Edicion 176 - Reporte Energia

INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

Nro.

176

Del 16 al 30 de Septiembre de 2016

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

Incahuasi y Rositas apuntalan el futuro económico cruceño

ELECTRICIDAD

P-14-15

Planta Guarayos alista inicio de generación para octubre próximo

Foto: Lizzett Vargas / Reporte Energía

Gobernación de Santa Cruz, municipios y la Universidad Autónoma Gabriel René Moreno. Se espera el fortalecimiento de la economía regional.

P 6-18 Foto: Peter de Souza / Reporte Energía / Planta Incahuasi

Desarrollo. Ambos proyectos, que pemitirán consolidar la oferta de exportación tanto de gas natural como de electricidad, inyectarán mayores recursos para la

PETRÓLEO & GAS

P 28

Prevén que a fin de año Planta de Urea iniciará sus operaciones

Brent $us/BBl de petróleo) Sept 08

Sept 11

48.01 48.32 Gas boliviano p/ Brasil* (2do trim 2016)

2.8*

Sept 12

47.1

Sept 13

Sept 14

45.85 46.59

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

3.0*

$us/MMBTU

$us/MMBTU

Diésel internacional

Gasolina internacional

8.88

8.68

Bs/lt

Bs/lt

Henry Hub Natural Gas Price / 15/09

2.927 dollars per million BTU

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

Del 16 al 30 de Septiembre de 2016

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OPINIÓN

Del 16 al 30 de Septiembre 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

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además se debe trabajar en el mercado interno y externo para esta producción.

Se ha adelantado que Argentina y Brasil serían los compradores naturales, pero aún no se tienen datos concretos de los compradores y los volúmenes que éstos podrían requerir.

Es una muy buena noticia para Cochabamba, pero habrá que garantizar el suministro de gas, para aprovechar al máximo esta mega estructura.

Resumen de la edición Argentina y Estados Unidos afianzan cooperación en energía nuclear

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San Buenaventura generará hasta 30 MW y beneficiará a más de 94 mil personas

36

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

En la reunión bilateral se abordaron los avances sobre compromisos asumidos por Mauricio Macri y Barack Obama.

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PRENSA

DE LA

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Ecuador tras fondos para financiar Refinería del Pacífico

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Se trabaja con un grupo de empresas chino-coreanas que asumirían la construcción. Buscan crédito de $us 13.300 MM para la obra.

Frases y destacados Quién es quién?

Es una publicación quincenal de Reporte Energía S.R.L. Distribución nacional e internacional.

Todos los derechos reservados. All rights reserved. © Copyright 2008. ISSN 2070-9218

El proyecto comprende una línea de transmisión en 115 kV, con dos subestaciones, una en San Buenaventura, y otra en Yucumo.

Nelson Costa, director Gestión en Petrobras Antes de ser elegido en el cargo era CEO de BG en Brasil hasta la reciente venta del grupo a Shell.

Publicación destacada

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

En cuanto a la planta de Incahuasi, que forma parte del complejo hidrocarburífero que componen los campos Incahuasi y Aquio, es uno de los mejores regalos para Santa Cruz y el país, porque no solo que incrementa las reservas de gas natural, mermadas por la declinación de algunos campos, si no que incrementa la producción de hidrocarburos beneficiando al departamento de Santa Cruz, el de mayor población y migración interna del país y el epicentro de la economía nacional.

Habrá que asegurar la construcción de la segunda fase, lo que implica mayores inversiones en exploración y por lo tanto el incremento de la producción.

Pero eso no es todo, debemos seguir insistiendo en la necesidad de atraer mayor inversión exploratoria, porque sin eso, la tarea no está completa. De nada servirán las impresionantes infraestructuras de producción, si no existe materia prima. Por tanto, urgen acciones en consecuencia a la brevedad posible. ▲

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

Debemos seguir insistiendo en la necesidad de atraer mayor inversión exploratoria, porque sin eso, la tarea no está completa.

Laberintos petroleros en AL y algo más Esta publicación de Mauricio Medinaceli es un estudio que brinda un análisis de la situación actual y perspectivas de la industria.

La frase destacada

Staff

a planta de amoniaco y urea emplazada en el trópico cochabambino, así como la planta de gas de Incahuasi en Santa Cruz, refuerzan la infraestructura productiva de ambos departamentos, en el mes de su efeméride.

Lo destacable de ambas construcciones industriales, es que están obligadamente enlazadas a una producción de gas natural que las ponga en marcha.

En el caso de la planta de amoniacourea, se requieren al menos 1,4 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), para alcanzar el máximo de producción de amoniaco, 650.000 toneladas métricas año (TMA) y 420.000 TMA de urea, de acuerdo a la capacidad de la planta cuando ésta se encuentre operando al 100%, según las especificaciones contratadas con la coreana Samsung, a un costo de 842 millones de dólares.

Por tanto, se deberá garantizar al menos ese volumen de gas para el funcionamiento de la planta, mientras que

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Cochabamba y Sta. Cruz con refuerzos para crecer

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Herland Soliz, Hidrocarburos Gobernación de Santa Cruz

"Se espera que en 10 años más esta región ocupe el primer lugar en hidrocarburos"

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especial santa cruz

Del 16 al 30 de Septiembre de 2016 ┣ Los volúmenes fueron

Sección estructural - AQU-X1001 (Comparación)

tomados a los 4 pozos en base al modelo geológico Petrel y el estructural LithoTect. Los límites entre Santa Cruz y Chuquisaca datan del trabajo realizado por la ex Comisión de Límites de los años 90, determinado a través del Decreto Supremo 26570.

TEXTO: Lizzett vargaS o.

Geometría estructural del pozo ICS-X1 más los sidetracks

Sección estructural - ICS-2 (comparación)

Geometría estructural del pozo ICS-3 más los sidetracks

Fuente: Informe Final Revisado & IGM - Incahuasi-Aquio.

C

on las observaciones al estudio técnico de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) que realizó la empresa Giga Consult, contratada por el Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz, se incrementó la contabilización de las reservas de 2.2 a 2.98 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) para Incahuasi. Estos 0.78 TCFs adicionales representan el consumo promedio de gas natural en Bolivia en un año.

La Gobernación de Santa Cruz contrató una empresa con 30 años de experiencia para hacer seguimiento al estudio de extensión de los reservorios de los campos Incahausi-Aquio, realizado por la canadiense GLJ Petroleum Consultants Ltd. (GLJ) para la estatal petrolera, con el fin de que se garantice el resultado y la fidelidad de la exploración de manera imparcial.

Cabe mencionar que el objetivo principal de este estudio fue determinar los volúmenes de gas en sitio probados en el Campo Incahuasi, y su distribución entre los departamentos de Santa Cruz y Chuquisaca. Este señaló también que dichos volúmenes en sitio se encuentran en su totalidad (100%) en el departamento de Santa Cruz.

Al respecto el secretario de Hidrocarburos, Energías, Minas e Hidrocarburos del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz, Herland Solíz, explicó el proceso de seguimiento que realizó la Gobernación a través de una empresa de prestigio internacional para garantizar parcialidad en los resultados.

La observación que se hizo fue a la cuantificación de reservas existentes en los límites fronterizos y esta no incluía la contabilización existente dentro del reservorio en territorio cruceño.

“Como resultado de esta observación es que ahora se conocen los volúmenes de reservas en todo el bloque de Incahuasi-Aquio que ascienden a 2,98 TCF”, indicó.

El informe técnico destaca también la alta certeza de estos vo-

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informe. Resultados de fiscali

Estudio TCFs ad lúmenes e incluso pueden superar su valor estimado. Es importante tener presente que el gas original en sitio (GOES) probado hace referencia a una alta certeza de que estos volúmenes existan y superen el valor estimado.

“De acuerdo a la información analizada se ha establecido unos volúmenes que van verticalmente hasta el Lowest Known Gas (LKG) a partir de los pozos existentes y usando unidades de espaciamientos de 4.500 metros alrededor de los pozos existentes (incluyendo una locación no desarrollada), se tiene por resultado unos volúmenes originales para el campo Incahuasi-Aquio”, señala el estudio.

Es importante subrayar que la producción de gas y de condensado en este bloque se obtiene de la formación Huamampampa (HMP) devónica naturalmente fracturada. El reservorio estructuralmente complejo de HMP está ubicado en un anticlinal de corrimiento de orientación norte-sur ubicado dentro de la faja de plegamientos.

La producción de gas y de condensado en este bloque se obtiene de la formación Huamampampa (HMP) devónica naturalmente fracturada. El reservorio estructuralmente complejo de HMP está ubicado en un anticlinal de corrimiento de orientación nortesur ubicado dentro de la faja de plegamientos Al respecto, Solíz recordó que cuando se perforó el primer pozo ICS X1 el 2004, este registró el más alto índice de producción de todo el país y alcanzó una profundidad aproximada a los 5 mil metros hasta HMP. Esta misma formación en el departamento de Tarija se extrae a los 7 mil metros. “Desde entonces Santa Cruz tiene altas expectativas en los ingresos económicos que percibirá”, acotó.

Por otro lado, este resultado es importante para todos los bolivianos, tomando en cuenta que el país necesita descubrir 1 TCF por año para mantener el ritmo de oferta y demanda. Señaló que el consumo promedio de Bolivia es actualmente de 0,75 TCF por año, lo que cubre la demanda interna y de exportación. Actualmente el

especial santa cruz

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fiscalización de la gobernación de santa cruz contabilizó 2.98 TCF

o de consultora registró 0.78 dicionales para Incahuasi

Vista oblicua de la topografía de la superficie y la ubicación de los pozos en Incahuasi- Aquio

Fuente: Informe Final Revisado & IGM - Incahuasi-Aquio.

país cuenta con 10.47 TCF de reservas que fueron certificadas por la misma empresa canadiense GLJ el 2013.

Modelos técnicos Asimismo estos volúmenes tienen respaldo técnico y están aprobados por YPFB y el Ministe-

rio de Autonomía, remarcó Solíz, puesto que según la evaluación técnica abarcan los 4 pozos del campo gasífero y de la sísmica

practicada en base a datos geológicos, petrofísicos, geología de superficie, validación del modelo estático en Petrel, validación del

modelo estructural en LithoTect (se hizo la integración entre ambos modelos) análisis de presión transiente y el análisis de fluidos.

“En ninguno de los casos los volúmenes de gas cruzaron el límite departamental hacia el oeste (de Santa Cruz a Chuquisaca). Existen sidetracks de los pozos ICS-X1 y del ICS-X3, que permitieron limitar la geometría estructural, así lo indica el estudio” sostiene.

Límites También se utilizó el límite de carácter referencial del Ministerio de Autonomías facilitado a través de YPFB entre los departamentos de Santa Cruz y Chuquisaca, el cual fue aplicado en los análisis realizados.

El límite empleado de carácter referencial entre los departamentos de Chuquisaca y Santa Cruz que tendría delimitación corresponde al Ministerio de Autonomías, recopilado como fuente oficial y data del trabajo realizado por la ex Comisión de Límites de los años 90, determinado a través el Decreto Supremo No. 26570 y enviado a YPFB por el mismo Ministerio de Autonomías para pago de patentes petroleras. continúa en la página 8

especial santa cruz

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Fotos: Archivo /RE

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Incahuasi es uno de los campos de gas y condensado más importantes que se puso en marcha recientemente en Bolivia.

"Nuestros límites son históricos y precisos" ▶ Las leyes de los límites de 1898 y 1912 más una Resolución Suprema, señala que es la alta cumbre de la Serranía Incahuasi el límite de Santa Cruz y Chuquisaca. “Lo que significa que nuestros límites son históricos, legales y precisos”, apuntó el secretario de Energías, Minas e Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz, Herland Solíz.

Explicó que son históricos porque hace más de 120 años existen, son legales porque están amparados en la Ley de 1898 y de 1912, además de la Resolución Suprema de 1914 y el Instituto Geográfico Militar que realizó la demarcación con los puntos establecidos, información utilizada por la empresa canadiense.

Por otro lado, sostiene que los límites son precisos porque la Ley 339 “Delimitación de Unidades Territoriales”, vigente desde enero de 2013, es la que establece los mecanismos y procedimientos para

El reservorio de Incahuasi y Aquio está en la provincia Cordillera, a 250 kilómetros al suroeste de Santa Cruz.

GLJ firmó un contrato con el Instituto Geográfico Militar (IGM) de Bolivia con el objetivo de identificar y georeferenciar el límite de la divisoria de aguas de la serranía Incahuasi en las áreas petroleras Aquio-Incahuasi en base a la ley de 10 de Noviembre de 1988 y Ley de 21 de Octubre de 1912.

El IGM como instancia oficial cartográfica de Bolivia, realizó el trabajo de interpretación técnica de las normas que delimitan ambos departamentos, trabajo ejecutado en gabinete en función de la cartografía oficial de Bolivia y el trabajo de campo para verificar las coordenadas de verificación del trabajo en gabinete con diez vértiviene de la página 8

ces geodésicos.

Los análisis realizados en este informe incluyen solamente el límite de carácter referencial del Ministerio de Autonomía facilitado a través de YPFB. La línea divisoria de aguas generada por el IGM es muy cercana al límite de carácter referencial del Ministerio de Autonomía facilitado a través de YPFB, por tanto los resultados no varían. impacto En términos económicos, se obtendrá prácticamente el 65% del incremento de las regalías o Bs 800 MM, resaltó Solíz.

Aclaró que dentro del 100% de la distribución nacional, el 11% es por regalías destinado al depar-

tamento productor, además del 12% del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) distribuidos a más de 350 Entidades Territoriales Autónomas (ETA).

“Todos los bolivianos deberían estar contentos con Incahuasi porque también reciben ingresos por producción a través del IDH", dijo.

En este sentido explicó que el Gobierno se lleva el 77% de los ingresos, comparados al 23% que les toca a departamentos, municipios y universidades estatales del país.

"Todos los departamentos merecemos tener un Incahuasi y para eso se requiere inversión en exploración y no ahogarnos a las Gobernaciones financieramente”, consideró Solíz. ▲

Herland Solíz, secretario de Energías, Minas e Hidrocarburos de Santa Cruz.

la resolución pacífica de conflictos limítrofes.

Esta norma divide los límites precisos e imprecisos. Impreciso es cuando está de por medio un río por ejemplo y porque este puede cambiar su cauce, pero en el caso de Santa Cruz y Chuquisaca los limita una serranía lo cual es un límite preciso. Por ello la Gobernación de Santa Cruz considera este tema cerrado y aprobado por las autoridades competentes en esta área.

Cronología

• Las áreas de contrato de Incahuasi y Aquio están ubicadas dentro de los bloques Ipati y Aquio en el sureste de Bolivia, fronterizos entre Santa Cruz y Chuquisaca.

• Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) administra su participación del 100 por ciento en los bloques Ipati y Aquio a través de contratos de operación con Total S.A. (80 por ciento) y su socio Tecpetrol (20 por ciento).

• El campo Incahuasi-Aquio fue descubierto en 2004 con la perforación del pozo ICS-X1. Los ensayos de pozo abierto (DST) verificaron la productividad del reservorio de HMP en el pozo ICS-X1. Desde entonces ha ocurrido la perforación subsecuente tanto al norte como al sur de ICS-X1, el pozo AQI-X1001 se perforó en 2011, el pozo ICS-2 se perforó en 2012 y el pozo ICS-3 se perforó en el 2014.

• 1.000 millones de dólares es la inversión que se realizó durante los últimos años en la Planta que forma parte de los campos Incahuasi y Aquío, operados por la francesa Total.

• Su ubicación causo fricciones entre las gobernaciones de ambos departamentos, porque estaba en juego el pago de regalías por la producción de gas.

• GLJ Petroleum Consultants Ltd. (GLJ) fue encargado por YPFB de realizar un estudio de extensión de los reservorios de los campos Incahausi-Aquio. Este estudio se encuentra enmarcado dentro del contrato No. No. ULG-SCZ-078/2016 firmado el 19 de Mayo de 2016 cuyo

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objeto es “Estudio Técnico de los Campos Incahuasi y Aquio para Determinar la Existencia o No de Reservorios Compartidos entre Departamentos”.

El 18 de mayo la Gobernación de Santa Cruz contrató una empresa privada para hacer seguimiento a la investigación del reservorio. El 18 de junio YPFB hizo llegar un informe preliminar de forma no oficial y bajo reserva de confidencialidad; La Gobernación de Santa Cruz contrató a la empresa Giga Consult para que con especialistas analizaran el informe; El 26 de julio la Gobernación de Santa Cruz entregó observaciones del informe preliminar de YPFB e hizo que los volúmenes se incremente de 2,2 TCF a 2.98 El 9 de agosto se llega a la conclusión de que los volúmenes de gas en sitio probados se encuentran en su totalidad 100% en el departamento de Santa Cruz.

GLJ emitió su dictamen en base a datos sísmicos, geológicos, petrofísicos, geología de superficie, validación del modelo estático en Petrel (elaborado por Total), validación del modelo estructural (elaborado por Total), la integración del modelo estructural y el modelo estático, análisis de presión transiente y el análisis de fluidos.

Luego de la presentación del estudio oficial que se realizó en instalaciones de YPFB, el presidente de la estatal petrolera, Guillermo Achá, confirmó el informe respaldado. Días posteriores al anuncio fue aprobado por el Ministerio de Autonomías.

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Del 16 al 30 de Septiembre de 2016

INGRESOS. Este año las arcas de la Gobernación deben recibir un 50% más de recursos

┣ Este departamento produce 10 MMmcd (17%) de gas natural de los 58 que se tienen a nivel nacional.

Con la fase I de Incahuasi su participación crece al 25% y se espera que en 10 años ocupe el primer lugar en aporte de volúmenes.

TEXTO: franco garcía S.

E

l departamento de Santa Cruz se perfila como el mayor productor de gas natural del país en los siguientes 10 años tomando en cuenta el proyecto Incahuasi y la declinación de megacampos ubicados en Tarija, con lo que su crece su importancia en el país.

Actualmente esta región produce 10 millones de metros cúbicos por día de gas natural (MMmcd), lo que representa el 17% de los 58 MMmcd que se tienen a nivel nacional, ubicándose en el segundo lugar en cuanto a aporte de volúmenes. A la cabeza se encuentra Tarija con 72%, le sigue Cochabamba con 3% y Chuquisaca suma 2%.

Con la fase I de Incahuasi la participación de Santa Cruz en el total nacional crece al 25% y se espera que en 10 años más esta región consolide su liderazgo en el país y ocupe el primera lugar cuando se ejecuten las tres fases previstas y también por efecto de la declinación natural de megacampos como el de Margarita ubicados en el departamento de Tarija.

De acuerdo al informe brindado por la Secretaría de Hidrocarburos, Energías y Minas del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz, en los últimos dos años se registró una declinación leve de campos marginales de hidrocarburos en esta región. El 2014 se producía 12 millones de metros cúbicos y ahora la cifra bajó a 10

MMmcd.

Entre los campos que presentan declinación se anotan Colpa Caranda, Santa Rosa, Yapacaní, y Tacobo. Antes del ingreso de Incahuasi las provincias con mayor producción de gas natural y líquidos eran Ichilo, luego Cordillera, Andrés Ibañez y Obispo Santiestevan.

En cuanto a líquidos se informó que el departamento de Santa Cruz produce 6 mil barriles por día de los casi 52 mil barriles por día a nivel nacional país. De esta manera los volúmenes mencionados representan el 12% de la producción nacional. Primero está Tarija, segundo Santa Cruz, tercero Cochabamba y cuarto Chuquisaca. Estos datos no contemplan el ingreso del campo Incahuasi.

“Es importante aclarar que hace mucho tiempo no se encuentra nada en Santa Cruz y en todo el país, la esperanza que tenemos es Incahuasi, desde 2004 no encontramos otro campo nuevo que produzca gas o petróleo”, apuntó el secretario de Hidrocarburos, Energías y Minas de la Gobernación de Santa Cruz, Herland Solíz.

Al referirse al campo Boquerón lamentó el retraso en la perforación de pozos y que se estime recién para el 2019 el inicio de la producción de este campo que a juicio de Solíz no sería nuevo.

“En Boquerón dijeron que iba a duplicarse la producción de líquidos. El pozo que perforaron tuvo un buen índice de productividad con 1000 barriles por día, pero hasta ahora se quedó en discurso porque después no hicieron otro más”, cuestionó.

Exploración Respecto a la exploración en el campo Sararenda Solíz expresó su optimismo que con los estudios sísmicos se tenga resultados alentadores en nuevas perforaciones a futuro. Destacó los proyectos a realizarse en Charagua, Camiri y la zona de Carohuaicho.

Manifestó que de acuerdo a

más recursos. De acuerdo a los cálculos de la Gobernación de Santa Cruz, con Incahuasi este departamento recibirá un 50% más de ingresos por concepto de regalías e IDH. descenso. En los últimos dos años se registró una declinación leve de campos marginales de hidrocarburos en Santa Cruz. El 2014 se producía 12 millones de metros cúbicos y ahora la cifra bajó a 10 MMmcd.

Fotos: Archivo /RE, Gobernación de Santa Cruz

Santa Cruz en vías de convertirse en el mayor productor de gas

Datos

la experiencia del campo Itaú y de Incahuasi la etapa de exploración de hidrocarburos conlleva 12 años, por lo que el país está en incertidumbre respecto a las posibilidades de abastecimiento y cumplimiento con los mercados que se tendrán a futuro.

