Edicion 174 - Reporte Energia by Branko Zabala

INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

Nro.

174

Del 16 al 31 de Agosto de 2016

PETRÓLEO & GAS / ELECTRICIDAD / ENERGÍAS ALTERNATIVAS / MINERÍA / MEDIO AMBIENTE / AGUA / RSE / QHSE

Nuevas fronteras y desafíos energéticos en cita de la CBHE respecto al cambio climático y la crisis económica mundial. Además se abordará la situación del país en términos de cumplimiento con sus mercados. P 6-7

PETRÓLEO & GAS

P-16-17

PETRÓLEO & GAS

P 36-37

Aplicarán 'recuperación terciaria' de crudo en campo Patujusal

Foto: Gobernación de Santa Cruz

Foto: Archivo YPFB

IX Congreso. El análisis de 18 expertos se centrará en el futuro del suministro energético marcado por la caída del precio de los hidrocarburos, decisiones

Inversiones petroleras se redujeron en $us 1000 MM desde 2014

YPFB apunta a liderar oferta de servicios de perforación en el país

WTI ($us/BBl de petróleo)

A la fecha se cuenta en el país con 22 equipos de perforación de diferentes compañías. La estatal petrolera destaca la tecnología de los tres equi-

pos con los que cuenta y prevé adquir otra cantidad similar con lo que su participación en el mercado de este tipo de servicios alcanzaría el 30%. P-32-33

Agosto Agosto Agosto 03 04 05

Agosto Agosto 08 09

40.83

43.02

41.93

41.80

Gas boliviano p/ Brasil* (2do trim 2016)

2.8*

42.77

Gas boliviano p/ Argentina* (2do trim 2016)

3.0*

$us/MMBTU

Diésel internacional

Gasolina internacional

8.88

8.68

Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 11/08

2.551 dollars per million BTU

Fuentes: HidrocarburosBolivia.com, theice.com, ANH, eia.gov

Del 16 al 31 de Agosto de 2016

OPINIÓN

Del 16 al 31 de Agosto de 2016

EDITORIAL

Miguel Zabala Bishop mzabala@reporteenergia.com

Director General Jefe de Redacción Redes Sociales Corresponsal USA Diagramación

Branko Zabala Ema Peris Kathia Mendoza Doria Añez Natalia Nazrala Johan U. Zambrana

Gerente General Gerente Administrativa Gerente Comercial Gerente Marketing Ejecutiva de Cuentas Asesor Legal

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

para Bolivia. Desafíos para los que debe estar preparado, más allá de un buen diseño de proyectos y planes estratégicos. El crecimiento de la participación de las fuentes renovables en la matríz energética de cada vez más países a nivel global, mientras otros asumen la radical decisión de alejarse definitivamente del uso de combustibles fósiles, en tanto se replantea el fracking y las opciones de crecimiento de los mercados del gas natural,

Resumen de la edición Creció transporte de gas y construcción de ductos en 10 años de Nacionalización

Poliolefinas, nuevo dinamizador de la economía nacional

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

Se construyeron 1.070 kilómetros de nuevos ductos. Los volúmenes transportados al mercado interno se incrementaron.

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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Planta Gran Chaco exportó 49.129 TM de GLP

Desde su puesta en marcha el mes de septiembre de 2015 hasta junio del 2016, obtuvo un total de venta de $us12.747 millones.

Frases y destacados Quién es quién?

El proyecto impulsado por YPFB permitirá industrializar el gas natural vía transformación química del Gas Licuado del Petróleo.

Daniel Bouille, disertante Congreso CBHE Experto en temas de economía, política energética y ambiental. Es presidente de la Fundación Bariloche.

Publicación destacada

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

acompañando los altibajos del precio del barril de petróleo, son argumentos para repensar el futuro y revisar lo actuado. Los vecinos nos miran con interés y seguirán haciendo negocios con nosotros, pero está claro que no somos su única ni su última opción como proveedores energéticos, lo que nos pone en carrera acelerada y contra el tiempo. Hay tareas que no se pueden potergar y una de ellas es adecuar definitivamente el marco legal de los hidrocarburos y la electricidad a una ley alineada con la Constitución, pero más que eso, a establecer cómo nos haremos más atractivos a nuestros mercados, ofreciéndoles seguridad de suministro y garantizándonos al mismo tiempo, una renta energética sostenible en el tiempo. Esperamos buenos y valiosos aportes de autoridades y expertos de talla mundial que la CBHE ha invitado a su congreso, para ayudarnos a configurar adecuadamente nuestro perfil energético. ▲

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Miguel Zabala Bishop Franco García Peter de Souza Johnny Auza David Durán

Esperamos buenos y valiosos aportes de autoridades y expertos de talla mundial que la CBHE ha invitado a su tradicional congreso en Santa Cruz

Selección de empresas para suscripción de contrato de E&E

Esta publicación muestras áreas hidrocarburíferas, selección de contratos y retos a seguir.

La frase destacada

Staff

olivia intenta asumir un rol más protagónico en la región sur del continente, aunque ya tiene un peso gravitante hace varias décadas al ser uno de los proveedores principales de gas natural de dos grandes mercados, Argentina y Brasil. Sus reservas de hidrocarburos y la ubicación geográfica son estratégicas y eso ayuda a sostener el negocio de exportación de gas natural, proyectando además a consolidar un mercado de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en Paraguay y Perú, países dónde además se busca internacionalizar la marca YPFB, como prestador de servicios de diseño y desarrollo de redes de gas domiciliario, gracias a la experiencia cultivada en el país. Pero esas son solo algunas noticias conocidas que nos ponen en contexto. Los escenarios y las fronteras energéticas, como se plantea estos días en el noveno congreso de la Cámara Boliviana de Hidrocaburos y Energía (CBHE), son complejos y proponen grandes desafíos

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Las nuevas fronteras energéticas y Bolivia

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Gary Medrano, director de la ANH "Vinimos a Paraguay a aportar con nuestros conocimientos en materia de regulación y fiscalización".

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petróleo & GAS

┣ El Congreso Bolivia Gas

& Energía se realiza por este 17 y 18 de agosto en Santa Cruz de la Sierra. Se tendrán tres paneles de discusión además de la plenaria. La Expo Gas & Energía se fortalece.

TEXTO: lizzett vargas

as nuevas fronteras energéticas que atravesará este sector y los desafíos que deberá asumir Bolivia en este contexto serán analizadas en el noveno Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía que se realizará el 17 y 18 de agosto en el Hotel Los Tajibos en Santa Cruz de la Sierra. La caída del precio de los hidrocarburos, las decisiones globales respecto al cambio climático y la crisis económica mundial, entre otros, están impulsando a una transición energética hacia fuentes menos contaminantes y sostenibles. Estos aspectos marcan el futuro del suministro, pero existen retos en los ámbitos económico, social y ambiental que deben ser resueltos. Entre tanto Bolivia se plantea el desafío de convertirse en el centro energético de la región lo cual marca la agenda del desarrollo sectorial en medio de un cambiante escenario energético en el Cono Sur donde cada país también tiene sus propias decisiones y políticas. Todo este panorama será expuesto y analizado de cerca por especialistas. El Congreso es la oportunidad para ello con la presencia de conferencistas internacionales, autoridades nacionales y líderes empresariales del ámbito público y privado. En este sentido, Javier Díaz, director de la Consultoría y Análisis de Platts presentará la “Reconfiguración del mercado petrolero mundial y regional“, seguido de Sylvie D´Apote, socia directora de PRYSMA E&T Consultores quien hablara sobre: El impacto del petróleo sobre el mercado global y regional de gas natural y GNL. Los hidrocarburos no convencionales también integran la lista de este programa con el tema “Gas y petróleo de esquisto ¿Cómo hacen los frackers para sobrevivir los bajos precios?“, es la interrogante que será debatida por Scott Stewart, gerente para América Latina de Drillinginfo USA. El nuevo horizonte del mercado de gas - precios, desarrollo de Vaca Muerta, GNL, Chile y Bolivia, será analizado por Raúl Gar-

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evento. es organizado por la cámara Boliviana de hidrocarburos y energía

Nuevas fronteras y desafíos energéticos a debate en cita de CBHE Fotos: Archivo/RE

En cada versión del Congreso se realiza una Feria especializada del rubro energético donde empresas nacionales e internacionales muestran las últimas innovaciones en servicios y productos.

Paneles

Tres paneles de análisis serán debatidos durante dos días reunidos para la cita anual de la comunidad energética regional y nacional: PANEL ARGENTINA. El nuevo hori-

cía, socio de R. García Consultores y Daniel Gerold, de G&G Energy Consultants, dos renombrados consultores y analistas argentinos. Los cambios en el mercado de gas y energía, el libre acceso a ductos y el rol de los comercializadores e importadores, será debatido por Edmar de Almeida, director de Investigación del Instituto de Economía de la Universidad Federal de Rio de Janeiro y Melissa Cristina Pinto Pires Mathias, experta en Regulación y Comercialización de la Agencia Nacional del Petróleo de Brasil. Esta última temática supone gran interés para Bolivia dado que estos países son nuestros mercados de gas natural y debido a que

zonte del mercado de gas - precios, desarrollo de Vaca Muerta, GNL, Chile y Bolivia PANEL BRASIL. Los cambios en el mercado de gas y energía, el libre

acceso a ductos y el rol de los comercializadores e importadores PANEL CAMINO A LA RESILIENCIA. Cambio Climático y Energía y el rol del gas natural al respecto.

está en proceso la negociación del contrato de compra-venta con Brasil para la provisión más allá de 2019. “El rol del gas natural en los acuerdos y compromisos de la COP21 sobre el Cambio Climático”, será analizado por Francisco Sucre, coordinador regional de la Práctica Global de Energía y Extractivos del Banco Mundial. Posteriormente se tendrá el Panel Camino a la Resiliencia: “Gestión y financiamiento de los riesgos climáticos y el nexo energía-agua y alimentos” a cargo de Didier Sire, director sectorial senior para Programas y Proyectos Especiales del Consejo Mundial de Energía y Ligia Castro, Directora Corporativa de Ambiente y Cam-

bio Climático de CAF – Banco de desarrollo de América Latina. Asimismo, se tendrá la conferencia “Proyectos y perspectivas de las energías renovables en la matriz energética mundial”, a cargo del renombrado científico Daniel Hugo Bouille, miembro del Panel Intergubernamental del Cambio Climático galardonado con el Premio Nobel de la Paz y Presidente de la Fundación Bariloche. El IX Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía se realizará con la presencia de 18 conferencistas de renombre internacional, la participación de las principales autoridades del sector energético boliviano y la comunidad energética en general. ▲

Dato

evento. Por noveno año consecutivo y con un programa nutrido de conferencistas de renombre internacional y con temáticas de coyuntura actual se desarrolla Bolivia Gas & Energía el congreso internacional que ubica a Bolivia en el mejor nivel de eventos de la región y que cada año reúne a la industria energética, con los actores locales e internacionales privados y estatales.

Más datos

CONFERENCISTAS. Serán 18 conferencias a cargo de expertos de España, Brasil, Canadá, Argentina, Estados Unidos y Bolivia quienes abordarán las temáticas del congreso en un programa diverso y especializado a la vez. Además de la participación de autoridades nacionales del sector energético y representantes de empresas relacionadas al tema.

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petróleo & gas

80 stands listos para la Feria Expo Energía

Estarán presentes 18 conferencistas de renombre internacional quienes hablarán sobre las perspectivas mundiales, nacionales y regionales del sector hidrocarburífero.

▶ Son 80 stands, dos mil visitantes exclusivos, empresas especializadas y proveedoras del sector petrolero y energético, empresas privadas y estatales de los rubros de construcción, electricidad, banca, seguros, entre otros forman parte de la novena cita comercial del sector. Además de empresas del rubro energético boliviano, estarán presentes compañías procedentes de China, Estados Unidos, Colombia, México, Argentina, Brasil y Perú. En la versión 2015, como cada año un jurado imparcial calificó los stands en tres categorías: Mejor diseño de stand, Mejor presentación de producto y Originalidad de stand. En la cita ferial habrá también amplia participación de empresas e instituciones estatales con la presencia de ENDE, YPFB, la ANH, el MHE, el Bocier y la Agencia Boliviana de Energía Nuclear. El congreso es organizado desde 2008 por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), y en esta nueva versión se busca repetir el éxito en las ocho primeras versiones. El congreso de dos jornadas y una veintena de conferencistas, alberga alrededor de 600 participantes entre ejecutivos, representantes de empresas de servicios, autoridades y prensa nacional e internacional.

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ESTRATEGIA. EL GOBERNADOR OLIVA Y EL SECRETARIO GÓMEZ INAUGURARON NUEVAS OFICINAS EN YACUIBA

Gobernación de Tarija refuerza política energética regional

TEXTO: Redacción Central

Gobernación del Departamento Autónomo de Tarija, ha lanzado su nueva estrategia energética desde el Chaco, a tiempo de inaugurar las flamantes oficinas de la Secretaría de Hidrocarburos y Energía en la ciudad de Yacuiba. El Gobernador Adrián Oliva, aprovechó la ocasión para anunciar que no solo instalan las oficinas de la mencionada Secretaría en la región de las mayores reservas y producción hidrocarburífera del país, si no que además y a iniciativa y propuesta del nuevo Secretario Boris Gómez Úzqueda y su persona, se construirá y pondrá en marcha un moderno centro de control y monitoreo de los recursos energéticos del departamento, con tecnología de última generación y se lo dotará de personal altamente calificado, para hacer segumiento y realizar una mejor fiscalización de los recursos que se generan en la región y que son para beneficio de todo el país. Oliva dijo que se va a constituir un Consejo Consultivo con profesionales destacados de Tarija y de todo el país, para que se conviertan en los asesores de la Secretaría de Hidrocabruros y de la Gobernación. Por otro lado, en una actitud conciliadora y propositiva, el gobernador lanzó una invitación a sus pares de Santa Cruz y Chuquisaca, para conformar un Comité Nacional de departamentos productores de hidrocarburos, en el que se establecerá una estrategia común, más allá de los temas puntuales entre departamentos, que aún no hubieran sido resueltos o se encuentren en proceso de aná-

Ejes

Fotos: SHE TJA

┣ Se estableció las oficinas de la Secretaría de Hidocarburos y Energía en el Chaco y se apunta a una nueva era en la gestión de la energía para el Departamento que cuenta con las mayores reservas y producción de gas del país.

COnsejo consultivo. Se está invitando a profesionales destacados de Tarija y de todo el país, para asesorar a la Secretaría de Hidrocarburos y Energía y la Gobernación en materia de hidrocarburos, electricidad y energías renovables consejo departamentos productores. El gobernador Adrián Oliva tomó la iniciativa de invitar a sus pares de Santa Cruz y Chuquisaca a formar un consejo nacional de departamentos productores, para crear un frente común. CENTRO DE MONITOREO. Se construirá en Yacuiba el centro de monitoreo de hidrocarburos y energía más moderno del país, para fiscalizar y contar con información de primera mano para la toma de decisiones. El gobernador del departamento autónomo de Tarija, Adrián Oliva, inaugura las instalacicones, junto al secretario de hidrocarburos Boris Gómez.

lisis. Por su lado, el secretario de hidrocarburos y energía del departamento, Boris Santos Gómez Uzqueda en contacto con Reporte Energía, manifestó que se da un paso histórico en el traslado de una secretaría departamental desde la capital a una región como el Chaco, desde dónde se hará una gestión eficiente y marcadamente diferente de lo que se ha hecho hasta hoy, poniéndo énfasis en la necesidad de generar una ley de hidrocarburos departamental, creando las condiciones para que Tarija despegue de una vez por

todas gracias a sus recursos naturales y generando proyectos que le permitan al departamento ser una locomotora, por los recursos que tiene y no un vagón de cola, como lo han dejado antes de que la nueva gestión asuma la conducción del departamento. Gómez, subrayó que se dará un giro trascendental en la gestión energética a través de una visión de desarrollo moderna, apostando por la tecnología y la innovación y sobre todo a devolverle al departamento su rol fundamental en materia energética en el país.▲

Modernas y equipadas oficinas son ahora la cara de la nueva Secretaría de Hidrocarburos.

Salas de capacitación y reuniones especializadas han sido dispuestas en los nuevos ambientes.

Se buscó contar con ambientes sobrios, pero acogedores y acordes al trabajo a desarrollar.

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PETRÓLEO & GAS

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Del 16 al 31 de Agosto de 2016

PRODUCCIÓN. ESTÁ POR ENCIMA DE LOS COMPROMISOS CONTRACTUALES Y DE MANERA ESTABLE

Planta Margarita opera al 100% de su capacidad

┣ Bolivia producirá en

septiembre de este año un promedio de 61,5 MMMCD de gas natural, incluyendo Incahuasi, para cubrir la demanda del mercado interno, así como los volúmenes requeridos por Argentina y Brasil.

TEXTO: REDACCIÓN CENTRAL

a Planta Margarita, operada por Repsol y que procesa toda la producción de gas de los Campos Margarita-Huacaya, en el Bloque Caipipendi, se encuentra sometida al máximo de su capacidad, para cubrir los compromisos de YPFB con el mercado interno y los mercados de exportación. La planta, tiene una capacidad de procesamiento superior a los 19 millones de metros cúbicos por día (MMMCD), aunque opera en la actualidad con un promedio de 18,8 MMMCD. Repsol opera la planta desde 2004 y ha realizado inversiones que alcanzaron a más de $us 1,500 millones en tres fases, para la ampliación de su capacidad de proceso, la primera en 2012 y la segunda en 2015 para incrementar la capacidad a un poco más de 19 MMMCD. El complejo fue diseñado por módulos y fue creciendo en capacidad de proceso, de acuerdo al Plan de Desarrollo del campo operado por la española, presentado el año 2010. Este plan se fue cumpliendo en función de la demanda, llegando a superar la misma en enero de 2015, al haberse ampliado los acuerdos de entrega, con lon que se alcanzó a producir 16,5 MMMCD, pasando a 18 MMMCD en febrero del mismo año, siendo que esa meta estaba prevista para un año después, es decir enero de 2016. Ya para el mes de noviembre de 2015, la planta llegó a procesar 19 MMMCD, esto ya dentro de los objetivos de la denominada "Fase II" del desarrollo del campo Margarita-Huacaya. Desde ese momento y por los meses siguientes, la planta ha ope-

Cifras

1,500 $us MM

INVERSIÓN. Es el monto invertido por Repsol y sus socios desde 2010 en el Bloque Caipipendi.

MMMCD PROCESO. Es la capacidad de procesamiento de gas natural de la Planta Margarita.

rado casi al tope de su capacidad, llegando inclusive a procesar 19 MMMCD en marzo de 2016. En los meses de marzo a junio de este año, se realizó una sinergia de procesamiento de hidrocarburos con la planta de Sábalo, operada por Petrobras, hasta dónde se envíó 1 MMMCD de Margarita, lo que permitió incrementar el volúmen entregado, de acuerdo a los compromisos establecidos contractualmente con YPFB, según indicaron técnicos de la empresa. MANTENIMIENTO Sin embargo, operar un complejo gasífero de esa magnitud y sometido a las más altas exigencias de producción, ocasiona ciertos desfases que deben ser corregidos de inmediato y en ocasiones paralizando parcialmente módulos de la planta, lo que obliga a bajar momentáneamente los volúmenes producidos para realizar los ajustes necesarios, efectuar el mantenimiento y limpieza para operar de manera óptima y retomar la capacidad de producción con la menor cantidad de horas perdidas y aplicando altos estándares de eficiencia. De acuerdo a los especialistas que operan la planta Margarita, nunca se ha paralizado totalmente la operación de la planta y solo se lo ha hecho de manera modular, para realizar los revampings o ampliaciones o para mantenimiento rutinario y/o de emergencia por diversas causas operativas, para los que la planta cuenta con sistemas

Planta Margarita, que procesa toda la producciónd el Bloque Caipipendi, alcanzando los 18,8 MMMCD.

