolera brasileña y mundial, ya que este volumen se obtuvo de tan solo 25 pozos. Desde su fundación en 1953, Petrobras necesitó 31 años para alcanzar la marca de 500 mil BPD, lo que ocurrió a fines del año de 1984, con la contribución de 4.108 pozos productores. Mientras, en el área conocida como el postsal de la Cuenca de Campos, donde el primer descubrimiento ocurrió en 1974, fueron necesarios 21 años para superar
La consultora indicó que las importaciones de gas alcanzaron los $us 7 mil millones en el 2013.
este objetivo. Ese nivel de producción, alcanzado en 1995, contó con la contribución de 411 pozos productores. El buen desempeño del presal brasileño también sobresale si se compara con otras importantes regiones productoras en el mundo. En el Golfo de México, fueron necesarios 20 años tras el primer descubrimiento para lograr una producción de medio millón de BPD, mientras que en el Mar del Norte, se llegó a ese nivel al cabo de 10 años.
continuará Importación desde Bolivia El importante crecimiento de la producción de hidrocarburos no será suficiente para paliar la demanda de gas en los siguientes años, por lo que la consultora señaló que al menos hasta el 2025 Brasil seguirá necesitando del recurso boliviano, además de importaciones de GNL (gas natural licuado). Las importaciones de gas tanto de Bolivia como de GNL alcanzaron los $us 7 mil millones, según D’Apote. ▲
especial VII congreso CBHE
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Oferta. Posible escenario para el año 2020
Fotos: Archivo YPFB
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Del 1 al 15 de Septiembre de 2014
Shale gas en Argentina puede alcanzar los 55 MMmcd ┣ La producción de este
recurso proveniente de formaciones no convencionales reducirá la creciente importación de GNL y el déficit energético que en el 2013 alcanzó los $us 6.685 millones.
TEXTO: Edén García S.
E
n un contexto optimista del desarrollo del shale gas en Argentina, la producción de este recurso no convencional puede llegar a los 54.9 millones de metros cúbicos día (MMmcd) en el año 2020, aseguró Raúl García, presidente de R. G. Consultores. El consultor presentó diferentes escenarios de la oferta y demanda de gas natural hasta el final de esta década, además de un análisis sobre los subsidios que existe en los precios de este energético. Para cumplir con el volumen mencionado de producción, García ve necesario la perforación de 450 pozos por año. “Esto implica un esfuerzo enorme de la producción nacional”, apuntó. Cabe señalar que la actual oferta diaria de shale gas, provenientes de proyectos pilotos, no llega al millón de metros cúbicos,
CIFRAS
117
31.8
Consumo. Promedio de consumo de gas del país vecino, que sufrió una restricción de 20.4 MMmcd.
YPF. Incremento en producción de gas que tuvo la estatal en este segundo trimestre comparado al 2013.
MMmcd
%
ESCENARIOS DE PRODUCCIÓN DE
a Prod. Dom. (Conv + GPlus) b Prod. Dom. (No Conv.) a+b Total Prod. Doméstica c Imp. Bolivia d Imp GNL c+d Total Importación % Impo/Total Oferta a+b+c+d Total Oferta Gas e Total Demanda Gas f Restricciones Gas e-f Total Consumo Gas
2013 85.4 0.8 86.2 15.0 16.5 31.5 27% 117.7 138.1 20.4 117.7
SHALE AL 2020 Esc 1 54.8 36.6 91.4 20.9 31.9 52.9 37% 144.2 155.5 11.3 144.2
Esc 2 54.8 54.9 109.7 20.9 10.7 31.7 22% 141.3 146.5 5.2 141.3 Fuente: RG Consultores
sin embargo, con la masificación de la explotación se prevé un incremento importante para el 2020. En esa fecha, el consultor también señaló que la producción de gas convencional más gas plus (tight gas) descenderá de 85.4 MMmcd, registrados en el 2013, a 54.8 MMmcd, debido a la declinación de las cuencas Neuquina y
Noroeste, principalmente. En este sentido, el incremento de la explotación del shale gas no será suficiente para revertir el déficit energético que existe actualmente en este país y que en el 2013 alcanzó los $us 6.685 millones, 90% debido a la falta de gas. Las importaciones continua-
Se requiere perforar 450 pozos por año para alcanzar este volumen.
rán para el 2020. Datos del consultor muestran que desde Bolivia se prevé importar 20.9 MMmcd y vía GNL (gas natural licuado) otros 10.7 MMmcd. Demanda, consumo y restricción García hace una diferenciación entre el consumo y la demanda de gas al momento de realizar un análisis de la situación de ambas variables en su país. La demanda de gas es todo el volumen de este energético que se necesita en un determinado tiempo, pero debido a que la producción y las importaciones no son suficientes, el gobierno de este país ha iniciado campañas de racionalización y restricción del suministro de este recurso, en especial a las industrias. Por ello, en el 2013 el consumo de gas fue de 117.7 MMmcd, pero la demanda, según cálculos de R.G. Consultores alcanzó los 138.1
MMmcd, lo cual implicó una restricción de 20.4 MMmcd. Para el año 2020 y con el escenario optimista mencionado de oferta del energético, la consultora indicó que el consumo será de 141.3 MMmcd y la demanda de 146.5 MMmcd. Esto muestra que Argentina no solamente tiene que hacer frente al problema de la creciente importación, sino a reducir los niveles de restricción del consumo de gas. Escenario moderado El consultor también mostró un escenario más moderado, en caso de contar con un nivel de actividad menor en el desarrollo del shale gas, con aproximadamente 300 pozos perforados por año. En este caso la producción de las formaciones de shale en el 2020 podría alcanzar los 36.6 MMmcd, ocasionando más importación de volúmenes de GNL y mayor restricción a la demanda de gas. ▲
PETRÓLEO & GAS
Del 1 al 15 de Septiembre de 2014
TEXTO: FRANCO GARCÍA S.