Según su criterio, los excesivos trámites y la burocracia para declarar la comercialidad de campos, los procesos morosos de licitación para perforación y falta de liquidez del Gobierno para realizar los pagos correspondientes a las empresas, ocasionan que se atrase toda la cadena exploratoria.

“En Santa Cruz los nuevos proyectos vamos a verlos de aquí a 10 años. En otros países tardan máximo 7, porque han eliminado trabas a los proyectos. Están explorando 40 áreas en la zona tradicional porque YPFB necesita tener mayores reservas, porque tiene que apalancar la producción”, apuntó.

Ingresos De acuerdo a los cálculos de la Gobernación de Santa Cruz, con Incahuasi el departamento recibirá un 50% más de ingresos.

Si se toma en cuenta un precio referencial de $us 45 por barril de petróleo y la producción actual se obtendría Bs 250 millones adicionales a los recursos que deben recibir este departamento. ▲

El hallazgo de petróleo en el campo Boquerón Norte despertó grandes expectativas.

Tacobo es uno de los campos ubicados en Santa Cruz que ha venido presentando declinación de su producción.

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especial santa cruz

Del 16 al 30 de Septiembre de 2016

Mario Carmelo Paz

entrevista

gerente general de CRE

CRE invertirá $us 200 millones en proyectos de distribución Foto: CRE

El ejecutivo de la cooperativa explicó que el trabajo se concentra en la construcción de líneas de 115 kV y subestaciones de potencia. En Santa Cruz el consumo es de 2.681.086 GWh, del que 43% es absorbido por el sector domiciliario.

texto: lizzett vargas o.

L

a Cooperativa Rural de Electrificación (CRE) tiene programado una inversión de $us 200 millones en distintos proyectos de electrificación en Santa Cruz hasta el año 2019. Mario Carmelo Paz Durán, gerente general de CRE, explicó a Reporte Energía que los proyectos se están ejecutando dentro del cronograma y afirma que para la presente gestión presentan un avance superior al 60%, por lo que prevén cumplir el 100% hasta fin de año. ¿Cuál es el balance de la ejecución de sus trabajos programados en lo que va de este año para la CRE? En la presente gestión CRE ha desarrollado sus proyectos en conformidad con los compromisos asumidos con el Regulador de la industria eléctrica porque solamente de esta manera podemos garantizar un servicio de suministro con la calidad y confiabilidad establecida en la normativa legal del sector eléctrico, es decir, diariamente estamos ejecutando obras de infraestructura eléctrica para llegar con el servicio eléctrico a mayor cantidad de personas y ampliando la cobertura en todo el departamento de Santa Cruz.

Es así que ejecutamos proyectos de diversa índole y magnitud, que van desde la ampliación de redes de Media y Baja tensión en los nuevos barrios hasta la ejecución de proyectos de alta tensión, principalmente construyendo líneas de 115 kV y subestaciones de potencia para poder distribuir la energía que requiere la población

Resumen de trabajos /2016

• Nuevas líneas de Alta Tensión en 115 kV en la ciudad para configurar anillos y mejorar la confiabilidad del suministro • Nuevas subestaciones de potencia para rebajar la alta tensión y disponer la red de reparto • Ampliación de subestaciones de potencia, instalando transforma-

de Santa Cruz. ¿Qué proyectos eléctricos de distribución se ejecutan en el departamento de Santa Cruz?

CRE opera el sistema eléctrico de distribución más extenso del país que forma parte del Sistema Interconectado Nacional (SIN) el cual suministra electricidad principalmente a Santa Cruz de la Sierra, a las poblaciones aledañas y a zonas rurales y siete sistemas eléctricos en forma aislada, es decir, genera y distribuye electricidad a capitales de provincia y a sus áreas

dores de potencia para atender la demanda • Nuevos alimentadores de Media Tensión para cubrir confiablemente los requerimientos de electricidad • Refuerzo de redes de distribución para garantizar el abastecimiento • Nuevas líneas de Media y Baja

Cifras

609.000 usuarios

crecimiento. Es el número de socios de CRE registrados hasta julio de 2016.

93%

cobertura avance. Es el porcentaje cubierto con energía eléctrica en Santa Cruz.

Tensión para atender a nuevos usuarios del servicio • Instalación de Transformadores de Distribución para la atención de nuevos barrios • Instalación de equipos de generación en Sistemas Aislados, para garantizar la seguridad del suministro.

de influencia que generalmente son zonas rurales. ¿A cuánto asciende el presupuesto para desarrollar estos proyectos en el departamento?

Las inversiones que CRE tiene previsto ejecutar en el periodo 2016 – 2019 están en torno de los 200 millones de dólares, dichas inversiones cuentan con aprobación del Ente Regulador mediante Resolución expresa y la misma está comprometida con las respectivas boletas de garantía, debido a que es una obligación de CRE atender

la demanda creciente de electricidad en su zona de operación que básicamente se centra en la ciudad capital y las 14 provincias donde está presente. ¿Cuál es el porcentaje de avance de estos proyectos?

Los proyectos que está ejecutando CRE se encuentran dentro de cronograma y podríamos afirmar que para la presente gestión estamos con un porcentaje de avance superior al 60% y esperamos cumplir el 100% hasta fin de año.

En realidad cada proyecto comprometido tiene un cronograma previsto para poder atender la demanda y es en esa lógica que los proyectos se desarrollan para que estén disponibles para garantizar el abastecimiento de electricidad en nuestra zona de operación ¿Actualmente con cuántos socios cuenta la Cooperativa en el área rural y urbana?

A julio del 2016 contaba con 609.000 usuarios de todas las categorías (domiciliaria, comercial e industrial) ubicados en el área urbana y rural. ¿Cuál es la cobertura actual en la zona rural y la zona urbana?

De acuerdo al último censo (INE) la cobertura eléctrica en el departamento de Santa Cruz es del 93%, la más alta del país.

Mencione el requerimiento de electricidad de los diferentes sectores en Santa Cruz.

A diciembre de 2015, de un total consumido de 2.681.086 GWh, el sector industrial fue responsable del 27%, el comercial del 20% y el domiciliario del 43%. ▲

Del 16 al 30 de Septiembre de 2016

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14

Especial Santa Cruz

┣ La Gobernación de Santa

Cruz invirtió Bs 43 MM en su construcción. La generadora beneficará a 6.244 familias de siete comunidades de la Provincia Guarayos, Ñuflo de Chavez y zonas de influencia. Esta diseñada para suministrar energía por 20 años.

Del 16 al 30 de Septiembre de 2016

┏◣

obra. la central de 4 mw tiene un 95% de avance

Planta eléctrica Guarayos inicio de generación para o

TEXTO: lizzett vargas o.

L

a planta de generación eléctrica instalada en la provincia de Guarayos tiene un avance de 95% e iniciará el suministro eléctrico en octubre próximo a los municipios de San Julián, El Puente y Ascensión de Guarayos. La obra es impulsada por el Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz.

Ese fue el anuncio del secretario de Energías, Minas e Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz, Herland Solíz, en el marco de una visita de inspección al lugar en el que participó de manera exclusiva Reporte Energía.

En esta línea detalló que este fin de mes iniciarán las pruebas de operación de 30 días de duración para la puesta en marcha de la primera planta de generación construida por una Gobernación en el país.

Solíz, destacó que la demanda actual en estos municipios llegará a 2 megavatios (MW) y la potencia de la Planta es de 4.2 MW, lo que permitirá tener una reserva de 2 MW de energía para la futura demanda del sector industrial de la zona.

En cuanto a los aspectos técnicos, la generadora a diésel está diseñada para suministrar energía por 20 años, además tiene una proyección para ampliar hasta 10 generadores de 1750 kilovatios (KVA cada uno) de manera progresiva.

Al respecto Arturo Vera, representante de la Empresa Servicios Electromecánicos (ESE), que se encargó de la implementación de la planta, indicó que los generadores son de tecnología americana, que fueron probados en Atlanta, Estados Unidos. "Estamos a días de la puesta en marcha, previa prueba para garantizar la calidad y el funcionamiento de los equipos", dijo.

Con la Planta de Guarayos se beneficiarán de manera indirecta también los municipios de Urubichá, Concepción, San Javier y San Ramón de la provincia Ñuflo de Chávez.

Explicó que con su puesta en marcha se soluciona el problema de saturación que atravesaba el sistema de generación Mapaizo,

Sala de control marca Siemens instalada en la generadora eléctrica.

Trabajadores ultiman detalles de cableado para las operaciones de prueba y puesta en marcha.

Unidades de generación marca Caterpillar completamente encabinadas.

Los tres transformadores elevadores para conectar a la red.

Así lucen las instalaciones de la Planta generadora ubicada en Ascención de Guarayos, Santa Cruz.

ubicado en San Ramón, operado por la Cooperativa Rural de Electrificación (CRE). Ahora este dará energía solo a la provincia de Ñuflo de Chávez.

“Esta obra de gran magnitud permitirá que 6.244 familias de las provincias Guarayos y Ñuflo de Chávez se beneficien de energía eléctrica las 24 horas del día impidiendo cortes eléctricos en la re-

En la actualidad se llevan a cabo los últimos detalles del precomisionado para iniciar las pruebas de energía, operación y funcionamiento de los generadores con toda su capacidad.

Agregó que la cooperativa CRE se hará cargo de la operación y mantenimiento.

La obra de Bs 43.3 millones, considerada la mayor inversión de

gión, subiendo la cobertura de 48 a un 92 por ciento”, destacó Solíz.

Una vez inicie la operación de la nueva generadora se conectará a 5 líneas de transmisión de 500 kilómetros en total, a través de ellas se electrificarán todas las comunidades de esta zona y llegarán incluso hasta las que se encuentran en la frontera con el Beni, previo convenio con ese departamento.

energía en los últimos 10 años por la Gobernación, fue adjudicada a ESE bajo la modalidad de contrato Llave en Mano de ingeniería, adquisición y construcción (EPC, por sus siglas en inglés.)

“Este es el primer emprendimiento con recursos propios de una Gobernación con el objetivo de llegar con electricidad de calidad en lugares donde el problema

ESPECIAL SANTA CRUZ

Del 16 al 30 de Septiembre de 2016

Opinión

alista octubre

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Arturo Vera Velásquez representante de la empresa ESE

Fotos: Lizzett Vargas / Reporte Energía

"Somos cruceños y a cargo de esta obra" Hemos suministrado tres unidades de generación de la marca Caterpillar, tiene 3 transformadores elevadores para incorporar a la red, una sala de control, depósitos y tanques de almacenamiento con capacidad de 140 mil litros de diésel.

El objetivo principal es aumentar la potencia de generación de la planta de CRE en San Ramón, dándole un alivio de carga con esta nueva central en Guarayos.

Para nosotros ha sido un proyecto de gran magnitud

Es una instalación montada por ESE para garantizar el suministro en Ascención de Guarayos.

Generadora provisional abastece a Ascención ▶ El proyecto de la Planta eléctrica de Guarayos demandó la instalación provisional de una central de generación provisional de 600 kW para abastecer la demanda de energía del municipio de Ascensión de Guarayos, garantizando de esa manera la continuidad del servicio mientras el tiempo que dure la construcción de esta generadora.

Esta instalación fue parte del contrato con la empresa ESE, mismo que funciona desde enero de 2015 hasta la fecha y será desmontada el primer día que entre en fun-

cionamiento la nueva central.

Está equipada con dos generadores de 300 kW cada uno, ubicada entre Ascensión de Guarayos y la comunidad Santa María.

Esta iniciativa que planteó la Gobernación, es reconocida por los pobladores de este municipio, puesto que sin su instalación hubieran persistido los cortes de luz imprevistos.

Actualmente los municipios de San Julián, El Puente y Ascención demandan todos juntos un total de 1 megavatio de energía eléctrica.

para nuestra empresa que cuenta con amplia experiencia en este rubro a nivel nacional.

El trabajo demandó aproximadamente 80 trabajadores entre ellos profesionales de diferentes ingenierías y técnicos vinculados a esta área.

Hemos superado los desafíos que se nos ha presentado en la construcción de este proyecto. Como empresa cruceña dedicada a este sector eléctrico es un orgullo haber participado en esta obra.

Opinión

Julio Cesar López,secretario de

Desarrollo Pueblos Indígenas de Santa Cruz

"Es el inicio de desarrollo de estas comunidades" Esta primera Planta de generación marca un hito muy importante para nuestro departamento, para nosotros es importante porque serán las comunidades indígenas los beneficiados.

Tiene una marcada relevancia porque ya no sufriremos de cortes de energía, el sistema ya estaba colapsado.

La energía es el inicio del desarrollo para una comunidad y para el sector industrial lo que se traduce en empleos, en resumen tiene un efector mul-

tiplicador importante.

Significa un alivio para nosotros, especialmente para los pueblos indígena guarayos, son comunidades que si bien tenían el tendido eléctrico el servicio no era estable, además de largo plazo para las futuras generaciones.

Hemos pasado de ser una de las provincias pobres a una con importante crecimiento en su desarrollo.

Resumen técnico

Tres tanques de almacenamiento para diésel, cada uno de 70 mil litros de capacidad.

es la estabilidad de suministro por falta de más generación”, añadió Solíz.

En este sentido, el Secretario de Energía, Minas e Hidrocarburos de Santa Cruz, adelantó que en cinco años la zona de Cordillera (Camiri y Charagua) necesitará un proyecto similar al de Guarayos, por lo que la Gobernación atenderá esta problemática. ▲

Construcción

ESE: Empresa de Servicios Electromecánicos SRL., tiene una amplia experiencia en servicios integrales de Bolivia, con normas internacionales de calidad, seguridad, salud ocupacional y medio ambiente. experiencia: Ha participado en importantes trabajos de infraestructura eléctrica en el país como en la Planta generadora de Warnes (Siemens), construcción de de Redes Eléctricas (CRE), (ENDE) además en mantenimientos de sistemas para YPFB, Petrobras entre otras empresas de este rubro.

Cifras

43.3 BS/MM

Proyecto: Construcción Sistema de Generación Ascención de Guarayos Provincia: Guarayos Municipio: Ascención de Guarayos Potencia Instalada: 5.250 KVA (1750 KVA por generador) Cantidad de Generadores: 3 Tipo de Combustible: Diésel Comunidades Beneficiadas: Las comunidades de la Provincia Guarayos, Ñuflo de Chávez y zonas de influencia.

Avance de Obra: 95%

INVERSión. Es el monto que se destinó para la construcción de esta generadora en Guarayos.

6.244 familias

Beneficiadas. Se encuentran en las provincias Nuflo de Chávez y Guarayos.

Información Relevante

1) Esta es la primera planta de generacion en el país, construida por una Gobernacion.

2) La demanda actual es de 1 MW y la potencia de la planta es de 4 MW, por lo tanto esta diseñada para suministrar energia por 20 años.

3) Las provincias beneficiadas directamente son: Ñuflo de Chavez y Guarayos.

4) Los municipios beneficiados directamente son: San Julián, El Puente y Ascención de Guarayos.

5) Los municipios beneficiados indirectamente son: Urubichá, Concepcion, San Javier y San Ramón.

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especial santa cruz

┣ Desde el 2006 se benefició a 53.996 familias de 1151 comunidades cruceñas. La inversión total asciende a los 800 millones de bolivianos. La Gobernación prepara una ley para captar inversión internacional.

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avance. En los últimos 10 años se instalaron 7.500 km de tendido eléctrico

En Santa Cruz se genera e de la energía eléctrica del Fuente: Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz

TEXTO: lizzett vargas o.

A

ctualmente la generación eléctrica en el país es 1.800 megavatios (MW), de los que 800 (45%) provienen del departamento de Santa Cruz. Del aporte local, Guaracachi produce 600 MW y la Planta de Warnes 200 MW. Desde 2006 hasta 2016 se realizaron 7.500 kilómetros de tendido eléctrico en la zona rural. Este trabajo ejecutado en los últimos 10 años en el departamento incrementó la cobertura rural de 46% a 94%, según el Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz.

A la fecha y a nivel departamental existen 15 mil kilómetros de tendido eléctrico entre zona urbana y rural. Es por ello que Santa Cruz es considerada uno de los departamentos con mayor desarrollo de tendido eléctrico a nivel Sudamérica.

La región ha sido comparada en congresos internacionales de energía con países vecinos como Paraguay que solo tiene 8.500 km de tendido eléctrico a nivel nacional.

Es importante recalcar que el área de distribución es manejada por la Cooperativa Rural de Electrificación (CRE) y la empresa Guaracachi encargada del sistema aislado de San Matías.

Los Sistemas Aislados (nueve) son de competencia de la Gobernación de Santa Cruz, quien tiene un contrato de operación y mantenimiento con estas dos empresas que también realizan tendidos eléctricos de líneas en las comunidades rurales.

La Gobernación de Santa Cruz planifica 61 proyectos de energía en la zona rural para llegar a una cobertura cercana al 100%. De este total, 25 serán con energías alternativas y 36 con tendido eléctrico.

Este año se ha priorizado 25 proyectos de energía que incluyen tendidos eléctricos y paneles solares, de estos se prevén la finalización de 12, por falta de asignación de recursos económicos.

Para ello la Secretaría de Energía, Minas e Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz,

cuenta con un presupuesto de solo 70 millones de bolivianos de los cuales ejecutó 37 millones de

bolivianos a la fecha.

Entre los proyectos más destacados por su cobertura se encuen-

tran: tres en la provincia Velasco, uno en la provincia Cordillera, uno en la provincia Guarayos y dos en

Chiquitos. En estas provincias actualmente se ejecutan trabajos de relevamiento de datos como un

especial santa cruz

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el 45% l país censo poblacional y su demanda energética.

Recientemente para el municipio de Portachuelo se entregó un tendido de 30 kilómetros del sistema de electrificación para 42 familias de estas comunidades, que ahora cuentan con este servicio.

Esta obra demandó una inversión de Bs 2.5 millones. Según la proyección de la Gobernación de Santa Cruz hasta el 2020 se estima alcanzar un porcentaje muy cercano a 100% en cobertura eléctrica.

Con este objetivo hasta la fecha han incorporado otras fuentes de energía para llegar a las comunidades donde no se puede llegar con tendido eléctrico.

En esta línea los últimos diez años se han entregado 3.500 paneles solares con una inversión

Cifra

Preparan ley de energía para captar recursos

800 MM/BS

iNVERSIón. Es el monto destinado por la Gobernación de Santa Cruz para la electrificación del departamento en la zona rural desde 2006 hasta el 2016.

Electrificación en el Departamento de Santa Cruz

Línea eléctrica (Km) Potencia instalada (MVA) Comunidades beneficiadas Familias beneficiadas Paneles Solares Cantidad de paneles solares Inversión en paneles solares (Bs) Generación Cantidad generadores Inversión en generadores (Bs) Cobertura 2006 2016 Inversión total 800 millones de bolivianos

cercana a los 19 millones de bolivianos.

Para el 2017 prevén la ejecu-

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7.500 45 1.151 53.996 3.500 18.674.858,43 9 49.596.923,88 46% 94%

ción de 13 proyectos de energía, incluyen tendidos eléctricos y energías alternativas. ▲

▶ El Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz tiene planificado impulsar una ley de energía donde se incluirá la electrificación como también las energías alternativas.

En esta ley se propondrá que para los sistemas aislados se capten inversiones internacionales. De esa manera se pretende llegar a las comunidades aisladas.

Existen comunidades alejadas como en Piso Firme, ubicada en el norte del departamento, que por complicaciones logísticas es difícil llegar con energía convencional.

A diferencia de las energías alternativas que permitirán el ingreso a zonas protegidas, estas son ambientalmente normadas sin afectar el medio ambiente, se indica.

En el departamento de Santa Cruz existen más de 2.000 comunidades ubicadas en toda el área rural y urbana. En el área rural más de 1.100 comunidades cuentan con energía eléctrica. Lo que falta

son 3 mil kilómetros más de tendidos eléctricos para llegar a cubrir un 3% y subir de 94 al 97 por ciento la cobertura de energía en todas las comunidades alejadas en las dos áreas.

"Cabe destacar que prácticamente las que están ubicadas cerca del sistema aislado tienen el suministro, solo restan las que solo se puede llegar con energía alternativa que representan otro 3% de cobertura", remarca un informe de la Secretaría de Energía, Minas e Hidrocarburos del Gobierno Autónomo Departamental de Santa Cruz.

Aclaran que si se genera energía solar en un lugar, igual necesita ser distribuida a los domicilios con electrificación rural, para lo que se necesitará seguir construyendo tendidos eléctricos.

Sin embargo, la generación no será proporcionada por el sistema de la Cooperativa Rural de Electrificación (CRE), sino por un sistema aislado propio de la Gobernación de Santa Cruz.

especial santa cruz

┣ Una de las 3 empresas que conforman la Asociación Accidental Rositas “ha construido la hidroeléctrica más grande del mundo Tres Gargantas de 22.500 MW. La potencia del proyecto se determinará con el Estudio de Diseño final.