Datos relevantes de la Planta Margarita

• El proyecto, en sus fases I y II, contempló la construcción de la nueva planta de procesamiento de gas (CPF), la construcción de líneas de recolección y evacuación, perforación y completación de pozos, con una inversión de $us 1.250 millones. • En la Fase I, se construyó el primer módulo de la planta con capacidad de procesamiento de 6 MM3D, entrando en operación el 1 de mayo de

2012, sumándose a la producción de la planta EPF, alcanzando 9MM3D. • En la Fase II se realizó el montaje del nuevo tren de procesamiento que está integrado por siete módulos fabricados en Italia, y se instaló el segundo reactor de mercurio. En este período se instaló un nuevo turbogenerador, que junto a los 3 instalados anteriormente permitieron garantizar la provisión

de energía a la planta, así como al campamento, las instalaciones asociadas, los nuevos pozos y el sistema de recolección. • En enero de 2015, tras la ampliación de los acuerdos de entrega, se llegó a 16,5MM3D y en febrero, a 18 MM3D, volumen que inicialmente estaba fijado para enero de 2016. • La producción total del Bloque, 18,8 MMMCD- se procesa en esta planta.

de alerta temprana. Por ejemplo durante los últimos meses, se ha debido paralizar algunos módulos para realizar ajustes en los procesos, debido a la alta demanda en marcha en ese momento, lo que, sin embargo, no ha afectado los volúmenes que se mantienen dentro de los marcos regulares de demanda del mercado, a través de los requerimientos realizados por YPFB.

que trabajan por turnos 24 horas al día, 7 días a la semana, los 365 días del año, lo que garantiza una operación segura en términos estrictamente técnicos y al mismo tiempo se constituye en una garantía para el mercado de destino de la producción, en este caso los volúmenes destinados a la exportación, la misma que según los ejecutivos de la petrolera "está totalmente garantizada".

PERSONAL CAPACITADO Una de las premisas de la española Repsol y sus socios en el proyecto, es garantizar la idoneidad de sus profesionales en la operación de este tipo de complejos, por lo tanto, se cuenta con personal altamente capacitado, como supervisores y profesionales calificados,

MERCADOS Con el ingreso de los volúmenes producidos por el campo Incahuasi-Aquio, operado por la francesa Total, de hasta 6,5 MMMCD en septiembre de 2016, Bolivia estará produciendo un volumen aproximado de 61,5 MMMCD de gas natural para sus mercados, tanto el

interno, como los de Argentina y Brasil. La demanda actual del mercado interno, según datos de YPFB, es de 13 MMMCD, en tanto que los contratos con Argentina en la modalidad delivery or pay, alcanzan a 19,9 MMMCD, debiendo elevarse a 20,3 para 2017, mientras que para el Brasil, el contrato establece un volumen de hasta 31,5 MMMCD, según datos oficiales. El presidente de YPFB Guillermo Achá, anunció durante el congreso organizado por la estatal, que se tiene prevista la inversión de $us 3,588 millones entre el 2016 y 2020, en exploración y desarrollo, para asegurar el cumplimiento de los compromisos y las variables de crecimiento de la demanda de sus mercados que tiende a crecer y a demandar mayores volúmenes. ▲

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petróleo & gas

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periodo. desde 2005 hasta 2015

Creció transporte de gas y construcción de ductos Fotos: Archivo / YPFB

Se construyeron 1.070 kms de nuevos ductos. Los volúmenes transportados al mercado interno se incrementaron de 3,8 a 10,2 MMmcd y en el mercado exportación de 11,9 a 29,0, MMmcd (el volumen pico se registró el 2013).

┣

TEXTO: Redacción Central

n la perspectiva de responder a la política nacional de cambio de matriz energética, en el periodo de la Nacionalización de los Hidrocarburos, se construyeron aproximadamente 1.070 kilómetros de nuevos ductos (gasoductos y oleoductos) en respuesta a los requerimientos del mercado interno y de exportación, según una nota de prensa de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). En esa línea, YPFB Transporte, que forma parte de YPFB Corporación, fortaleció su liderazgo nacional y regional como empresa de transporte de hidrocarburos a través de la operación de la red de gasoductos y oleoductos localizados en siete departamentos del país, con una extensión actual de 6.925 kilómetros que cruza más de 850 comunidades y alcaldías. Resultado de dichas expansiones, durante el período 20052015 se incrementó la capacidad de transporte de gas natural para los mercados interno y de exportación. Los volúmenes transportados al mercado interno se incrementaron de 3,8 a 10,2 millones de metros cúbicos día (MMmcd) y en el mercado exportación de aproximadamente 11,9 a 29,0, MMmcd (el volumen pico se registró el 2013). Evaluando los resultados de los diez años de la Nacionalización de los Hidrocarburos, se concluye que desde la gestión 2006 hasta el 2015, se incrementó tanto en el mercado interno como en el de exportación, el transporte de gas natural en 142% y de hidrocarburos líquidos en 20%. En el periodo mencionado se ejecutaron inversiones acumula-

En los 10 años de Nacionalización el Gasoducto de Integración Juana Azurduy fue uno de los proyectos de exportación de gas natural más importantes construidos.

Datos

suba. Desde la gestión 2006 hasta el 2015, se incrementó tanto en el mercado interno como en el de exportación, el transporte de gas natural en 142% y de hidrocarburos líquidos en 20%. recursos. En el periodo mencionado se ejecutaron inversiones acumuladas en el orden de los $us 883,3 millones, lo que significa un incremento del 170 por ciento comparado con las inversiones ejecutadas en el periodo 1997 – 2005.

das en el orden de los $us 883,3 millones, lo que significa un incremento de aproximadamente el 170% comparado con las inversiones ejecutadas en el período 1997 – 2005. Esos recursos permitieron ampliar la red de ductos e incrementar la capacidad de transporte tanto en el mercado interno (MI), como en el de exportación (ME): ampliación del Gasoducto al Gasoducto al Altiplano (GAA 89,1 MMpcd), Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC 120 MMpcd), Ampliación Gasoducto Villa Montes Tarija (GVT 64 MMpcd), Gasoducto Integración Juana Azurduy (GIJA 848 MMpcd), Expansión Líquidos

El gasoducto Colpa Warnes atiende la creciente demanda de energético del Norte Integrado del Departamento de Santa Cruz.

Sur Asociado al GIJA (nuevos loops en oleoductos del Sur hasta 59.100 BPD). Por otro lado la posición financiera lograda en la Nacionalización de los Hidrocarburos, resultado de su gestión operativa y administrativa, permitió a YPFB Transporte obtener la máxima calificación financiera del país “AAA”, para su programa de emisión de bonos registrado en la Bolsa Boliviana de Valores. Durante este tiempo se mantuvieron las certificaciones ISO 9001:2008 (gestión de calidad),

Gasoductos construidos (2006 - 2015)

Nombre del ducto/proyecto Gasoducto carrasco Cochabamba (GCC) Gasoducto Villa Montes Tarija (GVT) Gasoducto Al Altiplano (GAA) Gasoducto Sucre-Tarabuco (GST) Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) Gasoducto Colpa-Warnes (GCW) Expansión Líquidos Sur (OCY y OCSZ) TOTAL

Km construidos 250,49 142,95 310,91 18,01 12,97 13,88 321,46 1.070,68 Fuente: YPFB Transporte

14001:2004 (gestión de medio ambiente); y OHSAS 18001:2007 (gestión de seguridad y salud ocu-

pacional). Además, es la primera empresa en certificar la normativa de Gestión Vehicular NB 512004. ▲

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petróleo & gas

Del 16 al 31 de Agosto de 2016

Raúl Velásquez

opinión

Analista en Hidrocarburos Fundación Jubileo

'Incentivos deben ser financiados con ganancias de YPFB' El autor propone utilizar la participación de la estatal petrolera en las ganancias de los contratos de operación suscritos el 2006, ingresos que hasta la fecha no fueron normados en cuanto a su destino.

Foto: Archivo / YPFB

educción de precios, declinación de campos y rezagos en la exploración describen un nuevo contexto hidrocarburífero en Bolivia, lo que pone en riesgo la sostenibilidad económica de planes y proyectos del Gobierno Central, pero también de gestiones departamentales y municipales. Hace más de una década, un tercio de los ingresos fiscales se apoyó en la actividad petrolera, la que ha empezado a dejar atrás un ciclo de precios internacionales extraordinarios. En el futuro inmediato, se aproxima la conclusión del contrato de venta de gas natural a Brasil y una renegociación en condiciones más complejas. Resulta cada vez más evidente la preocupación existente sobre la gestión del sector hidrocarburos por parte de los diferentes niveles de gobierno, en los beneficiarios de la renta petrolera y en la población en general que, dicho sea de paso, es la verdadera dueña de los recursos hidrocarburíferos, conforme está establecido en la Constitución. Estas preocupaciones son plenamente justificables. El sector se enfrenta por casi ya dos años a un contexto internacional de precios del petróleo notoriamente inferiores a los registrados en el periodo 2005–2014, aspecto que ha repercutido en el precio de exportación del gas natural boliviano a los mercados de Brasil y Argentina; lo que implica menores ingresos fiscales por regalías e impuestos que paga el sector hidrocarburos. Si bien la mayor parte de los países productores de hidrocarburos en el mundo ha optado por incrementar los volúmenes producidos, a fin de compensar en cierta

El país actualmente confronta dificultades para enviar gas natural a Argentina en los volúmenes comprometidas en la Adenda al contrato.

"Resulta cada vez más evidente la preocupación sobre la gestión del sector hidrocarburos por diferentes niveles de gobierno, en los beneficiarios de la renta petrolera y en la población en general" medida la caída en los precios, éste no ha sido el caso en Bolivia. En el transcurso de la presente gestión

se ha ido haciendo cada vez más evidente que los megacampos (Sábalo, San Alberto y Margarita– Huacaya) no pueden aportar mayores volúmenes de producción. En el caso particular de San Alberto ya se registra un importante descenso en su producción marcando el inicio de su fase de declinación. En el caso de Sábalo y Margarita existen indicios que, de acuerdo a información de la Secretaría de Hidrocarburos y Energía de Tarija, mostrarían una sobreexplotación que eventualmente podría poner en riesgo estos campos. Otro de los frentes de preocupación surge porque en tres años (2019) termina el contrato de compra–venta de gas natural que ha suscrito Bolivia con Brasil, y si bien ya se ha manifestado el deseo del país vecino para renegociar

"El problema de fondo es la falta de exploración en los últimos 10 años. Esta actividad es riesgosa no solo por las inversiones que demanda, sino por la alta probabilidad de fracaso que existe" un nuevo contrato y las primeras reuniones para ese propósito ya se han realizado, existe el requeri-

miento de contar con una certificación de reservas de gas natural boliviano que den seguridad al país comprador sobre el plazo que tendría el nuevo contrato. El problema de fondo detrás de las problemáticas citadas es sin duda la falta de exploración durante los últimos 10 años. Es importante hacer conciencia de que dicha actividad por una parte es riesgosa no solo por la cantidad de inversiones que demanda, sino por la alta probabilidad de fracaso que puede existir; por otra parte requiere de tiempo para encontrar hidrocarburos y desarrollar las facilidades que permitan su extracción e inicio de producción, en promedio se precisan de 5 a 7 años en un proyecto completamente nuevo. En este sentido el Gobierno nacional ha promulgado la Ley Nº 767 de incentivos para el sector hidrocarburos, la cual se centra exclusivamente en la variable precio para promover una mayor producción en los campos que actualmente están siendo explotados, así como hacer más atractivos los proyectos exploratorios. Esta misma norma establece que el mecanismo para financiar el precio incremental sería un Fondo de Incentivos a ser financiado con recursos del Impuesto Directo a los Hidrocarburos, aspecto que ha desatado razonables críticas por parte de los beneficiarios de este impuesto, porque el mismo no fue diseñado para tal propósito y perjudica los ingresos públicos que reciben alcaldías, gobernaciones y universidades. Desde el punto de vista de Fundación Jubileo, el mecanismo para el financiamiento de este tipo de medidas debió haber provenido de otro tipo de fuentes, como

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Del 16 al 31 de Agosto de 2016

"Si bien es destacable que exista la voluntad política para crear incentivos que promuevan la exploración, con miras de generar mayor sostenibilidad a largo plazo en el sector hidrocarburos"

YPFB ha firmado convenios con diferentes empresas para la evaluación de áreas con potencial hidrocarburífero, entre ellas con la rusa Gazprom.

deberá establecer roles claros para el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH) y Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) con el propósito de ordenar la duplicidad de responsabilidades que se tiene en la actualidad para algunas actividades, así como clarificar ciertas funciones como la fiscalización de toda la cadena del sector hidrocarburos. Asimismo, se debe asegurar la institucionalidad

del personal técnico que trabaja en estas instituciones. c) Gestión de mercados. Se debe agilizar la gestión de nuevos mercados para el gas natural y gas licuado de petróleo (GLP), de preferencia bajo contratos a largo plazo, como los ya suscritos con Brasil y Argentina, a fin de mejorar escenarios de proyección financiera y económica para nuevos proyectos de exploración. d) Contratos de exploración y explotación. Se sugiere que la nueva Ley de Hidrocar-

Foto: Archivo / YPFB

por ejemplo la participación que tiene YPFB en las ganancias de los contratos de operación suscritos el año 2006, ingreso que hasta la fecha no ha sido normado en su uso y destino, y menos aún transparentado con la claridad suficiente a la población boliviana. Si bien es destacable que exista la voluntad política para crear incentivos que promuevan la exploración, con miras de generar mayor sostenibilidad a largo plazo en el sector hidrocarburos, estos mecanismos deben considerar de manera más amplia otras variables como: a) Seguridad jurídica a ser generada mediante una nueva Ley de Hidrocarburos, que sintetice la normativa dispersa que ha sido generada desde el año 2009, luego de la aprobación de la nueva Constitución, y que permita a los posibles inversores nacionales y extranjeros contar con escenarios seguros a largo plazo para el desarrollo de actividades que también tienen ese escenario de tiempo. Adicionalmente, esta norma deberá generar algún tipo de certidumbre ante la inquietud de posibles nacionalizaciones en el futuro. b) Roles institucionales claros. La nueva ley para el sector

buros incorpore criterios para la selección de empresas con las que se asocia YPFB, asegurando capacidades técnicas, económicas y ambientales. Es recomendable incorporar en los contratos criterios como: i) obligatoriedad de reposición de reservas, ii) programas de contenido local, y iii) estabilidad tributaria. Finalmente, resulta muy importante que estos criterios sean debatidos con los actores involucrados en la gestión de los recursos hidrocarburíferos, como son

el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, YPFB, ANH, EBIH, empresas petroleras, sociedad civil, pueblos indígenas, gobernaciones, municipios, universidades. Uno de los escenarios más propicios para este debate debería ser el pacto fiscal, mandato de la reforma constitucional y presente en la Ley Marco de Autonomías. Este pacto debería dejar de lado intereses partidarios y sectoriales, para permitir la concertación de políticas de desarrollo sostenibles a largo plazo. ▲

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OBJETIVO. Aumentar factor de recobro en campos petroleros

YPFB Chaco aplicará recuperación terciaria en campo Patujusal

┣ La compañía subsidiaria

de YPFB Corporación pretende desarrollar proyectos en campos maduros con reservas remanentes mediante la inyección de nutrientes, lo que permite incrementar la producción de crudo.

33 %

tecnología. Es el incremento de la producción de crudo con el uso de recuperación terciaria.

300 BPD

TEXTO: franco garcía S.

l campo Patujusal es el principal candidato para la implementación de la tecnología de recuperación terciaria, el cual se aplicará por primera vez en Bolivia, afirmó Luis Carlos Sánchez, gerente de operaciones de YPFB Chaco. De este modo con la implementación de esta tecnología de recuperación terciaria se podría obtener un 10% más del OOIP (petróleo original en el sitio) con un efecto incremental en la producción de alrededor de 33% o alrededor de 90 BPD (barriles por día) adicionales, generando indicadores económicos alentadores, explicó Sánchez en una publicación de la estatal petrolera. La utilización de este método de recobro de producción forma parte de las estrategias corporativas para desarrollar proyectos en campos maduros con reservas remanentes importantes en arenas que se hayan atravesado y que en su momento no se tomaron en cuenta. “Se trata de la visualización de nuevas oportunidades exploratorias aprovechando la infraestructura existente y la aplicación de tecnologías de muy bajo costo para revertir la declinación de estos campos”, detalló Sánchez. En Bolivia se estudiaron varios campos candidatos en búsqueda de condiciones requeridas para la implementación de esta tecnología incluyendo análisis del agua de inyección, agua de formación, es-

Cifras

La mayor parte de los campos que opera YPFB Chaco está en declinación de producción.

volumen. Es la producción actual de petróleo del campo Patujusal de la formación Petaca.

De todos los campos en los que se podría aplicar esta tecnologí

tructura geológica del reservorio, proyectos de recuperación secundaria implementador vía inyección de agua y otras más. En este sentido se concluyó que el mejor candidato a evaluar sería el campo Patujusal, operado por YPFB Chaco y ubicado en el departamento de Santa Cruz en la provincia Sara. Patujusal inició operaciones el año 1993 con más de 2000 BPD de producción de crudo y tiene una estructura tipo anticlinal de dirección E-W cerrado por una falla normal en la parte Norte de la estructura. El campo produce de la formación Petaca cuyo reservorio consta de 5.5 kilómetros de largo y 2.5 de ancho. Las propiedades petrofísicas varían entre 22 a 28 por ciento en porosidad y entre 130 a 1400 md de permeabilidad, convirtiéndolo en un excelente candidato para la recuperación terciaria, se indica. La sedimentación de las arenas productoras es de carácter fluvial, por lo cual se cuenta con distribuciones de canal y barras de arena existiendo calcita y arcilla dispersa dentro de los cuerpos arenosos. La producción actual del campo Patujusal de la formación Petaca es de 300 BPD (barriles de petróleo por día), 4.480 BPD de agua de la cual se reinyecta al reservorio

alrededor de 2.500 BPD para la implementación del sistema de recuperación secundaria mediante inyección de agua. En este sentido se indicó que la producción de gas está sobre los 400 Mscfd (millones de pies cúbicos estándar por día), mientras que la producción acumulada de crudo para la formación petaca del campo Patujusal es de alrededor de 9 MMBBL (millones de barriles). En términos de reservas las mismas fueron estimadas mediante el método de declinación debido a la alta certidumbre que existe por los años de producción desde 1993 y a la declinación normal del campo al ser este maduro. La cuantificación realizada a diciembre del 2015 muestra una reserva remanente de 1 MMBBL. La implementación del servicio se estima realizarla por dos años tiempo en el cual se obtendría beneficios económicos e incremento de la producción, en el campo Patujusal mediante un sistema de recuperación mejorada que será introducido por primera vez en Bolivia. Acerca de la tecnología La extracción mejorada biológica es una tecnología cuyo principio es la inyección continua de nutrientes inorgánicos para estimular las bacterias en el reservorio, lo cual es una ventaja ya que

las bacterias propias del reservorio están acostumbradas a las condiciones del mismo, a diferencia de organismos externos producidos en laboratorio, generando un mayor impacto en el reservorio. La tecnología está entre los métodos de recuperación terciaria disponibles de muy bajo costo y requiere cambios mínimos en las facilidades de inyección. Las ventajas más importantes del método son: reducir la tasa de declinación, habilitando ganancias significativas en términos de reservas, aumento de la producción de

Actividades en campos maduros

• Desarrollo de actividades con inversiones considerables • Altos costos operativos • Certidumbre de la existencia de reservas remanentes • Existencia de facilidades para la comer-

crudo, bajo capital de inversión, bajos costos operativos y respuesta rápida del reservorio. Esta tecnología fue aplicada en varios países, en campos de Norte y Sur América como por ejemplo en Alberta – Canadá donde se realizó una inyección continua de nutrientes logrando minimizar una tasa de declinación de más del 30% por año a incrementar su producción en alrededor de 100 BOPD (barriles de petróleo por día) adicionales. ▲

cialización de los hidrocarburos • Mitigación de los bajos ingresos de las empresas del sector producto de los bajos precios del petróleo con el incremento en la producción en algunos campos.