E
l acceso a nuevas tecnologías y know how internacional en la prospección de hidrocarburos tendrá un nuevo aliciente con la inauguración en Bolivia del primer Centro de Procesamiento e Interpretación de Datos Sísmicos, perteneciente a la empresa BGP, que busca suplir una creciente necesidad ligada a este sector. Se trata de un equipo completo, ubicado en Santa Cruz de la Sierra, con capacidad de procesamiento de datos sísmicos de 12.000 kilómetros en 2D y 11.000 km2 en 3D anualmente. Además se podrá interpretar 8.000 km en 2D y 10.000 km2 en 3D también por año. BGP Bolivia SRL, perteneciente a la petrolera estatal china CNPC, utiliza diferentes software para realizar la labor de procesamiento
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bolivia. bGP pone a diSPOSICIÓN DE LA INDUSTRIA NUEVAS TECNOLOGÍAS Y KNOW HOW
BGP inaugura Centro de procesamiento e interpretación sísmica EL DATO
clientes. En procesamiento e interpretación sísmica realizaron trabajos para BP, Shell, Eni, ESSO, Repsol, Andes Petroleum, Sinoven PDVSA y Petrobras, entre otras petroleras.
e interpretación de datos sísmicos entre ellos: KLseis, Geoeast, Omega, Geocluster, Promax, Geodepth, Landmark y Geoquest. De acuerdo a la información proporcionada por el gerente general de BGP Bolivia SRL, Wei Gengyu, los primeros datos a ser
procesados y posteriormente interpretados corresponden al proyecto de Levantamiento de Datos Sísmicos Bidimensionales Terrestres en el área Iñau 12G 2D en el Subandino Sur de Bolivia. Entre los clientes de BGP en trabajos de procesamiento e interpretación sísmica a nivel mundial se encuentran petroleras como: BP, Shell, Eni, ESSO, Repsol, Andes Petroleum, Sinoven PDVSA, Petrobras, entre otras. BGP tiene más de 50 años de experiencia en estudios sísmicos y en procesamiento e interpretación sobrepasa los 40 años a nivel mundial. ▲
Según BGP este Centro permitirá ahorrar tiempo y costos a las petroleras de Bolivia y Perú.
La compañía china fabrica sus propios software para procesamiento de datos sísmicos.
Foto: elhorizonte.mx
cesamiento de datos sísmicos es de 12.000 kilómetros en 2D y 11.000 km2 en 3D anualmente. Además se podrá interpretar 8.000 km en 2D y 10.000 km2 en 3D.
Foto: siempre889.com
┣ La capacidad de pro-
17
Wei Gengyu, GM, (izq) Chengchao Hsieh asesor (centro) y Qin Xiaohua, vice GM. (der).
PETRÓLEO & GAS
┣ Al ritmo actual de explo-
tación, las reservas de petróleo alcanzan para siete años. Mientras se realizan nuevos hallazgos, el reto consiste en extraer el mayor número de barriles de los campos actuales.
TEXTO Edén García S.
L
a Empresa Colombiana del Petróleo (Ecopetrol) ha incrementado la implementación de métodos y técnicas de recobro mejorado (EOR, por sus siglas en inglés) para lograr una mayor recuperación en los campos petroleros de Colombia, según una publicación institucional de la estatal petrolera. Al ritmo actual de producción y consumo, las reservas de petróleo en Colombia, que de acuerdo a la petrolera alcanzan los 2.4 mil millones de barriles equivalentes, se agotarán en aproximadamente siete años. “Mientras se realizan nuevos hallazgos, el reto está en tratar de extraer el mayor número de barriles de los campos actuales”, destaca Ecopetrol. Con las actuales técnicas de producción utilizadas en Colombia, la petrolera señala que solo se podrían extraer el 23% de los hidrocarburos contenidos en los yacimientos y, de estos, ya se ha producido un 18%. En este sentido, cualquier punto adicional significa millones de barriles que se sumarían a los indicadores de producción. Por esta razón, la empresa informa que se implementa distintos métodos de recobro térmico y no térmico. De estos, la inyección de agua (no térmica) es el más utilizado con éxito comercial en Colombia y también se reportan resultados positivos con inyección cíclica de vapor (térmica) en algunos campos. Adicionalmente, se construye el primer laboratorio especializado en la inyección de aire en Latinoamérica. Este método consiste en inyectar aire, oxígeno o un gas oxidante al yacimiento, que al entrar en contacto con el hidrocarburo genera combustión
Del 1 al 15 de Septiembre de 2014
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Colombia. Métodos de recobro en campos maduros
Ecopetrol intensifica actividades de EOR para subir producción DATOS
Foto: Ecopetrol
18
Producción. Para este año Colombia tiene previsto producir un promedio de 981.000 barriles por día, de los cuales cerca de un 85% se encarga Ecopetrol y el restante Pacific Rubiales.