TEXTO: redacción central

A

mediados de este mes el gobierno nacional adjudicó a la empresa china Asociación Accidental Rositas la ejecución de la “Ingeniería, Suministro, Construcción, Montaje Pruebas y Puesta en Marcha” del proyecto hidroeléctrico Rositas. Esa esperada obra se constituye en la primera en su tipo que se realizará en Santa Cruz.

“Bolivia se prepara para ser el centro energético de Sudamérica y Santa Cruz es parte de esta generación de nueva energía”, a través de termoeléctricas, hidroeléctricas pero también eólica, manifestó el Jefe de Estado, Evo Morales, a tiempo de destacar que dentro de la Agenda del Bicentenario, está previsto que en toda la Cuenca del Río Grande (Santa Cruz, Cochabamba y Chuquisaca), serán instaladas 8 Plantas Hidroeléctricas como Rositas, La Pesca, Peña Blanca, Ocampo, la Asunta, entre otras, que generarían 3.000 MW. A su tiempo, el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, señaló que una de las tres empresas que conforman la Asociación Accidental Rositas “ha construido la hidroeléctrica más grande del mundo Tres Gargantas de 22.500 megavatios (MW). Tene-

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EMPRESA. La china Asociación Accidental Rositas estará a cargo del complejo

Adjudican construcción de hidroeléctrica Rositas; Bolivia celebra Foto: MHE

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La inversión para el proyecto hidroeléctrico que se desarrollará en el departamento de Santa Cruz será superior a los $us 1000 millones.

mos la garantía de que las mejores empresas chinas están en este proyecto tan importante para todos los bolivianos”. Y destacó que “se ha optimizado la potencia del proyecto, ya no son solo 400 MW, son entre 500 y 600 MW, que será confirmado con el Estudio de Diseño final que nos entregan a fin de año”.

La autoridad ministerial in-

formó que la inversión para la hidroeléctrica será superior a los $us 1.000 millones. “Entre 1985 y 2009, casi 25 años, solo se ha incrementado en Santa Cruz 275 MW, a una razón de 10 MW por año, que es muy poco. En 5 años, usted Presidente, ha incrementado en Santa Cruz 302 MW, y hasta el 2020 serán más de 650 MW”, remarcó.

El gobernador de Santa Cruz,

Rubén Costas, reconoció que Rositas es un proyecto que data de hace aproximadamente 50 años. ”Por eso Presidente (Morales) yo no voy a criticar ni a estar en la oposición absurda, todos sabemos la importancia trascendental de lo que significa esto para toda Bolivia y obviamente para Santa Cruz”, dijo según una nota de prensa del Ministerio de Hidrocarburos y

▶ Durante el acto de entrega de un tracto camión por parte de la empresa rusa Gazprom al gobierno boliviano, el presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales, destacó que “esta donación del primer carro de industria Kamaz nos alienta bastante” y agregó que “ahora Bolivia tiene relaciones importantes con países de otros continentes o con sus empresas más grandes que vienen a invertir, a acompañar nuestro proceso de cambio”, según un boletín del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE).

Por su parte el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Sánchez, señaló “hoy estamos empezando un plan piloto con una primera donación porque son otros vehículos más que vienen del transporte público”. En este sentido señaló que “la idea es cambiar la matriz energética y ser amigables al medio ambiente, bajando las emisiones de carbono”.

Morales y Sánchez coincidieron en destacar la presencia en el acto de representantes de las firmas internacionales más importantes en el mundo de los

Foto: MHE

Rusia entrega al país tracto camiones a GNV

Alexey Miller presidente de Gazprom, llegó de Rusia a participar de varios actos en Bolivia.

hidrocarburos como Shell, Total, Tecpetrol, Repsol y Gazprom. “Las empresas más grandes del mun-

do ahora están en Bolivia”, precisó Morales.

El Ministro Sánchez informó

Energía.

El objetivo general del Proyecto es la generación de energía eléctrica renovable y limpia para suministrar al Sistema Interconectado Nacional una potencia mínima de 400 MW, a través de la construcción de una presa, central hidroeléctrica y otras obras anexas.

El proyecto figura en el Plan de Desarrollo Económico y Social 2016 – 2020, y es un proyecto de Prioridad Nacional que tiene carácter multipropósito, que contempla diferentes beneficios.

Entre ellos aparecen: elevar niveles de producción de energía eléctrica; crear nuevas áreas de productibilidad agrícola; elevar niveles económicos de la región, aumentar las oportunidades de empleo; incorporar la población rural e indígena al proceso productivo agrícola; estimular el desarrollo agrícola industrial, dinamizar y desarrollar las poblaciones próximas; promover el suministro de agua potable; mejora de accesos viales a las comunidades; evitar daños por inundación aguas abajo de la presa Rositas. El proyecto aportará a la exportación de energía eléctrica. ▲

Datos del camión

• Lo último en tecnología EURO 5 que tiene un funcionamiento híbrido diésel y GNV. • Aporta al cuidado medio ambiental porque el motor funciona con úrea • Potencia 401 HP equivalente a un volvo.

que el tracto camión ahorra un 40% de combustible y resaltó el trabajo del MHE junto con la Entidad de Conversión a Gas Natural Vehicular (EEC-GNV) para cambiar la matriz energética.

“Me decían los técnicos que 1.800 km utiliza un tanque de 400 litros y 4 tanques o cilindros de 80 litros de gas, es un ahorro bien significativo”, agregó.

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especial cochabamba

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ANIVERSARIO. Resaltan hidroeléctricas, plantas eólicas y la actividad petrolera

Proyectos energéticos impulsan desarrollo de Cochabamba Foto: MHE

┣ Diferentes obras im-

pulsados por el Gobierno Nacional en el área energía atraen millonarias inversiones a llevarse a cabo en Cochabamba, con lo que se ponen en relieve el protagonismo de este departamento.

Se inauguró las pruebas hidráulicas del proyecto Múltiple Misicu

TEXTO: redacción central

E

l proyecto múltiple Misicuni, la hidroeléctrica Ivirizu, la planta eólica Qollpana II, además de las labores de exploración petroleras, conversión a gas natural vehicular, conexión de gas domiciliario, la Planta de Amoniaco y Urea, Gasoducto Incahuasi – Cochabamba, son las principales obras que encarga el Gobierno Nacional mediante la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) e Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

En este marco se inauguró las pruebas hidráulicas del proyecto Múltiple Misicuni del departamento de Cochabamba que se prevé que concluya en abril del 2017, mismo que generará 120 megavatios (MW), además de contribuir en el componente de riego y dotación de agua potable.

“Esta es la represa más grande de Bolivia, es una obra monumental. Vamos a generar energía 120 MW”, expresó el presidente del Estado Plurinacional, Evo Morales, durante el acto organizado después de una inspección.

“Ni se imaginan, hermanos, al 2020 solo en Cochabamba con las plantas hidroeléctricas, termoeléctricas y energía eólica se va a estar generando como 1.000 MW. La demanda de Cochabamba son como 200 MW, 800 MW de excedente se va a exportar a otros países. Por eso Cochabamba es el Centro Energético de Sudamérica”, agregó Morales.

El aporte previsto de este pro-

Se cuenta con la información de que la zona de Qollpana tendría potencial de 200 MW de generación eólica.

yecto al Sistema Interconectado Nacional (SIN) representa el 10% de la demanda actual de energía en Bolivia, que está en el orden de los 1.200 MW. Este proyecto fue postergado durante muchos años; sin embargo, con el impulso del actual gobierno central, el proyecto presenta un avance físico del 80% y se prevé sea entregado en abril del 2017.

A su vez en el marco de la entrega de obras por parte del gobierno central al departamento de Cochabamba por su efeméride departamental, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE)

Corporación y el Banco Central de Bolivia (BCB) firmaron el Contrato de Financiamiento para el proyecto hidroeléctrico Ivirizu. “Compañeros en el aniversario de Cochabamba esta nueva inversión una deuda interna de $us 550 millones para una nueva planta hidroeléctrica que generará cerca de 300 megavatios (MW)”, señaló el Jefe de Estado.

“Paralelo vamos a tener otros 480 MW de la termoeléctrica que sumados a los casi 300 MW de Ivirizu, son 700 MW que vamos a generar en Cochabamba, sin tomar en cuenta San José, Santa Isabel y Corani”, adicionó Morales.

Los proyectos hidroeléctricos

• Son 21 proyectos, todos suman 10.963 MW con inversión de más de $us25.000 millones. De esos 21 proyectos, 9 están en Cochabamba, 3 en Santa Cruz, 3 en La Paz, 3 en Tarija, 1 en potosí y 1 en Beni y 1 en Pando.

• En ejecución: Corani, Misicuni, San José y Miguillas con 458 MW y $us841 millones de inversión.

• En Licitación: Ivirizu y Rositas

con 680 MW y $us1.550 millones.

• En Estudio a Diseño Final: Carrizal, Banda Azul, Molineros y El Bala con 4.248 MW e inversión de $us8.900 millones.

• Estudios Básicos: Ambrosía, Santa Bárbara, Juntas, Arenales El Pescado, Oquitas, Pachalaca, Río Grande y Binacional Río Madera con 5.578 MW e inversión de $us14.000 millones.

El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Sánchez, por su parte, manifestó “el año pasado hemos firmado el Estudio a Diseño Final de Ivirizu y Banda Azul y hoy se concreta el contrato de financiamiento del primero. El BCB se ha convertido en el principal financiador de los proyectos hidrocarburíferos y energéticos del país”.

Por otro lado se inauguró el proyecto eólico Qollpana II que aportará al Sistema Interconectado Nacional (SIN) 24 megavatios (MW) que se adicionan a los 3 MW ya existentes de la primera fase del proyecto, haciendo un total de 27 MW de energía al cuidado del me-

dio ambiente.

Se informó que el 2020 Cochabamba va a generar casi 2.000 MW, y su demanda será de 300, lo que demuestra un crecimiento porque actualmente este departamento genera 700 MW. En este sentido se manifestó que se proyecta iniciar la Fase III del proyecto ya que la zona tendría un potencial de 200 MW. La inversión para esta segunda fase llega a cerca de $us54 millones y su importancia radica en que es el primer proyecto de energías alternativas en Bolivia. La ampliación del Parque Eólico Qollpana es financiada por el Fondo para la Revolución Industrial Productiva (FINPRO) a ENDE Corani, filial de ENDE Corporación.

En el área petrolera se conoció que el departamento de Cochabamba, en el periodo comprendido entre 2005 y julio del 2016, se benefició por concepto de Regalías Hidrocarburíferas con la suma de$us 327,48 millones para ser invertidos en educación, salud, infraestructura caminera y demás proyectos en beneficio de los cochabambinos.

De igual forma por concepto de Impuesto Directo a los Hidrocarburos, Cochabamba recibió $us 1.050,18 millones, distribuidos en-

Recursos prospectivos de gas natural

Bulo Bulo Bloque Bajo Potencial (caso éxito) 54 BCF Inicio de producción 2017 Construcción camino, planchada concluida y se iniciará la perforacióndel pozo Bulo Bulo Bloque Bajo Norte Potencial (caso éxito) 51,8 BCF Inicio de producción 2018 La Lluviosa Bloque Bajo Potencial (caso éxito) 52 BCF

Inicio de producción 2020 Katari Potencial (caso éxito) 69,6 BCF Inicio de producción 2017 Se concluyó el camino, planchada y se iniciará la perforación del pozo.

San Miguel Potencial (caso éxito) 22,7 BCF Inicio de producción 2016 (Perforación concluida en mayo). Información del Ministerio de Hidrocarburos.

especial cochabamba

Foto: MHE

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uni que se prevé concluya en abril del 2017 . Generará 120 MW y contribuirá al riego y dotación de agua potable.

tre la gobernación, universidades y gobierno municipal.

A su vez en el periodo comprendido entre 2006 y 2015, el gobierno nacional invirtió en la actividad en la cadena hidrocarburífera del departamento de Cochabamba, llegandoa los $us 1.804,5 millones.

En cuanto a la exploración pe-

trolera se contabilizó un potencial gasífero de 250,1 billones de pies cúbicos (BCFs) en el departamento de Cochabamba.

En este marco entre 2010 y 2016 fueron convertidos a Gas Natural Vehicular (GNV) 40.494 coches de los cuales la Entidad de Conversión a GNV se hizo cargo de 27.623 vehículos. ▲

Proyectos energéticos

MISICUNI El proyecto encarado por ENDE consta de la tubería de carga, la casa de máquinas, el sistema de potencia, la subestación y las líneas de transmisión. Se aprovecha los recursos hídricos de la cuenca Misicuni y, posteriormente, aprovechará las cuencas Viscachas y Putucuni para inyectar energía eléctrica al SIN, contribuyendo al cambio de la matriz energética.

IVIRIZU El proyecto Ivirizu se encuentra ubicado en el Departamento de Cochabamba, municipio de Totora, de la provincia Carrasco. Hidrográficamente, el área de estudio es la Cuenca Alta del Río Ivirizu, afluente del Río Chapare, que forma parte de la cuenca del río Mamoré, el cual pertenece a la Cuenca Amazónica de Bolivia.

QOLLPANA FASE II El parque eólico Qollpana Fase II está compuesto por un total de 8 aerogeneradores de 3 MW de potencia cada uno. Con 24 MW de potencia instalada. En total son 27 MW, sumando los 3 MW de la fase I, que proporcionarán energía estimada en 93.7 GWh/año.

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4.699 instalaciones de gas domiciliar en Cercado ▶ Con el fin de mejorar la calidad de vida de los cochabambinos el presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, entregó 4.699 instalaciones de gas a domicilio en el Distrito 9 Municipio de Cercado, en adhesión a la efeméride del departamento de Cochabamba.

“La instalación de gas a domicilio le cuesta al Estado 1.300 dólares. Eso no es crédito, es regalo del Estado a cada familia. En el campo nos cuesta más de $us 2.000 la instalación en cada casa. La instalación de gas continuará”, señaló el presidente Morales.

La obra desarrollada en Cercado, beneficia a 23.495 habitantes.

Se destinaron Bs 88.5 millones.

Los trabajos comprendieron el tendido de 18.505 metros de red primaria, 318.259 metros de red secundaria, la realización de obras civiles e instalación de gabinetes.

“Vamos a llegar a 10 mil instalaciones en todo este Distrito, esa es la proyección que tenemos. El Estado ha subvencionado 100%

de las instalaciones, nos cuesta 1.300 dólares por instalación, los habitantes no han tenido que pagar absolutamente nada, ha sido un compromiso cuando se han recuperado nuestros recursos naturales de que el gas tiene que llegar primero a los bolivianos”, dijo el presidente ejecutivo de YPFB, Guillermo Achá.

Agregó que “antes del 2006, de cada 20 cochabambinos, uno tenía gas natural, sólo el que podía pagar podía tener este beneficio; hoy no, de cada diez cochabambinos cuatro tienen gas natural y hasta el 2020 Presidente (Evo) de cada diez, ocho tendrán gas a domicilio, será uno de los departamentos donde mayor cobertura de gas vamos a tener”.

El plan de inversiones del Distrito 9 contempla las siguientes mancomunidades: Pucara Grande, Encañada, Sub-Distrito 31, Sub-Distrito 32, Valle Hermoso, Pampa San Miguel, Kara Kara, Santos Paraíso, Sivingani, 1ro de Mayo, Cobol, Alto Buena Vista y Kasa Huasa.

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petróleo & gas

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Hugo Edgar de la Fuente

Opinión

ex superintendente de Hidrocarburos

'Incahuasi mejora condiciones para negociar gas con Brasil' Arnaud Breuillac, Presidente de Exploración & Producción del Grupo Total declaró: “Incahuasi es uno de los campos de gas y condensado más importantes que se ha puesto en marcha recientemente en Bolivia.

La producción de Incahuasi contribuirá a la exportación de gas a Argentina y Brasil, así como al mercado doméstico".

El ministro de Hidrocarburos y Energía explicó al respecto: ¨Total prevé una producción inicial de 6,5 millones de metros cúbicos día de gas (MMm3/d) a partir del mes de agosto de 2016 y posteriormente entre 13 y 14 millones hasta 2018¨.

Estas declaraciones definitivamente muestran el gran impacto que tendrá el campo de Incahuasi, tanto en el mercado interno como el mercado de exportación. La producción inicial o de la fase 1, elevará en un 10% aproximadamente la oferta del país tanto en mercado interno como en el externo, y el 2018 en un porcentaje similar.

Una de las grandes dudas respecto al futuro hidrocarburifero en Bolivia, estuvieron generadas por los niveles de reservas de gas actuales y en la producción en declinación (San Alberto y San Antonio).

Dichas dudas a su vez, nos planteaba la interrogante, ¿podremos garantizar el suministro a la Argentina, cuyo contrato termina en 2026 y negociar un contrato similar con Brasil (de otros 20 años), que vence el año 2019?

La dinámica del mercado petrolero nos enseñan que tanto los mercados de la oferta y de la demanda son definitivamente crecientes, como lo es el desarrollo de los países.

En la medida que la demanda

Foto: zoomnews.es

El autor señala que si bien el desarrollo del campo Incahuasi es una muy buena noticia para el país, no obstante se requiere con urgencia invertir en exploración y explotación de nuevos campos.

La característica principal del mercado petrolero es la fuerte dinámica con que se gobierna.

se incremente, la regla de mercado establece que la oferta se desarrollara.

La historia reciente en materia petrolera en Bolivia ilustra que a la firma del contrato de compraventa de gas natural con el Brasil, el país carecía de las reservas suficientes para dar cumplimiento al mismo, incluso el proyecto de construcción de gasoducto al Brasil padecía de falta de financiamiento.

Empero lo sucedido en el país enseña, que las reservas se desarrollaron, la producción se incrementó y dio cumplimiento al contrato de compraventa de gas natural con el Brasil, paralelamente se financió y construyó el gasoducto Bolivia – Brasil.

La característica principal del mercado petrolero es la fuerte dinámica con que se gobierna, la ventaja que tiene Bolivia en relación al mercado brasileño, son los antecedentes de cumplimiento

"Tanto con el Brasil como con la Argentina, las formulas arrojan precios por debajo de los pagados por los países asiáticos" ⇒ Hugo Edgar de la Fuente, Ex superintendente de Hidrocarburos.

del contrato, por lo que sabemos Bolivia suministro cada metro cúbico requerido por el Brasil, dotando de seguridad energética al país más grande del Cono Sur y una de las economías más importante del mundo, a su vez el contar con uno de los ductos más grandes del Conosur se traduce en otro hándicap.

La entrada de la producción de

Incahusi, definitivamente mejora la perspectiva y afianza la posibilidad de negociar en términos similares un contrato de compraventa de gas natural con el Brasil.

Con el contrato a la Argentina se puede realizar una lectura similar, pues tendremos mayor capacidad para responder a la demanda de gas natural del vecino país.

Posiblemente el precio de compraventa será uno de los elementos más discutidos, no obstante es menester recordar que tanto con el Brasil como la Argentina, las formulas arrojan precios por debajo de los pagados por los países asiáticos, por contratos de largo plazo, que son garantía de seguridad energética, esencial para que las economías se desarrollen.

Bajo el mismo concepto del incremento de la oferta de gas natural del campo Incahuasi beneficiará además del Brasil y la Argentina, a otros actores del mercado

internacional, en especial si consideramos que el país a través de los acuerdos con el Perú y el Paraguay, pretende la internacionalización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) mediante la participación en la comercialización y distribución de GLP y Gas Natural como una empresa afincada en Perú y el Paraguay y con una relación directa con el consumidor, como en otrora sucedió con otras empresas estatales de américa latina como Petrobras - Brasil, Ecopetrol - Colombia, ENAP - Chile, etc.

Definitivamente el encarar estos proyectos con el Perú y el Paraguay constituye un paso importante para YPFB, que necesariamente debe estar acompañada de una mayor producción de gas natural y condensado, en esa línea el campo Incahuasi ayudará de manera importante.

En dicha línea también es importante que parte de la producción de Incahuasi alimente el mercado interno, en especial tomando en cuenta la conclusión de los proyectos de industrialización y de extracción de licuables.

Evidentemente el desarrollo del campo Incahuasi es una muy buena noticia para el país, no obstante requerimos con urgencia invertir en materia de exploración y explotación de nuevos campos, los requerimientos de YPFB como agregador de contratos internacionales y proveedor del mercado interno, hace necesaria el desarrollo de reglas para la atracción de inversiones.

Para ello se requiere de un entorno de “Seguridad Jurídica”, donde las empresas básicamente se enfrenten al riego exploratorio y minimicen en lo posible el riego de cambio de las reglas de juego.

petróleo & gas

Para lograrlo se debe estructurar normativa primaria (Ley de Hidrocarburos y Ley de Inversiones compatible con la Constitución Política del Estado del 2009) y secundaria (Reglamentos y Contratos tipo compatible con la Ley de Hidrocarburos y Ley de Inversiones), elaboradas bajo la visión de atracción de inversiones.

Estas normas deben contemplar instituciones conformadas con autoridades regulatorias de probada solvencia técnica, independientes y con periodos de nombramiento de mediano a largo plazo (5 a 10 años), con normas que los protejan de ser removidos por el poder político, más un sistema recursivo de la misma naturaleza, es decir técnico y no político.

La incorporación del silencio positivo debería de implantarse como norma de derecho administrativo básico en materia petrolera.