Beneficios

• Ahorro en los costos operativos del campo producto de la eliminación de biocidas en el tratamiento del agua. • Recuperación mejorada de petróleo mediante un proceso biológico determinado. • Reducción de la tensión superficial, mediante la adición de pequeñas concentraciones de nutrientes y vitaminas

y así mejorar el proceso de inyección y barrido de agua para liberar el petróleo residual o entrampado. • Aumento de la tasa de producción en los pozos al norte de la estructura disminuyendo la declinación en un 60 por ciento. La inyección de los nutrientes se realizará en los pozos PTJ – 3D, PTJ – 6H y PTJ 10H.

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ía de recobro de producción, Patujusal es el que presenta las mejores condiciones.

Fotos: Archivo / Gobierno Autónomo Dptal de Santa Cruz

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¿Cuándo se utiliza este método?

La recuperación terciaria se aplica después de haber agotado el método de recobro secundario de producción.

▶ Según YPFB Chaco la implementación de actividades en los campos maduros está orientada en el uso de tecnologías de recuperación terciaria, las mismas que pueden extender la vida de producción y económica de dichos campos, los cuales han pasado por la etapa de recuperación secundaria mediante inyección de aguas, estas tecnologías EOR (Enhanced Oil Recovery) abren la posibilidad de incrementar factores

de recuperación y volúmenes de producción en campos maduros bolivianos. Posterior a una etapa de recuperación secundaria donde se ha inyectado agua, gas o una combinación de ambos, las tecnologías de recuperación terciaria tradicionales como ser métodos térmicos, inyección de CO2, inyección de químicos, entre otros, requieren cambios significativos en la infraestructura del campo y

normalmente conllevan altos costos operativos (Opex) que pueden llegar en algunos casos hasta los 50 dólares por barril incremental de petróleo producido. Sin embargo la implementación de técnicas de EOR, técnicas de recuperación mejorada, evolucionó durante los últimos años en lo referente a la tecnología de inyección de nutrientes que permite entre otros beneficios poder incrementar la producción de crudo.

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beneficios. Planta de Propileno y Polipropileno generará 4 mil fuentes laborales

Foto: Archivo / YPFB

Poliolefinas, nuevo dinamizador de la economía nacional

La Planta de Separación de Líquidos “Carlos Villegas” ubicada a

El 1 de mayo el presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales anunció el lanzamiento de la licitación internacional para la construcción de las plantas de Propileno y Polipropileno.

┣ El proyecto impulsado

por YPFB permitirá industrializar el gas natural vía transformación química del propano contenido en el Gas Licuado del Petróleo (GLP). También abastecerá el mercado interno de polipropileno.

TEXTO: franco garcía S.

l proyecto petroquímico de producción de resinas plásticas de polipropileno posibilitará la diversificación de la matriz productiva del sector manufacturero en Bolivia generando pequeñas, medianas y grandes empresas de transformación de plástico, con lo que se dará un fuerte impulso a la economía. Esta aseveración corresponde a Luciano Montellano, director de Proyecto Plantas Propileno – Polipropileno de YPFB Corporación, quién calificó a la industrialización de los hidrocarburos como puntal

Ficha técnica

Proyecto: Plantas de Propileno y Polipropileno Inversión estimada: $us 1.800 MM Inicio de construcción: Segundo semestre 2017 Puesta en marcha: último trimestre 2021 Ubicación: Localidad Palmar Chico, municipio Yacuiba, Tarija Producto: Polipropileno Homopolímero Capacidad de Producción: 250.000 TM/año de Polipropileno Consumo de Materia Prima: 1.489 TM/día de GLP Mercados Objetivo: Brasil, Argentina, Perú y Bolivia. China (extramar) Proyectos complementarios: Acueducto Villa Montes-Yacuiba, camino de acceso y ramal ferroviario

en la economía por el valor agregado que genera y que permite obtener mayores recursos y creación de empleo. El proyecto petroquímico de poliolefinas desarrollado por YPFB Corporación tiene como objetivo la construcción de las plantas de Propileno y Propileno. Las poliolefinas engloban los tipos de plásticos que incluyen el polietileno – polietileno de baja densidad, el polietileno lineal de baja densidad, y el polietileno de alta densidad y el propileno. Según Montellano el proyecto permitirá industrializar el gas na-

tural vía transformación química del propano contenido en el Gas Licuado del Petróleo (GLP). También abastecerá el mercado interno de polipropileno, se eliminará la importación de este producto, se generará ingresos de mayores divisas para el país con su exportación y se estimulará la inversión pública y privada en emprendimientos industriales que utilizan el plástico como materia prima. Además se mejorará las condiciones de costos de operación en la industria nacional de los plásticos haciéndola más competitiva

en el entorno regional. De acuerdo a YPFB en la fase de construcción de la Planta de Propileno y Polipropileno se generará alrededor de 4 mil fuentes de trabajo directo: 150 directas en la fase de operación / comercialización y 10 mil indirectas por efecto multiplicador en la industria. El polipropileno es uno de los polímeros más versátiles y de más bajo costo en la industria. Sus aplicaciones varían desde productos de “mercancías” de películas utilizados en el embalaje de alimentos para refrigerios hasta elementos de mayor valor como aparatos de uso doméstico, productos electrónicos y partes automotrices. Una mayor parte del polipropileno (PP) se consume para la fabricación de “productos durables” que hacen referencia a productos con un ciclo de vida que superan los tres años. El polipropileno es un plástico empleado en innumerables procesos de producción industrial, como ser: envases en general, envases de alimentos, botellas, la industria de los empaques en general, envoltu-

ras de medicamentos, cosméticos, juguetes, material médico, material de escritorio, bolsas, fibras, fibras trenzadas para sogas, canastas o muebles, muebles plásticos, entre otros. La inversión en este proyecto petroquímico es inédita, puesto que será la mayor realizada en toda la historia de Bolivia. A su vez la Planta tendrá una capacidad de proceso de 906 toneladas métricas día (TMD) de propano y una capacidad de producción de 250 mil toneladas métricas año (TMA) de polipropileno. Entre el 10 y 20% del producto (polipropileno homopolímero) se destinará al mercado interno y entre el 80 y 90% a países como Brasil, Argentina, Perú y China. Convocatoria internacional Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) lanzó la convocatoria pública internacional para contratar a una empresa especializada en la industria petroquímica con la finalidad de realizar los estudios de ingeniería básica de la Planta de Propileno y Polipropileno. El inicio de la construcción de este complejo está programada para el segundo semestre de 2017 y la puesta en marcha para el último trimestre de 2021. ▲

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al Sur del país proveerá el propano al complejo petroquímico para la obtención de propileno.

Foto: comunicacion.gob.bo

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Utilizarán la tecnología DHP para propileno ▶ La Planta de Separación de Líquidos “Carlos Villegas” proveerá el propano al complejo petroquímico para la obtención de propileno. La tecnología que se utilizará para la Planta de Propileno es la deshidrogenización de propano conocida como DHP. Esta tecnología es utilizada para producir propileno grado polímero con alto rendimiento de conversión de propano en propileno en presencia de un catalizador a altas temperaturas (craqueo catalítico), según YPFB. La reacción es reversible, endotérmica y acompañada por una expansión de volumen, por lo tanto altas temperaturas y baja presión son requeridas para completar la reacción, se explica. El propileno alimentará a la Planta de Polipropileno en la cual será polimerizada para convertirse en polipropileno mediante el uso de catalizadores dentro de un reactor con un tiempo de residencia y temperatura con el fin de asegurar el control de la morfología del polímero mediante la adopción de

condiciones suaves durante la primera etapa de polimerización. La capacidad de la Planta de Polipropileno será de 250 mil toneladas año (base homopolímero). Actualmente, el proyecto adquirió la licencia de tecnología de las empresas UOP (USA) y LyondellBasell (Italia) con las tecnologías Olefex y Sheripol respectivamente. El 1 de mayo el presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales, en un acto público en Tarija anunció el lanzamiento de la licitación internacional para la construcción de las plantas de Propileno y Polipropileno mediante la metodología FEED-EPC convertible. Se estima un consumo de propano de 523.5 mil toneladas métricas por año (MTMA) y una producción anual de 250 mil toneladas métricas de polipropileno. En cuanto al licenciamiento ambiental se tiene un avance significativo con el EEIA y se cuenta con la clasificación por parte del municipio de Yacuiba.

Petróleo & GAs

El Gobierno Nacional destaca las actividades y el potencial hidrocarburífero de la provincia Gran Chaco de Tarija. En el 2015 la producción de esta región alcanzó los 45.81 MMmcd de gas, un 75% de lo obtenido en todo el país.

┣

TEXTO: Edén García S

esde su puesta en marcha el mes de septiembre de 2015 hasta junio del 2016, la Planta Separadora de Líquidos Gran Chaco, también conocida como Carlos Villegas, exportó un total de 49.129 toneladas métricas (TM) de GLP (gas licuado de petróleo), según una separata institucional del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH). Durante el periodo referido, la producción total de GLP de la planta fue de más de 114.768 TM, siendo la asignación al mercado interno más de 70.361 TM. Por otro lado, la producción promedio de gasolina liviana, en el mismo periodo, fue de 1.262 barriles por día (BPD), mientras que la de isopentano fue de más de 498 BPD. Gran Chaco se encuentra ubicada en el municipio de Yacuiba, provincia Gran Chaco del departamento de Tarija. Su capacidad de procesamiento es de 32 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas natural. Tiene como objetivo procesar la corriente de gas natural exportado a Argentina para la obtención de GLP, gasolina, isopentano y etano. Asimismo, se busca acabar con la importación de GLP, producir gasolina y disminuir la subvención estatal de insumos y aditivos. También alimentará el polo petroquímico que se construirá en esta región, proporcionando el GLP necesario para su industrialización en la planta Propileno y Polipropileno. Potencial del Chaco Otras actividades hidrocarburíferas que se desarrollan en esta provincia, según la publicación institucional, están relacionadas con los planes exploratorios que YPFB ejecutará en los próximos años. “El gobierno nacional a través del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, lleva adelante un plan de exploración en el Chaco tarijeño, tomando en cuenta que la región tiene un gran potencial hi-

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operación. desde su puesta en marcha en septiembre del 2015

Planta de Gran Chaco exportó 49.129 toneladas métricas de GLP

Datos

Producción. La producción total de GLP de la planta de Gran Chaco desde su puesta en marcha fue de 114.768 TM, de los cuales 70.361 TM se destinó al mercado interno. Capacidad. La capacidad de procesamiento gas natural de esta planta es de 32 MMmcd. Gasolina. Gran Chaco también produjo gasolina liviana con un promedio de 1.262 barriles por día (BPD). Exploración. YPFB ejecutará actividades exploratorias en la provincia Gran Chaco, donde se considera que existe una reserva de 9.53 TCF de gas.

Foto: Archivo/RE

Este complejo tiene una capacidad de procesamiento de 32 MMmcd de gas y produce GLP, gasolina liviana, isopentano y etano.

drocarburífero”, señala el texto. Se han identificado varios proyectos exploratorios, los que en total tendrían recursos naturales calculados en 9.53 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) de gas natural. El año 2015, la producción hidrocarburífera fue de 45.81 millones de metros cúbicos día (MMmcd) en esta región, lo que representa un incremento de casi el doble respecto al año 2006 cuando se registró una producción de 23.65 MMmcd. Transporte En transporte de hidrocarburos, el Gobierno Nacional destaca

las obras realizadas entre el 2006 y 2015 en esta región. Entre las más importante detalla la construcción del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) en sus dos fases. La primera fase consistió en la construcción de un gasoducto de 12.7 Km x 32 pulgadas que permite transportar hasta 13 mmmcd (sin compresión) para las entregas de los volúmenes contractuales requeridos por el mercado argentino. Mientras que en la segunda fase se construyó una estación de compresión y la implementación de cuatro unidades de turbocompresión, cada una de 11 MMmcd, incrementando de esta manera

la capacidad de transporte de gas natural de 13 MMmcd a 32.9 MMmcd. De este capacidad del GIJA, 27.7 MMmcd estarán destinados a sostener los volúmenes enviados al mercado argentino y 5.2 MMmcd para la planta de Separación de Líquidos Gran Chaco. En líquidos con la ejecución del proyecto Expansión Líquidos Sur Asociado al GIJA, se incrementó la capacidad de transporte del sistema Sur de 49.800 BPD (barriles por día) a 59.100 BPD, con la construcción de varios loops entre Villamontes y Abapó e instalaciones de nuevas unidades de bombeo en las estaciones Tigüipa y Chorety. ▲

Potencial Gran Chaco

Campo / Área Potencial (TCF) Caigua Profundo 0,11 Aguaragüe Centro 0,59 Iñiguazu 0,93 La Vertiente 0,33 Astillero 1,08 San Telmo 3,26 Sábalo 0,25 Sunchal 0,40 Margarita 0,58 Margarita 0,27 Sanandita 0,28 Villamontes 0,65 Sipotindi 0,81 TOTAL 9,53

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petróleo & gas

┣ América del Sur ofrece

el destino más rentable para las exportaciones de EEUU en comparación con Europa, Oriente Medio y Asia. Los precios internos del gas de Argentina han aumentado hasta en un 500% este año.

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balance. Altos precios regionales

Sudamérica tiene un pape el mercado del GNL estad

TEXTO: lizzett vargas

3.42

GNL EEUU exportación en volumen y precio

($/MMBtu)

(Bcf)

$us/MMBtu precio. El costo promedio de lo que paga Sudamérica por GNL estadounidense.

2.69

$us/MMBtu valor. Con ese precio EEUU le vende GNL a Asia, menos el costo de envio.

Volumen

4.0

FOB (precio)

3.5

3.0

2.5

Sudamérica

Europa

Oriente Medio

Asia

2.0 Fuente: Platts

Foto: Archivo / Reporte Energía

os altos precios del gas en la región, especialmente los de Argentina, están atrayendo a las exportaciones estadounidenses de Gas Natural Licuado (GNL) producido en ese país, en lo que va de este año más del 70% de las cargas de este combustible tienen como destino Sudamérica, según los nuevos datos recopilados por Platts Analytics. El precio promedio (FOB) de las mercancías enviadas a América del Sur hasta mayo fue de $us 3.42 / MMBtu, según muestra los datos del Departamento de Energía. A ese precio, América del Sur ha ofrecido el destino más rentable para las exportaciones de EEUU en comparación con Europa, Oriente Medio y Asia, donde los volúmenes de los Estados Unidos, menos el costo de envío, tienen un precio promedio de $us 3.00, $us 2.87 y $us 2.69 / MMBtu, respectivamente. Estados Unidos tiene previsto poner en marcha una capacidad de exportación de GNL de 42,9 millones de toneladas anuales en los próximos tres años, con un 52% destinado para empresas de servicios públicos y compañías nacionales de petróleo y gas en Japón, Corea del Sur, India, Taiwán y Singapur, según un análisis de Bloomberg New Energy Finance. Una reciente expansión del Canal de Panamá que permite la apertura de las esclusas para el paso de enormes buques petroleros que transportan el combustible impulsaría los primeros cargamentos con destino a Asia, se lee en el informe. Estados Unidos surge como uno de los mayores proveedores del combustible destinado a las centrales eléctricas y a la producción de calor en el mundo, mientras sus perforadoras de gas no convencional buscan deshacerse de los excedentes de gas del país. Cinco terminales de exportación están en construcción en el país y se suman a más de veinte proyectos en estudio. Aunque los proveedores se han concentrado en Asia como el mercado

Cifras

principal de los cargamentos de Estados Unidos, los embarques hasta la fecha se han enviado con mayor frecuencia a vecina Sudamérica, coincide el informe con la consultora Platts. Situación en Argentina Bajo el gobierno conservador recientemente elegido de Mauricio Macri, los precios internos del gas de Argentina han aumentado hasta en un 500% este año. Recientemente el gobierno de Argentina se comprometió a mantener los precios del gas natural en medio de una revuelta de los consumidores sobre los aumentos de hasta el 1000% en sus facturas de servicios públicos. La administración de Macri espera que los precios en boca de pozo más altos reactiven la producción en los campos de mayor edad y estimulen la nueva producción, especialmente en la cuenca del Vaca, estos contienen grandes volúmenes sin explotar que permanecen bloqueados en los depósitos de esquisto y gas apretado. La producción de gas argentino cayó a un mínimo en 2014 a 4 millones de pies cúbicos / día, una disminución del 20% de la producción récord que alcanzó 5 millones de pies cúbicos / día en 2004. brasil En marzo y abril, la primera y segunda carga de Estados Unidos que llegó a América del Sur

De la capacidad de exportación de Estados Unidos programada para estar disponible hacia el 2019, cerca de un tercio aún no ha sido contratada

se realizó en Brasil, impulsando las expectativas de que el mayor mercado consumidor de América del Sur podría convertirse en un comprador confiable de GNL. Brasil se presenta como el país que experimenta un mercado de gas más débil en casi cuatro años. CAPACIDAD DE EEUU De la capacidad de exportación de Estados Unidos programada para estar disponible hacia el 2019, cerca de un tercio aún no

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ha sido contratada o se mantiene en manos de inversores del proyecto. Otro 22% de la capacidad

es propiedad de los denominados compradores de cartera como Royal Dutch Shell Plc. ▲

el clave para dounidense Asia en constante demanda de GNL ▶ “Todos están mirando a Asia porque consumen muchísimo. Es impresionante que tantas empresas hayan contratado exportaciones de Estados Unidos”, dijo Anastacia Dialynas, analista de Bloomberg New Energy Finance, Más de la mitad de los cargamentos de GNL enviados al extranjero por Cheniere, empresa que se transformó en el primer exportador de gas no convencional de Estados Unidos en febrero, se destinó a Argentina, Brasil y Chile, dijo Dialynas. Otros fueron a Kuwait, Emiratos Árabes Unidos, Portugal e India.

Una gran ventaja para las fuentes de suministros de Estados Unidos es la flexibilidad de los contratos a largo plazo. Exportadores australianos, por ejemplo, han solicitado acuerdos para que su GNL sea enviado a destinos específicos. Por el contrario, los contratos con exportadores estadounidenses, incluyendo a Cheniere Energy Inc., Freeport LNG Development LP y Dominion Resources Inc., poseen cierta flexibilidad en el volumen transportado y el lugar hacia donde se despacha, dijo Dialynas.

Foto: Archivo / Reporte Energía

petróleo & gas

Del 16 al 31 de Agosto de 2016

Estados Unidos tiene previsto poner en marcha una capacidad de exportación de GNL de 42,9 millones de t/año en los próximos tres años.

Del 16 al 31 de Agosto de 2016

LOGRO. Se obtuvo récord histórico

Foto: YPFB

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Del 16 al 31 de Agosto de 2016

YPFB alcanza producción de 120 MM de litros de gasolina

TEXTO: redacción central

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) alcanzó en julio de este año una producción histórica superior a 120 millones de litros de gasolina especial, volumen que representa la máxima producción

El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, explicó que “ya hemos terminado el estudio de identificación de los proyectos hidroeléctricos El Bala y Chepete el cual nos dice que tiene un potencial cerca de 3.700 megavatios (MW), es la obra más importante en la historia de Bolivia”. Según la nota de prensa gubernamental estas hidroeléctricas se encuentran en el norte de La Paz y se estima una inversión superior a los $us 6.000 millones. “Si hoy nosotros somos orgullosos de la planta de Propileno – Polipropileno que vale 2.200 millones de dólares, esto vale tres veces más, eso es La Paz”, resaltó Sánchez. El pasado 13 de julio se aprobó el decreto que da paso a la contratación del estudio a diseño final del proyecto hidroeléctrico, que demandará una inversión de al menos $us 15 millones. La empresa italiana Geodata, que realizó el proyecto de identificación, estará a

de todo los tiempos, destacó el presidente de la estatal petrolera, Guillermo Achá en un boletín corporativo. “Se alcanzó la máxima producción de gasolina especial gracias a la operación estable de la Nueva Unidad de Isomerización de Gasolina Liviana (NUIS) y la Nueva Unidad de Reformación Catalítica (NURC). Con mucha satisfacción quiero informar que todos los proyectos adicionales para el mejor funcionamiento sobre todo de la Unidad NUIS, dieron buenos resultados”, destacó Achá. En mayo de 2016 se registró una producción de 118.930.062 litros de gasolina especial, en tanto que en julio de la presente gestión alcanzó un récord de

120.183.356 litros gracias al aporte de estas dos unidades de proceso, ubicadas en las refinerías Gualberto Villarroel de Cochabamba y Guillermo Elder Bell de Santa Cruz, respectivamente. La línea base del año pasado fue de 86.000.000 litros. “Este es el resultado del crecimiento de la capacidad de procesamiento de ambas refinerías nacionalizadas”. En junio del año en curso se cumplió los nueve años de la nacionalización de las refinerías Gualberto Villarroel de Cochabamba y Guillermo Elder Bell de Santa Cruz. El Estado Plurinacional de Bolivia, a través de YPFB, tomó el control de la operación y la administración de ambos complejos refineros. La capacidad de procesa-

Nueva Unidad de Isomerización en la Refinería Gualberto Villarroel.

miento de ambas refinerías se incrementó de 39.503 barriles por día (BPD) cuando estas fueron recuperadas (junio 2007) a una capacidad actual de 64.800 BPD, lo que representa un crecimiento aproximado del 64% orientado a brindar seguridad y soberanía energética para el Estado Plurinacional de Bolivia. Esta expansión en la capa-

El Bala y Chepete con potencial de 3.700 MW Foto: Archivo /MHE

┣ Se consiguió la máxima producción de gasolina especial gracias a la operación estable de la Nueva Unidad de Isomerización de Gasolina Liviana (NUIS) y la Nueva Unidad de Reformación Catalítica (NURC).