desplazando el recurso más liviano hacia los pozos productores. "Actualmente, existen aplicaciones en Estados Unidos, India y Rumania, según la petrolera. Para la aplicación de esta tecnología, Ecopetrol cuenta con un equipo de profesionales formados en Calgary, Canadá y prevé ejecutar un proyecto piloto en el campo Chichimeme, ubicado en el departamento de Meta. La petrolera combina conocimiento, tecnología y gestión para ir por el "petróleo difícil".
EcoEOR mejora aplicación de métodos de recobro Con el fin de integrar de manera más efectiva el recobro mejorado a las metas de Ecopetrol, la petrolera comenzó a evaluar desde el 2009 las diferentes tecnologías EOR que podrían aplicarse en Colombia. Para ello desarrolló la herramienta EcoEOR, un software que permite detectar los métodos más convenientes de acuerdo con el tipo de campo. Según Ecopetrol, esta herramienta informática identifica de forma simple, rápida y económica los métodos de recobro con potencial de aplicación en un campo o yacimiento. “Utiliza criterios de selección (screening) de 18 métodos EOR y los complementa con la comparación de yacimientos similares a
partir de una base de datos que abarca más de 1.000 campos de los cinco continentes”, explica la petrolera. De igual manera, desde el año 2011 Ecopetrol adelanta tres proyectos pilotos de recobro químico en campos del sur de Colombia y del Magdalena Medio. Uno de ellos es el proceso de inyección de geles de dispersión coloidal en el campo DinaCretáceo, en el departamento del Huila. Este primer piloto de recobro mejorado mediante inyección de químicos produjo incrementos del factor de recobro del 5% y disminuyó en un 10% la producción de agua, además de reducir las paradas no programadas. También está en ejecución
TIPOS DE RECUPERACIÓN UTILIZADAS Recuperación primaria Flujo natural Levantamiento artificial
Estimulación, acidificación y fracturamiento
Recuperación secundaria Inyección de agua y geles
Inyección de gas y espuma
Recuperación terciaria Térmicos
Gases
Químicos
Otros
Inyección de vapor Inyección agua caliente Combustión en sitio Electromagnetismo
CO2* N2** WAG*** Gases de combustión
Polímeros Surfactantes Álcalis
Microorganismos
*Dioxido de carbono / **Nitrogeno / ***Agua alternada con gas
un piloto de inyección de químicos ASP (álcalis, surfactantes y polímeros) en el campo San Fran-
Fuente: Ecopetrol
cisco, del Huila. El proyecto busca incrementar en un 9% el factor de recobro. ▲
Del 1 al 15 de Septiembre de 2014
19
RÚBRICA. ALIANZA SERÁ POR TRES AÑOS
Expocruz contará con tecnología de VIVA ┣ Se beneficiarán exposi-
tores, clientes de la teléfonica y el público en general que asista al evento ferial internacional que se lleva a cabo en este mes en Santa Cruz de la Sierra.
TEXTO: franco garcía s.
V
IVA suscribió una alianza estratégica con la Fexpocruz y será la empresa de tele-
CIFRAS
Foto: Archivo / Reporte Energía
┏◣
empresa
El viceministro de Exploración y Explotación de Bolivia, Eduardo Alarcón, (1ro der) fue uno de los conferencistas destacados de la V versión del FIGAS.
15
7
PUNTOS. En ellos se podrá realizar llamadas internacionales por Bs 1 el minuto en cualquier parte de la Feria
Puntos. En estos se podrá acceder a información, que incluye ubicación de stands y actividades feriales.