La información petrolera en el país debería ser gratuita a los inversores, y YPFB debería realizar actividades de exploración (sin llegar a la perforación de pozos) con el objeto de lograr la mayor información relacionada con el potencial hidrocarburifero en área tradicional y no tradicional.

Poner especial énfasis en legis-

Foto: static.diario.latercera.com

Del 16 al 30 de Septiembre de 2016

Plantean contar con nuevos mercados especialmente con contratos de largo plazo (como Brasil y Argentina) bajo la tecnología del LNG.

lar el impuesto del 50% a favor del Estado Boliviano y la participación de YPFB en los contratos petroleros, así como los impuestos generales (IVA, IT, IUE, etc).

Paralelamente los contratos petroleros en materia de exploración y explotación deben contemplar un sistema de arbitraje en Bolivia con expertos independientes nacionales e internacionales, basados en normas de arbitraje aceptables internacionalmente, donde la

presión política se minimice.

Crear un sistema de supervisión experta e independiente en materia de inversiones e impuestos que avale el cumplimiento de las garantías previstas en la normativa primaria y secundaria, que evite la presión política a las autoridades de aplicación. El sistema impositivo debe permitir recuperar las inversiones en pozos secos con inversiones exitosas bajo el criterio de crédito fiscal dentro de

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plazos razonables. Permitir y trabajar con las acciones necesarias para que los impuestos y otras cargas fiscales pagadas en Bolivia sean considerados como crédito fiscal en los países de origen de las empresas y por supuesto la posibilidad de repatriación de ganancias.

Los contratos petroleros suscritos y los derechos inherentes de los mismos deberían permitirse ser inscritos en las bolsas de valores donde comúnmente las empresas pe-

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troleras cotizan, ya que favorecen la inversión y de ninguna manera perjudican al país.

El sistema judicial debe permitir veedores internacionales en caso de juicios en Materia Penal contra empresas y representantes legales en conflictos de interpretación de normas y contratos petroleros.

Trabajar en sistemas de incentivos que discriminen área tradicional de la no tradicional, y posibiliten inversiones en área no tradicional.

Pero principalmente contar con nuevos mercados especialmente con contratos de largo plazo (como Brasil y Argentina) pero bajo la tecnología del LNG, lo que posibilitaría tener como clientes a países europeos y asiáticos, quienes pagan precios inclusive más altos que Brasil y la Argentina.

Obviamente para que sea posible ello debemos lograr poner plantas de licuefacción en las costas ya sea del Océano Pacifico y/o el Océano Atlántico. El proyecto de exportación de gas natural al Paraguay, Uruguay y la construcción de una planta de licuefacción en Céspedes (aprox. 50 km de Montevideo) denominado Urupabol sería una posibilidad a considerar. ▲

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petróleo & gas

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ESTUDIO. Fundación jubileo

Destacado

Declinación de campos no permitiría cumplir con Brasil y Argentina

situación. El país se encuentra frente a un contexto de bajos ingresos por la caída en el precio de exportación del gas natural como consecuencia de los bajos precios internacionales. producción. Es tan delicado que el paro programado de una planta (Margarita – según informes de YPFB) ocasiona un envío de menores volúmenes a los principales mercados; no existen otros campos que puedan cubrir.

Foto: Archivo/ RE

Ven difícil que Bolivia envíe los máximos establecidos en los contratos suscritos con Brasil 31 MMmcd y Argentina 23,4 MMmcd. Advierten que existe una importante debilidad en la actividad exploratoria.

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TEXTO: LIZZETT VARGAS O.

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El megacampo San Alberto, ubicado en Tarija, ha declinado en un 13% sus niveles de producción.

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Día Entrega Mercado Exportación Argentina

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Total Entregas Mercado (Interno + Exportación) Fuente: Fundación Jubileo

sector hidrocarburos no es la que manifiestan sus principales autoridades, puesto que Bolivia no está actualmente en condiciones de cumplir en caso de que ambos mercados demanden simultáneamente los máximos establecidos en los contratos suscritos; Brasil 31 MMmcd y Argentina 23,4 MMmcd.

El país se encuentra frente a un contexto de bajos ingresos por

la caída en el precio de exportación del gas natural como consecuencia de los bajos precios internacionales.

"Resulta lamentable que las autoridades no hayan tomado las previsiones para compensar esa caída; si lo hubiera hecho, hoy estaría en condiciones de enviar mayores volúmenes a los mercados de exportación", se manifiesta.

Escasa información Sugiere que tanto YPFB como el Ministerio de Hidrocarburos y Energía retomen mecanismos que permitan el acceso a información sobre la gestión del sector hidrocarburos para la población boliviana. Más allá de la Rendición Pública de Cuentas que se realiza semestralmente, el ciudadano tiene derecho a acceder a información oportuna el momento que lo requiera. Una herramienta práctica es la página web.

Resulta cada vez más urgente una nueva Ley de Hidrocarburos que defina roles institucionales al interior del sector, establezca un horizonte a largo plazo y defina políticas claras para cada una de las actividades del sector.

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Volúmenes de Gas Natural Transportado [MMm3] Junio 2016

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Volumen, (MMm3)

e acuerdo al último análisis de la Fundación Jubileo en caso de que Brasil y Argentina demanden simultáneamente los volúmenes máximos que les permite el contrato, Bolivia no se encuentra actualmente en condiciones de cumplir con esa demanda.

El análisis sostiene que el incremento de producción de gas natural ha estado basado en una mayor explotación de los megacampos, aspecto que ha acelerado el inicio de la fase de declinación en el caso San Alberto y pone en riesgo la seguridad de los reservorios.

Si bien los contratos de compra–venta de gas natural suscritos tanto con Brasil como con Argentina establecen el pago de multas en caso de incumplimiento de las cantidades demandadas y ofrecidas, el problema de fondo no puede ser limitado al pago de sanciones aplicables a Bolivia.

Es que la realidad para el país se torna preocupante porque se encuentra haciendo equilibrios para cumplir con sus dos principales compradores, señala el estudio.

Por ejemplo, muestran en la gráfica que hasta el 6 de junio se continuó con el envío de los volúmenes establecidos en el contrato con Argentina en torno a los 19 MMmcd. Sin embargo, el 7 de junio, cuando Brasil incrementó su demanda, se disminuyó nuevamente los envíos de gas natural a Argentina a 13,7 MMmcd.

Constata que la realidad del

tan delicada que el paro programado de una planta (Margarita – según informes de YPFB) ocasiona el envío de menores volúmenes a los principales compradores; es decir, no existen otros campos que puedan cubrir estos mantenimientos que son normales en la industria.

Advierte que existe una importante debilidad en la actividad exploratoria debido a que, en los últimos 10 años, no se han realizado nuevos descubrimientos y no existen nuevos campos significativos que se hayan incorporado a la actividad de producción, a excepción de Incahuasi que ingresará en operación este mes de 2016.

La situación de producción es

Menores ingresos Considerando la importancia del sector hidrocarburos en la economía nacional, principalmente por la cantidad de inversiones sociales que se financian con recursos provenientes de la renta petrolera, resulta preocupante la posibilidad de obtener menores ingresos, lo que implicaría también el riesgo de retrocesos en reducción de ingresos por concepto de renta petrolera, ya sea originados por menores precios o menor producción, se indica.

A su vez se señala que se genera preocupación por la alta dependencia que existe en las economías regionales que se alimentan de los ingresos generados por el sector hidrocarburos.

Añade que por ello es urgente crear espacios que permitan debatir entre sociedad civil y Estado la diversificación de la economía. ▲

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petróleo & gas

Del 16 al 30 de Septiembre de 2016

Franklin Molina

opinión

Ex viceministro de Desarrollo Energético

El papel de la eficiencia energética frente al cambio climático Aunque los pronósticos para los combustibles fósiles (petróleo y gas) se mantienen para el 2016 con precios relativamente bajos, la demanda global de energía ha crecido en los últimos años a un ritmo dinámico y continuará a este ritmo incrementándose un 35% entre el 2015 y el 2035, (según datos del BP Outlook 2016) y con ello la voracidad por los recursos naturales energéticos, para satisfacer el consumo en un mundo con nuevas necesidades, para sostener el aumento de calidad de vida de la población global.

Se estima que este ritmo de crecimiento continuará ya que más de 1100 millones de personas no cuentan con acceso al servicio de electricidad, según el Banco Mundial. Entre 1990 y 2013 el consumo de energía en todo el mundo aumentó cerca del 54%, por encima del crecimiento en la población mundial, que fue del 36% en el mismo periodo.

Mirando hacia adelante, para garantizar electricidad a más de 9.000 millones de personas en el 2050 se debe incorporar infraestructura energética capaz de soportar esta demanda mundial de manera sostenible y eficiente.

Actualmente, la producción y el uso de energía representan dos tercios de las emisiones mundiales de gases de efecto invernadero (GEI). El uso de energía comercial y residencial es el segundo sector de consumo energético mundial que más rápido está creciendo, después del transporte.

La emisión continua de gases de efecto invernadero causará un mayor calentamiento y cambio en todos los componentes del sistema climático. Los países experimentan los efectos y los fenóme-

Foto: supercurioso.com

El autor afirma que gran parte de las acciones de mitigación del cambio climático se relacionan con la reducción de la intensidad energética, como parámetro para afectar positivamente su incidencia en el calentamiento global.

El cambio climático es una problemática que afecta a todos los países y urgen medidas para mitigar su impacto.

nos del niño y la niña que son cada vez más graves para la población y la producción de alimentos, poniendo en riesgo los asentamientos humanos. Limitar el cambio climático requerirá de reducciones sustanciales y sostenidas de las emisiones de gases de efecto invernadero.

Las decisiones adoptadas en la COP 21 en 2015 son un desafío y apuntan a la preocupación por reducir el aumento de la temperatura del planeta en 2 grados centígrados para este siglo, cómo lo señala en su documento final acordado en diciembre de 2015 y representa una oportunidad para el crecimiento de las energías alternativas en la estructura energética.

Recientemente organismos como el Consejo Mundial de Energía y la Agencia Internacional de Energía, reconocen que gran par-

"A pesar de que Bolivia tiene una baja participación entre los países de la región en emisiones de GEI, tiene uno de los indicadores más altos en cuanto a intensidad energética se refiere" te de las acciones orientadas a la mitigación del cambio climático se encuentran enmarcadas en la eficiencia energética. Esto sin duda

tiene que ver con la reducción de la intensidad energética, como parámetro para afectar de manera positiva su incidencia en el calentamiento global.

En el ámbito de las energías alternativas, estudios serios de organismos indican precios globales significativamente menores para carbón, gas y petróleo, comparado a la proyección del año pasado. Sin embargo, también muestran una pronunciada disminución en los costos de energía solar y eólica.

A pesar de que Bolivia tiene una baja participación entre los países de la región en emisiones de gases de efecto invernadero, tiene uno de los indicadores más altos en cuanto a intensidad energética, lo que significa que estamos produciendo con mayor consumo energético por unidad de producto, lo que implica que

generamos mayor contaminación por factor de producción.

Por otro lado la producción energética en Bolivia ha crecido a tasas relativamente altas, el año 2000 la producción bruta de energía primaria era 40.792 Kbep, el 2014 esta cifra creció hasta llegar a 165864 kpep. Tomando en cuenta la estructura de la producción de energía primaria, la producción de hidrocarburos representa el 94,6% de la producción total de energía, de los cuales 80,7% corresponde a la producción de gas natural.

Los sectores de más alto impacto en el consumo final de energía en Bolivia son el sector residencial consume el 17%, el sector transporte 43% y el industrial 26%. En total estos tres sectores representan 86%, por lo tanto las acciones de eficiencia energética deben estar orientadas a desarrollar mecanismos para optimizar el uso racional en ellos.

A nivel conceptual la eficiencia energética puede analizarse desde dos puntos de vista. El primero, señala la dimensión económica, explicando la eficiencia energética como los cambios que surgen al disminuir la cantidad de energía utilizada para producir una unidad de actividad económica; y el segundo, utiliza el enfoque sistémico, definiendo la eficiencia energética como el mecanismo que permite optimizar la relación entre energía consumida, los productos y servicios finales obtenidos, a través de diversas medidas e inversiones a nivel tecnológico, de gestión y hábitos cotidianos, reduciendo el consumo de los servicios energéticos, sin disminuir el nivel de confort y calidad de vida de los usuarios finales.

El Programa Nacional de Efi-

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Del 16 al 30 de Septiembre de 2016

ciencia Energética el año 2008, estableció las políticas, proyectos y acciones necesarias para el uso racional, eficiente y eficaz de la energía.

En este marco, con el objetivo de lograr un impacto en la producción, consumo y uso racional y eficiente de la energía; y al mismo tiempo, estimular el desarrollo económico y apoyar al medio ambiente con la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, se llevó adelante el Programa de Focos Ahorradores con una distribución en dos fases, además de programas de difusión y desarrollo de sistemas híbridos con fuentes alternativas, encabezados por el Programa Electricidad para Vivir con Dignidad.

Posteriormente, el año 2014 con la elaboración del Plan Estratégico de Ahorro y Eficiencia Energética (PAEE) se estableció los lineamientos y acciones de la política en cuanto a eficiencia energética.

El Plan también comprende los enfoques basados en la institucionalidad, la parte regulatoria y el financiamiento.

A nivel de infraestructura, el país está experimentando profundos cambios en su matriz energética. Hace cuatro años se han incorporado tecnologías con el uso de fuentes alternativas en el parque generador de electricidad, como son los proyectos hídricos, eólicos, solares, en los departamentos de Cochabamba, Oruro, Pando Potosí, Santa Cruz y Tarija y otros que aún están en etapa de pre inversión ejecutados por la ENDE, según el presidente Morales entre los años 2018 y 2019 el país contará con una generación de cerca de 500 MW de energías alternativas.

Evolución de la Oferta Primaria por Fuentes 2000-2014

Fuente: Balance Energético Nacional - Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Evolución del Consumo de Energía por Sectores

Fuente: Balance Energético Nacional - Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Hace diez años se discutía de los nuevos negocios en el ámbito de la energía, como una opción para el desarrollo en la esfera de las energías alternativas, hoy esto es una gran realidad y en Bolivia a partir del Plan de Eficiencia Energética se avizoran que estos cambios continuarán con sus distintos matices, pero para ello es importante la configuración de la institucionalidad y generar recursos humanos con una visión de desarrollo inte-

gral sostenible.

Este enfoque debe ser bajo las dimensiones no solo de la energía, sino también ambiental, social, dado que aun Bolivia continua con una marcada heterogeneidad estructural y es factor clave para el desarrollo de estas tecnologías que jugarán un papel fundamental en el cambio de la matriz energética conocer las condiciones en cuanto a las características del consumo en los distintos niveles

de pisos.

La eficiencia energética y el uso de energías alternativas son herramientas útiles para atenuar positivamente el cambio climático, pero requieren ser comprendidas desde un enfoque integral y global. Las áreas de aplicación están por el lado de producción de energía y del consumo de la energía.

Un uso racional y eficiente de la energía tiene su impacto directo en la economía y en el ambiente,

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dado que al ahorrar energía para producir un mismo bien o servicio gastamos menos y contaminamos menos por la disminución en la emisión de dióxido de carbono en la atmósfera.

Esta tarea requiere un compromiso a niveles de gobierno central, regional, municipal y también de la sociedad en su conjunto. Tenemos la necesidad de cambiar nuestra forma de ver las cosas y actuar con responsabilidad con el medio ambiente y con las futuras generaciones que comienzan a sentir los impactos de una cultura globalizada, donde los más débiles y vulnerables siempre son los más pobres.

La cooperación internacional es necesaria en el proceso de articulación de la política energética y al mismo tiempo ejerce un impacto importante en la transferencia tecnológica hacia países como los nuestros, pero en los últimos años este tipo de asistencia aun es débil en nuestro país e incluso dispersa.

Los centros de formación técnica y universitaria tienen el principal desafío de formar especialistas y tecnólogos en esta rama, ante un mercado incipiente, resulta necesario en el país el concurso de los centros de formación superior para generar la suficiente masa crítica que pueda llevar adelante los cambios en las nuevas tecnologías de producción de energía. Por ejemplo la operación y mantenimiento de centros de generación eólica, fotovoltaica y/o geotermia necesitan recursos habilitados y competentes en estas tecnologías.

La educación y la difusión de la eficiencia energética son aspectos de similar importancia, ello se identificó en el Plan de Eficiencia Energética. ▲

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Petróleo & gas

Del 16 al 30 de Septiembre de 2016

OBRA. Registra 96% de avance e ingresa a su fase final

En la construcción de este complejo petroquímico se invirtió más $us 960 millones e incluye el IPC, fiscalización, acceso vial, patio de maniobras FFCC, equipos de transporte para logística y campamento permanente.

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TEXTO: Redacción Central

A

tres años del inicio de la construcción de la Planta de Úrea se conoció que iniciará operaciones comerciales a fines de este año, según un informe de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

El 5 de este mes el presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, verificó en la región de Bulo Bulo, Cochabamba que el proyecto de la Planta de Amoniaco y Urea registró un avance global de 96% a julio de la presente gestión.

“Es la primera planta de petroquímica en Bolivia. En enero nuevamente estaremos aquí para ver la primera bolsa de fertilizantes, la Planta está con 96% de avance, falta poco, pero a partir de este momento ya va entrar en pruebas”, destacó Morales.

Entre el 80 y 90% del producto será destinado al mercado externo, principalmente a Brasil y Argentina. Entre el 10% y 20% de la producción se destinará al mercado interno.

“Se concluyó la adaptación de la tecnología, la ingeniería básica y la ingeniería de detalle. La Planta se encuentra en su última etapa de construcción y será el primer mega proyecto 100% petroquímico que consolidará la industrialización del gas natural para generar ingresos con mayor valor agregado en beneficio del pueblo boliviano”, sostuvo el presidente de YPFB, Guillermo Achá M. A través de un proceso químico en un reactor, el gas natural se convierte en amoniaco en una primera fase. Ese producto tiene diferentes usos industriales, pero se tomó la decisión de utilizarlo

Cifra

Foto: David Durán / Reporte Energía

A fin de año Planta de Urea iniciará sus operaciones 50

MMpcd volumen. Es la capacidad de transporte del gasoducto desde la Planta Carrasco hasta la Planta de Urea y Amoniaco.

como materia prima para que se obtenga urea como producto final. Luego la Urea Granulada pasa a las secciones de almacenaje, ensacado y despacho final, considerando su aplicación como fertilizante.

IMPACTO La producción de urea granulada, muy parecida a un grano de soya, se empleará como fertilizante que se aplicará al suelo y proveerá nitrógeno a los cultivos de soja, maíz, arroz, papas, girasol, trigo, caña de azúcar y otros beneficiando al agricultor y al Estado boliviano.

Con este producto se habilitará nuevas áreas de cultivos, recuperará áreas de cultivos agotadas, disminuirá costos de producción agrícola y pecuaria, ampliará la frontera agrícola del país y recuperará la fertilidad de tierras cultivadas. Asimismo se incluye el incentivo a la producción de alimentos, generación de divisas para el país, sustitución de importaciones y agregación de valor al gas natural para generar excedentes y promover el desarrollo.

Asimismo con el uso de este fertilizante se prevé una mejora en la productividad del sector agrícola, otorgación de ventajas en costos a la agroindustria y agropecuaria, aumento del rendimiento de los cultivos, generación de aproximadamente 5 mil fuentes de empleo directo e indirecto en las etapas de construcción, producción, distribución y comercialización, además de la creación de polos de desarrollo petroquímico.

Samsung Engineering Co. Ltda., se adjudicó el PDP (Paquete de Diseño de Proceso), FEED (Front end Engineering Design), Ingeniería de Detalle, Procura, Construcción, Puesta en Marcha, Opera-

Se prevé que el 2017 la Planta Amoniaco – Úrea tenga una producción de más de 500.000 toneladas métricas (TM) del fertilizante.

Ducto inició provisión de gas a Planta ▶ El presidente Evo Morales, el Ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Sánchez, y otras autoridades, inauguraron el ducto que suministrará con gas seco necesario para el funcionamiento de la planta de fertilizantes Amoniaco – Úrea, misma que presenta 96% de avance físico.

El gasoducto tiene una capacidad de transporte de 50 millones de pies cúbicos día (MMpcd) de gas seco para el proceso de elaboración de amoniaco y úrea en la planta del mismo nombre, con la cual se inicia el proceso de industrialización en el país.

El contrato suscrito para la implementación del gasoducto consideraba un monto inicial de $us 15.72 millones, sin embargo, gracias a las optimizaciones y mejoras en el diseño, se pudo

ción y Mantenimiento Asistido de la planta. Se empleará tecnología bajo licencia de la compañía estadounidense KBR para producir amoniaco, y licencia de la empresa

El monto de inversión del gasoducto asciende a $us 13 millones.

reducir a un monto de inversión $us 13 millones.

El gasoducto tiene una longitud de 16 km aproximadamente y un diámetro de 10 pulgadas, que transportará el gas seco desde la planta Carrasco de YPFB Chaco.

El ministro Sánchez señaló “En Cochabamba se encuentra un gran polo de desarrollo. Esta

japonesa Toyo para producir urea granulada.

En la construcción de este complejo petroquímico, que inició el 12 de septiembre de 2013, se in-

es la primera planta de petroquímica en la historia nacional”.