El Gobierno Nacional considera que se podrá duplicar la oferta de electricidad con las hidroeléctricas a construirse en La Paz.

cidad de procesamiento de las refinerías ha permitido un beneficio directo para todo el pueblo boliviano a través del ahorro en subvención por la reducción de los volúmenes de importación, gracias a poder garantizar el abastecimiento de combustibles con mayores volúmenes de producción nacional a partir de las refinerías de YPFB. ▲

cargo de este trabajo que deberá ser entregado en 15 meses. En el pasado hubo dos estudios sobre El Bala. El de 1958 estableció que generaría 1.600 MW afectando el 18% del área protegida, en tanto que el segundo de 1995 determinó que habría una afectación de la reserva en 12% y la generación de 2.460 megavatios. “Una de las líneas del presidente Evo Morales es el cuidado de la Madre Tierra. Hicimos un nuevo estudio con nuevos componentes (en El Bala), que hagan la menor afectación a nuestro parque Madidi. Los resultados determinan que la afectación temporal es menos del 2%, por lo que con el estudio a diseño final eso se afinará y queremos que sea el 1%”, remarcó. Finalmente, la autoridad explicó que actualmente Bolivia produce con todas sus plantas 1.900 MW y la demanda está entre 1.200 a 1.300 MW con reservas aproximadas de 600 MW.

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petròleo & gas

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Del 16 al 31 de Agosto de 2016

análisis. Reforma energética de méxico en vilo

Falta de liquidez de petroleras impacta en Rondas de México

TEXTO: Redacción Central

a Reforma Energética está cerca de alcanzar su momento cumbre. Sin embargo, el gobierno mexicano reconoce que las condiciones actuales de la industria suponen un riesgo para el éxito de las licitaciones de campos petroleros, así lo señalan expertos reconocidos en México basados en el último informe de la Consultora Wood Mackenzie. A inicios del mes pasado, el secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, dijo que la cuarta fase de la Ronda Uno y la Ronda Dos estarán en proceso en el 2017, “particularmente ahora que las empresas son más cautelosas al invertir”. La cuarta fase de la Ronda Uno es considerada por los expertos del sector como “la joya de la corona”, dado el alto potencial de los campos de aguas profundas del Golfo de México. Esta licitación representa el corazón de la reforma que llamó la atención de inversionistas globales en el 2014 y que estuvo al centro del llamado Mexican Moment. Actualmente, hay 26 empresas registradas para esta fase, entre las cuales se incluyen una parte importante de las grandes firmas petroleras globales. No obstante, considerando los altos costos de exploración y producción de estos campos, el éxito de esta fase dependerá en gran medida en una mejora del escenario de precios del mercado y de la situación financiera las firmas del sector. El consenso de analistas refiere que la persistencia de la

Cifra

Foto: expansion.mx

El consenso de analistas refiere que la persistencia de la tendencia actual de la industria se traducirá en menores expectativas, lo cual pone en riesgo no sólo a la Ronda Uno, sino también a las licitaciones de menor perfil en México.

┣

$us11.25 mil millones

expectativa. Monto que espera captar la Secretaría de Energía con la Ronda Dos de aguas someras en el Golfo de México.

tendencia actual de la industria se traducirá en menores expectativas, lo cual pone en riesgo no sólo a la joya de la corona de la Reforma Energética, sino también a las licitaciones de menor perfil, como la Ronda Dos de aguas someras en el Golfo de México por la cual la Secretaría de Energía espera captar 11.25 mil millones de dólares en inversión. Precalificados llegan sin dinero a licitación Todas las petroleras precalificadas para participar en la cuarta licitación de la Ronda Uno, donde el gobierno ofrece 10 áreas contractuales en aguas profundas del golfo de México, tuvieron grandes pérdidas monetarias durante el primer semestre del año, se indica. Pemex llega con una pérdida financiera reportada por 11 mil 887 millones de dólares, mientras que Chevron fue la segunda más afectada con una perdida neta de 3 mil 921 millones de dólares, mientras que BP perdió 2 mil millones de dólares además de aprobar un programa de reducción de inversiones por 7 mil 320 millones de dólares. Las únicas petroleras que consiguieron generar utilidades durante los primeros seis meses del año fueron, Shell, Statoil, Exxon Mobil y Eni. Sin embargo, pese a reportar utilidades las petroleras como Shell anunciaron que sus utilidades durante el primer semestre del año fueron de 1,659 millones de dólares, lo que representa una caída del 80% frente al mismo periodo de tiempo en 2015. Situación que podría llegar a afectar la participación de las empresas en la licitación si los precios se mantienen bajos. ▲

Plataforma de Pemex en las Costas de la ciudad del Carmen en México.

Pendientes de la reforma energética

antecedentes.- A tres años de que fue presentada la reforma energética el 12 de agosto de 2013 y dos de haberse aprobado la legislación secundaria, Pemex y CFE registran importantes pendientes..

rondas.- Originalmente fueron planeadas como parte de la Ronda 0 realizada en agosto de 2014, luego de la Ronda 1.1 de julio de 2015 y posteriormente para la Ronda 1.2 de diciembre de 2015 y finalmente

ahora ya no tienen fecha, salvo el caso del campo Trión, cuya licitación se celebrará en la ronda 1.4 del cinco de diciembre. El proceso de alianzas es diferente al de las licitaciones de las Rondas 1 y 2.

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Petróleo & GAS

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Proyecto. Es el emprendimiento energético más importante que se ejecuta en perú

Modernización de Talara tiene un avance del 43.4%

TEXTO: Edén García S.

a ejecución del Proyecto de Modernización de la Refinería Talara (PMRT), el más grande emprendimiento energético que se desarrolla en Perú, continúa su ejecución según lo programado, ya que hasta principios de agosto presentó un avance de 43.4%. De acuerdo a un comunicado de Petroperú, empresa estatal propietaria de la refinería, entre las principales actividades que aportan a este progreso se encuentran la instalación de 13.200 pilotes, el vaciado 60.000 m3 de concreto, 22.000 toneladas de estructuras metálicas en obra y la instalación de 26 equipos de proceso entre intercambiadores de calor, recipientes y reactores. Los equipos más pesados que arribaron a la nueva Refinería Talara bordean aproximadamente las 315 toneladas. En el primer trimestre del próximo año, se espera recibir el reactor FCK-R-101 para la Unidad de Flexicoking cuyas dimensiones son 67 metros de largo y un peso superior a las 800 toneladas. El personal en obra es de aproximadamente 3.088 personas en la actualidad, siendo el 90% de mano de obra no calificada. Petroperú destaca que el porcentaje para mano de obra no calificada supera lo establecido en el Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto Modernización Refinería Talara-PMRT que establece un mínimo del 70%. La nueva Refinería Talara iniciará su funcionamiento en junio del año 2019 y contará con capacidad para procesar 95 mil barriles por día (BPD), un 45% más de la

Datos

Foto: Petroperu.com.pe

Trabajadores. El personal que participa en esta obra actualmente es de 3.088, siendo un 90% de mano de obra no calificada. producción. La modernización de esta refinería permitirá incrementar en un 45% la capacidad de procesamiento de crudo, llegando a los 95 mil barriles por día (BPD).

medida actual. Asimismo, a través de sus modernas unidades se reducirá los niveles de azufre hasta 50 partes por millón en sus combustibles como diésel, gasolinas y GLP (gas licuado de petróleo). “Es decir combustibles más limpios que aseguren la preservación del aire y la salud de todos los peruanos”, destaca la compañía peruana. Otro beneficio de la puesta en marcha del PMRT será la disponibilidad de infraestructura industrial para procesar petróleos de alta densidad, conocidos como crudos pesados, y pasar a producir mayor cantidad de combustibles. La inversión total prevista para el PMRT alcanza los $us 3.500 millones, de los cuales $us 2.730 millones serán financiados por Petroperú y el monto restante empresas privadas especializadas en servicios industriales, a través de licitaciones internacionales. Plantean reformas para reactivar sector petrolero “Urge una reforma y fortalecimiento institucional para reactivar las inversiones en hidrocarburos con la finalidad de perfilar una industria con altos estándares socioambientales, contribuyendo al bienestar y la paz social, impulsando el desarrollo regional”, afirmó Rafael Zoeger Núñez, presidente del directorio de Perupetro S.A. Tras un periodo de abrupta caída del precio internacional que desincentivó las inversiones el ejecutivo de la empresa estatal encargada de promocionar, negociar, suscribir y supervisar

La puesta en marcha del PMRT se prevé para junio del año 2019.

Foto: schradercamargo.com

┣ Entre las actividades realizadas en este complejo están la instalación de 13.200 pilotes, el vaciado de 60.000 m3 de concreto, 22.000 toneladas de estructuras metálicas en obra y la instalación de 26 equipos de proceso.

El trabajo es intenso para cumplir con el cronograma de actividades establecidos en este proyecto.

contratos para la exploración y explotación de hidrocarburos en el Perú, ve necesario adoptar nuevas estrategias de promoción en el exterior para atraer inversionistas. Zoeger sostuvo que los inversionistas esperan reglas claras y fortalecer la seguridad jurídica para lograr la confluencia entre la actividad petrolera y el interés por preservar el medio ambiente. Detalló que en la actualidad existen 17 lotes que se superpo-

nen con áreas naturales protegidas y zonas reservadas. Frente a ese escenario, dijo que Perupetro debe recuperar su autonomía administrativa, técnica y financiera para atraer más inversiones en exploración y explotación. “Necesitamos fortalecer nuestras capacidades para la realización de más estudios especializados que ofrezcan al inversionista una evaluación actualizada del

real potencial hidrocarburífero. Ello disminuirá riesgos y asegurará mayores compromisos de inversión”, aseveró. En este sentido, señaló que es necesario articular acciones interinstitucionales para reducir los tiempos en trámites de certificación ambiental, arqueológicos, desbosque, uso de agua, vertimientos, abastecimiento de electricidad, transporte y otros que retrasan las actividades petroleras. ▲

Del 16 al 31 de Agosto de 2016

Todo el mundo quiere que las luces estén encendidas durante la tormenta. Una funcionaria oficial necesita mantener a toda una ciudad segura y feliz. Un niño de 5 años necesita su lámpara en la noche para alejar a los monstruos. Para ellos, y millones de personas alrededor del mundo, la tecnología de la Red Digital de Siemens gestiona y redirige la energía, sin importar qué esté haciendo la naturaleza. Eso es ingenio para la vida.

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petróleo & gas

┣ A la fecha se cuenta con

22 equipos de perforación de diferentes compañías de servicios. La estatal petrolera prevé contar con otros tres más, con lo que tendrá seis disponibles más para operar en el país.

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calidad. destacan la tecnología de los equipos con los que cuenta la estatal petrolera

YPFB prevé ser la principa de servicios de perforació

TEXTO: franco garcía S.

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) avanza en su objetivo de convertirse en la principal empresa prestadora de servicios de perforación en el país con la adquisición de más taladros con lo que pretende participar del 30 por ciento de la oferta existente. De acuerdo a la Corporación, hasta el año 2006 en Bolivia se contaba con cuatro equipos de perforación activos (dos para pozos en desarrollo y dos para pozos de exploración). A la fecha se cuenta con 22 equipos de diferentes compañías de servicios, tres de ellos son nuevos que fueron adquiridos por YPFB. Los tres equipos de perforación con los que cuenta YPFB son el YPFB -01, YPFB – 02 e YPFB -03, se encuentran en plena operación con proyección de continuar perforando nuevos pozos con altos índices de eficiencia y rendimiento. Los equipos (1500HPp y 2000HP) entraron en operación en la gestión 2015, el tercer equipo de 1000HP entró en operación en febrero de 2016. La Gerencia de Perforación (GPE) de YPFB, en el marco de las políticas y planes nacionales, sectoriales y corporativos; y en observancia de las competencias de YPFB para operar toda la cadena de hidrocarburos a nombre del Estado Boliviano, ha planteado la implementación del proyecto “Equipamiento de Exploración y Explotación Hidrocarburífera a Nivel Nacional” dirigido a fortalecer las capacidades técnicas y operativas de YPFB a través de la adquisición de nuevos equipos de perforación que prestarán servicios al conjunto de empresas operadoras, para la ejecución y fortalecimiento de proyectos de perforación a nivel nacional. En este contexto, este proyecto plantea la adquisición y puesta en operación de tres nuevos equipos de perforación (Dos de 3000 HP y uno de 2000 HP), que “aportarán a mejorar sustancialmente la capacidad de prestación de servicios de perforación de YPFB y de igual manera coadyuvará a

cumplir con la proyección de pozos exploratorios que se requieren perforar durante los próximos años”. Los equipos de perforación de propiedad de YPFB están operando actualmente con un nivel de performance muy competitivo, por consiguiente la estatal petrolera está en condiciones de asumir los nuevos proyectos de perforación e intervención de pozos de manera directa con personal técnico y profesional propio de YPFB. Los nuevos adquiridos por YPFB presentan características particulares relacionadas a tecnologías avanzadas de la industria como ser los Top Drive AC desarrollados para la perforación de pozos petroleros/gasíferos con rotación continua y alta eficiencia para cualquier tipo de arreglo direccional complementados con sistemas propios de anticolisión, el cual se encuentra integrado a una unidad de VFB (Controlador de Variación de Frecuencia) que permite un mejor manejo del sistema de potencia y también una actualización continua de los equipos AC, manejando parámetros óptimos de eficiencia de trabajo, por encima de lo requerido. “La consola del perforador con Joy-Stick automático, la cual fue diseñada para lograr un sofisticado componente de estos equipos de perforación AC que nos permite cambiar de forma radical el paradigma de un sistema de control convencional y al mismo tiempo introducir una nueva forma de trabajo donde se incrementa la seguridad y la optimización de las operaciones”, explica David Pérez, gerente de

Fuente: David Pérez Alba, gerente de perforación de YPFB

Perforación de YPFB en una revista corporativa. En este tema indica que YPFB como empresa estatal encargada de ejecutar la política nacional de hidrocarburos para garantizar el aprovechamiento soberano de los hidrocarburos, ha elaborado su Plan de Exploración para reponer e incrementar las reservas y de esta forma elevar los volúmenes de producción para cubrir la demanda de hidrocarburos. En este marco existe la necesidad de realizar trabajos de exploración y explotación más intensas y con la mayor capacidad técnica posible, además requiere no solamente planificación, sino también equipamiento moderno que permita realizar estas actividades operativas con los más altos estándares de seguridad y prácticas de la industria petrolera. ▲

Equipo No. YPFB -01 1500 HP

características: El equipo de perforación de 1500 HP de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos perforó los pozos BBL – 16D, BBL – 16ST, CRC FW 3, para la empresa YPFB Chaco SA. Hace poco el equipo perforó el pozo ITG – X3. * Profundidad vs Tiempos pozos BBL -16D y BBL -16ST

* Actualmente se encuentra perforando el pozo ITG-X3A y posteriormente perforará el pozo exploratorio “La Muela” de YPFB Casa Matriz. * Periodo: Mar /2015 – Ene /2016 * HRS Operativas: 4713,00 Hrs * Eficiencia del Equipo: 97,56% * Próximos proyectos de perforación: La Muela X1, JNE – X1002

Equipo de perforación de 1000 HP de la estatal petrolera utilizado en Yapacaní.

Equipo No. YPFB -02 2000 HP

características: El equipo opera en el pozo DRS X-1007 dependiente de la empresa YPFB Chaco SA. Ya perforó el pozo DROX1001 para la misma empresa. Posteriormente perforará el pozo

Las Cifras

exploratorio DRO – X1003. * Periodo: Abril 2015 – Mayo 2016 * HRS Operativas: 6057,25 Hrs * Eficiencia Equipo: 97,55% * Próximos proyectos de perforación: DRO – X1003

Equipos

plataformas. Es la cantidad de taladros de perforación de diferentes empresas que se tiene disponible en el país actualmente.

plataformas. Es la cantidad de taladros de perforación que prevé adquirir la estatal petrolera próximamente.

petróleo & gas

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'Madre de Dios, mejor área de frontera para exploración'

Fotos: Archivo / YPFB

al prestadora ón en el país

▶ La cuenca "Madre de Dios" se constituye en la mejor área de frontera para realizar proyectos de naturaleza 100 por ciento exploratoria, señaló el gerente de Operaciones de YPFB Chaco, Luis Carlos Sánchez en una publicación corporativa. De acuerdo al funcionario la cuenca Madre de Dios se extiende en más de 60 mil kilómetros cuadrados, en el que se han adquirido un poco más de 7 mil kilómetros

lineales de sísmica 2d lo que hace que exista una densidad aproximada de 0.1 km/km2. Los estudios geoquímicos realizados a partir de muestras de roca madre obtenidos de los pozos Pando X1 y Pando X2 resultan en un contenido orgánico total (COT) de la roca madre de niveles excepcionales a nivel mundial. Los más recientes estudios que datan del año 2013 concluyen que la cuenca Madre de Dios

posee un potencial de 183 mil millones de barriles de petróleo y 38 TCF de gas generados. Sin embargo por cambios geológicos a lo largo de los años este volumen se ha reducido considerablemente. Si el 1% de ese volumen estudiado se encuentra depositado en las trampas estratigráficas que predominan se podría inferir que habría por lo menos 1.830 millones de barriles de petróleo aún por descubrirse, explicó Sánchez.

Sala de control de la plataforma de perforación en el campo Dorado con un equipo de perforación de 2000 HP de YPFB.

Taladro de perforación de YPFB de 1500 HP que operó en Itaguazurenda.

Equipo No. YPFB -03 1000 HP

características: En diciembre de 2015 el equipo inició DTM al pozo YPC-38 de la empresa YPFB Andina SA, perforó dicho pozo y actualmente se encuentra perforando el pozo YPC – 31.

Se tiene previsto que en los próximos dos años este equipo estará dedicado a los proyectos de perforación de pozos de desarrollo del campo Boquerón, según la estatal petrolera. YPFB Corporación pretende aumentar su lote de taladros y extender su oferta de servicios.