comunicaciones oficial de la Expocruz y las otras ocho ferias que organiza esta institución durante los próximos tres años. Este acuerdo traerá varios beneficios para los usuarios de la telefónica y el público en general en materia de infor-
mación y conectividad, indica una nota de prensa institucional. “Esta alianza estratégica es una muestra tangible del compromiso sostenido de VIVA con el desarrollo de esta querida región y con la mejora de la calidad de vida de los
cruceños y bolivianos a través de las telecomunicaciones”, señaló Ovidio Suárez, vicepresidente de Marketing de VIVA. En los ingresos a la Feria habrá siete puntos de información, que incluyen ubicación de stands y actividades feriales. Además, se podrá acceder a los servicios de VIVA: chips, tarjetas y recargas electrónicas; información de la Fundación Estás Vivo de VIVA y de las líneas 800-14. “Un beneficio importante será la conexión gratuita a internet para clientes VIVA que estarán ubicados en distintos puntos
del campo ferial. Además, tendremos distribuidos en toda la feria 15 “Puntos VIVA”, en los cuales se podrá realizar llamadas internacionales por Bs 1 el minuto”, explicó el vicepresidente de Marketing. Por su parte, Mario Herrera, gerente general de la Fexpocruz, dijo que “esta alianza con la telefónica VIVA será de mucho beneficio no sólo para los expositores de nuestras distintas ferias, sino también para todos los visitantes porque podrán hacer uso de múltiples servicios con la alta tecnología que ofrecen”. ▲
20
┏◣
lo último
Del 1 al 15 de Septiembre de 2014
informe. el 80% del transporte público usa
Desde el 2011 se convirtieron 90 mil vehículos a GNV Foto: EEC-GNV
┣ El cambio de matriz
energética vehicular evitó el gasto de más de $us 250 millones en la subvención estatal a los combustibles líquidos. Los usuarios ahorran más del 50 por ciento en costos con este energético. TEXTO: redacción central
M
ás de 90 mil vehículos fueron convertidos a Gas Natural Vehicular (GNV) en el país desde el año 2011. El parque automotor de transporte público tiene registrado más del 80% de sus vehículos que usan este energético, según informó el director general de la Entidad Ejecutora de Conversión a Gas Natural Vehicular (EEC-GNV), Hernán Vega. “Todos los vehículos convertidos a GNV generan un ahorro al Estado de más de $us 250 millones en la subvención a los combustibles líquidos. Vamos avanzando a paso firme en el cambio de la matriz energética, tal como lo establece nuestra Constitución Política del Estado” señaló Vega. Según Vega para la presente gestión se tiene programado
El director general de la EEC-GNV, Hernán Vega, en un acto de Audiencia Pública Parcial de Rendición de Cuentas 2014.
la conversión de más de 30 mil vehículos a GNV entre autos del servicio público, particular y de vehículos oficiales del Estado. Los propietarios de movilidades con este energético ahorran más del 50% en el costo por combustible. Los equipos para la conversión, kit, cilindro, y el pago al taller autorizado son cubiertos en su to-
LA CIFRA
30 Mil vehículos
Proyección. Es el número de conversiones que pretende alcanzar la EEC-GNV en esta gestión 2014. Entre autos del servicio público, particular y de vehículos oficiales .
talidad por el Estado gracias a los recursos de la Nacionalización de los Hidrocarburos. Asimismo el director de la EECGNV manifestó que “el cambio de matriz energética tiene que ser sostenible en el tiempo, por eso la Entidad viene desarrollando el Programa de Recalificación y/o Reposición de Cilindros que revi-
sa, cada cinco años, el estado del cilindro; si este presenta alguna falla es sustituido por uno nuevo gratuitamente”. Este año se tiene previsto superar la meta de 8.000 recalificaciones. Cambio de Motores Por otra parte, la Entidad Ejecutora de Conversión a GNV está llevando a cabo el Programa Piloto de Transformación de Vehículos de Diésel Oil a GNV, beneficiando a 200 buses con el cambio de motor por uno nuevo a GNV de la industria americana General Motors. Hasta la fecha se logró transformar 93 vehículos que funcionan 100% a gas natural. Esto le permite al Estado Boliviano ahorrar, por los 200 vehículos, más de $us 2 millones al año en la subvención al diésel. En su etapa inicial, los propietarios de los buses de transporte público “Toyota Coaster” de Santa Cruz son los beneficiados con el programa. Los motores a GNV reducen los costos de operación de los trasportistas; si antes un vehículo a diésel consumía Bs 180 en combustible por día, ahora con GNV gastará solo Bs 80 realizando el mismo recorrido. ▲
PETRÓLEO & GAS
Del 1 al 15 de Septiembre de 2014
TRAYECTORIA. SUMA 7 AÑOS DE EXPERIENCIA EN GESTIÓN DE RSE EN HIDROCARBUROS
Fotos: Fundesoc
┏◣
21
Fundesoc apuntala iniciativas de desarrollo económico y social ┣ Esta fundación se
destaca por impulsar el acceso de comunidades al agua potable, viviendas saludables, desarrollo productivo, cocinas malenas y un programa de prevención de riesgos para jóvenes.
TEXTO REDACCIóN CENTRAL
C
on siete años de experiencia en la gestión y ejecución de programas de Responsabilidad Social Empresarial (RSE) ligados al sector hidrocarburos, la Fundación Boliviana para el Desarrollo Social (Fundesoc) destaca los resultados obtenidos en la implementación de los proyectos que están a su cargo en el primer semestre de este año. En este tema, Ana Rosa Ángulo, directora ejecutiva de Fundesoc, afirmó a Reporte Energía que el éxito de las labores desarrolladas hasta la fecha está relacionado con la experiencia de las personas que conforman el equipo de trabajo, puesto que han tenido relación con la cooperación internacional y con la implementación de programas y proyectos de desarrollo social y económico. La Fundación centra sus actividades en dos grandes áreas. Por un lado está la de “medios de vida”, que incluye el apoyo a comunidades para que tengan acceso al agua potable, como en el caso del municipio de Charagua, donde se realizaron diagnósticos en 30 comunidades y se avanzó en la instalación de este servicio en 23 de ellas. Asimismo, se suma en este segmento la construcción y refacción de viviendas, además de estudios de diagnósticos para ampliación, mejoramiento y/o renovación de las mismas. A ello se añade 83 viviendas construi-
EL DATO
Empresas colaboradoras. El primer semestre de este año Fundesoc contó con el financiamiento de Total, Petrobras, Pluspetrol, Banco Los Andes, Bolpegas, Emserso, GTB, Red Internacional de los IRFA y CBHE. Zonas de trabajo. Fundesoc el primer semestre de 2014 gestionó e implementó proyectos en dos departamentos del país: Santa Cruz y Tarija, siendo el Chaco boliviano la región con más proyectos en ejecución.