Se prevé que el 2017 la planta Amoniaco – Úrea tenga una producción de más de 500.000 toneladas métricas (TM) de úrea para la comercialización en el mercado nacional e internacional permitiendo generar beneficios económicos para el Estado desde ese mismo año.

virtió más $us 960 millones e incluye el IPC, fiscalización, acceso vial, patio de maniobras FFCC, equipos de transporte para logística y campamento permanente. ▲

petróleo & gas

Del 16 al 30 de Septiembre de 2016

TEXTO: lizzett vargas o.

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olivia presenta un escenario complejo para la perforación direccional hidrocarburífera, principalmente por los movimientos que presentan las capas geológicas ubicadas en el Subandino Sur. Esto representa un reto con lo que la ingeniería ha venido lidiando en estos últimos años.

“Hemos avanzado, se han realizado mejoras en los proyectos y cada vez se tiene menos días perdidos en la perforación, pero aún sigue siendo un reto para esta industria”, afirmó el experto César Villegas de Schlumberger Bolivia.

A suy vez señaló que aún persisten los altos niveles de incerteza y la complejidad de atravesar las capas en el subsuelo del Subandino boliviano, explicó en el marco

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CONFERENCIA. SPE PROMUEVE MENSUALMENTE ESTOS ANÁLISIS

Optimizan tiempo de perforación a pesar de incertezas geológicas de las conferencias mensuales que realiza la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE) Sección Bolivia.

Para entender las complejidades de esta zona, el experto las dividió en secciones, puesto que cada una tiene su problemática geológica diferente. Entre ellas señala las formaciones que se ubican en la parte superior, intervalo del carbonífero, que tienen mucha abrasión lo que provoca vibraciones en el momento de la operación.

Asimismo la formación de Los Monos se caracteriza por su inestabilidad de hoyos lo que implica un plan de perforación para contener esas paredes y seguir con el

Foto: SPE

┣ El enfoque con la tecnología actual presenta nuevas herramientas para enfrentarlos. La zona subandina es un desafío para la ingeniería de hidrocarburos, pero es necesario mayores análisis y eficiencia en los datos.

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César Villegas recibe un reconocimiento de la presidenta de la SPE, Fátima Gómez.

trabajo.

Igualmente Huamampampa presenta también abrasión y mucha dureza en sus rocas. “Si bien estos retos son viejos en Bolivia, el enfoque con la tecnología de ahora es nuevo y presentan nuevas herramientas para enfrentarlos”, destacó Villegas.

El objetivo principal es terminar la perforación en pocos días de manera eficiente y efectiva. En la ingeniería no se busca lo rápido sino lo óptimo. Para ello sugiere mayores análisis previos a la perforación. Ser más eficiente en la adquisición de datos para ajustar un modelo adecuado, concluyó. ▲

breves

Del 16 al 30 de Septiembre de 2016

Con el fin de tener una posición conjunta en nueve temas del sector hidrocarburos la Secretaría de Hidrocarburos y Energías del Gobierno Departamental Autónomo de Tarija abrió la opción para que las instituciones y sectores sociales planteen sus propuestas al respecto.

En este tema el secretario de Hidrocarburos de la Gobernación de Tarija, Boris Gómez, indicó que hasta el 1 de noviembre se recibirá las propuestas para luego discutir las mismas en un taller técnico.

En este marco los temas para el debate son: la nueva Ley de hidrocarburos, Ley de electricidad, Tarija y la industria del gas, políticas de electricidad, impactos financieros y ambientales de la industria petroquímica.

Foto: Archivo / RE

Recogen propuestas en hidrocarburos en Tarija

Boris Gómez, secretario de Hidrocarburos y Energías del Gobierno Departamental de Tarija.

De igual manera se buscará evaluar la participación de los departamentos productores en la agregación de gas natural.

De igual modo se incluye la tecnología y desarrollo del talento humano relacionado con la industria, entre otros temas que inciden en el desarrollo de Tarija.

En el conversatorio que organizó la Gobernación de Tarija se mostró volúmenes, capacidad,

Foto: MHE

Tecpetrol garantiza continuar invirtiendo en el país

Ejecutivos de Tecpetrol manifestaron el interés de la compañía en nuevas áreas para E&E.

El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Sánchez, se reunió con el presidente y CEO de la empresa argentina Tecpetrol, Carlos Ormachea, y el gerente de países no operados de Tecpetrol, Guillermo Mirande, quienes garantizaron recursos económicos para seguir invirtiendo en el campo Incahuasi, según un boletín de esta cartera gubernamental.

“Hoy hemos avanzado en los acuerdos que tenemos que cerrar para poder seguir adelante con el proyecto de Ipati y Aquío. Consideramos que vamos a operar bien en Bolivia y

la verdad que estamos mirando alternativas adicionales a Ipati”, manifestó Ormachea.

La firma internacional realiza actividades primarias en Bolivia, relacionadas a las actividades de exploración, prospección, perforación, sondeo y otros servicios relacionados con la extracción de petróleo y gas natural. Asimismo, participa en los Contratos de Operación para las Áreas Ipati y Aquío con el 20%.

El presidente de Tecpetrol aseguró que Bolivia tiene potencial para contrarrestar el déficit de energía en la región.

mercados, financiamientos, impactos políticos y financieros de la industria petroquímica.

Según Gómez la charla pemitiró conocer la falta de información para proyectos a escala por lo que se reunirán con el representante de Tarija en YPFB, Héctor Quiroga, y la presidenta de la Comision de Hidrocarburos de la Asamblea Legislativa Departamental, Amanda Calizaya.

Capacita a técnicos uruguayos en explotación de ágatas y amatistas Una delegación boliviana, encabezada por el viceministro de Desarrollo Productivo, Víctor Flores, capacitó a técnicos uruguayos en la exploración y explotación de ágatas y amatistas, en Montevideo, en el marco del acuerdo de cooperación técnica y científica con la Dirección Nacional de Minería y Geología de Uruguay.

Según un boletín del Ministerio de Minería, técnicos de ambos países visitaron la Mina Cordillera y la Mina De Oliveira Mineración, que se encuentran en el departamento de Artigas, donde se explotan las piedras preciosas de amatista y ágatas en Uruguay.

"El intercambio de opiniones técnicas referente a la explotación de la amatista fue lo más importante, ya que en el Estado de Bolivia se cuenta con la mina Anahí, donde se la explota", remarcó el viceministro de Desarrollo Productivo.

Flores hizo hincapié en la higiene y seguridad industrial, como el uso de los implementos de protección personal, con el objeto de velar la salud del trabajador, "que es lo más importante". También dijo que se habló sobre la perforación y voladura. (ABI)

YPFB en licitación en Paraguay para comercialización de GLP Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) se encuentra participando en una licitación pública internacional en Paraguay para la provisión de Gas Licuado de Petróleo (GLP) en el país vecino por un volumen de 1.000 toneladas métricas, informó el presidente de la estatal petrolera, Guillermo Achá M. En agosto pasado, Petróleos Paraguayos (Petropar) lanzó una licitación internacional para la provisión de GLP, misma que en presentación de ofertas fue concluida el 8 de septiembre de 2016 y según los resultados publicados en el acta de subasta,

la oferta boliviana sería la mejor oferta presentada, sin embargo se aguardarán los resultados oficiales por parte de la estatal petrolera del vecino país.

El acuerdo marco suscrito entre los gobiernos del Estado Plurinacional de Bolivia y la República del Paraguay para la provisión de Gas Natural, Gas Natural Licuado, Gas Licuado de Petróleo y otros derivados de petróleo, conduciría a lograr un acceso de energía más barata al país del Paraguay, generando un escenario favorable para ambas empresas hidrocarburíferas, desde una perspectiva económica.

Foto: YPFB

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La estatal petrolera de Bolivia podría suministrar 1000 TM de GLP a Paraguay.

Decreto de reversión no afecta a trabajadores de Manquiri El ministro de Minería y Metalurgia, César Navarro, se reunió con representantes de los trabajadores de la Empresa Minera Manquiri y aseguró que el decreto supremo aprobado para revertir al Estado los contratos suscritos con cooperativistas mineros, no afectará sus fuentes laborales, indica la agencia de noticias ABI. La autoridad ministerial aclaró ese aspecto tomando en cuenta que esa empresa tiene contratos vigentes con cooperativas mineras y controla la mina San Bartolomé, el segundo yacimiento de plata más grande del país.

Navarro se reunió con tres representantes de los trabajadores de Manquiri: Daniel Condori, Anastasio Sunagua y Ronald Jara, según un boletín del Ministerio de Minería.

"En este momento estamos trabajando el tema de la reglamentación que tiene que

ver fundamentalmente con la información sobre el volumen de producción y los ingresos de ese volumen de producción a la cooperativa, la distribución de esa riqueza al interior de los socios cooperativistas", explicó.

El Ministro de Minería advirtió que "hay compañeros cooperativistas que ni siquiera tienen seguro en la caja y mucho menos jubilación".

En esa línea, aseguró que el objetivo del decreto supremo "es que los cooperativistas, hasta el 31 de enero de cada año, presenten un informe del número de socios, y con informes mensuales, presenten el volumen de producción y el valor del ingreso y la distribución a los socios cooperativistas, para que sepamos exactamente si existe o no principio de solidaridad".

Ratificó que las reversiones buscan sanear la actividad minera y no afectar la actividad productiva.

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BREVES

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petróleo & gas

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PERSPECTIVAS. informe mensual del mercado petrolero de la AIE

Desalentador informe de la AIE bajó 2% el precio del petróleo Foto: oilandgasmagazine.com

┣ Los precios del barril de

crudo cayeron más de un dólar ante un panorama pesimista de los principales consumidores sobre el crecimiento de la demanda. El consumo mundial de crudo debería crecer en 2016 en 1,3 MMbd hasta 96,1 MMbd.

TEXTO: lizzett vargas o.

Los traders del petróleo siguen sopesando las posibilidades de

L

os precios del petróleo descendieron bruscamente, ampliando pérdidas después de que la Agencia Internacional de la Energía advirtiera de que los mercados de petróleo seguirían sufriendo una considerable superabundancia el año que viene debido a una ralentización de la demanda.

Diferentes portales digitales económicos a nivel mundial como el Financiero de México informaron que el contrato del crudo Brent para entrega en noviembre cerró en 47.10 dólares por barril, una baja de 2.52 por ciento respecto al cierre previo de 48.32 dólares.

Al otro lado del Continente, en Estados Unidos, el barril del WTI para entrega en octubre, retrocedió 3.0 por ciento, para terminar en 44.90 dólares por barril. Un día antes de la publicación del informe de la AIE, el contrato ganó 0.90 por ciento y terminó en 46.29 dólares La Agencia Internacional de la Energía (AIE) disminuyó sus previsiones sobre la demanda mundial de petróleo para 2016 por las incertidumbres económicas y en un contexto de oferta abundante de los países de la OPEP. El consumo mundial de crudo debería crecer en 2016 en 1,3 millones de barriles diarios (mmbd), hasta 96,1 mmbd, según el informe mensual de la la AIE, menos que los 1,4 mbd de la previsión anterior.

"China e India, que son los pilares del crecimiento de la demanda,

durante el primer semestre del año que viene", indica el informe La fortaleza de la producción alimenta los rumores sobre un posible acuerdo entre países para limitar la producción de crudo durante una reunión informal prevista en Argelia a finales de este mes.

La AIE ya había previsto que el mercado no mostraría ningún indicio de superávit durante la segunda mitad de este año.

se tambalean", indica la agencia con sede en París.

Para 2017 la AIE, que forma parte de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), prevé un crecimiento de la demanda de 1,2 mmbd, hasta 97,3 mmbd.

Esa revisión resulta en primer lugar de la constatación de los datos del tercer trimestre, en el que la progresión del consumo, que fue de 1,4 millones de barriles diarios en términos interanuales en el segundo trimestre, ha sido únicamente de 0,8 millones en el tercero, la tasa más baja de los últimos dos años.

En paralelo la oferta de petróleo se mantiene, en particular en los países de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que en agosto produjeron a un nivel elevado de 33,47 mmbd (930.000 barriles diarios más en un año).

La producción de la OPEP ha

Cifras

2.52 %

Brent. Es el porcentaje de reducción en el precio del petróleo de 48.32 a 47.10 dólares previstos anteriormente al mes de noviembre.

3 %

wti. Es la baja que afectó el informe de la AIE al precio del barril de 46.29 a 44.90 dólares, para entrega en octubre.

100.000 Barriles diarios

demanda. Es el volúmen que la AIE disminuyó en sus estimaciones sobre la demanda global para este año, quedará en 96,1 mmbd.

permitido compensar el declive de la de los países que no están en la organización, que han limitado las inversiones y en agosto redujeron su producción en 0,3 mbd, hasta 96,9 mbd. "Kuwait y Emiratos Árabes Unidos han extraído petróleo a niveles récord e Irak ha aumentado sus entregas. La producción de Arabia Saudí aumentó a un nivel casi récord y la de Irán alcanzó 3,64 mbd", un máximo desde el levantamiento de las sanciones en enero, indica la AIE. Estas cifras son el reflejo de la estrategia de la Opep de mantener su nivel producción para conservar su cuota de mercado y que ha permitido a Arabia Saudí arrebatar a Estados Unidos el puesto de primer productor mundial de productos petroleros.

"Esta dinámica oferta-demanda podría mantenerse sin cambios en los próximos meses. En consecuencia la oferta continuará superando a la demanda al menos

Reunión de la OPEP La Organización de Países Exportadores de Petróleo, con Arabia Saudí a la cabeza, y otros grandes exportadores de crudo de Oriente Próximo se reunirán con los países productores no miembros de la OPEP, encabezados por Rusia, y mantendrán conversaciones informales en Argelia entre el 26 y el 28 de septiembre.

Las probabilidades de que la inminente reunión de los principales productores de petróleo resulte en alguna medida para reducir la superabundancia global han disminuido enormemente según expertos en el mercado. De hecho, la mayoría cree que los productores de petróleo seguirán de cerca el mercado y posiblemente aplazarán las conversaciones acerca de la congelación hasta la reunión oficial de la OPEP que se celebra en Viena el próximo 30 de noviembre.

El intento de congelar conjuntamente los niveles de producción que ya tuvo lugar este año fracasó debido a que Irán se negó a participar en la iniciativa, subrayando la dificultad de llegar a un acuerdo con sus rivales políticos. ▲

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Foto: periodicocontrastes.com

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e que los principales países exportadores de petróleo congelen la producción.

Consumo del 2015 al 2017

Una caída en el crecimiento de la demanda significa una espera más larga para reequilibrar el mercado.

Millones de barriles

Crecimiento demanda 2.4 2.2 2.0 1.8 1.6 1.4 1.2 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0

Reducción de previsiones

La OPEP bombea más que el 2014 ▶ En paralelo, la OPEP ha tenido el comportamiento inverso, y en particular dos de sus miembros, Arabia Saudí e Irán, están bombeando alrededor de un millón de barriles diarios más de los que sacaban de sus pozos a finales de 2014, analizó el portal digital El Economista de España La oferta disminuyó en 300.000 barriles diarios en agosto, pero eso ocurrió después de fuertes ascensos en los dos meses anteriores, y se situó en 96,9 millones de barriles diarios. Y la OPEP incrementó una vez más su contribución, en agosto en 30.000 barriles diarios, para situarse en niveles récord de 33,47 millones de barriles.

Arabia Saudí, aunque disminuyó muy ligeramente ese mes su producción, con 10,60 millones de barriles diarios (5.000 menos que en julio), volvió a situarse como el primer país del mundo por delante de Estados Unidos, que le había estado superando desde 2014 sobre todo por los yacimientos de esquistos.

Irán sigue en su progresión tras el levantamiento de las sanciones internacionales, y en agosto subió a 3,64 millones de barriles. Fuera

Análisis

OPEP: Incrementó su contribución, en agosto en 30.000 barriles diarios Arabia saudí: Volvió a situarse como el primer país del mundo por delante de Estados Unidos, que le había estado superando desde 2014 sobre todo por los yacimientos de esquistos. irán: En progresión tras el levantamiento de las sanciones internacionales, y en agosto subió a 3,64 millo-nes de barriles.

de la OPEP, el resto de países disminuyó sus extracciones en agosto en 1,4 millones de barriles diarios menos que el mismo mes de 2015 con 56,4 millones, sobre todo por Estados Unidos, Rusia, Kazajistán y el Mar del Norte.

Una de las consecuencias de este prolongado desequilibrio entre la oferta y la demanda es el aumento de las reservas industriales, que en el caso de los miembros de la OCDE progresaron en 32,5 millones de barriles en julio, para alcanzar un récord de 3.111 millones de barriles.

El precio no incentiva crecimiento de demanda 1Q 2015

1Q 2016

Alza en 2 años de baja

1Q 2017

4Q 2017

Fuente: Bloomberger

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Aspectos relevantes

Causas: Estas cifras son el reflejo de la estrategia de la Opep de mantener su nivel producción para conservar su cuota de mercado y que ha permitido a Arabia Saudí arrebatar a Estados Unidos el puesto de primer productor mundial de productos petroleros.

proyecciones: Son los datos del tercer trimestre, en el que la progresión del consumo, que fue de 1,4 millones de barriles diarios en términos interanuales en el segundo trimestre, ha sido de 0,8 millones en el tercero, la tasa más baja de los últimos dos años.

pilares: En los últimos tiempos de la expansión del consumo, que han sido China e India, cada vez lo son menos. Además, en Europa hay un descenso en el tercer trimestre a causa de un descalabro de las entradas de crudo en Francia, Finlandia e Italia.

▶ La AIE señaló que, en términos generales, después de más de un año en el que el barril se mueve en torno a los 50 dólares, el precio está dejando de ser un incentivo para elevar la demanda por ese motivo.

Los esfuerzos de la OPEP para intentar elevar los precios tras dos años de desplome parece que no pueden superar esa barrera con un mercado que sigue inundado de petróleo.

La agencia igualmente subrayó la aparente paradoja de que pese al hundimiento de las inversiones en la extracción por esos

bajos niveles de precios del barril, la oferta se está expandiendo por el tirón precisamente de la OPEP. En este sentido, sí que parecen estar logrando su objetivo de ganar cuota de mercado expulsando a los países que producen petróleo a precios más alto.

Desde finales de 2014, los países que no pertenecen a ese cártel han recortado sus extracciones en 1,4 millones de barriles diarios, y eso hay que atribuirlo en buena parte a Estados Unidos, que ha supuesto más de la mitad del recorte de las inversiones de los productores independientes.

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PARQUES. Madidi y Pilón Lajas están en la zona de influencia del proyecto

Datos

Afirman que El Bala afectará menos del 1% de áreas protegidas Fotos: MHE

┣ Con el desarrollo de las hidroeléctricas El Bala y el Chepete se permitirá la navegabilidad de 1.050 kms entre Rurrenabaque y Cachuela Esperanza.

Además se controlará las inundaciones y se dejará de emitir GEI.

Coordinación. Consideran importante el desarrollo de un trabajo coordinado entre el Ministerio de Hidrocarburos y Energía y la CPILAP en torno a la ejecución del proyecto hidroeléctrico el Bala. beneficios. Mejora en la calidad de vida de los bolivianos, con mayores ingresos económicos para el país, tomando en cuenta la potencia de generación prevista para este proyecto.

TEXTO: Redacción Central

L

a afectación que causarán las Hidroeléctricas El Bala y Chepete alcanzará a solo 180 kilómetros cuadrados(kms2), lo que representa el 0,79% de la extensión total de 22.669 km2 de los parques Madidi y Pilón Lajas, señala un estudio presentado por la Empresa Nacional de Electricidad (Ende) y Geodata.

Según el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, ENDE y los pueblos que circundan la zona de influencia del proyecto el desarrollo del proyecto El Bala y el Chepete permitirá la navegabilidad de 1.050 kms entre Rurrenabaque y Cachuela Esperanza, con lo que se podrá controlar las inundaciones y dejar de emitir gases de efecto invernadero (GEI) a partir del cambio de la matriz energética.

A su vez el ministro de Hidrocarburos y Energía (MHE), Luis Alberto Sánchez, destacó el proceso de socialización del proyecto El Bala y Chepete realizado a las alcaldías de Rurrenabaque, Apolo y Teoponte, quienes expresaron su respaldo.

Semanas atrás los alcaldes de Rurrenabaque, Apolo y los representantes de Teoponte, en conferencia de prensa, respaldaron el desarrollo del proyecto Hidroeléctrico El Bala, tras la socialización que realizó el Ministerio de Hidrocarburos y Energía en la ciudad de La Paz. Sánchez señaló “estamos socializando con las personas que realmente viven en la región donde va a estar emplazado este gran

Los alcaldes de Rurrenabaque, Apolo y los representantes de Teoponte respaldaron el desarrollo de El Bala.

proyecto. Ellos han mostrado la predisposición y la aceptación al proyecto”.

La socialización se desarrolló en instalaciones del Ministerio en donde participaron el alcalde de Rurrenabaque, Anacleto Dávalos; el alcalde de Apolo, Mario Vaquiata; el representante de Teoponte, Freddy Limaco; diputados de la región; además de otras autoridades indígenas de la zona.