Petróleo & Gas

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metas. área estratégica para los planes exploratorios y de producción

Ecopetrol inicia producción en campo Gunflint en EEUU

TEXTO: Edén García S.

a compañía colombiana Ecopetrol informó en un comunicado que su filial en Estados Unidos, Ecopetrol America Inc. (EAI) inició la producción de hidrocarburos en el campo offshore Gunflint desde el pasado 19 de julio, alcanzando un promedio de 20 mil barriles de petróleo equivalentes por día (Bped). El campo está localizado en el Golfo de México, donde Ecopetrol comparte la propiedad (31.5%) y la producción con Noble Energy Inc (31.1%), que es el operador, Samson Offshore Mapleleaf LLC (19.1%) y Marathon Oil Corporation (18.2%). Datos de la petrolera colombiana señalan que el área de producción tiene un potencial de desarrollo adicional y se encuentra ubicada a 160 kilómetros de Nueva Orleans, en la costa de Louisiana, en la zona extendida del Cañón del río Mississippi. El proyecto Gunflint fue completado en el tiempo establecido y por debajo del presupuesto asignado. Con el aporte de este campo, la producción promedio de Ecopetrol America Inc. en el Golfo de México, se incrementó de 3.700 Bped a más de 10 mil Bped. La producción de Ecopetrol America Inc. también se ha beneficiado del incremento de la producción de los campos K2 y Dalmatian. “Ecopetrol está complacido con el éxito de Gunflint, que le permite a la compañía casi triplicar su producción en el Golfo de México (EEUU), un área promisoria en su estrategia exploratoria y

Datos

Foto: zonacero.com

Compañía.- Ecopetrol es la compañía más grande de Colombia y es una empresa integrada en la cadena del petróleo, ubicada entre las 40 petroleras más grandes del mundo y entre las cuatro principales en Latinoamérica. Exterior.- Además de Colombia, en donde genera más del 60% de la producción nacional, tiene presencia en actividades de exploración y producción en Brasil, Perú y Estados Unidos (Golfo de México). Infraestructura.- La estatal cuenta con la mayor capacidad de refinación en Colombia, la mayor parte de la red de oleoductos y poliductos en este país e incrementa significativamente su participación en biocombustibles. Con este campo, la petrolera incrementa su producción en el Golfo de México de 3.700 Bped a 10.000 Bped.

de producción para los próximos años”, dijo Juan Carlos Echeverry, presidente de Ecopetrol S.A. El descubrimiento de Gunflint se registró en el 2008 por parte de BP. En marzo de 2013, Ecopetrol America Inc adquirió la participación que tenía BP y en los últimos dos años participó en los trabajos de perforación, completamiento submarino e instalación de facilidades para el desarrollo del campo. Para la petrolera colombiana, el inicio de la producción en este campo fortalece su posición en el Golfo de México, área clave para el proceso de internacionalización de la compañía y una de las zonas con mayor prospectividad en el mundo. EAI continúa ejecutando su estrategia en el Golfo con la perforación en 2016 de los pozos León 2 con Repsol y Warrior con Anadarko. Acuerdo con BP Mientras tanto en Colombia, Ecopetrol y BP Products North America Inc. firmaron un Acuerdo de Comercialización que tiene como fin aumentar la rentabilidad de la Refinería de Cartagena (Reficar). El convenio incluye más de 400 horas de capacitación y en-

Foto: semana.com

El volumen obtenido es de 20.000 barriles de petróleo equivalente por día (Bped), de los cuales un 31.5% pertenecen a la compañía colombiana y el restante a otras tres empresas con quienes comparten la propiedad.

┣

Ecopetrol busca potenciar sus actividades en los diferentes países y segmentos en los que participa.

trenamiento para funcionarios de Reficar y Ecopetrol en selección y compra de crudos para el complejo, uno de los más modernos de América Latina. “Cada refinería es única y su huella dactilar está dada por factores específicos como la tecnología que la soporta, las capacidades de procesamiento que tiene y la materia prima o ‘dieta’ con la que se preparan los combustibles y demás productos derivados del petróleo”, apunta

el comunicado de la compañía colombiana. Las firmas trabajarán en equipo para seleccionar los mejores crudos, entre nacionales e importados, y así "maximizar la rentabilidad en la venta de los combustibles y productos refinados de la nueva refinería de Cartagena". El acuerdo también permitirá aprovechar el conocimiento y experiencia de BP, uno de los mayores comercializadores y refinadores de crudo en el mundo.

Según Ecopetrol, las condiciones del mercado internacional hacen que en algunos momentos del año sea más rentable producir mayor cantidad de un combustible específico o cargar la refinería con diferentes proporciones entre crudo nacional e importado. Asimismo destaca que la ubicación geográfica de Reficar le facilita la importación de crudos y la exportación de productos a destinos como Estados Unidos, Asia y Europa. ▲

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petróleo & gas

┣ El análisis señala tam-

bién una baja de un 49% en gastos en actividades de exploración y producción. La mayoría de los proyectos perdieron su rentabilidad cuando el precio del petróleo descendió los 50 dólares por barril.

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análisis. Recortes afectan el crecimiento de este sector

Las inversiones petroleras redujeron en $us 1.000 M

TEXTO: lizzett vargas

230 $us MM

medida. Es la cantidad de la reducción de la inversión en exploración y explotación en los últimos dos años.

$us bbl valor. Con ese precio se redujo la rentabilidad de los proyectos petroleros.

de bajos precios, puesto que estos perdieron su condición de rentabilidad cuando el precio del petróleo descendió debajo de 50 dólares por barril. Se espera que sólo cuatro empresas van a crecer a tasas de dos dígitos entre 2015 y 2020. Lundin Petroleum, una empresa sueca independiente de exploración y producción con una participación en el gigante de la explotación de petróleo Johan Sverdrup de Noruega, ocupa una primera clara con un 31%. En el otro extremo del espectro, casi 30 compañías estarán produciendo menos en 2020 que en 2015. ▲

Derrumbe del precio del crudo retrae la exploración petrolera.

Foto: Archivo / Reporte Energía

esde que inició la debacle del mercado petrolero a mediados del 2014, esta industria redujo su gasto de capital en mil millones de dólares, con la pérdida de rentabilidad de un gran número de proyectos de exploración y producción señala Wood Mackenzie, la firma de consultoría líder de la industria energética. Cincuenta y seis empresas incluidas en el análisis empresarial de Wood Mackenzie alcanzarán la neutralidad en el flujo de caja a un precio promedio del petróleo de $us 50 el barril Brent en 2016 y una lista cada vez mayor de empresas estarán en este nivel, incluso por debajo de $us 40 el barril en 2016. Los recortes de la inversión en exploración y producción (E&P) se redujeron en un 49% o $us 230 millones de dólares, con respecto a los niveles de 2014. Estos recortes a la inversión de capital han dañado las perspectivas de crecimiento, remarca el análisis. Lo anterior no sólo obedece a una política de control interno para salvaguardar la integridad financiera de las empresas petroleras, sino que responde a una reducción en el número de proyectos de exploración y producción rentables en esta coyuntura

Cifras

Foto: Archivo / Reporte Energía

Producción y crecimiento con recorte de inversión

5 años CAGR

/bbl

1.4% Q2 2016

3.4% El 2014

4 compañias crecerán dos dígitos durante este periodo

28 compañias podrián producir menos que hace 5 años atrás

Fuente: Wood Mackenzie

Los países más afectados

Las áreas de exploración y producción son las más afectadas por la crisis de la industria petrolera.

De acuerdo con el método de análisis comparativo de Wood Mackenzie, la tasa agregada de crecimiento anual compuesta (por sus siglas en inglés, CAGR) de cinco años, la producción ha caído del 3,4% (en el pico) en 2014 a sólo el 1,4% en el Q2 de 2016; considera que los proyectos más vulnerables en la situación actual se ubican en países que no son parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

petróleo & gas

Del 16 al 31 de Agosto de 2016

s globales se MM desde el 2014 5 años Producción CAGR

Evolución de la tasa compuesta anual de producción (promedio ponderado) NOC Asia Diversificada Independiente Enfoque Canadá Enfoque internacional Enfoque de EE.UU. Latinoamericano Mayor Rusia Otras empresas

Fuente: Wood Mackenzie

Empresas activan optimización de costos ▶ Dado que el consenso de analistas no espera una recuperación del precio del crudo en el corto plazo, la única salida de las empresas energéticas para revertir la tendencia de sequía de efectivo reside en el aceleramiento de la reducción de costos mediante la venta de activos y la cancelación de proyectos. La Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA por sus siglas en inglés) reportó la semana pasada un incremento de 2.1 millones de barriles de petróleo en los inventarios comerciales, lo que prolonga el status quo del escenario de pre-

cios. También, en los últimos días, Rusia e Irak dieron a conocer cifras récord de producción de crudo, abonando al exceso de oferta que prevalece en el mercado. Después de que el precio del petróleo presentó un breve rally este año, el mercado entró en una dinámica bajista. Desde junio, cuando se tocó el precio más alto del 2016, el precio del barril de crudo ha descendido más de 20 por ciento. Esto se ha convertido en una normalidad que profundiza la percepción entre analistas y participantes de la industria de que este escenario de precios se mantendrá indefinidamente.

Las compañias están vendiendo sus activos o paralizando sus proyectos de energía.

Petróleo & GAs

Del 16 al 31 de Agosto de 2016

Foto: Øyvind Hagen/Statoil

La compañía brasileña busca una relación de largo plazo con Statoil, quien actualmente opera en diferentes campos offshore en Brasil.

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estrategia. siguiendo su plan de desinversión

Petrobras vende participación en bloque exploratorio ┣ Se trata del bloque BMS-8, el cual fue cedido a la filial brasileña de la compañía noruega Statoil. Petrobras contaba con un 66% de participación en este bloque donde se realizó un descubrimiento en el prospecto Carcará.

TEXTO: Edén García S.

l Consejo de Administración de Petrobras aprobó la venta de su participación en el bloque exploratorio BM-S-8 a Statoil Brasil Óleo e Gás LTDA, filial de la compañía noruega Statoil. Según un comunicado de la estatal brasileña esta transacción “es fruto de un proceso competitivo y representa un avance material en la asociación estratégica entre las dos empresas”, que ya tienen acuerdos de cooperación centrados en el desarrollo tecnológico en los segmentos de exploración y producción offshore. El BM-S-8 está localizado en la Cuenca de Santos, y actual-

Datos

Monto. El precio base negociado para la adquisición de la participación en el BM-S-8 es de $us 2.5 mil millones. La primera cuota, correspondiente al 50% del valor total será pagada en el cierre de la operación. Producción. La producción de Petrobras registrada en junio fue de 3.2 millones de petróleo equivalente por día (boed).

mente es operado por Petrobras (66%) en colaboración con Petrogal Brasil SA (14%), Queiroz Galvão Exploração e Produção SA (10%) y Barra Energia do Brasil Petróleo e Gás LTDA (10%). En este bloque ocurrió un descubrimiento en el prospecto exploratorio denominado Carcará. La petrolera brasileña señaló que el precio base negociado para la participación en el BM-S-8 es de $us 2.5 mil millones. La primera cuota, correspondiente al 50% del valor total ($us 1.25 mil millones), será pagada en el cierre de la operación. El resto del valor será pagado a través de cuotas contingente

relacionadas con eventos subsiguientes, como por ejemplo la celebración del Acuerdo de Individualización de la Producción. “Esta operación forma parte de la política de gestión del portafolio de Petrobras, que prioriza inversiones en activos con mayor potencial de generación de caja a corto plazo y con más posibilidad de optimización de capital y de incrementos de escala, debido a la estandarización de proyectos de desarrollo de la producción”, destaca el comunicado. Adicionalmente, Petrobras y Statoil negocian un memorando de entendimiento, en el que serán evaluadas otras iniciativas de cooperación estratégica, con el objetivo de establecer una relación de trabajo de largo plazo. Esta operación abre oportunidades para que las alianzas con otras empresas, con fuerte expertise y condiciones de inversión, contribuyan al fortalecimiento de la industria de petróleo & gas en Brasil. PetroquímicaSuape y de Citepe Otros movimientos de desinversión que Petrobras prevé

realizar en un corto plazo es la venta de su participación en la Companhia Petroquímica de Pernambuco (PetroquímicaSuape) y en la Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco (Citepe). Para ello la Dirección Ejecutiva de la estatal brasileña aprobó a finales de julio la conducción de negociaciones con la empresa Alpek, en carácter de exclusividad durante 60 días, período que puede ser extendido durante 30 días más. Alpek es una empresa petroquímica mexicana, cotizada en bolsa, y es uno de los principales productores a nivel mundial de ácido tereftálico purificado (PTA, por sus siglas inglés) y polietileno tereftalato (PET). Producción en presal aumenta en 8.2% en junio De acuerdo a datos de la ANP (Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles) la producción de hidrocarburos en el presal tuvo un incremento del 8.2% en junio, en relación al mes anterior. Los volúmenes provenientes de 59 pozos, alcanzaron aproximadamente un promedio de un millón de barriles de pe-

tróleo por día (BPD) de petróleo y 38.1 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas natural, totalizando 1.240 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boed). De esta manera, la producción de petróleo superó los 928.9 mil BPD obtenidos en mayo de 2016 y los 35 MMmcd producidos en marzo de este año, marcando un nuevo hito en esta provincia productora. Asimismo, la producción total de todos los campos hidrocarburíferos en Brasil alcanzó una nueva marca en el mes de junio con un promedio de 3.2 millones de boed, superando el récord anterior obtenido en agosto de 2015 de 3.1 millones de boed. Los campos marítimos produjeron 94% del petróleo y 77.6% del gas natural. La producción se obtuvo de 8.869 pozos, siendo 773 marítimos y 8.096 terrestres. Los bloques operados por Petrobras aportaron con un 94.1% de los hidrocarburos obtenidos. El campo de Lula, en la Cuenca de Santos, fue el mayor productor con un promedio de 519 mil BPD de petróleo y 22.7 millones de MMmcd de gas natural. ▲

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petróleo & gas

PERSPECTIVAS. escenario favorable para productores el 2017

OPEP proyecta cifras récord en demanda de petróleo

TEXTO: Redacción Central

l último informe de la Organización de los Países Exportadores del Petróleo (OPEP) genera optimismo en la industria del “oro negro”a nivel mundial, puesto que habrá mayor demanda en 2017 y menor disponibilidad en los últimos meses de 2016. De acuerdo a la agencia de noticias rusa Sputnik la OPEP pronosticó que la demanda mundial de petróleo alcanzará los 95,41 millones de barriles diarios en 2017, unos 0,09 millones más que en la previsión anterior. Basándose en el Informe de agosto del ente, se indica que la demanda del petróleo producido por los países miembros de la OPEP aumentará 1,2 millones de barriles al día, alcanzando un total de 33 millones. Sin embargo, la producción de petróleo en los países que no forman parte de la organización descenderá y constará de alrededor de 56 millones de barriles diarios, 40.000 barriles menos que en el pronóstico anterior. El pronóstico de la demanda mundial de petróleo para 2016 fue alzado un 0,09 millones de barriles diarios y se prevé que llegue a 94,26 millones de barriles. El cambio se debe a que los reportes de los países europeos de la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos (OCDE) y

La OPEP asegura que continúa mantiene constantes deliberaciones sobre estabilidad del crudo.

Datos

Foto: Internet

Según el informe de agosto del ente internacional que aglutina a los productores, la demanda del petróleo producido por los países miembros de la OPEP aumentará 1,2 MM de barriles al día, alcanzando un total de 33 MM.

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Fotos: defonline.com.ar

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requerimiento. La demanda mundial de petróleo alcanzará 95,41 MM de barriles diarios en 2017, unos 0,09 MM más que en la previsión anterior. equilibrio. Pese al declive actual de las cotizaciones del "oro negro", el mercado petrolero está en vías de reequilibrarse. precios. Según Opep los precios del petróleo aumentarán este año.

de Asia en la primera mitad del año superaran las expectativas. La organización precisa que los volúmenes de suministros perdidos por los incendios forestales en Canadá serán recuperados en la segunda mitad del año y el aumento de instalaciones para explotación en EEUU también contribuirá al crecimiento de producción. A su vez el portal Infobae destaca la afirmación de la OPEP de que los precios aumentarán este año y que sus miembros celebrarán una reunión informal durante el XV Foro Internacional de la Energía que tendrá lugar del 26 al 28 de septiembre. "Se espera una mayor demanda de petróleo en el tercer y el cuarto trimestre", dijo el ministro de Energía e Industria de Qatar y presidente de turno de la organización, Mohammad Bin Saleh al Sadad. La nota destaca que "pese al declive actual (de las cotizaciones del "oro negro"), el mercado petrolero está en vías de reequilibrarse". Según el presidente, los precios del crudo han experimentado una mejora sostenida desde febrero de este año, alimentada por "una caída de la producción, cortes de suministros y reducciones de las reservas almacenadas, mientras la demanda global mejoró en ese periodo".

El pronóstico de la demanda mundial de petróleo para 2016 fue alzado un 0,09 MM de barriles diarios y se prevé que llegue a 94,26 MM de barriles.

Problemas en centros de almacenamiento ▶ Este exceso de producción está creando un problema en los centros de almacenamiento de petróleo y productos refinados. Según explican varios expertos a Reuters, desde Houston hasta Singapur, pasando por Europa, estos puntos estratégicos están acercándose al 100% de su capacidad. Además, a esta fortaleza de la oferta de crudo se suma al descenso del afán devorador de materias primas de China. El gigante asiático importó el pasado mes 7.35 millones de barriles de crudo al día, la cantidad más baja desde enero. Según Bloomberg, la ralentización del crecimiento económico chino sigue haciendo mella en las importaciones, también las energéticas. Guo Chaohui, analista de China International Capital, señala que "el gran apetito de chino por el petróleo y el carbón a ayudado a estimular los precios en la primera mitad de 2016... sin embargo, ahora este soporte se está debilitando por la debilidad de la demanda y porque China ya tiene un nivel muy elevado de reservas de petróleo". Ying Wang, analista en JP Morgan asegura que los datos de importación de crudo de China en la primera mitad del año no eran sostenibles, "porque el consumo real de crudo está creciendo muy despacio en el país".

"Al Sada dijo que el reciente descenso observado en los precios del petróleo y la volatilidad actual del mercado es solo temporal", señala la nota.

Añade que esa situación es resultado de "los debilitados márgenes (de beneficios) de las refinerías, inventarios (reservas almacenadas), excedentes, sobre todo

de productos derivados, el 'brexit' y su impacto en los mercados financieros de futuros, incluido el del crudo". Pero ante la perspectiva del incremento del consumo mundial de petróleo en la segunda mitad del año, "junto a un descenso de la disponibilidad (de barriles)", los precios "aumentarían en la última parte de 2016", se indica. Por otro lado, el presidente de la OPEP destaca la necesidad de efectuar inversiones en el sector no solo para que sea posible satisfacer el crecimiento de la demanda, sino también para contrarrestar el retroceso natural de la producción. La OPEP volverá a reunirse en septiembre La OPEP asegura que continúa vigilando la situación y mantiene constante deliberaciones con todos los Estados miembros sobre vías para restablecer la estabilidad en el mercado petrolero. "Está previsto que tenga lugar una reunión informal de los países miembros de la OPEP al margen del XV Foro Internacional de la Energía", añade. ▲

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Petróleo & GAs

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Foto: independencia-energetica.org

La compañía busca redireccionar su estrategia hacia activos que generen un retorno a corto plazo.

TEXTO: Edén García S.