das por la Agencia Estatal de Vivienda con seguimiento técnico y apoyo en control social. El desarrollo productivo también está presente con tres proyectos comunales elaborados para la inversión estratégica de fondos societales con 182 hectáreas de maíz sembradas. Por otro lado en el área de desarrollo humano se adscribe el programa Jóvenes que se enfoca en fortalecer las capacidades para la prevención de riesgos psicosociales (droga, alcohol, bulling, etc). De esta manera se alcanzó a 484 jóvenes con las capacitaciones correspondientes. De igual manera se construyeron en los primeros seis meses de este año 94 cocinas malenas, además de la elaboración de un manual para su construcción y un recetario de comidas para la preparación de alimentos en estos artefactos. Para el próximo año, Fundesoc tiene previsto ampliar su área de cobertura enfocándose a la capacitación de escolares en el tema de medio ambiente, cuidado del agua, higiene, lavado de manos y otros. A su vez se tiene una carta de invitación de la Agencia Estatal de Vivienda para implementar un programa en el que los comunarios construirán sus propias viviendas. ▲
El componente agua es uno de los ejes del programa RSE de la Fundación.
CIFRAS
El desarrollo productivo también está presente con tres proyectos comunales.
519 Familias
MEDIOS DE VIDA. Son las beneficiadas con proyectos de agua y/o vivienda y desarrollo productivo.
1319 Personas
DESARROLLO HUMANO. Estas beneficiadas comprenden el programa Jóvenes y Cocinas Malena.
“El éxito de las labores que desarrolla la Fundación está relacionada con la experiencia de las personas que conforman nuestro equipo de trabajo" Fundesoc tiene como una de sus acciones principales la dotación de viviendas.
Ana R. Ángulo, directora Fundesoc
22
ESTADÍSTICAS
Del 1 al 15 de Septiembre de 2014
HIDROCARBUROS Cushing, OK
Europe Brent
Cushing, OK
Europe Brent
WTI Spot Price
Spot Price FOB
WTI Spot Price
Spot Price FOB
FOB (Dollars
(Dollars per
FOB (Dollars
(Dollars per
per Barrel)
Barrel)
per Barrel)
100,56 101,88 103,84 103,83 105,34 104,59 103,81 102,76 105,23 105,68 104,91 104,29 98,23 97,86 98,26
104,73 105,41 106,04 106,03 105,71 106,48 106,85 105,78 106,89 106,7 106,98 106,47 104,94 103,45 103,63
jul 15, 2014 jul 16, 2014 jul 17, 2014 jul 18, 2014 jul 21, 2014 jul 22, 2014 jul 23, 2014 jul 24, 2014 jul 25, 2014 jul 28, 2014 jul 29, 2014 jul 30, 2014 jul 31, 2014 ago 01, 2014 ago 04, 2014
Fecha
ago 05, 2014 ago 06, 2014 ago 07, 2014 ago 08, 2014 ago 11, 2014 ago 12, 2014 ago 13, 2014 ago 14, 2014 ago 15, 2014 ago 18, 2014 ago 19, 2014 ago 20, 2014 ago 21, 2014 ago 22, 2014 ago 25, 2014
97,34 96,93 97,34 97,61 98,09 97,36 97,57 95,54 97,3 96,44 94,35 96,4 93,97 93,61 95,39
MINERÍA PRECIOS DE MINERALES - METAL BULLETIN (JULIO 2014) DIAS
ESTANO $us/L.F.
PLOMO $us/L.F.
ZINC $us/L.F.
1 2
COBRE $us/L.F.
BISMUTO $us/L.F.
ANTIMONIO $us/T.M.F.
WOLFRAM $us/U.L.F.
PLATA $us/O.T.
ORO $us/O.T.