“Sabemos muy bien que este megaproyecto va a traer muchos beneficios a nuestro país, de tal manera que estamos completamente comprometidos y firmes de que este proyecto se lleve adelante”, expresó Dávalos, a tiempo de remarcar que “muy poco o nada va a ser afectado el medio ambiente. Hemos estado viendo en este tiempo que (algunas personas) han estado manejando muy mal la información”.

A su tiempo, Limaco expresó “vemos que El Bala no tiene una afectación como se planteaba en los medios de comunicación y las redes sociales (…). Hermano Ministro creemos que es un gran esfuerzo el que ha hecho el hermano Presidente (Evo Morales) para exigir que este proyecto tenga un componente que evite el daño ambiental (…). Para nosotros

La CPILAP resolvió apoyar la construcción de los proyectos hidroeléctricos que impulsa el MHE.

como municipio de Teoponte ha sido muy importante este trabajo que se viene desarrollando (socialización) para entender los alcances de lo que significa este proyecto de la represa El Bala”.

Por su parte, Vaquiata expresó “quiero agradecer al hermano Ministro por esta invitación para recibir información del proyecto hidroeléctrico El Bala. La afectación va a ser muy mínima. Queremos que esta información llega a todos para dar información correcta y precisa a las comunidades que viven en ese sector”.

De igual forma, después de un trabajo de socialización llevado a cabo por el Ministerio de Hidro-

carburos y Energía para la Central de Pueblos Indígenas de La Paz (CPILAP), la organización indígena hizo conocer mediante resolución su apoyo para la construcción del proyecto hidroeléctrico El Bala.

“Tuvimos nuestra asamblea donde estábamos reunido nueve pueblos de los diez pueblos de la comunidad Buenavista, del municipio San Buenaventura del territorio tacana. Ahí justamente hemos tocado el punto del proyecto El Bala; en ese entendido, es que ha salido nuestra resolución en favor de este proyecto que va a ejecutar el gobierno nacional”, manifestó John Jiménez, presidente de la CPILAP.. ▲

Lamentan campaña negativa en contra de proyectos ▶ El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, lamentó que existan personas que se opongan al desarrollo de los proyectos hidroeléctricos.

“Hay personas que viven en la ciudad llenos de confort, donde tienen la posibilidad de escuelas para sus hijos, postas médicas y vías de comunicación, esas son las que se oponen. Ellos están en contra de los proyectos en Madidi y Pilón Lajas y hablan con la información de 1950, tienen datos muy generales y sesgados.

Están haciendo socializaciones mentirosas y especulando con un carácter político”, cuestionó.

De igual forma dijo que “la gente que vive en la zona, que tiene los problemas, que quiere tener desarrollo, acceso a servicios médicos, caminos para sacar sus productos y tener una mejor economía ellos apoyan el proyecto, obviamente cuidando la naturaleza porque es la casa de ellos”.

El respaldo de los actores involucrados en la zona de influencia del proyecto desvirtúan las opiniones negativas conocidas en las últimas semanas y motivan a las autoridades a continuar con el proyecto que prevé generar 3.676 MW de potencia, cuya afectación según estudios preliminares será del 1.9%, con la expectativa de que con la finalización del Estudio a Diseño Final del proyecto, el impacto ambiental pueda disminuir aún más.

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electricidad

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Fotos: ABI

Con este proyecto, se suministrará energía eléctrica a 94.234 habitantes, correspondientes a las provincias de Rurrenabaque, Reyes y El Palmar en el Beni y San Buenaventura, Tumupasa e Ixiamas en La Paz.

┣

TEXTO: Redacción Central

L

a Planta San Buenaventura ubicada en el departamento de La Paz, producirá con el bagazo del Ingenio Azucarero de la zona, cerca de 30 megavatios (MW), según una nota de prensa del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE).

“Pero también, lo más importante, estamos ya generando energía eléctrica con bagazo. Será poco por ahora y por corto tiempo. El momento en que tengamos las 11.000 hectáreas (Has) de caña, con seguridad vamos a generar cerca de 30 MW”, expresó el presidente del Estado Plurinacional, Evo Morales, luego de una inspección realizada al complejo.

El presidente resaltó que San Buenaventura sea una obra en ejecución con diversos beneficios en la industria del azúcar, alimento para el ganado, fertilizantes, además del componente eléctrico. “La planta va a abastecerse con su propia energía”, agregó Morales.

La autoridad destacó que actualmente los bolivianos pueden contemplar el avance de muchos proyectos de los cuales se escucha hablar hace muchos años. “Algunos compañeros de 60, 70 años me dicen que de niños escuchaban hablar de San Buenaventura, el proyecto hidroeléctrico El Bala (…).”, recordó.

Asimismo, manifestó que el tema pendiente para desarrollar en Bolivia es la liberación tecnológica. “Si bien hemos garantizado la liberación política, económica, lo que nos falta es la liberación tecnológica (por ello) vamos a tener centros de investigación en Bolivia”, acotó.

El presidente Morales refirió que en la planta de San Buenaventura se tiene la tecnología de siete países: Alemania, Francia, Brasil, Estados Unidos, China, Japón e india.

San Buenaventura deja de ser un proyecto soñado por los paceños para ser una realidad, puesto que se suma a la lista de obras en ejecución que aportan al Sistema Interconectado Nacional (SIN) para dar mejor calidad de vida a los bolivianos, bajo el principio de universalización de los servicios básicos.

La planta de generación eléctrica de San Buenaventura se nutrirá del bagazo de caña de azúcar del ingenio que está cerca del Complejo.

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MATERIA PRIMA. En base al bagazo del ingenio azucarero de la zona

San Buenaventura generará hasta 30 MW

Cifra

denominada Yucumo, en el Departamento de Beni.

La línea Yucumo – San Buenaventura será utilizada para transportar los excedentes de generación de la planta Azucarera San Buenaventura, entregando entre 12 y 15 MW al SIN. El costo de la línea es de $us 18.82 millones de los cuales $us12 millones son financiados por el BID y $us 6,82 millones financiados con una contraparte local.

94.234 personas

beneficiarios. Provincias de Rurrenabaque, Reyes y El Palmar, del Beni y a San Buenaventura, Tumupasa e Ixiamas de La Paz.

El Gobierno Nacional, a través del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) tiene un avance importante en proyectos de energías renovables a través de proyectos eólicos, geotérmicos, biomasa y solares.

Descripción del proyecto El proyecto comprende de una línea de transmisión en 115 kV, con dos subestaciones, una subestación reductora en San Buenaventura, ubicada en la población de San Buenaventura (La Paz) y una bahía de salida en la subestación Yucumo, ubicada en la zona

Destacan que la Planta de San Buenaventuran utiliza la tecnología de siete países.

Apuntan a contar con 11 mil ha de caña para producción de energía eléctrica.

Beneficios de la generación eléctrica Se beneficia a 94.234 habitantes, correspondientes a las provincias de Rurrenabaque, Reyes y El Palmar en el departamento de Beni, San Buenaventura, Tumupasa e Ixiamas en el departamento de La Paz. Con este proyecto, se suministra energía eléctrica con una adecuada red de distribución a poblaciones que se encuentran dentro de un radio de 50 km alrededor de las poblaciones mencionadas. ▲

electrificación

Del 16 al 30 de Septiembre de 2016 ┣ La prioridad del proyecto es incrementar el acceso a la electricidad en el área rural de Bolivia, facilitando la integración de la población a servicios públicos y sociales, contribuyendo al uso productivo de la energía.

TEXTO: Redacción Central

E

l Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aprobó $us 100 millones para contribuir a mejorar la calidad de vida de la población de bajos ingresos en Bolivia que no tiene acceso o tiene acceso limitado a la electricidad mediante la ampliación y mejora de la cobertura del servicio eléctrico, de acuerdo a un boletín institucional.

La prioridad del proyecto es incrementar el acceso a la energía eléctrica en el área rural de Bolivia, facilitando la integración de la población a servicios públicos y sociales, contribuyendo al uso productivo de la energía, y a la reducción de los niveles de pobreza, se indica.

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OBJETIVO. Apoyo a la expansión de la cobertura rural

BID aprobó $us 100 MM para electrificación rural en Bolivia

Los objetivos específicos son incrementar la cobertura del servicio eléctrico en el área rural, fomentando el consumo de energía eléctrica a través de usos productivos en el área rural, con un enfoque de género.

Además, el comunicado señala que se busca incrementar la capacidad de transmisión de energía eléctrica para atender la demanda en zonas de ampliación de cobertura, apoyando a reducir

las emisiones de CO2 asociadas al uso de combustibles fósiles en sistemas aislados.

Entre 2001 y 2015, la cobertura de electrificación rural se incrementó de 25 por ciento a 66 por ciento, con la conexión de 1,3 millones de hogares.

Sin embargo, se estima que aún existen 375 mil hogares sin electricidad, de los cuales un 86% están en áreas rurales, mayormente en comunidades indígenas y de

bajos recursos.

Para lograr la cobertura universal se requieren inversiones por $us 1.900 MM. El 90% de los hogares rurales sin electricidad podrían conectarse a la red, y 10% se cubrirían mediante fuentes alternativas de energía.

La población beneficiaria del programa corresponde a 35.000 hogares rurales sin electricidad que serán conectados a través de redes eléctricas de distribución, y

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Otros países

Acerca del BID. El Banco Interamericano de Desarrollo tiene como misión mejorar vidas. Fundado en 1959, el BID es una de las principales fuentes de financiamiento a largo plazo para el desarrollo económico, social e institucional de América Latina y el Caribe. El BID también realiza proyectos de investigación de vanguardia y ofrece asesoría sobre políticas, asistencia técnica y capacitación a clientes públicos y privados en toda la región.

aproximadamente 19.000 hogares adicionales en el área de influencia directa de la línea de transmisión Padilla-Monteagudo-Camiri. Asimismo, se pretende incentivar el uso productivo de la electricidad en por lo menos 1.400 hogares de las áreas rurales.

El costo total del programa es de $us 100 millones. El programa cuenta con recursos del Capital Ordinario del BID por $us 85 millones con un periodo de amortización de 30 años. Adicionalmente, $us 15 millones serán financiados con recursos del Fondo de Operaciones Especiales. ▲

petróleo & gas

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LÍNEAS. Se corrieron 28.600 kilómetros de sísmica

Desvirtúan mitos sobre impactos petroleros Fotos: inteligenciapetrolera.com

Foto: panampost.com

En Colombia se perforaron nueve pozos de exploración

Afirman que la actividad de exploración y producción de hidrocarburos no daña acuíferos.

Colombia requiere inversiones anuales en exploración y producción de 7 mil millones de dólares, durante los próximos 10 años.

┣ La cifra de este año contrasta con los 25 pozos exploratorios que se realizaron en el 2015, y más aún con los 131 pozos que se lograron en el 2013, cuando se dio el pico histórico de exploración en este país.

TEXTO: redacción Central

L

as cifras reveladas en el Informe Estadístico Petrolero de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP); muestran que de los 33 pozos de exploración programados para este año, entre enero y julio se perforaron 9, y uno más está en proceso de construcción, según un boletín institucional.

La cifra contrasta con los 25 pozos exploratorios que se realizaron en el 2015, y más aún con los 131 pozos que se lograron en el 2013, cuando se dio el pico histórico de exploración en el país.

Sin embargo, los datos del informe también muestran que los 23 pozos exploratorios pendientes del programa, aún siguen en los programas de las empresas del sector.

Por otra parte, en los siete pri-

Cifras

6

Billones/$us aporte. Es el monto que el sector petrolero brindará al erario nacional de Colombia.

meros meses del año se corrieron 28.600 kilómetros de sísmica, lo que significa un avance de 75,4 por ciento del programa planteado para el 2016, que fijó como meta la realización de 37.936 kilómetros de sísmica.

No obstante, de estos kilómetros solo el 2,1 por ciento se ha realizado en tierra firme, es decir solo 600 kilómetros de sísmica, lo que significa que esta actividad se está desarrollando principalmente en el mar.

De acuerdo con el informe la actividad sísmica en los siete primeros meses del año fue realizada en su totalidad por empresas privadas. ¿Por qué es importante la inversión en E&P? Según el Marco Fiscal, el sector petrolero aportará anualmente un promedio cercano a $us 6 billones, a pesar de esperar menor producción de petróleo y renta fiscal frente a documentos de años anterio-

900

Mil /Barriles volumen. Es la cantidad de producción de crudo anual en los próximos seis años.

res. Esta cifra no incluye derechos económicos en favor de la ANH, ni regalías a las regiones, según la Asociación Colombiana del Petróleo.

Esto se basa en el supuesto de que el país sostendrá una producción de crudo anual de al menos 900 mil barriles en los próximos seis años.

Colombia tiene potencial geológico importante, que permitiría alcanzar esa meta o una cercana, pero solo si se llevan a cabo grandes inversiones en exploración y producción, que permitan incorporar nuevas reservas que sustituyan el declive natural de los pozos existente y compensen la caída en la actividad exploratoria y de producción. Estas inversiones deben sin embargo darse lo antes posible pues los proyectos en este sector tardan varios años en materializar producción.

Desde el punto de vista de autosuficiencia energética, análisis de la ACP indican que Colombia

▶ Los profesionales y académicos de las ciencias asociadas al sector petrolero se pronunciaron para aclarar algunas informaciones sobre la magnitud de los impactos de la industria de hidrocarburos en los ecosistemas y, en particular, en las fuentes de agua.

El último gremio en pronunciarse sobre el tema fue la Asociación Colombiana de Hidrogeología, que explica que la actividad de exploración y producción de hidrocarburos no trae consecuencias en acuíferos y ríos como se ha dado a conocer en algunos sectores de la opinión pública.

Esta premisa, divulgada por fuentes no oficiales, supone que con la extracción de hidrocarburos quedan espacios vacíos por donde fluyen volúmenes de agua provenientes de los procesos hidráulicos que suceden en el subsuelo.

“Esta afirmación carece de base técnico científica y refleja un desconocimiento de los procesos hidráulicos que suceden en el subsuelo”, señala el gremio que agrupa a los científicos más importantes del país en materia de hidrogeología, ciencia que estudia el origen, la formación y todos los fenómenos relacionados con las aguas subterráneas.

Los gremios pusieron a disposición la experiencia de sus profesionales, docentes y expertos “para explicar a la comunidad de las diferentes regiones del país la forma en que la industria petrolera realiza sus operaciones y analizar la relación entre los proyectos de hidrocarburos y el medio ambiente desde un ámbito estrictamente científico”.

requiere inversiones anuales en exploración y producción de 7 mil millones de dólares, durante los próximos 10 años. De no llevarse a cabo este programa, en seis años el país tendrá que importar petróleo para cargar las refinerías.

Y este reto de inversión es aún mayor si se tiene en cuenta que: i) la producción de petróleo que soporta el Marco Fiscal supera en más de 200 mil barriles / día el pronóstico de la ACP; y ii) dichas inversiones se encuentran casi paraliza-

das desde hace dos años.

La caída en precios internacionales del petróleo influyó en el retroceso de la inversión, pero los problemas de entorno (demoras en trámites y bloqueos a las operaciones) y la competitividad fiscal agravaron la situación al punto que, por estas razones, 30% de las empresas con operaciones en Colombia en el último año desplazaron inversiones en exploración y producción de hidrocarburos hacia otros países. ▲

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Estatal asumió las operaciones en el Campo Sacha

IMPORTANCIA. se trata de una necesidad para el país

Ecuador avanza en pos de financiamiento para Refinería del Pacífico Foto: hidrocarburos.gob.ec

Se trabaja con un grupo de empresas chino-coreanas que asumiría la construcción y, en paralelo, con instituciones financieras en torno al crédito de $us 13.300 MM para la obra. La planta procesará 300.000 barriles por día.

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TEXTO: Redacción Central

E

l ministro coordinador de Sectores Estratégicos de Ecuador, Rafael Poveda, aseguró que la Refinería del Pacífico “no es una opción sino una necesidad” para asegurar la viabilidad económica, productiva y fiscal de su país, porque su construcción frenará el drenaje de divisas para adquirir anualmente los combustibles que se requiere para abastecer la creciente demanda interna.

En este marco Poveda aseguró que el Gobierno Nacional adelanta las negociaciones en dos frentes para concretar este año un proyecto que, a más de vital para incrementar la rentabilidad del sector petrolero, blindará la dolarización.

Por un lado, se trabaja con un grupo de empresas chino-coreanas que asumiría la construcción y, en paralelo, con un conglomerado de instituciones financieras en torno al crédito de $us 13.300 millones que se necesita para financiar la iniciativa que dotará al país de una planta con capacidad para procesar 300.000 barriles por día (bpd).

En torno a los cuestionamientos referentes a la inversión para la construcción de la Refinería del Pacífico, Poveda defendió la necesidad de incrementar el parque refinador del país a fin de cubrir la demanda de combustibles que crece a un ritmo anual promedio de 6%, para lo que se requiere destinar miles de millones de dólares para su importación, ante la imposibilidad de las refinerías ecuatoria-

Las refinerías del país solo cubren el 55% de la demanda de combustibles, el resto del suministro es obtenido a través de importaciones.

nas de abastecer los requerimientos de productos, como gasolinas, diésel y fuel oil.

Según la proyección de crecimiento de la demanda de combustibles para el 2022, año en el que se planifica la entrada en operación de RDP, Ecuador deberá destinar hasta $us 9.000 millones para importar combustibles.

Las refinerías de Esmeraldas, La Libertad y Shushufindi tienen una capacidad de procesamiento conjunta de crudo de 176.000 bpd, que cubre aproximadamente el 55% de la demanda local.

El saldo del abastecimiento es cubierto a través de importaciones, lo que complica la viabilidad fiscal actual y futura del país. Solo en 2015, se destinaron $us 3.800 MM para adquirir combustibles en los mercados internacionales.

Datos

Proyección. Se estima que el crecimiento de la demanda de combustibles para el 2022, año en el que se planifica la entrada en operación de RDP, Ecuador deberá destinar hasta $us 9.000 millones para importar combustibles. abastecimiento. Las refinerías de Esmeraldas, La Libertad y Shushufindi tienen una capacidad de procesamiento conjunta de crudo de 176.000 bpd, que cubre el 55% de la demanda local. importación. En el 2015 se destinaron $us 3.800 MM.

En este escenario, la Refinería del Pacífico “no es una opción sino una necesidad no puede seguir di-

latando un proyecto tan importante que permitirá satisfacer el 100% de la demanda y exportar combustibles por $us 5.500 millones anuales”, aseguró Poveda.

“Nuestra meta es que este año se cierre el financiamiento. La refinería tiene un plazo de construcción de 60 meses”, añadió.

De igual forma Poveda cuestionó a los detractores del proyecto por desestimar los justificativos técnicos y financieros que sustentan su construcción, exhibiendo las millonarias inversiones que han hecho países de la región, como Colombia y Perú en sus refinerías y el hecho que la Refinería del Pacífico tendrá una estructura operativo – financiera que le permitirá procesar crudo con niveles de retorno suficientes para cubrir el servicio de la deuda a ser contratada. ▲

▶ Desde el mes pasado Petroamazonas EP asumió las operaciones del Campo SachaBloque 60, por lo que en cumplimiento de las leyes y normas laborales vigentes, cerca de 450 trabajadores de Operaciones Río Napo CEM en liquidación firmaron acciones de personal para pasar a nómina de Petroamazonas EP. Las obligaciones y compromisos de Operaciones Río Napo CEM en liquidación que existen con los proveedores, contratistas y comunidades serán asumidos por Petroamazonas EP, según un comunicado de la compañía.

Con esta acción, la producción diaria de Petroamazonas EP supera los 438.000 barriles por día, lo que significa el 80% de la producción petrolera total nacional.

Los técnicos ecuatorianos de Petroamazonas EP que están en el Campo Sacha trabajan para mantener volúmenes adecuados de producción con el empleo de técnicas que permiten que este importante campo petrolero aporte crudo de manera sostenible.

La producción del campo Sacha no fue afectada luego de su traspaso a Petroamazonas EP manteniéndose sobre 72.500 barriles diarios de petróleo.

“El trabajo coordinado de nuestros equipos de técnicos, nos permite asumir de la mejor manera un campo petrolero que es estratégico para el sector, por sus volúmenes de producción; esto acompañado de la confianza en la gestión de Petroamazonas EP por su trabajo con las comunidades y con respeto al ambiente” señaló José Luis Cortázar, gerente general de Petroamazonas EP. A partir de agosto pasado, Petroamazonas EP inició en esta zona la implementación de su Programa de Relacionamiento Comunitario, un efectivo accionar que se articula con la política pública del Gobierno Nacional, promoviendo la restitución de derechos de las comunidades en salud comunitaria, proyectos productivos, revalorización cultural, capacitación y derechos humanos, según la compañía.

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PERIODO. Datos de julio pasado

Producción en Presal crece 6% y alcanza nuevos récords Fotos: novojornal.jor.br

Este resultado se debe, principalmente, a la entrada en operación el 8 de julio del sistema de producción de Lula Central a través del FPSO Cidade de Saquarema y al crecimiento de la producción de nuevos pozos interconectados.

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TEXTO: redacción central

L

a producción de petróleo y gas natural operada por Petrobras en el estrato presal en julio creció el 6% con relación al mes anterior y quebró un nuevo récord mensual al alcanzar el volumen de 1,32 millones de boed, destaca un informe de la compañía.