PF presentó los resultados del segundo trimestre ante la Comisión Nacional de Valores (CNV) de Argentina, en donde se destaca una caída del 132.8% en el resultado neto, en relación al mismo periodo del 2015, según el portal informativo El Cronista.com. La empresa adjudicó esta caída a las “difíciles condiciones de la primera mitad del 2016”, como la menor demanda de combustibles, la devaluación de la moneda, los conflictos laborales, entre otros factores. En detalle, los ingresos ordinarios en el segundo trimestre fueron de $us 3.720 millones, un 17.2% menos que en el mismo período del 2015 que fue de $us 4.493 millones. De esta forma, la utilidad bruta quedó en $us 701 millones para el segundo trimestre de este año, un 34.6% menos que en el periodo mencionado. La utilidad operativa pasó de $us 627 millones a $us 375 millones, una variación trimestral negativa de 40.1%. Por su parte, el EBITDA (resultados operativos antes de depreciaciones, amortizaciones y perforaciones exploratorias improductivas) bajó de $us 1.392 millo-

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caída. La utilidad operativa disminuyó en un 40.1%

YPF cerró el segundo trimestre con pérdidas financieras Foto: seprin.info

┣ Según el informe de la petrolera estatal argentina las condiciones difíciles del primer semestre atribuidas a la menor demanda de combustibles, devaluación de la moneda, conflictos laborales, entre otros, ocasionaron esta caída.

nes a $us 1.212 millones, es decir, un 13% menos. La empresa aseguró que la facturación estuvo en línea con los costos operativos, pero que la devaluación de la moneda impactó directamente en los resultados de la empresa. Desafíos Por otro lado, la petrolera informó que la producción total aumentó un 0.3%, impulsado principalmente por el gas natural licuado (GNL), que aumentó un 26%. Sin embargo, la extracción de crudo cayó un 2.8% y la de gas natural un 0.4%, según la empresa, debido a los paros realizados por los trabajadores en estos períodos. Es en este sentido que el nuevo CEO de YPF, Ricardo Darré, planteó que la petrolera nacional debe analizar desprenderse de activos no estratégicos para el núcleo de su negocio, con el objetivo de centrarse en sus proyectos principales de mayor y más rápido retorno de inversión. Darré, quien asumió el cargo el 6 de junio pasado, abordó esta

Negocian con compañías del sector para desarrollar nuevos bloques no convencionales.

temática en un contacto que mantuvo con inversores y operadores del mercado financiero tras la presentación de los resultados de la empresa del segundo trimestre del año. Entre sus definiciones principales, el máximo ejecutivo de la estatal petrolera argentina manifestó la decisión de cerrar acuerdos con nuevos socios para incrementar el desarrollo de emprendimientos como Vaca Muerta, la necesidad de postergar inversiones de largo plazo como la exploración offshore y desprenderse de algunos

activos que no resulten redituables para la compañía. “YPF tiene que crecer pero protegiendo su estructura financiera. Tenemos que cuidar el capital de la compañía para desarrollar de manera eficiente los proyectos que están activos y los que vendrán. Somos optimistas y creemos que vamos a sumar nuevos socios”, dijo el directivo. En ese sentido, Darré planteó que la empresa debe analizar desprenderse de aquellos activos que no sean parte de su negocio central. “Vamos a tener que concen-

trarnos en lo que YPF hace bien, es decir el core de su actividad”, aseveró. Planteó la necesidad de bajar las expectativas de corto plazo sobre operatorias que no reflejan el núcleo de su actividad, como el caso de la exploración de recursos offshore o el desarrollo de yacimientos de crudo pesado de la provincia de Mendoza. Otro desafío fundamental para YPF es la reducción de costos y por ello Darré aseguró que espera que para fin de año los pozos horizontales de 18 fracturas de YPF cuesten $us 10 millones o menos. Cabe señalar que actualmente bordean los $us 11 millones. Más allá del shale gas de Vaca Muerta, el tight gas será la otra gran apuesta de la compañía. Se trata de reservorios menos duros, y más permeables, que permiten extraer el recurso a un costo más bajo. Asimismo el CEO de YPF señaló que realizan negociaciones con algunas compañías para desarrollar nuevos bloques no convencionales. ▲

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Energías renovables

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estudio. BANCA comercial ES MAS CAUTELOSA, MIENTRAS LA BANCA DE DESARROLLO LaS FOMENTA

┣ El papel de las institu-

ciones financieras en el financiamiento de energías renovables es fundamental para su crecimiento, pues aún existe la percepción de que son de mayor riesgo, de acuerdo a un estudio del BID.

TEXTO: REDACCIÓN CENTRAL

l rol de las entidades financieras en la otorgación de financiamiento para proyectos de generación eléctrica en base a Energías Renovables No Convencionales (ERNC) es un factor que incide de manera directa en la viabilidad de estos emprendimientos, sobre todo en los países con marcos regulatorios que permiten la libre competencia y la participación de operadores privados en el mercado. En el estudio realizado por varios expertos para el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), denominado "Expansión de las energías renovables no convencionales en América Latina y el Caribe, el rol de las instituciones financieras de desarrollo", los investigadores realizaron 3 estudios de caso en Chile, Brasil y Uruguay, para determinar el nivel de participación de las entidades de financiamiento para el desarrollo, en la otorgación de recursos para proyectos eólicos, de energía solar fotovoltaica e inclusive hidroeléctricos. El estudio permitió identificar que en general la banca de desarrollo ha consolidado instrumentos de financiamiento de grandes proyectos, sobre la base de los marcos legales y regulatorios de los países mencionados, aunque aún existen aspectos que pueden y deben ser revisados para adecuarlos al crecimiento, innovación y cada vez mayor surgimiento de iniciativas privadas que buscan participar en el segmento generador y en muchos casos en toda la cadena de suministro eléctrico en determinado segmento. En el caso de Uruguay, el estudio ha identificado que el sistema

eléctrico de este país es mayormente de control estatal. Prácticamente toda la cadena está en manos de empresas estatales, en tanto que la participación privada se concentra principalmente en la generación en base a ERNC. Mientras tanto en Brasil, el regulador es netamente estatal, establece las reglas de la competencia y equilibra el mercado en base a subastas, pero existe participación privdad en todos los segmentos de la cadena de suminstro eléctrico, incluyendo las renovables. Pro su parte Chile, uno de los países más innovadores en la creación de instrumentos y políticas financieras para la inclusión de fuentes renovables a su matriz energética y con un gran crecimiento de la oferta, especialmente solar, cuenta con mecanismos que le permiten financiar proyectos que pueden participar porcentualmente de la matríz energética, lo que les otorga el respaldo necesario para asegurar las fuentes de repago y garantizar la operación financiera. Uno de los factores estudiados en la investigación de casos, determina que las entidades financieras comerciales están aún en una etapa de maduración de la confianza respecto a la financiación de peoyectos de ERNC, sobre todo por los modelos de participación en el mercado, aunque los ejemplos positivos se multiplican sobre todo en Chile y Brasil, dónde la banca de desarrollo ha inyectado dinero y lo sigue haciendo cada vez con más intensidad, en grandes proyectos de generación y en menor escala tanto en proyectos pequeños. Un escenario propicio al desarrollo de fuentes renovables, es decir crecimiento de la demanda, marcos regulatorios y de pago adecuados a la cara estrucura de costos de las fuentes renovables, hará más sostenibles los emprendimientos y por tanto la calificación de los niveles de riesgo por parte de la banca. Un marco de demanda de participación de energía proveniente de fuentes renovables, en la matríz energética nacional, hará más atracativa la inversión y por ende el financiamiento.

Foto: Reporte Energía Photo Bank

Energías Renovables siguen siendo riesgosas para banca

Los costos financieros de los países en desarrollo son mayores que en los países desarrollados para proyectos renovables, según el BID.

Conclusiones: Beneficios de las renovables para su financiamiento

• Las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), ayudan a "descarbonizar" las economías de los países que han avanzado en incorporarlas en su matriz energética • Las ERNC contribuyen a la seguridad energética de largo plazo, desde la perspectiva de soberanía de recursos de los que algunos países dependen al obtenerlos de fuentes externas, como ocurre importando

combustibles fósiles. • La diversificicación de las fuentes, ayuda a reducir la vulnerabilidad de los sistemas de energía hidroeléctrica afectados por el cambio climático. • EL desarrollo de las renovables tiene un impacto positivo en la generación de empleo y en el desarrollo de proveedores de servicios. • Las ERNC, tienen co-beneficios ambientales fuertemente positivos

y no siempre son contabilizados por formar parte de la inversión privada • Los bajos costos de operación y mantenimiento, pueden ayudar a disminuir el impacto del acceso a la energía para las economías familiares, sobre todo de aquellos grupos con menores recursos. • Las entidades financieras consideran clave los acuerdos de compra de energía para el financiamiento.

Solo en Uruguay, las metas eran alcanzar el 2015 la participación de por lo menos el 50% de energía de fuentes renovables en la matriz de abastecimiento primario, de las cuales 1200 MW provendrían de generación eólica, 200 MW de biomasa y 200 MW de solar fotovoltaica, creando las condiciones de mercado necesarias para el crecimiento de la oferta en base a ERNC y facilitando la toma de decisiones de los financiadores. En el otro estudio de caso, Brasil, está desarrollando las condiciones apropiadas para asegurar el financiamiento para este tipo de proyectos, con la creación del Pro-

grama de Incentivo a las Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica (Proinfa), así como el sistema de susbastas específicas para fuentes alternativas, según el documento del BID. El financiamiento de este tipo de proyectos ha sido posible con fondos públicos, gracias a la creación del Fondo Nacional para el Cambio Climático, que provee inversiones a través del Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES). Un aspecto novedoso en Brasil, denominado net metering, ha sido diseñado para promover la inversión de los propios consumidores

en la instalación de pequeños generadores de energía renovable cuya energía inyectada al sistema genera crédito a favor el consumidor, haciendolo atractivo para el financiamiento. El estudio concluye que en los países en desarrollo el costo del financiamiento es mayor que en los desarrollados, lo que se constituye en un obstáculo clave para la concresión de los proyectos. "En los ambientes de altos costos financieros, como en casi todos los países en desarrollo, las renovables son penalizadas si se las compara con la generación de energía basada en combustibles fósiles". ▲

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empresa

oghur tiene experiencia en el suministro de grupos electrógenos desde varios años. Además del conocimiento en sistema de bombeo de diferentes líquidos y su control en transporte. La empresa destaca el suministro de grupos generadores de electricidad SDMO para emergencia, grupos de operación continua y plantas de operación para ciudades con operación 24/7 con funcionamiento escalonado interactuando con la demanda energética, esto por sus paneles de comando y control de alta tecnología y presión como son los APM y Telys entre los modelos más relevantes. La ventaja de estos modelos es que generan electricidad desde 8 kw hasta 3200 kw como equipos independientes y en combinación entre ellos se llegan a Plantas de mucha más capacidad de generación, lo que se denomina planta de generación eléctrica. En función de la aplicación, los equipos pueden destinarse a edificios, hospitales, plantas petroleras, industria en general, respaldo de datos, alquileres, y muchas aplicaciones más, con combustible a diésel y gas, abiertos o insonorizados. Por otro lado los equipos SDMO requieren de menor man-

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Roghur atiende con tecnología la demanda energética del país tenimiento a comparación de otras marcas que existen en el mercado, además cumple estrictos estándares para atender cualquier necesidad, asimismo cuentan con el servicio técnico local. Principales características SDMO Power, se utiliza en centrales de energía cuyo rango va desde 1600 a 3200 KVA.Se caracterizan porque se pueden armar en conjunto para adicionar mayor capacidad de generación de energía, ideales para: fábricas, industrias mineras, petroleras, plantas de comunicación y otros. También está el modelo SDMO Rentalr son generadores insonorizados (baja emisión sonora) de gran capacidad para generación de energía. Este es de principal demanda para torres de comunicación, abastecimiento de centro de datos, hospitales, bancos, entre otras aplicaciones.

Paneles de comando y control La unidad de control TELYS es altamente versátil y compleja pero accesible por la especial atención prestada para la optimización de la ergonomía y facilidad de uso.

para todos los modelos de equipos de SDMO. La experiencia en Bolivia demuestra la calidad de los mismos, remarca la empresa Roghur. Equipos instalados en comunidades, ciudades, hospitales, industria, planta de gas, torres de transmisión son ejemplos de que SDMO cumple con las exigencias de demanda energética del país. ▲

La unidad de control altamente versátil es compleja pero accesible.

Fotos: Roghur

Generadores insonorizados (baja emisión sonora) de gran capacidad para generación de energía.

Con su gran pantalla, botones y rueda de desplazamiento, facilita la operación del equipo a los usuarios. Por otro lado, el nuevo sistema de gestión APM802 mejora la comunicación y el control de su equipo a través de una interfaz intuitiva de manera remota o móvil desde cualquier dispositivo inteligente. Estos modelos son aptos

Sistema de gestión mejora la comunicación y el control de su equipo.

Centrales de energía cuyo rango va desde 1600 a 3200 KVA.

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empresa

ansa Ltda. cuenta con más de 108 años de experiencia en el mercado boliviano, convirtiéndose en pionera de la distribución y comercialización de equipos y herramientas para la industria y la construcción. La División Industria & Construcción de Hansa, fue la primera división de la empresa, razón por la cual se la denomina “división 01”. Ofrece a sus clientes y al público en general soluciones a medida con un amplio portafolio de productos de reconocimiento mundial por la calidad, durabilidad y eficacia que tiene esta a la hora de su aplicación. Campos de Prueba La Div. I & C, también cuenta con campos de pruebas únicos en el país, completamente equipados y con la infraestructura adecuada para llevar a cabo capacitaciones y demostraciones de equipos, para sus clientes y su grupo humano de trabajo. Estos campos de prueba se encuentran ubicados en las principales regionales del país; (El Alto, Cochabamba y Santa Cruz) les permite realizar demostraciones de la diversa paleta de productos que tienen en sus diferentes líneas, como ser: compactación, hormigón, demolición, bombas de agua, soldaduras y herramientas forestales, entre otros. Todo esto con el principal objetivo de que los clientes puedan experimentar los equipos en condiciones reales de uso. Cursos y Capacitaciones Desde la perspectiva de estar más cerca del cliente, la división I & C, también realiza cursos y talleres, con el principal objetivo de capacitar al cliente en distintos temas que normalmente se desarrolla en la industria y construcción. En este sentido, participan representantes del rubro de la construcción, entre las que mencionan a empresas constructoras y entidades públicas. Algunos de los cursos de capacitación impartidos están relacionados a Seguridad: “Manejo de herramientas eléctricas”,

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Hansa, pionera en equipos para la construcción e industria Fotos: Hansa Ltda.

Ofrece a la industria un amplio portafolio de productos de las marcas más reconocidas a nivel internacional.

“Operación y mantenimiento de equipos de compactación”, entre otros temas. En cuanto al rubro industrial, capacitan a grandes empresas del país, en temas de “Mantenimiento de bombas de agua”, “Como seleccionar una bomba para los trabajos adecuados” Mercado Por otro lado, los principales focos de mercado de la división son la industria y construcción, teniendo un amplio portafolio de productos de las marcas más reconocidas a nivel internacional. Logros En el transcurso del año la empresa ha tenido la oportunidad de ser parte de diferentes proyectos importantes para el desarrollo del país. Hansa se encuentra presente en dichos proyectos como pro-

Hansa tiene generadores a diésel y gas, bombas API y válvulas en diferentes modelos.

veedor. Entre los proyectos más grandes menciona la construcción de carreteras a lo largo de todo el país con equipos de las marcas más reconocidas a nivel internacional representadas por Hansa Ltda. Además el apoyo a la Gerencia nacional de recursos Evaporíticos de Bolivia con toda la maquinaria para la construcción e implementación de la planta de cloruro de potasio en el Salar de Uyuni, uno de los proyectos más grandes a nivel nacional. Asimismo destacan los equipos reconocidos a nivel internacional como la minicargadora Wacker Neuson y bombas de agua de la reconocida marca a nivel internacional KSB . Principal mercado El mercado de la industria y construcción. La mayor parte de

los clientes de la empresa está conformada por empresas constructoras, industrias, empresas mineras, instituciones públicas, entre otras. La cartera de clientes de Hansa Ltda. busca calidad, durabilidad y soporte técnico (servicio post-venta); características que solo encontrará en una empresa con la trayectoria y compromiso que la caracteriza, destaca la empresa. Energía Gran parte del aporte a las diferentes industrias del país son equipos de trabajo con la calidad certificada. En el caso de la industria energética Hansa Ltda tiene generadores a diésel y gas, bombas API y válvulas en diferentes modelos de la recocida marca a nivel internacional KSB. En el futuro inmediato, nuestro objetivo es consolidar la pre-

sencia de las líneas que actualmente tenemos dentro de nuestra oferta, en algunos casos, donde somos líderes, para ganar algunos puntos de participación de mercado, y en otros trabajar para incrementar nuestra participación, señala la empresa. ▲

Portafolio de Productos

Ammann: Equipos para trabajos de asfalto. Bosch: Herramientas eléctricas industriales y accesorios para herramientas. Cst/Berger: Equipos topográficos, medición y nivelación laser. Haulotte: Equipos de elevación de personas y carga. Himoinsa: Grupos electrógenos para trabajos continuos y de emergencia. Husqvarna: Equipos para el agro y la construcción. Kaeser: Compresores de Aire. KSB: Bombas de agua industriales. Lincoln Electric: Maquinas de soldar y electrodos. Screen Machine: Trituradoras, cribas y chancadoras móviles. Shimge: Bombas de agua para aplicaciones domésticas. Skil: Herramientas eléctricas profesionales. Tsurumi: Bombas de agua para la construcción y minería. Wacker Neuson: Equipos para la construcción.

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empresa

erpetrol cuenta con 23 años de trayectoria en el desarrollo de la industria hidrocarburífera nacional, años que la consolidan como un aliado estratégico para las empresas del sector, tanto operadoras como contratistas. Esta compañía cuenta con amplia experiencia como proveedora de materiales petroleros e industriales, actividades que ejecutan de acuerdo a normas legales y de seguridad vigente con alto compromiso con el cuidado del medio ambiente. Cabe destacar que la unidad de mayor trayectoria dentro de Serpetrol es la de suministro de materiales, la cual ha participado en proyectos importantes a lo largo de todos estos años. Entre los más recientes citan a los proyectos de “Gaseoducto de Integración Juana Azurduy”, “Incahuasi”, “Huacaya” y actualmente “Planta de Urea y Amoniaco”. Su labor permite aportar con volúmenes adecuados de stock en materiales críticos como válvulas manuales, automáticas, de control, regulación, seguridad/alivio y válvulas para cierre de emergencia. Su experiencia en la provisión de suministros y servicios sirvió como plataforma para pasar del piping hasta nuevas unidades de negocio, que hoy atienden necesidades de automatización de válvulas, dosificación de químicos, sellado de fluidos, instrumentación, provisión partes específicas de turbinas para proyectos hidroeléctricos y construcción de ductos. Sus actividades enmarcadas en una gestión de alta calidad hoy certificada por las normas ISO 9001:2008, ISO 14001 y OSHAS 18001. Por otro lado, a través de la Unidad de Equipos, brindan soluciones de venta y alquiler de ge-

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Serpetrol se afirma como aliado estratégico del sector Foto: Serpetrol

La Unidad de Equipos ofrece venta y alquiler de generadores y compresores de aire.

neradores y compresores de aire; equipos fundamentales para que las empresas puedan desarrollar sus actividades de manera segura y confiable. Además ofrecen soluciones de sistemas aislados de energía, imprescindible para el desarrollo productivo nacional, y participa como socio estratégico en los montajes de plantas en todo el país, teniendo experiencias destacables en Sucre, La Paz, Cochabamba, Tarija, Potosí, Oruro y Santa Cruz. Entre los trabajos más recien-

Trayectoria

serpetrol. Presta servicios técnicos, provisiónde materiales, representaciones, importaciones y exportaciones, principalmente dentro de la industria nacional de hidrocarburos y minería. servicios. Automatización de Válvulas, Dosificación de Químicos, Sellado de Fluidos, Instrumentación, provisión partes específicas de turbinas para proyectos hidroeléctricos y Construcción de ductos.