10,2398
0,9655
0,9950
3,1837
21,0800
1325,75
10,3192
0,9698
1,0011
3,1969
10,30
9500,00
17377,20
21,0400
1326,75 1322,50
3
10,3419
0,9798
1,0113
3,2298
21,0000
4
10,3306
0,9777
1,0138
3,2468
10,30
9500,00
17377,20
21,1200
1321,50
7
10,2965
0,9798
1,0188
3,2296
20,9500
1313,25
8
10,2512
0,9836
1,0405
3,2452
21,0800
1318,25
9
10,0698
0,9947
1,0464
3,2534
10,30
9500,00
17732,00
21,1300
1322,50
10
10,0131
0,9739
1,0238
3,2246
21,5000
1343,25
11
9,9745
0,9866
1,0371
3,2432
10,30
9500,00
17732,00
21,4150
1336,50
14
10,0539
0,9947
1,0501
3,2450
21,0400
1321,25
15
10,0108
0,9857
1,0378
3,2214
20,9300
1312,00
16
10,0199
0,9886
1,0428
3,2255
10,30
9500,00
17710,00
20,7000
1297,50
17
10,0017
0,9798
1,0378
3,1888
20,7800
1302,75
18
10,0062
0,9829
1,0374
3,1869
10,50
9400,00
17710,00
20,9400
1310,25
21
10,0471
0,9857
1,0458
3,1702
20,9300
1312,75
22
10,0244
1,0002
1,0746
3,2024
20,8100
1307,00
23
10,0244
0,9970
1,0755
3,2024
10,50
9400,00
17732,00
20,9300
1307,50
24
10,0788
1,0015
1,0852
3,2432
20,8400
1300,00
10,1605
25
1,0296
1,0975
3,2582
10,60
9400,00
17754,00
20,4600
1292,50
28
10,2172
1,0287
1,0904
3,2341
20,6300
1305,00
29
10,2398
1,0269
1,0830
3,2275
20,6400
1307,50
30
10,2172
1,0056
1,0693
3,2155
10,60
9400,00
17798,00
20,5400
1297,50
31
10,3986
1,0145
1,0882
3,2364
20,6900
1295,00
Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia
Fuente: eia.gov
PRECIOS FINALES AL CONSUMIDOR AGOSTO 2014
Barrel)
GNV
102,82 104,17 104,02 103,36 103,47 101,68 102,27 101,15 101,13 99,37 99,74 99,92 100,28 100,09 100,49
GLP
2,25 Bs./Kg
GAS. ESPECIAL
3,74 Bs./Lt
GAS. PREMIUM
4,79 Bs./Lt
1,66 Bs./M³
GAS. DE AVIONES 4,57 Bs./Lt KEROSENE
2,72 Bs./Lt
JET FUEL
2,77 Bs./Lt
DIESEL OIL
3,72 Bs./Lt
AGRO FUEL
2,55 Bs./Lt
FUEL OIL
2,78 Bs./Lt
PRECIOS INTERNACIONALES GASOLINA
8.86 Bs./Lt
DIESEL OIL
9,21 Bs./Lt
JET FUEL
7,58 Bs./Lt
Fuente: eia.gov
Fuente: ANH
ELECTRICIDAD GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (Septiembre 2013 - Agosto 2014) Día 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Max.
Sep 1,061.0 1,167.9 1,208.1 1,173.9 1,178.4 1,187.3 1,114.0 1,044.9 1,155.5 1,184.7 1,202.0 1,185.3 1,119.8 1,042.8 1,022.6 1,100.1 1,113.8 1,128.4 1,133.0 1,164.7 1,113.7 1,011.6 1,091.7 1,077.0 1,129.9 1,159.8 1,184.8 1,135.3 1,064.8 1,116.8 1,208.1
Oct 1,125.6 1,153.3 1,122.9 1,114.9 1,070.9 996.6 1,156.6 1,190.9 1,219.6 1,201.4 1,204.3 1,127.4 1,057.8 1,156.6 1,172.0 1,194.1 1,167.4 1,165.2 1,092.9 1,067.0 1,174.6 1,187.2 1,205.9 1,184.8 1,096.4 1,070.6 998.1 1,139.2 1,166.5 1,198.8 1,184.8 1,219.6
Nov 1,067.2 913.4 971.9 1,141.6 1,183.7 1,203.8 1,215.6 1,209.3 1,108.1 1,041.8 1,101.6 1,153.9 1,213.2 1,233.0 1,227.0 1,092.4 1,051.6 1,201.0 1,194.4 1,143.1 1,180.1 1,207.7 1,133.2 1,071.5 1,222.2 1,229.3 1,228.8 1,259.8 1,249.8 1,088.6 1,259.8
Dic 1,066.7 1,196.7 1,238.4 1,229.3 1,226.9 1,201.9 1,134.4 1,044.0 1,188.6 1,167.7 1,192.2 1,158.4 1,177.8 1,105.3 999.6 1,200.9 1,191.4 1,179.2 1,213.3 1,229.8 1,156.4 1,094.7 1,166.6 1,175.5 1,005.7 1,176.3 1,209.1 1,143.7 1,078.9 1,161.5 1,141.0 1,238.4
Ene 898.5 1,094.5 1,108.2 1,070.8 1,040.8 1,158.1 1,167.1 1,143.0 1,136.7 1,159.0 1,107.0 992.1 1,155.5 1,174.5 1,138.0 1,166.3 1,180.6 1,112.6 1,043.4 1,185.3 1,157.2 1,065.5 1,165.9 1,142.1 1,022.7 968.2 1,115.3 1,128.1 1,125.1 1,176.7 1,151.4 1,185.3
Feb 1,073.6 1,025.1 1,110.8 1,130.6 1,145.9 1,140.2 1,118.5 1,021.8 945.9 1,081.3 1,125.0 1,134.0 1,121.6 1,172.6 1,111.8 1,058.2 1,185.6 1,242.7 1,208.3 1,154.6 1,212.9 1,158.2 1,064.2 1,201.4 1,223.6 1,177.2 1,163.5 1,137.8 1,242.7