Este resultado se debe, principalmente, a la entrada en operación el 8 de julio del sistema de producción de Lula Central a través del FPSO Cidade de Saquarema y al crecimiento de la producción de nuevos pozos interconectados a los FPSOs Cidade Maricá y Cidade de Itaguaí, también instalados en el campo de Lula.

La producción de petróleo operada por Petrobras (parte propia y de los aliados) en julio en el estrato presal también fue un récord mensual al alcanzar la media de 1,06 millones de bpd, superando por primera vez la marca mensual de 1 millón de bpd. Además, el 20 de julio último se alcanzó el récord diario con la producción de 1,11 millones de barriles.

Por otro lado la producción de gas natural en el país, excluido el volumen licuado, fue de 79,4 millones m³/día, el 0,7% superior al del mes anterior (78,8 millones m³/ día), alcanzando un nuevo récord mensual.

A su vez la producción media de gas natural en el extranjero fue de 16 millones m³/d, el 7% inferior a los 17,2 millones m³/d alcanzado el mes anterior.

De igual manera Petrobras informó que su producción total de petróleo y gas natural en julio fue de 2,89 millones de barriles de pe-

Datos

ganancias. Petrobras reportó una ganancia neta de R$ 370 millones, ante un perjuicio de R$ 1,2 mil millones en el 1T16.

BID. El Banco Mundial trabaja en la reducción de las quemas de gas asociado a nivel global por más de 10 años para atacar el problema de la contaminación ambiental.

El objetivo de esta iniciativa es disminuir las quemas de 140 a 80 billones de metros cúbicos de gas.

COP21. El acuerdo de Paris establece una serie de exigencias para evitar mayor calentamiento del planeta, uno de los sectores más gravitantes es el energético..

La producción total de petróleo y gas natural de Petrobras en julio fue de 2,89 millones de barriles de petróleo equivalente por día (BOED).

Cifras

1.06 MM/BPD

volumen. Es la producción de petróleo operada por Petrobras en julio en el estrato presal.

tróleo equivalente por día (boed), manteniendo el mismo nivel del mes anterior, que fue de 2,90 millones de boed. De ese total, 2,70 millones de boed se produjeron en Brasil y 0,19 millón de boed, en el extranjero.

La producción promedio solo de petróleo en julio fue de 2,29 millones de barriles por día (bpd), en línea con el mes anterior, que fue de 2,30 millones de bpd. De ese total, 2,20 millones de bpd se produjeron en Brasil y 0,09 millón de bpd en el extranjero.

Resultados del 2º trimestre Petrobras reportó una ganancia neta de R$ 370 millones, ante un perjuicio de R$ 1,2 mil millones en el 1T16, determinado por: reducción del 30% en los gastos financieros netos; crecimiento del 7% en la producción total de petróleo y gas natural; incremento de los ingresos con el aumento del 14% en las exportaciones de

79.4 MM/mcd

Nova Transportadora do Sudeste en venta

volumen. Es la producción de gas natural en Brasil de julio de este año.

petróleo y derivados y reducción de costos con importaciones de gas natural; gastos con el nuevo Programa de Incentivo al Retiro Voluntario (PIDV); e impairment de activos del Comperj.

En cuanto a los aspectos operacionales se informó que la producción total de petróleo y gas natural de Petrobras fue de 2,804 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boed), un incremento del 7% en comparación con el 1T16.

Asimismo la producción de derivados en Brasil registró disminución del 2%, totalizando 1,919 millones de barriles por día (bpd), mientras que las ventas en el mercado interno alcanzaron 2,109 millones de bpd, un aumento del 3%.

De igual manera se presentó un aumento del 14% de las exportaciones de petróleo y derivados, que alcanzaron 515 mil bpd, e incremento del 34% en el precio

La estatal brasileña de petróleo ejecuta un programa de desinversiones.

▶ Con relación a las noticias acerca de la venta de Nova Transportadora do Sudeste (NTS) y dando continuidad a los hechos relevantes divulgados el 12 de mayo y el 12 de julio de 2016, Petrobras informó que ha concluido las negociaciones con el consorcio liderado por la empresa Brookfield para la venta de dicho activo.

Después de finalizadas las etapas previstas en el proceso de desinversión de Petrobras, los términos y condiciones finales de la operación serán sometidos a deliberación por órganos estatutarios de la Compañía y, en caso que sean aprobados, serán divulgados oportunamente al mercado.

promedio del Brent (a $us 46/bbl).

Además se obtuvo una reducción del 55% en la importación de

GNL debido a la mayor oferta de gas nacional y a la menor demanda termoeléctrica. ▲

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INFRAESTRUCTURA. SE INCREMENTARÁ EN 50% CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE GAS

Planta compresora masifica uso de gas natural en Perú Foto: portal.andina.com.pe

┣ Este nuevo complejo beneficiará principalmente a los hogares peruanos, mejorando su calidad de vida. La obra permitirá aumentar en 50 por ciento capacidad de transporte del gas natural para el mercado peruano.

TEXTO: Redacción Central

C

• El objetivo es que más personas, especialmente de menores recursos puedan utilizar en sus hogares el gas natural, lo que significa una reducción significativa en gasto de combustible si se compara con el gas licuado de petróleo.

• Para las familias con ingresos bajos, el financiamiento con recursos del FISE será al 100%. En tanto, los hogares con ingresos medios-bajos devolverán un 25% y los de ingresos medios deberán restituir con un 50%.

• El gas natural ya beneficia a dos millones de personas en Lima y el Callao y con el ingreso del comedor popular, suman 406 mil conexiones residenciales y comerciales con este combustible limpio y económico, se indicó.

Uno de los objetivos princi'pales del nuevo gobierno del Perú es ampliar la cobertura de gas natural para el sector domiciliario.

do así el objetivo del Gobierno de la masificación del gas natural en el Perú.

En la ceremonia de inauguración también estuvieron presentes por parte de la empresa TGP, el presidente del directorio, Alfredo Ergas y el gerente general, Adolfo Heeren; y del MEM, el viceministro de Energía, Raúl Pérez-Reyes.

Por otro lado, días atrás el presidente del Perú, Pedro Pablo Kuczynski acompañado del viceministro de Energía, Raúl PérezReyes supervisaron los avances del proceso de masificación del gas natural domiciliario, que tiene como finalidad beneficiar a más peruanos. En esta ocasión fue en el distrito de Comas.

En la ceremonia de conexión simbólica de gas natural en el comedor popular María Parado de Bellido, el jefe de Estado dijo que su gobierno busca que dicho combustible llegue a todo el Perú, sobre todo al centro y sur del país, ya que es “más barato y confiable”.

En tanto, el viceministro de Energía, Raúl Pérez-Reyes refirió que a partir de este mes, las familias de bajos recursos económicos recibirán un financiamiento especial proveniente del FISE para poder realizar las instalaciones internas de gas natural en sus casas. ▲

Ministro compareció ante Congreso ▶ A fin de exponer temas relacionados al sector, y su plan de trabajo, el ministro Energía y Minas, Gonzalo Tamayo Flores acudió a la Comisión de Energía y Minas del Congreso del Perú.

Durante su exposición, ante el grupo de trabajo, presidida por el congresista Armando Villanueva Mercado, explicó que su gestión promoverá la exploración y producción de hidrocarburos y se revisará el marco normativo vigente.

Tamayo Flores, dijo que otro de sus objetivos será lograr la reestructuración y modernización integral de Perupetro y Petroperú, así como realizar un diagnóstico integral del Oleoducto Nor Peruano (ONP).

Además comentó que se implementará un plan de desarrollo de gasoductos y un programa de desarrollo de infraestructura para la masificación del gas natural.

Refirió también que el Perú es el tercer productor mundial de cobre, por debajo de Chile y China y que el PBI minero representa

Foto: entornointeligente.com

on la inauguración de la nueva Planta Compresora de Gas Natural “Kámani”, localizada en el distrito de Echarate - Cusco, se aumentará en 50% la capacidad de transporte de gas natural para el mercado peruano, según el ministro de Energía y Minas (MEM) del Perú, Gonzalo Tamayo Flores.

La ceremonia se llevó a cabo en el Centro de Operaciones de la empresa de Transportadora de Gas del Perú (TgP) en Lurín, desde donde se realizó la puesta de operación comercial de esta planta en Cusco. También se anunció la culminación del segundo tramo del loop de la costa, ducto de 24 pulgadas y 31 kilómetros de longitud, situado entre los distritos de Chilca y Lurín.

“Ambas obras, que son producto del esfuerzo conjunto entre la empresa privada y el Estado, significaron una inversión superior a los 400 millones de dólares y marcan la culminación de la segunda etapa de expansión del sistema de transporte del gas de Camisea, que permitirá atender la creciente demanda de gas natural de los diferentes sectores económicos del país”, señaló la autoridad ministerial.

El titular del sector, resaltó además que esta nueva planta compresora cuenta con una potencia de 72,000 HP y beneficiará principalmente a los hogares peruanos, mejorando su calidad de vida al hacer uso del gas natural económico y de mínimo impacto ambiental; así como a los comercios, industrias, estaciones de Gas Natural Vehicular (GNV) y a las generadoras eléctricas; consolidan-

Datos del proyecto

El ministro de Energía anunció que promoverá exploración y producción de hidrocarburos.

cerca del 10% del PBI nacional.

También recalcó que la cartera de proyectos mineros hasta el 2021 asciende a $us 13 000 millones.

En el caso del sector eléctrico, dijo que actualmente la Dirección General de Electrificación Rural (DGER) cuenta con más de 600 millones de soles para financiar proyectos de este tipo. “Existen 140 proyectos por las empresas eléctricas que podrán ser financiados con estos recursos”, dijo.

El titular del MEM sostuvo

que uno de los temas en los que pondrá énfasis es la exportación de gas natural. En ese sentido, anunció que se buscará reducir la cuota de exportación a México en coordinación con todos los agentes de la cadena.

Sobre el Complejo Metalúrgico de La Oroya (CMLO), refirió que la posición del ministerio de Energía y Minas (MEM) como acreedor y Presidente de la Junta, es buscar que un inversionista se interese en este complejo.

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CITA. Se desarrolló exitosa reunión bilateral

El Dato

Argentina y EEUU afianzan cooperación en energía nuclear ces sobre los compromisos asumidos por los presidentes Mauricio Macri y Barack Obama, subrayando la importancia de intensificar la cooperación civil nuclear en seguridad e investigación y desarrollo.

TEXTO: REDACCIÓN CENTRAL

E

l Comité Permanente Conjunto de Cooperación en Energía Nuclear entre la República Argentina y los Estados Unidos de América (JSCNEC) se reunió con el objetivo de avanzar sobre los compromisos asumidos por los presidentes de ambos países Mauricio Macri y Barack Obama, subrayando la importancia de intensificar la cooperación civil nuclear en seguridad e investigación y desarrollo.

Según un boletín del Ministerio de Energía y Minería de Argentina, los presidentes también se comprometieron a continuar trabajando, colaborando y cooperando en seguridad física nuclear en todos los niveles tanto bilateralmente como multilateralmente.

El Comité celebró los comentarios realizados por la ministra de Relaciones Exteriores y Culto, Susana Malcorra, y el secretario de Estado, John Kerry, durante la reunión bilateral llevada a cabo resaltando la importancia del JSCNEC en el avance de la cooperación nuclear civil.

Al mismo tiempo, el Comité recordó los comentarios realizados por el ministro de Energía y Minería, Juan José Aranguren, y el secretario de Energía, Ernest Moniz, sobre la importancia de la cooperación bilateral en asuntos de energía nuclear, realizados en 2016 durante la Cumbre de Seguridad Nuclear en Washington DC. Durante la reunión del Comité, ambas partes discutieron sobre

La Cifra

Foto: Ministerio de Energía y Minería de Argentina

┣ Se abordaron los avan-

temas de la reunión: Seguridad nuclear, nucleoelectricidad, seguridad radiológica, no proliferación y programas de cooperación con otros países y con la OIEA. Se compartió información política y técnica sobre sus respectivos programas nucleares, incluyendo nucleoelectricidad, investigación y desarrollo, cuestiones regulatorias nucleares, seguridad física nuclear y desarrollo y aplicación de salvaguardias nucleares.

32 MW

capacidad. Es la potencia instalada del reactor que construye CNEA en el Complejo Atómico Atucha en la provincia de Buenos Aires.

seguridad nuclear, nucleoelectricidad, seguridad radiológica, no proliferación y sus respectivos programas de cooperación con otros países y con el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA).

Compartieron información política y técnica sobre sus respectivos programas nucleares, incluyendo nucleoelectricidad, investigación y desarrollo, cuestiones regulatorias nucleares, seguridad física nuclear y desarrollo y aplicación de salvaguardias nucleares.

A su vez la Administración Nacional de Seguridad Nuclear (NNSA) del Departamento de Energía (DOE) estadounidense y el Ministerio de Energía y Minería argentino esperan concluir un Memorando de Entendimiento sobre Cooperación en el campo de Seguridad Física Nuclear y Seguridad Radiológica en la próxima Conferencia General del OIEA. En los márgenes del JSCNEC, el DOE-NNSA y la Autoridad Regulatoria Nuclear suscribieron un Plan de Acción para llevar adelante un taller sobre seguridad física en el transporte de material nuclear y radiológico a mediados de 2017.

Para alcanzar los compromisos asumidos por los presidentes Obama y Macri, el JSCNEC pretende explorar posibles áreas de cooperación futura en temas de energía nuclear que comprenden: Extensión de vida e investigación en degradación de materiales de reactores nucleares, gestión y disposición de combustibles gastados y residuos radioactivos, investigación y desarrollo en combustible avanzado.

De igual forma la coopera-

Representantes de las delegaciones de EEUU y Argentina discutieron diferentes temáticas relacionadas a la energía nuclear.

Impulsan construcción de reactor modular ▶ El Ministerio de Energía y Minería de Argentina anunció la firma del contrato entre la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y la unión de empresas TECNA-Siemens, para la realización del Balance de Planta del prototipo CAREM, el pequeño reactor modular de diseño íntegramente argentino.

Se trata de un nuevo hito en el desarrollo de este proyecto estratégico de carácter tecnológicocomercial que lleva adelante CNEA, con el que Argentina espera ingresar a competir en el mercado de provisión de Pequeños Reactores Modulares (SMR por sus siglas en inglés) en un futuro cercano.

La firma de este contrato implica el regreso de la empresa alemana Siemens como proveedor nuclear a la región, luego de su exitosa participación en la construcción de la Central Nuclear Atucha I. El prototipo CAREM es un reactor de tipo SMR pensado para bajar los costos de inversión de capital para los países que necesiten generación de energía

ción en temas regulatorios incluiría aspectos como: Sistemas digitales de control, degradación de materiales por envejecimiento, uso de evaluaciones probabilísticas de seguridad para identificar áreas críticas en seguridad tecnológicas,

de base. Sirve para redes pequeñas o que están aisladas y tiene un diseño avanzado que lo hace intrínsecamente seguro.

El reactor que construye CNEA en el Complejo Atómico Atucha en la localidad de Lima, Provincia de Buenos Aires, tiene una potencia instalada de 32 MW. Según el contrato, está previsto que la obra finalice en diciembre de 2018, para comenzar posteriormente el período de pruebas que finalizará en julio de 2019.

Una vez que terminen los testeos con la puesta a crítico del reactor, estará en condiciones de conectarse al Sistema Argentino Interconectado, de manera que el proyecto podrá financiarse mediante la venta de la energía que genere.

Es importante destacar que actualmente existen solo cinco países en el mundo que están trabajando en el desarrollo de reactores SMR: Corea del Sur, Estados Unidos, Rusia y China, además de la Argentina.

prácticas regulatorias respecto al almacenamiento transitorio del combustible gastado, asuntos de licenciamiento específicos para reactores modulares pequeños a través de la participación mutua en foros regulatorios internacionale,

mejorar la seguridad tecnológica y física en el uso de fuentes radioactivas y renovación de acuerdos para continuar con la cooperación en el uso de códigos informáticos para las evaluaciones de seguridad de reactores. ▲

petróleo & gas

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TEXTO: Redacción Central

L

a Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) obtuvo utilidades el primer semestre de este año por $us 79 millones, un EBITDA de $us 368 millones y mejoró su patrimonio hasta los $us 729 millones, con un incremento en $us 28 millones respecto del 31 de diciembre de 2015, según un comunicado de la compañía.

Asimismo, las medidas adoptadas durante el año permitieron mejorar la eficiencia de los ingresos en relación con las ventas, hasta conseguir un margen EBITDA de 15%, comparado con el 12,8% alcanzado en el mismo periodo del año anterior.

Estos resultados destacan en un complicado escenario internacional, con una industria que, en

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PERIODO. MAl primer semestre de 2016

ENAP gana $us 79 MM pese a caída del crudo general, ha tenido pérdidas arrastradas por una baja de 30% en el precio del crudo durante el primer semestre de este año, y fuertes caídas de los márgenes internacionales de los combustibles fruto de una sobreoferta de productos refinados.

Frente a este escenario adverso, la administración de ENAP ha buscado adaptarse a la volatilidad del mercado e implementar una gestión más rentable y consisten-

te, mejorando los volúmenes de comercialización en sus Líneas de Negocio, desarrollando nuevos convenios de ventas de gas, como los acordados con Methanex y la exportación a Argentina, y ofreciendo una cartera de productos más valiosos -como kerosene, gasolina y diésel- por cada barril de petróleo.

En este último punto destaca que, mientras al 2010 la empresa obtenía un 68% de productos de

Foto: Enap

┣ La estatal petrolera chilena continúa obteniendo utilidades desde 2013, las que alcanzan los $us 79 millones este semestre.

Por su parte, el patrimonio de la empresa aumentó hasta los $us 729 millones.

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Los buenos resultados alcanzados por Enap forman parte del Plan Estratégico de la compañía.

este tipo, actualmente esta cifra alcanza casi el 80%, lo que ha hecho posible obtener mayores utilidades por barril.

El gerente general de ENAP, Marcelo Tokman, afirmó que “logramos resultados positivos en medio de un contexto internacional muy difícil”.

El ejecutivo agregó que “estos indicadores son producto del cumplimiento de un Plan Estratégico que tiene una mirada de lar-

go plazo. La mejora en el Margen EBITDA demuestra que somos una empresa más eficiente, mientras que el aumento en nuestro patrimonio consolida una clara tendencia de fortalecimiento financiero”.

Desde 2014, la industria petrolera se ha visto fuertemente afectada por la caída en los precios del crudo, registrándose durante 2016 valores promedio de $us 41 el barril, por debajo de los $us 58,9 alcanzados en 2015. ▲

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EMPRESA

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La Planta cementera se encuentra en la provincia Germán Busch del departamento de Santa Cruz.

mento es lanzada bajo un diseño vanguardista con una gráfica prolija e imponente, buscando facilitar la tarea de todos los involucrados con el sector de la construcción, desde albañiles hasta empresarios, precisó el alto ejecutivo.

La Planta Yacuses Con una inversión de $us 220 millones en la construcción de la Planta, además de $us 40 millones en el proyecto logístico y de generación de energía eléctrica, Yacuses producirá 870 mil toneladas de cemento al año, es decir, 50 mil bolsas al día, garantizando la provi-

sión de cemento para el desarrollo del país. Su inicio de operaciones está previsto para este año: se ha planificado que en noviembre comenzará la producción de clínker, mientras que en diciembre ya se producirá cemento.

En la fase dedicada a la construcción civil, el montaje mecánico y el montaje eléctrico se generaron 1.250 empleos directos. La cifra incluye mano de obra local, calificada y no calificada, y corresponde al pico más alto de contrataciones esperado para el proceso de construcción de la Planta Yacuses, ubicada a 590 km de Santa Cruz, en la

Planta Yacuses

• Itacamba Cemento ha encargado la provisión de los equipos para su planta a la empresa china Tiajin Cement Industry Design & Research Institute TCDRI, especialista en el diseño industrial a gran escala, reconocida por la importancia que brinda a la producción de equipos con innovación tecnológica, lo que ase-

provincia Germán Busch.

Cuando la Planta se encuentre en operaciones, se generarán alrededor de 540 empleos. Sin embargo, el efecto multiplicador es grande, puesto que a partir de los trabajos de la Planta Yacuses, se han creado emprendimientos privados de prestación de servicios,

gura que su Planta de Cemento Yacuses contará con los últimos avances en el rubro.

• Las empresas encargadas del montaje mecánico de la Planta Yacuses son Tecnomont –Bolinter y de las obras civiles CMP Gerimex, mientras que la fiscalización está a cargo de Bolpegas.

como lavado de ropa y de vehículos, catering, además del incremento de alquileres inmobiliarios y la aparición de negocios en los rubros hotelero y de la salud, lo que a su vez genera flujo económico y se convierte en una cadena productiva, de la que Itacamba Cemento SA forma parte.

Fotos: Eduardo Zabala /Reporte Energía

A meses de iniciar la operación de la nueva Planta Cementera Yacuses, Itacamba renovó la imagen de su marca de Cemento Camba, la cual estará acompañada de una nueva etapa de mayor capacidad de producción y distribución de su producto para todo el país.