Todos los trabajos están supervisados por una gestión de alta calidad hoy certificada con normas internacionales.

tes de esta unidad mencionan la provisión, instalación y puesta en marcha de grupos electrógenos a Gas Licuado de Petróleo (GLP), con una potencia instalada mayor a los 1.200 kVA en el departamento de Potosí, al interior del Salar de Uyuni. Asimismo cuentan con experiencia en la instalación de sistemas de dosificación de químicos para la odorización de las redes de gas natural con intervenciones en los departamentos de La Paz, Cochabamba, Sucre, Potosí, Oruro y Santa Cruz. Equipos que actualmente cuentan con el servicio técnico para su óptimo funcionamiento. A través del departamento de Proyectos y Servicios, construyen prefabricados y redes primarias de gas alrededor del país. “Aportando al ansiado cambio de matriz energética”, resalta Serpetrol. En esta misma línea, consideran que a la cabeza de YPFB Corporación y ENDE Corporación, Bolivia debe consolidarse como el motor energético de la región, aprovechando al máximo los abundantes recursos naturales y su estratégica ubicación. “Serpetrol y todo su capital humano se encuentra comprometida con el desarrollo nacional. Tratando de adaptarse rápidamente

frente al dinamismo que han demostrado de los sectores productivos del país, ofreciendo servicios para la etapa de ejecución de proyectos, bienes y servicios para las plantas termoeléctricas y centros de exploración, producción hidrocarburífera nacional”, remarcó la empresa. La compañía reafirma su alianza estratégica en momentos donde la coyuntura internacional no favorece el crecimiento e inversión dentro de l a industria. ▲

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empresa

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La Boliviana Ciacruz tiene alta capacidad de respuesta para el sector Fotos: Boliviana Ciacruz

nte el crecimiento de las inversiones en el sector hidrocarburífero, la ingeniería de riesgos desarrollada por La Boliviana Ciacruz Seguros se convirtió en un factor determinante para atender con celeridad, solvencia y capacidad los requerimientos especializados de las empresas del sector. A este elemento diferenciador se suma la apuesta de la compañía por la alta y constante especialización de sus recursos humanos, por lo que La Boliviana Ciacruz Seguros tiene una capacidad de respuesta ampliamente valorada por las compañías que operan en el sector hidrocarburífero, consolidándose como la empresa líder y experta en este rubro, destaca la empresa. Esto se traduce en la generación de productos “personalizados” que responden a las necesidades específicas de los clientes, lo que significa un importante ahorro en tiempo y dinero que, al final del día, se convierte en un beneficio para el cliente. “Es inviable llegar a este segmento con un producto genérico porque hay coberturas que no son requeridas; por el otro lado, el cliente quedaría al descubierto en coberturas que realmente precisa. Esto nos permite ofrecer una respuesta 'a su medida' y abaratar costos para el cliente”, explicó el gerente nacional de Suscripción de La Boliviana Ciacruz, Santiago Bustillos. Para lograr esta capacidad de respuesta, agregó el ejecutivo, es imprescindible conocer el negocio hidrocarburífero y la industria de los seguros “y es ahí donde generamos valor para el cliente porque nos empapamos de su actividad y con una base ampliamente sólida en seguros logramos la combinación perfecta para llegar al cliente con un producto hecho a su talla”. El nivel de especialización se refleja en las cifras oficiales. De acuerdo a los datos del regulador, La Boliviana Ciacruz Seguros es la única compañía del mercado que asume alrededor del 40% del riesgo, es decir, no transfiere la totalidad de los riesgos involucrados en una póliza a un reasegurador sino que ha desarrollado una ingeniería que le permite evaluar los riesgos y generar una respuesta propia.

Instalaciones de la oficina regional en Santa Cruz de la empresa aseguradora.

Productos En el caso de las empresas del sector energético, La Boliviana Ciacruz Seguros tiene diversos productos en seguros personales y seguros generales. En el primer rubro, el producto más requerido es el de Seguros de Accidentes Personales que debido a su alto nivel de demanda, es ofertado a empresas vía brokers y canales de venta directos. En Seguros Generales existe una amplia gama de productos que tienen la capacidad de adecuarse al requerimiento de cada cliente, y las características específicas de las empresas que operan en un sector tan especializado como el energético. Y en esta lista, los Seguros de todo Riesgo son los más requeridos y los más complejos debido al elevado volumen de operaciones que implica cada operación. Precisamente, esta característica se convierte en un desafío para la industria aseguradora porque, en la mayor parte de los casos, el monto de dinero excede la capacidad local de realizar contratos directos. Otro producto de gran demanda es el de Responsabilidad

Fachada principal de las oficina en la ciudad de Cochabamba.

Civil que asegura la responsabilidad del asegurado frente a una demanda de este tipo ante eventualidades en el desarrollo de la su actividad y que podrían causar un daño a terceros. En este campo, los montos comprometidos son millonarios

por lo que el nivel de cobertura debe garantizar la tranquilidad que requiere el operador para realizar su trabajo. Al tratarse de un sector con un alto nivel de especialización en sus operaciones, La Boliviana Ciacruz Seguros también desarrolló pro-

ductos como pólizas de construcción y montaje que cubren todos los riesgos durante un proyecto. Asimismo, se ofertan pólizas de fidelidad de empleados que cubren al asegurado ante eventuales infidelidades y delitos de los trabajadores en contra de la empresa. ▲

empresa

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Fotos: Cormaq

Scania presentó lo último en Tecnología de camiones de carga

El nuevo modelo Scania Griffin Edition.

Miguel Zambrana, Daniel Patiño, Rodrigo Rodríguez, y Mario Mendoza (Gte gral. de Cormaq S.A.).

Cormaq S.A. lanzó el nuevo camión Scania Griffin Edition, se trata de un modelo con alta tecnología en carga. Entre su características principales destaca su cabina (CR) con

litera y techo alto, además de un motor Highline Motor Scania 410 hp (2000 Nm) o 460 hp (2250 Nm) a elección del cliente. Asimismo tiene una caja de cambios de 14 velocidades totalmente automa-

tizada y frenos ABS. Su última tecnología trae un control de tracción electrónico y suspensión de la cabina, como también un aire acondicionado con ajuste automático, entre sus principales características. El lanzamiento conto con la presencia de expertos de la fábrica que llegaron del exterior del país, generando gran expectativa entre los clientes de la marca.

Servicios de la marca

Scania.- Ofrece soluciones pensadas para la seguridad y el mantenimiento de su camión. Todo eso para asegurar la disponibilidad de su Griffin Edition y la rentabilidad de sus negocios. Con un catálogo de servicios y repuestos estratégicamente desarrollado para cada aplicación. Scania ofrece soluciones completas

y personalizadas. Abarcan desde servicios regulares hasta la completa gestión y ejecución del plan de mantenimiento, con paquetes customizados y flexibles, todo en un sólo lugar .combinaciones.- Scania Griffin Edition disponible en las versiones: R 460 LA6X4 / R 410 LA6X2 / R 410 LA4X2.

empresa

Del 16 al 31 de Agosto de 2016

BR Holding Brasil es una empresa con 30 años de experiencia a nivel internacional suministrando equipos y servicios en ingeniería, procura, montaje y puesta en marcha para la industria en general, que ahora busca posicionarse en Bolivia ofreciendo un alto nivel de calidad al sector hidrocarburífero. Mauricio Assuncao, representante de HBR, señaló que la compañía se encuentra en una etapa de expansión internacional de su mercado y Bolivia es la primera en la lista seguida de Argentina y Perú. El mercado boliviano es considerado una prioridad comercial para esta empresa por su gas natural, remarcó el ejecutivo. Esta compañía actualmente suministra servicios y equipos de ingeniería en el país para los nuevos proyectos de YPFB, Total, Repsol y Petrobras. En cuanto a equipos, HBR ofrece compresores de aire de la marca Ingersoll Rand, los ofrece en diferentes variaciones como los compresores centrífugos, de movimiento alternativo o de rosca de

Foto: David Durán / Reporte Energía

HBR expande su mercado hasta Bolivia con ingeniería de punta Antecedentes

experiencia. HBR tiene 30 años de experiencia en el mercado industrial y es también parte de la distribuidora de detección y control de línea de Honeywell . Son productos tales como micro

switcht, finales de carrera, Micro, Activar y conmutadores de presión, sensores de posición, velocidad e inductivo, y soluciones inalámbricas y productos para la presión, para motor y la carga.

variada potencia para muchas industrias y aplicaciones diferentes. En cuanto a compresores de gas esta empresa tiene una amplia gama en ese tipo, los de movimiento alternativo, centrífugo, giratorio (tornillo o lóbulos) o aceite lubricante libre. Su aplicación es diversa y muy fuerte sobre todo en la industria del gas natural, refinerías, química y petroquímica. Asimismo HBR ofrece un paquete completo de generación de nitrógeno, incluyendo la generación de aire comprimido integrado para onshore and offshore, refinerías y petroquímica. Los paquetes pueden usar la tecnología PSA (interruptor de presión de adsorción) o de las membranas, dependiendo

de la necesidad de aplicación. Por otro lado es distribuidor mundial de filtros industriales de alto rendimiento con las marcas de renombre tales como Ingersoll Rand, Ultrafilter y Domnick Hunter con diferentes características, ideal para muchos tipos de industrias. La empresa tiene un equipo técnico capaz de proporcionar todo el mantenimiento y la asistencia técnica necesaria para su equipo de la cartera, y la formación, alquila compresores y servicios de ingeniería en general, destaca el representante de HBR. Consultado sobre el panorama global de la industria hidrocarburífera, señaló que cuentan con las condiciones favorables para enfrentar esta situación. “A diferencia de los países desarrollados nosotros necesitamos de las grandes inversiones para el mantenimiento o incremento de la producción de gas natural, básicamente en todos los países de Sudamérica. Entonces a pesar del bajo precio de petróleo seguimos invirtiendo y expandiendo nuestro mercado”, remarcó. ▲

Mauricio Assuncao, representante de HBR para Bolivia.

Compresores de aire Ingersoll Rand, esta marca tiene modelos con variaciones de movimiento.

Compresor centrífugo híbrido Ar/Nitrogeno.

Compressor Centrífugo-Nitrogeno.

Dos unidades de compresión, de 5.000 HP cada uno, diseñadas por HBR para la empresa Kobelco.

Del 16 al 31 de Agosto de 2016

empresa

Del 16 al 31 de Agosto de 2016

Fotos: Hampton by Hilton

Hampton by Hilton ofrece el más alto nivel en hotelería

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Así luce la fachada principal del Hampton by Hilton ubicado en la zona de Equipetrol de la ciudad de Santa Cruz, Bolivia.

ampton by Hilton en Bolivia es el séptimo hotel instalado en Latinoamérica, y a solo meses desde su apertura en Santa Cruz alcanzó su posicionamiento en niveles de ocupación con una infraestructura que cumple los más altos estándares de seguridad y calidad de servicio internacional. Hampton by Hilton es propiedad de una de las cadenas líderes a nivel global de hoteles como es Hilton Worldwide, reconocida empresa que brinda comodidad de calidad, servicio amable y auténtico, conceptos que caracterizan a su marca ahora para un nuevo mercado de viajeros de negocios y placer en Bolivia, señala esta cadena hotelera. Está ubicada en la avenida San Martín, la principal avenida comercial en la zona de Equipetrol. Hampton by Hilton es parte de una construcción de espacios de uso mixto de 12 pisos, el cual incluye una agencia bancaria en planta baja y el hotel en los pisos superiores. Ubicado estratégicamente

en un centro residencial y de negocios próspero a una distancia a pie de los dos centros comerciales más importantes de la ciudad. Este nuevo Hampton by Hilton hotel también ofrece servicio de transporte complementario al Aeropuerto Internacional Viru Viru. "Nuestros clientes que llegan a la ciudad por placer o negocios podrán disfrutar de una ubicación privilegiada, tres categorías de habitaciones, centro de negocios, y un bar exclusivo en el piso 11 del edificio con una vista privilegiada", destaca la cadena hotelera. Servicios La propiedad ofrece a sus visitantes un alojamiento cómodo y contemporáneo a un precio medio y la reconocida calidad de los hoteles Hampton by Hilton. Cuenta con los servicios y comodidades distintivos de la marca: el desayuno caliente de cortesía con especialidades locales, tales como masitas típicas de Santa Cruz, así como las bolsas de desayuno Hampton de On the Run ™, disponible de lunes

Caja de datos

Habitaciones contemporáneas y confortables.

Características

inauguración. El 15 de diciembre del 2015 la cadena Hilton Worldwide decidió introducir al mercado boliviano su marca Hampton by Hilton. Esta marca tiene 95 años de trayectoria y más de 4000 hoteles alrededor del mundo. ubicación. Hampton by Hilton ofrece 72 habitaciones en una construcción totalmente nueva, ubicado en la avenida San Martín y la calle E del conocido barrio de Equipetrol.

• Convenientemente ubicado cerca de importantes centros de convenciones y centros comerciales • A 30 minutos del Aeropuerto Viru Viru. • Suites amplias con vista a la ciudad, kitchenette y comodidades de cortesía • Centro de negocios y sala de reuniones con capacidad para 25 personas • Garantía 100% Hampton Guarantee™.

a viernes, conexión Wi-Fi de alta velocidad de cortesía y la garantía incondicional al 100% de Hampton Guarantee®. A su vez los huéspedes podrán disfrutar de habitaciones contemporáneas y confortables con la limpia y fresca cama Hampton Bed ®, televisores Smarte LED, y cafetera.

tanto de negocios como de placer, ofreciendo el mejor servicio y comodidad en su clase. Los huéspedes que viajen por negocios a este nuevo hotel Hampton by Hilton tendrán a su disposición un centro abierto las 24 horas con la impresión de cortesía, y sala de juntas de 40 metros cuadrados para pequeñas reuniones para hasta 30 personas. Hampton by Hilton adopta una cultura única de hospitalidad

comodidad El hotel está diseñado y ambientado para atraer a viajeros

llamada Hamptonality. Este término describe el acercamiento de cada hotel hacia un servicio al huésped amigable, anticipándose a necesidades de huéspedes y proveyendo a viajeros sugerencias acerca de las atracciones locales, hechos históricos y cosas divertidas para hacer en cada localidad. Adicionalmente, los hoteles están fusionados con fotografía y arte local, remarcando en cada propiedad las conexiones y soporte a su propia comunidad. Hampton by Hilton Santa Cruz de La Sierra/Equipetrol participa en Hilton HHonors®, el único programa de lealtad que permite a los miembros obtener puntos y millas por la misma estancia y canjear estos puntos por noches gratis sin restricciones de fechas. Los miembros de HHonors siempre obtienen el precio más bajo con la garantía de mejor precio, junto con puntos HHonors, conexión Wi-Fi gratuita, registro digital y sin gastos de reserva siempre y cuando se reserve directamente a través de Hilton. ▲

Del 16 al 31 de Agosto de 2016

energía nuclear

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Del 16 al 31 de Agosto de 2016

ACUERDO. Agencia Boliviana de Energía Nuclear y Rosatom firmaron contrato

Inician estudios para construir Centro Nuclear en el país

TEXTO: Redacción Central

a Agencia Boliviana de Energía Nuclear (ABEN) suscribió dos contratos con los cuales ya se puede dar inicio a las actividades de emplazamiento e ingeniería del Centro de Investigación y Desarrollo en Tecnología Nuclear (CIDTN), según un boletín informativo del Ministerio de Hidrocarburos y Energía. “Gracias al Presidente Evo Morales, Bolivia entra en la era nuclear con fines pacíficos. Estos contratos se constituyen en una fase importante para el inicio de las actividades prácticas de construcción del centro más grande de Sudamérica”, manifestó el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez. Por su parte, el director de la División del Desarrollo y Negocio Internacional de la corporación estatal Rosatom, Kiril Komarov, expresó que“los estudios técnicos comprenden la presencia en el sitio para recopilar datos que posteriormente se usarán para el diseño y construcción. Rosatom siendo un suministrador responsable también está dispuesto a apoyar a los colegas bolivianos en implementar los elementos necesarios de la infraestructura nuclear de Bolivia”. A su vez Sánchez explicó que el primer documento, Contrato de Evaluación de la Infraestructura Nuclear, fue suscrito entre ABEN y Atom Stroy Export S.A, dependiente de la corporación Rosatom, y “permitirá contar con un diagnóstico y evaluación de la infraestructura nuclear en Bolivia, de acuerdo a los más altos estándares internacionales y las recomendaciones del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), así

Datos

Foto: bp.blogspot.com

acuerdos. Estos primeros contratos comerciales se celebraron conforme al acuerdo intergubernamental entre Rusia y Bolivia sobre la cooperación en la construcción del CIDTN el cual se suscribió el 6 de marzo de 2016

como con una estrategia para su desarrollo”, a fin de cumplir con el cronograma de realización del Proyecto y satisfacer las necesidades y requerimientos del Centro Nuclear. El segundo documento, Contrato de Estudios Preliminares de Emplazamiento e Ingeniería, fue suscrito entre ABEN y Rosatom Service S.A, dependiente de la corporación Rosatom, y “permitirá realizar las prospecciones de ingeniería para la evaluación y justificación del sitio, la evaluación de impacto ambiental, y otros estudios relacionados a la obtención de las licencias necesarias antes del inicio la construcción del Centro”, dijo Sánchez. En este sentido, afirmó que los estudios preliminares a realizarse tomarán en cuenta todos los procesos, fenómenos y factores naturales y los acontecimientos e impactos relacionados con la actividad humana, de acuerdo a los criterios nacionales e internacionales que garantice su adecuada operación y mantenimiento. Estos primeros contratos comerciales se celebraron conforme al acuerdo intergubernamental entre Rusia y Bolivia sobre la cooperación en la construcción del CIDTN el cual se suscribió el 6 de marzo de 2016, según explicó Sánchez. El centro permitirá a Bolivia empezar a dominar las tecnologías nucleares y usarlas en la ciencia, farmacia, geología, agricultura y otras facetas de la vida. El centro da la posibilidad de establecer en Bolivia la producción de radioisótopos que tienen amplio uso en el diagnóstico y tratamiento de enfermedades oncológicas, lo cual garantizará un mayor acceso a la farmacia nuclear para la población de Bolivia. El uso de la tecnología de irra-

Con el Centro se producirá radioisótopos que tienen amplio uso en el diagnóstico y tratamiento de enfermedades oncológicas.

Foto: MHE

Con este complejo Bolivia empezará a dominar las tecnologías nucleares y usarlas en la ciencia, farmacia, geología, agricultura y otras facetas de la vida. Permitirá la producción de radioisótopos para enfermedades oncológicas.

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La Agencia Boliviana de Energía Nuclear suscribió dos convenios con empresas rusas para desarrollar este tipo de energía en el país.

Datos

usos. La irradiación de productos comestibles y agrícolas para su tratamiento y lucha de plagas y bacterias, permitirá aumentar la duración de productos y condicionará el aumento de exportación de la producción agrícola del país.

diación de productos comestibles y agrícolas para su tratamiento y lucha de plagas y bacterias, permitirá aumentar la duración de productos y condicionará el aumento de exportación de la producción agrícola del país. En base al Centro se capacitarán recursos humanos nacionales

de alta cualificación para la industria nuclear del país y de toda la región. El Centro estará dotado de los equipos de avanzada para investigaciones en el marco de los programas nacionales nuclear y científico de Bolivia, lo cual promoverá el desarrollo de educación y ciencia en el país. ▲

Del 16 al 31 de Agosto de 2016

HIDROCARBUROS Fecha

Cushing, OK

Europe Brent

Cushing, OK

Europe Brent

WTI Spot Price

Spot Price FOB

WTI Spot Price

Spot Price FOB

FOB (Dollars

(Dollars per

FOB (Dollars

(Dollars per

per Barrel)

Barrel)

per Barrel)

49,1 49,07 49,14 48,69 49,71 50,37 51,23 50,52 49,09 48,89 48,49 47,92 46,14 48 49,4

49,26 48,81 49,05 48,5 48,94 49,76 50,73 50,59 49,7 49,36 47,88 47,47 45,66 46,57 48,68

may 31, 2016 jun 01, 2016 jun 02, 2016 jun 03, 2016 jun 06, 2016 jun 07, 2016 jun 08, 2016 jun 09, 2016 jun 10, 2016 jun 13, 2016 jun 14, 2016 jun 15, 2016 jun 16, 2016 jun 17, 2016 jun 20, 2016

Fecha

jun 21, 2016 48,95 jun 22, 2016 49,16 jun 23, 2016 49,34 jun 24, 2016 46,7 jun 27, 2016 45,8 jun 28, 2016 47,93 jun 29, 2016 49,85 jun 30, 2016 48,27 jul 01, 2016 49,02 jul 04, 2016 jul 05, 2016 46,73 jul 06, 2016 47,37 jul 07, 2016 45,22 jul 08, 2016 45,37 jul 11, 2016 44,73

Fuente: eia.gov

MINERÍA

COTIZACIONES OFICIALES Y ALÍCUOTAS DE REGALÍAS MINERAS Segunda Quincena de Julio de 2016

Mineral

Unidad

Cotización

Alícuota Regalías

en $us

Mineras Export.