Mar 1,033.7 954.7 921.5 949.3 1,125.9 1,190.8 1,196.1 1,105.6 1,073.6 1,124.6 1,167.7 1,175.5 1,191.8 1,185.8 1,127.9 1,060.8 1,182.9 1,181.5 1,174.2 1,155.4 1,182.6 1,085.4 1,042.1 1,179.4 1,234.8 1,185.8 1,221.1 1,169.3 1,106.5 1,058.7 1,194.1 1,234.8
Abr 1,221.0 1,233.8 1,225.2 1,241.6 1,185.7 1,128.6 1,232.1 1,250.7 1,231.8 1,228.6 1,207.2 1,094.7 1,027.4 1,151.3 1,187.6 1,200.0 1,173.5 1,028.4 1,075.7 1,042.7 1,205.4 1,174.9 1,197.6 1,215.6 1,205.5 1,142.4 1,073.3 1,237.7 1,245.0 1,213.4 1,250.7
May 1,004.7 1,160.3 1,123.5 1,093.8 1,174.4 1,193.2 1,233.2 1,231.3 1,209.8 1,139.0 1,076.1 1,212.7 1,192.1 1,187.0 1,204.1 1,181.7 1,109.7 1,056.0 1,211.1 1,232.6 1,252.8 1,178.1 1,153.2 1,071.3 1,029.1 1,143.3 1,122.1 1,157.5 1,186.8 1,175.6 1,112.7 1,252.8
Jun 1,040.8 1,148.0 1,165.5 1,177.5 1,164.3 1,146.3 1,095.4 1,010.9 1,142.6 1,155.8 1,192.1 1,213.0 1,131.8 1,056.8 1,036.6 1,166.3 1,106.8 1,161.9 1,081.0 1,113.2 1,045.3 1,055.3 1,201.1 1,214.0 1,236.0 1,219.4 1,151.2 1,094.5 1,024.6 1,148.1 1,236.0
Jul Ago(al 27) 1,146.6 12,009.0 1,161.5 1,135.8 1,187.8 1,117.4 1,183.3 1,195.7 1,112.9 1,166.9 993.9 1,092.7 1,123.4 1,189.7 1,150.8 1,181.9 1,164.1 1,136.1 1,156.1 1,112.1 1,153.6 1,237.4 1,104.0 1,262.9 1,057.6 1,191.0 1,166.0 1,198.5 1,185.3 1,189.4 1,167.1 1,134.9 1,212.2 1,102.2 1,165.0 1,235.6 1,104.8 1,249.9 1,056.0 1,270.2 1,158.5 1,258.8 1,224.7 1,251.5 1,197.0 1,188.9 1,185.8 1,149.6 1,168.1 1,197.9 1,114.0 1,201.7 1,070.7 1,228.4 1,178.0 1,222.8 1,226.6 1,237.1 1,237.1 12,009.0
Los valores de potencia aquí informados corresponden a registros instantáneos obtenidos del sistema SCADA
DEMANDA MAXIMA DE POTENCIA DE CONSUMIDORES (MW) EN NODOS DEL STI - (Septiembre 2013 - Agosto 2014)
Elaboración: Unidad de Politica Sectorial. Fuente: Metal Bulletin - LME. Fuente: Metal Bulletin - LME
Sep CRE - Santa Cruz 432.6 DELAPAZ - La Paz 285.5 ELFEC - Cochabamba 185.1 ELFEC - Chimoré 11.1 ELFEO - Oruro 58.9 ELFEO - Catavi 19.0 CESSA - Sucre 45.6 SEPSA - Potosí 43.8 SEPSA - Punutuma 7.5 SEPSA - Atocha 12.0 SEPSA - Don Diego 6.6 ENDE - Varios (2) 20.3 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 49.3 Otros - C. No Regulados 17.3 Varios (1) 2.8 TOTAL COINCIDENTAL 1,157.5
PRECIOS DIARIOS - METAL BULLETIN (JULIO 2014)
Oct 449.0 283.5 188.2 10.9 57.6 19.1 45.9 44.5 7.1 11.7 6.6 20.7 51.6 17.5 2.7 1,166.4
Nov 492.6 283.9 188.3 11.5 54.7 19.1 45.5 44.6 7.0 11.5 6.5 22.3 46.8 20.0 2.7 1,201.8
Dic 472.9 285.7 186.1 11.5 54.6 18.1 45.0 44.3 7.1 11.2 6.3 23.9 48.5 20.9 2.5 1,181.6
Ene 436.9 284.0 178.4 10.5 52.6 22.2 44.5 44.5 4.8 11.1 6.1 22.1 48.2 20.7 2.1 1,134.3
Feb 443.6 288.1 181.6 11.4 53.9 19.7 46.1 45.4 5.0 11.4 6.4 24.3 49.1 21.1 2.4 1,185.5
Mar 430.7 290.5 184.6 11.1 55.2 20.2 46.1 45.6 5.2 11.8 6.5 23.8 48.1 19.8 2.7 1,176.2
Abr 470.7 296.4 189.0 11.7 55.4 20.2 46.9 48.0 5.1 12.0 6.3 25.9 49.9 18.2 2.8 1,193.6
May 428.7 298.7 188.8 11.2 56.8 22.9 47.8 48.2 5.1 12.5 6.9 25.4 49.2 21.1 2.8 1,191.5
Jun 414.7 302.3 190.6 11.6 57.7 21.7 45.2 50.6 5.3 12.7 7.0 25.4 44.4 20.8 3.0 1,170.8
Jul Ago(al 27) 411.6 434.0 310.5 305.1 191.3 193.0 11.7 12.0 59.6 57.7 22.4 21.7 47.1 48.1 53.1 55.0 5.5 5.3 12.4 13.0 6.6 5.7 25.8 26.8 45.4 47.8 19.9 20.5 3.0 2.3 1,177.5 1,201.3
(1) Consumos de Sacaca, Mariaca, Ocurí, Lípez (2) Consumos de Yucumo, San Borja, San Ignacio de Moxos y Trinidad. Los valores de potencia aquí informados corresponden a los registros de potencia integrados en períodos de 15 minutos obtenidos del Sistema de Medición Comercial (SMEC).