Mineras

Ventas Internas

ZINC

0.97

5.000

3.000

ESTAÑO

8.09

5.000

3.000

ORO

1347.82

7.000

4.200

5.000

3.000

ORO Minerales Sulfurosos ORO Yacimientos Marginales

2.500

1.500

PLATA

20.08

6.000

3.600

ANTIMONIO

TMF

6636.00

5.000

3.000

0.83

5.000

3.000

TMF

9486.90

1.372

0.823

2.19

5.000

3.000

PLOMO WOLFRAM COBRE BISMUTO

4.13

1.388

0.833

PIEDRA CALIZA

T.M.

21.55

3.500

2.100

PIEDRA CALIZA DE TALLA O DE CONSTRUCCION

T.M.

85.00

3.500

2.100

CONCENTRADOS Y LUMPS

T.M.

56.70

4.000

2.400

PELLET

T.M.

81.65

3.000

1.800

HIERRO ESPONJA Y ARRABIO

T.M.

207.00

2.000

1.200

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

MINERALES DE HIERRO

OTROS SIN COTIZACIÓN INTERNACIONAL

PRECIOS FINALES AL CONSUMIDOR JULIO 2016

Barrel)

GNV

1,66 Bs./M³

48,18 48,43 48,63 46,69 45,07 46,29 48,4 48,05 47,65 48,02 45,64 45,7 45,93 44,53 44,04

GLP

2,25 Bs./Kg

GAS. ESPECIAL

3,74 Bs./Lt

GAS. PREMIUM

4,79 Bs./Lt

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

2,72 Bs./Lt

JET FUEL

2,77 Bs./Lt

DIESEL OIL

3,72 Bs./Lt

AGRO FUEL

2,55 Bs./Lt

FUEL OIL

2,78 Bs./Lt

PRECIOS INTERNACIONALES GASOLINA

8,68 Bs./Lt

DIESEL OIL

8,88 Bs./Lt

GNV

2,18 Bs/m³

JET FUEL

6,65 Bs./Lt

Fuente: eia.gov

Fuente: ANH

ELECTRICIDAD

Día 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Max.

Ago 1,189.8 1,172.0 1,312.8 1,329.7 1,304.8 1,187.9 1,327.1 1,245.0 1,135.7 1,321.0 1,358.5 1,333.9 1,322.5 1,280.7 1,179.6 1,170.3 1,271.4 1,268.0 1,288.1 1,306.8 1,319.2 1,255.6 1,180.0 1,256.1 1,322.2 1,350.3 1,323.3 1,317.0 1,255.5 1,216.7 1,356.9 1,358.5

Sep 1,396.4 1,377.4 1,364.5 1,316.6 1,231.9 1,189.1 1,354.9 1,354.7 1,355.0 1,365.0 1,244.2 1,178.0 1,131.6 1,281.6 1,353.2 1,391.3 1,403.2 1,410.3 1,314.1 1,259.4 1,397.9 1,411.2 1,400.4 1,354.5 1,322.6 1,227.5 1,146.7 1,311.9 1,371.3 1,316.6 1,411.2

GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (Agosto 2015 - Julio 2016) Oct 1,300.9 1,322.4 1,149.3 1,139.4 1,317.4 1,386.8 1,343.8 1,332.2 1,215.6 1,174.8 1,113.2 1,239.8 1,298.1 1,337.0 1,393.7 1,362.3 1,279.2 1,185.7 1,376.1 1,419.6 1,413.6 1,434.7 1,399.3 1,321.4 1,224.1 1,393.1 1,383.4 1,351.2 1,395.3 1,348.9 1,172.7 1,434.7

Nov 1,046.9 1,068.0 1,236.4 1,285.2 1,286.6 1,296.3 1,213.7 1,208.5 1,355.7 1,356.5 1,362.4 1,404.5 1,357.1 1,285.2 1,215.7 1,341.9 1,396.2 1,393.4 1,409.5 1,247.6 1,235.6 1,206.5 1,376.8 1,400.2 1,405.8 1,412.5 1,365.3 1,216.0 1,109.1 1,254.0 1,412.5

Dic 1,311.9 1,354.3 1,383.7 1,390.4 1,252.0 1,131.7 1,307.6 1,336.2 1,365.6 1,347.7 1,352.3 1,288.0 1,241.0 1,366.5 1,369.2 1,349.7 1,372.3 1,361.4 1,226.1 1,142.6 1,301.5 1,332.7 1,339.6 1,278.8 1,120.6 1,211.1 1,167.0 1,335.2 1,358.8 1,336.9 1,291.9 1,390.4

Ene 1,073.8 1,176.0 1,129.5 1,318.7 1,339.4 1,242.5 1,336.8 1,347.1 1,261.9 1,198.7 1,304.2 1,346.9 1,296.3 1,313.1 1,351.9 1,302.5 1,219.4 1,364.3 1,406.3 1,399.6 1,408.5 1,316.0 1,338.2 1,266.2 1,341.0 1,397.9 1,348.2 1,331.6 1,346.8 1,229.3 1,180.1 1,408.5

Feb 1,330.5 1,333.9 1,339.3 1,323.0 1,264.5 1,200.8 1,121.6 1,147.3 1,181.2 1,323.1 1,360.8 1,374.0 1,298.1 1,207.9 1,363.6 1,381.6 1,403.3 1,415.6 1,376.3 1,267.0 1,227.2 1,349.9 1,371.4 1,360.4 1,385.0 1,331.3 1,245.6 1,190.6 1,358.0 1,415.6

Mar 1,372.0 1,382.6 1,392.9 1,302.4 1,224.0 1,175.5 1,350.5 1,375.7 1,323.1 1,350.3 1,337.6 1,285.5 1,216.9 1,360.2 1,410.3 1,435.4 1,446.6 1,417.4 1,299.2 1,275.3 1,304.7 1,313.5 1,347.3 1,257.4 1,129.6 1,203.2 1,186.4 1,334.9 1,389.9 1,405.8 1,422.3 1,446.6

Abr 1,416.5 1,330.0 1,281.2 1,404.6 1,423.3 1,437.3 1,442.8 1,419.4 1,350.2 1,303.1 1,340.9 1,363.2 1,404.4 1,429.7 1,370.5 1,321.0 1,255.9 1,419.2 1,448.4 1,366.9 1,398.1 1,359.8 1,310.7 1,253.2 1,376.2 1,283.2 1,290.0 13,300.2 1,283.7 1,173.3 13,300.2

May 1,083.3 1,162.0 1,298.2 1,334.9 1,367.5 1,373.7 1,247.2 1,211.9 1,348.0 1,321.1 1,319.6 1,330.3 1,310.8 1,268.7 1,213.5 1,270.0 1,287.1 1,261.7 1,292.9 1,278.0 1,198.4 1,152.8 1,279.6 1,305.5 1,306.3 1,197.4 1,208.4 1,177.6 1,154.2 1,264.2 1,289.0 1,373.7

1,396.3

DEMANDA MAXIMA DE POTENCIA DE CONSUMIDORES (MW) EN NODOS DEL STI - (Agosto 2015 - Julio 2016)

Ago CRE - Santa Cruz 484.3 EMDEECRUZ 0.0 DELAPAZ - La Paz 325.6 DELAPAZ - San Buenaventura 0.0 DELAPAZ - Cumbre 0.0 ELFEC - Cochabamba 201.6 ELFEC - Chimoré 13.7 ELFEO - Oruro 56.2 ELFEO - Catavi 24.8 CESSA - Sucre 50.2 CESSA - Mariaca 0.0 SEPSA - Potosí 52.1 SEPSA - Punutuma 5.4 SEPSA - Atocha 12.9 SEPSA - Don Diego 6.5 ENDE - DELBENI 0.0 ENDE - Varios (2) 31.2 SETAR - Tarija 8.7 SETAR - Villamontes 5.6 SETAR - Yacuiba 12.6 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 49.4 Otros - C. No Regulados 20.9 Varios (1) 3.1 TOTAL COINCIDENTAL 1,294.7

Sep 533.1 0.0 314.2 0.0 0.0 204.6 14.7 56.1 24.3 49.8 0.0 45.7 5.4 12.6 6.4 0.0 32.5 16.2 6.0 13.5 50.8 21.7 3.1 1,343.1

Oct 551.9 0.0 308.1 0.0 0.0 210.4 15.3 55.3 24.4 49.6 0.0 48.8 5.6 11.6 6.2 0.5 33.5 15.5 6.3 13.8 51.2 21.4 3.1 1,370.0

Nov 561.9 0.0 308.0 0.0 0.0 208.1 15.2 55.2 23.3 43.9 0.0 46.9 5.1 11.3 6.4 0.5 33.7 16.2 6.7 15.2 49.4 18.3 3.1 1,349.4

Dic 544.0 0.0 302.9 1.0 38.2 202.6 14.4 55.7 22.8 47.7 0.0 42.8 7.2 11.1 5.8 27.7 4.6 28.1 6.8 14.5 44.6 22.7 2.7 1,327.3

Ene 574.4 0.0 259.0 1.0 39.2 203.8 14.5 55.0 21.7 47.1 0.1 41.4 4.8 10.9 5.9 27.6 5.0 29.5 6.4 14.7 45.5 22.2 2.6 1,347.8

Feb 525.3 0.1 308.2 0.9 46.5 205.6 14.8 54.9 27.7 49.5 0.1 43.5 5.0 10.9 6.3 26.7 4.5 34.5 7.0 15.1 45.5 21.3 2.9 1,342.5

Mar 567.7 0.1 264.1 1.0 58.1 208.5 15.7 51.3 21.0 49.4 0.1 43.2 3.1 11.5 6.3 28.0 4.5 33.1 6.0 13.7 45.8 21.9 3.1 1,383.5

Abr 547.9 0.2 262.5 1.1 63.8 209.4 15.7 59.9 22.3 49.7 0.0 42.4 5.1 12.2 6.3 28.3 8.1 33.7 6.5 14.1 47.9 21.9 3.6 1,386.3

May 471.6 0.2 260.4 1.0 64.1 206.9 14.8 60.7 22.8 49.8 0.0 44.2 5.1 12.2 6.4 25.2 8.5 32.9 4.7 10.9 48.4 21.6 3.7 1,315.1

TANTALITA

3.500

2.100

3.500

2.100

PIEDRAS PRECIOSAS Y METALES PRECIOSOS

5.000

3.000

PIEDRAS SEMIPRECIOSAS

4.000

2.400

INDIO

5.000

3.000

RENIO

5.000

3.000

OTROS MINERALES METALICOS Y NO METALICOS

2.500

1.500

CARBONATO DE LITIO

3.000

1.800

CLORURO DE POTASIO

3.000

1.800

OTROS SUBPRODUCTOS Y DERIVADOS

3.000

1.800

CLORURO DE SODIO

2.500

1.500

ULEXITA

5.000

3.000

CRE - Santa Cruz EMDEECRUZ DELAPAZ - La Paz DELAPAZ - San Buenaventura DELAPAZ - Cumbre ELFEC - Cochabamba ELFEC - Chimoré ELFEO - Oruro ELFEO - Catavi CESSA - Sucre CESSA - Mariaca SEPSA - Potosí SEPSA - Punutuma SEPSA - Atocha SEPSA - Don Diego ENDE - DELBENI ENDE - Varios (2) SETAR - Tarija SETAR - Villamontes SETAR - Yacuiba SAN CRISTOBAL - C. No Reg. Otros - C. No Regulados Varios (1) TOTAL

ULEXITA CALCINADA

3.000

1.800

( 1) Consumos de Sacaca, Ocurí, Lípez. (2) Consumos de Uyuni, Tazna y Las Carreras. (3) Consumos de Yucumo, San Borja, San Ignacio de Moxos, 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).

MINERALES DE BORO

Jul (al 17) 1,322.5 1,238.8 1,174.5 1,317.3 1,298.1 1,302.2 1,312.9 1,317.0 1,262.2 1,198.5 1,348.9 1,384.0 1,391.7 1,396.3 1,333.5 1,178.3 1,135.0

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

BARITINA

RECURSOS EVAPORÍTICOS

Jun 1,250.7 1,274.8 1,269.8 1,228.1 1,149.7 1,302.4 1,312.8 1,318.2 1,307.9 1,296.6 1,227.0 1,159.0 1,291.2 1,330.4 1,353.7 1,324.1 1,320.0 1,224.6 1,173.6 1,282.0 1,234.8 1,337.6 1,333.3 1,327.3 1,260.5 1,183.0 1,304.8 1,320.6 1,297.0 1,343.8 1,353.7

Jun Jul (al 17) 416.2 471.1 0.2 0.2 263.5 296.8 1.0 1.3 67.2 67.0 208.2 206.9 14.8 17.1 63.6 60.2 21.4 20.5 51.1 50.9 0.0 0.0 45.2 44.5 5.4 6.3 12.7 12.3 6.5 6.4 23.0 30.3 9.4 9.2 35.2 33.9 4.6 5.0 11.4 11.4 50.8 50.7 20.0 20.1 3.8 3.4 1,290.8 1,343.3

( 1) Consumos de Sacaca, Ocurí, Lípez . (2) Consumos de Uyuni, Tazna y Las Carreras. (3) Consumos de Yucumo, San Borja, San Ignacio de Moxos, Trinidad. Los valores de potencia aquí informados corresponden a los registros de potencia integrados en períodos de 15 minutos obtenidos del Sistema de Medición Comercial (SMEC).

DEMANDA DE ENERGIA DE CONSUMIDORES (GWh) EN NODOS DEL STI- (Agosto 2015 - Julio 2016) Ago 238.9 0.0 152.9 0.0 0.0 99.3 6.2 27.1 12.8 24.8 0 27.6 2.3 6.5 2.2 0 15 3.6 2.4 5.5 32.2 12 1.1 672.4

Sep 256.8 0.0 148.6 0.0 0.0 98.7 6.4 26.3 12.7 24.8 0 25.3 2.4 6.4 2.2 0 15.3 4.5 2.5 5.6 31.4 12 1 683

Oct 259.3 0.0 147.2 0.0 0.0 101.7 6.5 26.5 12.2 23.9 0 26.8 2.3 5.6 2.1 0.1 15.2 5 2.7 5.9 31.5 11.7 1 708

Nov 264.9 0.0 145.9 0.0 0.0 100.3 6.6 26.5 11.5 21.3 0 25.6 2.1 5.6 2 0.2 15.2 5.3 2.9 6.1 25.4 9.2 1 677.4

Dic 276.2 0.0 149.3 0.1 0.6 100.9 6.7 27.7 11.3 24.9 0 23.4 2.5 5.8 2 14.4 1.9 9.5 3.1 6.5 30 13.5 0.9 711

Ene 286.3 0.0 132.0 0.5 11.3 99.2 6.8 26.9 10.5 24.3 0 20.9 1.6 5.5 1.9 14.1 1.9 12.6 3.3 7 30.3 13.2 0.9 710.9

Feb 255.6 0.0 130.0 0.4 9.0 92.8 6.3 23.1 8.9 22.8 0 21.4 1.6 4.9 1.8 12.6 1.8 15.9 3.2 6.6 28.1 11.3 0.9 659

Mar 270.4 0.0 134.9 0.4 16.9 104.5 7.0 25.0 10.1 25.6 0 23.3 1.3 5.8 1.9 13.5 1.9 16.3 2.6 5.8 31.3 12.3 1 711.9

Abr 271.8 0.0 125.7 0.5 23.8 100.8 6.8 28.0 11.0 25.2 0 21.8 1.8 5.7 2 13.6 2.5 16.4 2.6 5.7 30.6 12.1 1.1 709.5

May 222.9 0.1 123.0 0.4 29.2 101.5 6.3 28.7 11.5 23.1 0 24.2 2 6 2.3 10.5 4.1 16.2 2.2 5.3 32.4 11.4 1.2 664.4

Jun Jul (al 17) 210.7 127.2 0.1 0.0 123.9 71.4 0.4 0.3 29.1 14.1 99.4 55.9 6.0 3.8 29.2 16.0 10.9 5.7 23.9 14.7 0 0 23.4 13.5 2.1 1.1 6.1 3.4 2.7 1.5 9.5 6.4 4.6 2.6 16.6 9.1 2.1 1.2 5.2 2.9 31.3 19 10.5 6.7 1.3 0.6 649.1 377.2

AGENDA ENERGéTICA

Del 17 al 18 de agosto / santa cruz - bolivia

DEL 21 al 22 DE septiembre | buenos aires - argentina

Esta nueva versión del Congreso organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, además del apoyo de la CAF y la WEC tiene como lema: Nuevas Fronteras Energéticas, los desafíos de Bolivia en este contexto.

La industria del petróleo en toda su cadena de valor, así como también la generación de energía eléctrica de América Latina y el Caribe, enfrentan el desafío de operar sus unidades de producción de forma eficiente para asegurar la competitividad de la industria y de los países a los que pertenecen.

Contacto: info@boliviagasenergia.com

Contacto: gpritsch@arpel.org.uy

Contacto: info@ipcyyc.com

del 6 al 9 de septiembre / calgary - alberta - canadá

DEL 21 AL 24 DE septiembre | neuquén - argentina

del 5 al 8 de octubre / piacenza- italia

El evento ha crecido hasta convertirse en la mayor reunión del mundo de profesionales de petróleo pesado. El amplio programa de conferencias cuenta con sesiones técnicas y de negocios de expertos del sector y examina los desafíos y oportunidades que enfrenta el sector de petróleo pesado.

La Expo Oil & Gas Patagonia es considerada la reunión cumbre de los hidrocarburos y se realiza cada dos años en la Patagonia argentina. Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, es una cita ineludible para los protagonistas de esta industria. Es una cita esperada en la región.

La feria se divide en cuatro sectores. Incluye geofluid, tecnologías y equipos para la investigación, extracción y transporte de fluidos subterráneos, Geotech, maquinaria y equipo para las investigaciones geológicas y geotécnicas, cimientos y bases especiales de perforación direccional, Geotunnel y otras áreas.

Contacto: jessyzhao@dmgevents.com

Contacto: mlanzani@uniline.com.ar

IX Congreso Inter Bolivia Gas & Energía 2016

World Heavy Oil Congress 2016

Mejores Prácticas en la gestión de la Energía

Oil & Gas Patagonia 2016

DEL 26 AL 30 DE septiembre | calgary - canadÁ

International Pipeline Conference

Organizado por voluntarios que representan a las empresas internacionales de energía, asociaciones de energía y en tramitación y las agencias reguladoras, el IPC se ha convertido en un evento internacionalmente reconocido como la conferencia de ductos más importante del mundo.

Geofluid 2016

Contacto: info@piacenzaexpo.it

Fuente: CNDC

Del 16 al 31 de Agosto de 2016

DESDE 1982 LLEGANDO DONDE NADIE LLEGA

CENTRO DE MANTENIMIENTO Y REPARACION DE HELICOPTEROS RUSOS CMR S.A.S.

TMR S.A.S.

VERTICAL ES UNA EMPRESA DE AVIACIÓN GENERAL, DEDICADA DESDE 1982 AL SERVICIO ESPECIALIZADO DE TRANSPORTE DE PASAJEROS Y CARGA EN EL SECTOR PETROLERO E INSTITUCIONAL DEL ESTADO, ASÍ COMO EN EL TRANSPORTE DE VALORES, TRABAJO DE SÍSMICA, PERFORACIÓN Y MONTAJE DE POZOS Y DUCTOS PETROLEROS, CONSTRUCCIÓN DE REDES ELÉCTRICAS PARA TRANSPORTE DE ENERGÍA EÓLICA Y TENDIDOS ELÉCTRICOS. NUESTRA FLOTA ESTA CONFORMADA POR HELICOPTEROS : MI-8T, MI-8MTV, MI-171, M I-171-A1. Dirección: Nueva Zona de Aviación General Hangar 19. Aeropuerto Internacional El Dorado Bogotá, Colombia. Teléfonos: +(571) 5462414 Fax: +(571) 5474499 Contacto: Jaime Pimentel Sarmiento

Gerente Operaciones LATAM jpimentel@verticaldeaviacion.com

Luz Angela Castro García

Vicepresidente Comercial Ejecutiva acastro@verticaldeaviacion.com