DEMANDA DE ENERGIA DE CONSUMIDORES (GWh) EN NODOS DEL STI- (Septiembre 2013 - Agosto 2014)
CRE - Santa Cruz DELAPAZ - La Paz ELFEC - Cochabamba ELFEC - Chimoré ELFEO - Oruro ELFEO - Catavi CESSA - Sucre SEPSA - Potosí SEPSA - Punutuma SEPSA - Atocha SEPSA - Don Diego ENDE - Varios (2) SAN CRISTOBAL - C. No Reg. Otros - C. No Regulados Varios (1) TOTAL ELABORACION: MINISTERIO DE MINERIA Y METALURGIA - UNIDAD DE ANÁLISIS DE POLÍTICA MINERA
Fuente: London Metal Exchange - MB
Sep 199,5 140,4 91,1 4,4 28,4 9,6 21,1 25,1 3,6 6,3 2,7 8,5 32,1 10,6 0,9 584,4
Oct 205,9 134,1 89,6 4,7 28,0 9,5 21,9 24,5 3,5 6,1 2,7 9,0 31,9 9,7 0,9 582,0
Nov 227,2 140,7 95,1 4,8 29,9 9,2 22,2 25,6 3,4 6,3 3,0 9,7 29,4 9,7 0,9 617,3
Dic 231,1 134,4 90,7 4,9 27,8 8,6 22,3 23,9 3,1 5,9 2,8 10,2 29,8 9,9 0,8 606,0
Ene 249,7 138,5 90,6 5,3 28,8 8,5 22,1 25,6 2,7 5,9 2,8 11,0 31,3 12,3 0,8 635,9
Feb 225,0 138,1 87,9 4,9 27,9 8,4 20,6 24,3 2,4 5,9 2,6 10,8 32,5 10,6 0,7 602,8
Mar 202,3 128,1 81,3 4,5 25,4 8,3 18,5 23,1 2,1 5,6 2,4 9,3 26,2 11,8 0,7 549,7
Abr 221,0 138,1 91,2 5,2 26,7 9,2 23,3 25,1 2,3 6,1 2,5 11,4 31,6 11,8 0,8 606,3
May 229,8 135,9 91,6 5,2 27,2 10,2 23,3 26,2 2,3 6,1 2,7 12,0 31,5 10,1 0,9 614,9
Jun 214,8 146,0 95,1 5,2 27,4 11,5 23,5 26,6 2,4 6,4 2,8 11,7 30,4 12,3 0,9 616,8
Jul Ago(al 27) 194,0 204,0 141,1 149,2 91,2 96,5 5,0 5,1 27,4 28,8 11,1 11,7 20,4 22,8 27,3 29,5 2,4 2,6 6,4 6,1 2,9 2,6 11,0 11,1 21,4 29,7 11,7 9,6 1,0 0,8 574,2 610,1
(1) Consumos de Sacaca, Mariaca, Ocurí (2) Consumos de Yucumo, San Borja, San Ignacio de Moxos y Trinidad. Los valores de energía aquí informados son obtenidos a partir de los registros de potencia integrados en períodos de 15 minutos del Sistema de Medición Comercial (SMEC).
AGENDA ENERGéTICA
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
Rio Oil & Gas Expo & Conference
Workshop: Soluciones Energéticas para la Minería Peruana
International Pipeline Exposition
DEL 3 AL 7 DE NOVIEMBRE | LIMA - PERÚ VIII Ingepet 2014 El Ingepet, a través de estos 25 años de vigencia, se ha posicionado como uno de los eventos técnicos más importantes del sector hidrocarburos en el Perú, de América Latina y el mundo; habiendo contribuido en la difusión de nuevas tecnologías, estudios de casos integrados y las mejores prácticas, a través de presentaciones técnicas. Contacto: registration@ingepet.net
Argentina Oil & Gas Expo 2015 - X Exposición Internacional del Petróleo y del Gas
DEL 19 AL 21 DE NOVIEMBRE / TARIJA - BOLIVIA
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..
El Foro Internacional del Gas y Energía especializado en su 6ta. Versión contará con la participación de expertos en petróleo y gas, electricidad, con el objetivo de aportar al fortalecimiento de la matriz energética para el desarrollo
Contacto: info@gasenergyforum.org
Contacto: informa@iapg.org.ar
FIGAS Bolivia 2014
Contactos: info@figas.org
Fuente: CNDC
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