La Planta Cementera Yacuses, construida por Itacamba, iniciará su puesta en marcha en el mes de diciembre, lo que concretará la estrategia comunicacional y de expansión para Cemento Camba, ahora con un rediseño de logo y empaque inspirado en los trabajadores de la construcción, señala la empresa.

“Es la primera campaña comunicacional de la marca y sentimos que al ser un hito en la empresa, que mejor que resaltarlo rindiendo homenaje a quienes cada día ponen el alma y el cuerpo para construir nuestro país”, sostuvo Miguel Barba Moscoso, gerente general de Itacamba. En este sentido, explicó que está orientada a elevar al más alto nivel el orgullo de quienes construyen el de desarrollo de Bolivia.

La nueva identidad visual une la fuerza de los colores azul y rojo en un triángulo, que representa crecimiento, protección y techo.

Esta centrada en el mensaje “Vive, construye y crece”, la marca busca proyectarse a través de íconos que sinteticen solidez y modernidad.

Asimismo, la renovada bolsa de ce-

Foto: Itacamba

Cemento Camba renovó su imagen para estrenar su nueva Planta

Miguel Barba Moscoso, gerente general de Itacamba, presentó las características del logotipo de su producto.

Bellas azafatas expusieron la renovada bolsa de cemento lista para su comercialización.

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empresa

Comercial Industrial Agropecuaria Ciagro SA abre sus puertas en El Alto, con su división de equipamiento para la construcción, con tecnología de punta y la representación para Bolivia de prestigiosas marcas de maquinaria pesada y minicargadores, como Doosan, Bobcat, Daewo Trucks, entre otras.

“Somos una compañía con más de 37 años de experiencia, líder en la venta y servicios de post venta de maquinaria agrícola, para la construcción y la minería; hemos decidido abrir una sucursal en El Alto, para atender la demanda creciente en los departamentos de La Paz, Oruro y Potosí", indicó el gerente general de Ciagro, David Oropeza.

Este tipo de equipamiento es fundamentalmente para los sectores de la construcción y la minería, con una inversión inicial de 3 millones de dólares.

Con la llegada de la empresa a El Alto y La Paz, se culmina la primera etapa de un plan de expansión. Esta oficina complementa la red de distribución existente, que cuenta con Casa Matriz en la ciudad de Santa Cruz, y cinco sucursales, en las localidades de San Julián, Yapacaní, San Juan de Yapacaní, Los Andes y San Pedro, además de una oficina en la ciudad de Cochabamba.

En un futuro inmediato, se contempla la construcción de oficinas propias en Cochabamba, Oruro, Tarija y Trinidad.

Ciagro, su historia Ciagro SA desde 1987 fue impulsor activo de la “revolución verde” en Santa Cruz, propiciando la “Labranza Conservacionista” y luego la “Siembra Directa”, herramienta fundamental de los sistemas actuales de producción. Esta tecnología permitió a muchos agricultores convivir con el déficit hídrico de los últimos años.

En el 2011, incursiona en el área de maquinaria para minería y

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Ciagro invierte $us 3 millones en nueva sucursal en El Alto Fotos: Ciagro

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Una imponente excavadora situada en el frontis de la nueva sucursal.

construcción a lado de Doosan, la marca más importante en excavadoras y palas cargadoras de Corea del Sur. Así es como nace Ciagro Construcción. En mayo del 2014, suman a su portafolio los equipos utilitarios Bobcat, líder mundial en mini cargadoras. En abril 2015 se introdujo la marca de Tracto Camiones DaewooTruck.

Es una de las empresas con mayor experiencia en el mercado boliviano, ofreciendo soluciones y alternativas en cada uno de los segmentos en los que participa y generando tendencias en busca de la perfección.

El acto inaugural con la presencia de los altos ejecutivos de Ciagro, clientes e invitados especiales.

El equipo profesional de la compañía atenderá los requerimientos del sector de la construcción.

Una mini cargadora de la marca Bobcat se exhibe en las nuevas instalaciones.

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empresa

Del 16 al 30 de Septiembre de 2016

En el mes aniversario de Santa Cruz, la División Industria y Construcción de la empresa Hansa Ltda. tiene preparados lanzamientos de la mano de algunas de las marcas más reconocidas que representan en Bolivia: Herramientas Manuales Stanley y equipos Lincoln Electric. ¨Los lanzamientos de los nuevos productos vendrán acompañados de cursos y capacitaciones. Nos sentimos orgullosos de hacer más grande y mantener actualizada nuestra cartera de productos, pero también nos sentimos responsables de mantener capacitados a los profesionales de nuestro país sobre productos que vienen con la última tecnología”. Expresó Jaime Rocabado, gerente nacional de Marketing de la división.

La empresa ha anunciado la presentación de la nueva paleta de productos de la línea de herramientas manuales Stanley, esto con el objetivo principal de diversificar la oferta, según explica Rocabado: “Ampliamos nuestro portafolio en herramientas manuales Stanley para poder llegar a más clientes con una oferta mayor en herramientas, almacenaje y en las próximas semanas, herramientas neumáticas.”

Adicionalmente la empresa ha anunciado el lanzamiento de la nueva cartera de productos Lincoln Electric 2016 -2017, una de las marcas más reconocidas en el mercado en el mundo.

Por otra parte, la División cuenta con ofertas y precios especiales en productos de las marcas más importantes que representa en el país. Una de estas marcas es el gigante alemán Bosch, herramientas eléctricas y accesorios, una de las líneas más vendidas en el país por su calidad y eficiencia.

“Por este mes las amoladoras de 7” y 9”, vienen con dos discos de corte LPP de regalo para que los profesionales del rubro conozcan también la calidad de los discos Bosch”, explicó Jaime Rocabado.

La división cuenta también con ofertas en varios modelos de bombas de agua sumergibles para aplicaciones de alto caudal y fluidos con sólidos en la marca Tsurumi. Adicionalmente, cuenta con bombas sumergibles para pozos de 4 pulgadas de la marca Shimge con descuentos por el mes de septiembre.

La división Industria y Cons-

Foto:s Hansa

Hansa anuncia lanzamiento de equipos marca Stanley y Lincoln Electric trucción cuenta con un alto nivel de interacción en redes sociales donde sus clientes pueden mantenerse informados sobre diferentes temas de interés de la empresa y las marcas a las que representa “Aprovechamos este medio para invitar a todas las personas interesadas a estar atentas a nuestras redes sociales: Facebook, Instagram, Whatsapp (68274112) y LinkedIn; donde constantemente anunciamos capacitaciones, descuentos, e incluso consejos útiles para el mantenimiento y uso de las herramientas y equipos que comercializamos”, expresó Rocabado.

Trabajos en Santa Cruz Actualmente la división se encuentra trabajando con varias de las empresas más importantes del país. Cabe destacar trabajos con Kimberly Clark, con la que la división se encuentra trabajando en la ampliación de su planta suministrando bombas de agua KSB para su proceso de recirculación de agua. Con CRE se está realizando el mantenimiento de grupos electrógenos de emergencia en los hospitales de Warnes y Portachuelo.

Con la CBN –Planta Santa Cruz, se realizó una auditoría de eficiencia energética en más de 20 bombas instaladas en la planta de la misma.

De igual manera, con la empresa Eléctrica Guaracachi la División Industria y Construcción se encuentra trabajando en el suministro de repuestos para mantenimiento mayor de bombas que alimentan los calderos para el ciclo combinado de turbinas de vapor.

“También estamos trabajando con plantas de asfalto Ammann, diluidores y grupos electrógenos Himoinsa en el camino Chuquisaca Santa Cruz con la empresa Arias Hermanos. También hemos provisto repuestos de compresores Kaeser para las plantas de Pil no solo en Santa Cruz sino también Cochabamba y La Paz” expresó Rocabado.

Mercado cruceño Finalmente, y conmemorando el aniversario de Santa Cruz, la división anunció el re-estreno de su nuevo showroom para este mes, este nuevo espacio es el más grande del país, de acuerdo con declaraciones de la empresa, y contará con todo el portafolio de productos de la división Industria

Bombas de agua KSB trasladadas hasta Potosí.

Hansa Ltda. anuncia la llegada de su nueva paleta de productos Lincoln Electric.

y Construcción. “Santa Cruz es el departamento con más empuje industrial y agrícola en el país y por lo tanto es también un pilar muy fuerte dentro de nuestra estrategia de cobertura en lo nacional. Por esa razón, varios de nuestros negocios tienen su oficina central en esta ciudad” aseguró Rocabado.

Empresa

CONTACTO. Los clientes interesados podrán visitar el showroom de la Av. Cristo Redentor. También pueden contactarse mediante la línea gratuita 800-10-0014 para responder consultas y dudas sobre los productos y servicios.

Equipo instalado en el puente Banegas -Santa Cruz.

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empresa

Del 16 al 30 de Septiembre de 2016

Este año la empresa Seicamp amplió sus servicios para la industria con la fabricación de todo tipo de estructuras metálicas más soldadura y areneado de piezas metálicas, es una de las principales novedades que ofrece, lo que la convierte en la única empresa del país que cubre todo lo relacionado a la logística de campamento.

Seicamp fue constituida en Santa Cruz en el año 2003. Creada por un grupo de profesionales impulsados por la inquietud de brindar apoyo logístico a empresas del sector industrial (petróleo, minería, construcción, entre otros rubros.

En sus inicios importaba y representaba varias marcas de equipos de protección personal, hasta desempeñarse ahora en el negocio de la logística de campamento, de esa manera desarrollaron un diseño propio de albergues pre fabricados, el cual actualmente tiene registro de propiedad intelectual a nombre de la empresa.

Desde entonces logró importantes contratos para proyectos de prospección sísmica en todo el país e inclusive exportaron equipos a Colombia, Perú, Paraguay, República Del Congo y Papua Nueva Guinea entre otros.

El 2016 además de entrar en el área de la metalmecánica ha incorporado otros servicios, como la fumigación certificada para ambientes internos y externos; la certificación de pruebas hidráulicas para tanques de todo tipo y capacidad. Asimismo invirtió en maquinaria, sobre la cual realizan pruebas para lanzamiento de productos nuevos el 2017.

“Somos la única empresa en Bolivia con capacidad para brindar servicios integrales (diseño, movilización, montaje, operación y mantenimiento) para todo tipo de campamentos a gran escala. Para esto contamos con una División Industrial donde se fabrica el 100% de nuestros equipos de campamento, que cuentan con patente y registro a nombre de Seicamp SRL, además de ser diseñados y producidos bajo normas ISO 9001, ISO 18001 y OHSAS 14001”, destaca la empresa.

Con esta visión creó también la unidad de Catering & Hotelería y se fortaleció el área de Transporte y Maquinaria Pesada.

Su principal nicho de mercado es el sector hidrocarburos, en el cual se desenvuelven habitual-

Fotos: Seicamp

Seicamp incursiona en construcción de estructuras metálicas

Campamentos. Son unidades móviles de equipo especializado y necesario para operar en proyectos hidrocarburíferos.

mente en proyectos de exploración, explotación y construcción.

Atienden varios proyectos para empresas de este rubro. Entre las más importantes está YPFB Andina con el servicio de Catering y Hotelería en cinco campos (Yapacaní, Sirari, Víbora, Rio Grande y La Peña). Además YPFB Corporación alquila equipos de campamento, catering y hotelería para personal operativo de GPSL Rio Grande.

A la lista añaden a la empresa Tecna a quien le brindan equipos de campamento en Planta Incahuasi. Actualmente Seicamp participa con sus servicios en los proyectos de sísmica Madre de Dios y Sararenda para Sinopec, contratista de YPFB Corporación e YPFB Andina respectivamente.

Con los servicios de catering & hotelería completa las necesidades de un campamento de gran escala.

Unidades de trabajo

Seicamp cuenta con tres unidades de negocios: • Diseño y Montaje de Campamentos.

• Catering y Hotelería.

• Transporte pesado y Maquinaria.

Mediante las tres unidades de negocio brinda varios servicios, desde el diseño, montaje y mantenimiento de campamentos, venta o alquiler de albergues pre fabricados, módulos de metálicos, tanques de almacenamiento, plantas de tratamiento de aguas y todo tipo de equipos para campamentos; unidades móviles de equipo especializado necesario para operar en campamentos, servicios de catering & hotelería.

Fabrica sus equipos que cuentan con patente, registro y certificaciones de calidad.

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Empresa

Del 16 al 30 de Septiembre de 2016

Meta Group tiene más de ocho años de experiencia en el mercado boliviano prestando servicios de tercerización en procesos de negocios denominado Oustsourcing en los sectores de minería, petróleo y construcción. Este último rubro apuntaló la demanda de mano de obra operativa y personal especializado en ingeniería, que antes era liderado por el sector de hidrocarburos.

Este año marcaron éxitos comerciales cerrando contratos y licitaciones para proyectos a gran escala. “Tuvimos una alta demanda del rubro de la construcción y crecimos en un porcentaje mayor al que teníamos el 2015”, destaca Roque Calvo, Gestor de Negocios Nacional de Meta Group.

Asimismo agrega que ampliaron su cobertura a nivel nacional cerrando contratos en Cochabamba y La Paz, lo cual les ha permitido trazar nuevas proyecciones para el 2017.

Es importante destacar que Meta Group es miembro de BPO Center, que cuenta con una trayectoria de tres décadas ofreciendo el business process outsourcing (BPO) o tercerización de procesos de negocio, el mismo que ha transformado su visión estratégica de negocios a servicios técnicos especializados e integrales.

Esta estrategia permite a las empresas ahorrar recursos, ser más eficaces, contar con mejores niveles de calidad en servicio y enfocar completamente su gestión en las áreas estratégicas y que agregan valor a sus propios negocios.

Pero el Outsourcing no sólo abarca la tercerización sino que da la ventaja de brindar un servicio integral, es decir abarca a personas, equipos, vehículos, medicina, equipos de protección, personal, uniformes e infraestructura.

En Bolivia, Meta Group, es la empresa líder capaz de cubrir todos esos servicios, tanto integrales como complementarios. Dentro de este dan servicios que benefician a otros terceros. Se subcontrata y se trabaja con otras empresas para brindar un servicio integral al cliente. Outsourcing es simplificar su negocio. Significa entre otros crear un negocio más simple de administrar; reduciendo el número de áreas que requieren atención y, al mismo tiempo, incrementa el control y la

Foto: Meta Group

Meta Group lidera este año el mercado de la construcción

Es la empresa líder capaz de cubrir servicios, tanto integrales como complementarios.

flexibilidad en áreas no principales.

Este trabajo es administrado mediante soporte para el cumplimiento de tareas y funciones de la empresa, a las que les brindan su expertise en gestión de talento humano, además del apoyo de un equipo de especialistas en gestión humana llamada “here”. Todo este proceso garantiza un servicio ético y transparente, con el compromiso de confidencialidad de la información.

“Necesitamos reenfocar y evaluar lo que en realidad es nuestro negocio principal. Hoy día el medio ambiente de los negocios cambia y se requiere estar un paso adelante de estos para mantenerse competitivo en el futuro”, señala Calvo.

Infraestructura alineada como una empresa de recursos humanos con ambientes colaborativos.

Áreas de acción

SERVICIOS ESPECIFICOS • Administración de personal en campo y ciudad • Capacitación del personal • Selección y evaluación de personal especializado • Supervisión de proyectos y fiscalización.

SERVICIOS COMPLEMENTARIOS • Transporte de personal • Servicios de catering • Dotación de EPP • Dotación de equipos y herramientas de trabajo • Asesoría en calidad, seguridad, salud ocupacional y medio ambiente.

Tiene una estrategia que permite a las empresas ahorrar recursos y ser más eficaces.

Lo último

Del 16 al 30 de Septiembre de 2016

TEXTO: Redacción Central

E

n el marco de la Audiencia de Rendición Pública de Cuentas Parcial 2016, del sector eléctrico, el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, informó que al 2020, el Gobierno Nacional invertirá $us 4.644 millones para generar 2.695 megavatios (MW) de energía adicional estimados, a través de diferentes proyectos de generación que impulsa.

“El 2020, en hidroeléctricas vamos a incrementar 980 MW, con termoeléctricas vamos a tener 1.205 MW adicionales. Con energías renovables vamos a llegar a 510 MW”, expresó Sánchez según un boletín de esta Cartera de Estado.

┏◣

CARTERA. 40 son los proyectos de generación eléctrica al 2025

Invertirán $us 4.644 millones para generar 2.695 MW

La autoridad gubernamental señaló que bajo el principio de universalización de los servicios básicos, se trabaja intensamente para que el 2020 la cobertura eléctrica en Bolivia llegue al 100%.

“Queremos que en cuatro años todos los bolivianos tengan luz, electricidad para una mejor calidad de vida”.

Las inversiones en las actividades de transmisión, generación y distribución entre los años 1985

Foto: MHE

┣ Según el Ministerio de Hidrocarburos y Energía el 2020, en hidroeléctricas se incrementará 980 MW, con termoeléctricas se tendrá 1.205 MW adicionales, mientras que con energías renovables se llegará a 510 MW.

La Audiencia Pública de Rendición de Cuentas del MHE se realizó en Cochabamba.

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y 2009 en el sector eléctrico llegaron a los $us 1.003 millones. Entre 2010 y 2015, éstas alcanzaron los $us 1.797 millones y se proyecta entre 2016 y 2020 llegar a los $us 6.139 millones, explicó.

La autoridad señaló que las políticas energéticas del país aseguran el suministro del servicio eléctrico para los bolivianos y bolivianas, por lo que actualmente entran en debate las negociaciones para la integración energética con los países vecinos.

“Solo vender 8.000 MW el 2025 en hidroeléctricas significa ingresos de $us 2.500 millones.

Lo que queremos es que el 2020, 2025 tengamos los mismos ingresos por electricidad que los que se tiene por renta petrolera. Ingresos limpios y nuevos para nuestra economía”, remarcó.

40 son los proyectos de generación eléctrica al 2025 en los que trabaja en Ministerio de Hidrocarburos y Energía y la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), en todo el país. En Cochabamba se encuentran: Eólico Qollpana con 24 MW de potencia, hidroeléctricos Misicuni 120 MW; San José 120 MW; Ivirizu 280 MW y Ambrosía 120 MW, entre otros. ▲

ESTADÍSTICAS

58

HIDROCARBUROS Fecha

Europe Brent

Cushing, OK

Europe Brent

Spot Price FOB

WTI Spot Price

Spot Price FOB

FOB (Dollars

(Dollars per

FOB (Dollars

(Dollars per

per Barrel)

Barrel)

per Barrel)

Barrel)

GNV

1,66 Bs./M³

39,5 40,8 41,92 41,83 43,06 42,78 41,75 43,51 44,47 45,72 46,57 46,81 48,2 48,48 46,8

40 40,45 41,33 42,47 43,24 43,37 42,19 44,23 45,12 47,31 48,27 48,58 49,46 49,39 48,1

48,7 47,56 49,25 49,66 49,66 47,94 47,94 45,05 45,96 46,72 46,21 47 49,23 48,37 47,82

GLP

2,25 Bs./Kg

GAS. ESPECIAL

3,74 Bs./Lt

GAS. PREMIUM

4,79 Bs./Lt

ago 02, 2016 ago 03, 2016 ago 04, 2016 ago 05, 2016 ago 08, 2016 ago 09, 2016 ago 10, 2016 ago 11, 2016 ago 12, 2016 ago 15, 2016 ago 16, 2016 ago 17, 2016 ago 18, 2016 ago 19, 2016 ago 22, 2016

Fecha

ago 23, 2016 47,54 ago 24, 2016 46,29 ago 25, 2016 46,97 ago 26, 2016 47,64 ago 29, 2016 46,97 ago 30, 2016 46,32 ago 31, 2016 44,68 sep 01, 2016 43,17 sep 02, 2016 44,39 sep 05, 2016 sep 06, 2016 44,85 sep 07, 2016 45,47 sep 08, 2016 47,63 sep 09, 2016 45,88 sep 12, 2016 46,28

Fuente: eia.gov

MINERÍA

COTIZACIONES OFICIALES Y ALÍCUOTAS DE REGALÍAS MINERAS Primera Quincena de Septiembre de 2016

Mineral

Unidad

Cotización

Alícuota Regalías

Alícuota Regalías

en $us

Mineras Export.

Mineras

Ventas Internas

ZINC

LF

1.04

5.000

3.000

ESTAÑO

LF

8.45

5.000

3.000

ORO

OT

1334.42

7.000

4.200

5.000

3.000

ORO Minerales Sulfurosos ORO Yacimientos Marginales

2.500

1.500

PLATA

OT

19.11

6.000

3.600

ANTIMONIO

TMF

7100.00

5.000

3.000

LF

0.85

5.000

3.000

TMF

10457.13

1.614

0.969

LF

2.13

5.000

3.000

PLOMO WOLFRAM COBRE BISMUTO

LF

4.23

1.449

0.870

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

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

MINERALES DE HIERRO CONCENTRADOS Y LUMPS

T.M.

60.74

4.000

2.400

PELLET

T.M.

93.00

3.000

1.800

HIERRO ESPONJA Y ARRABIO

T.M.

171.00

2.000

1.200

OTROS SIN COTIZACIÓN INTERNACIONAL

PRECIOS FINALES AL CONSUMIDOR SEPTIEMBRE 2016

Cushing, OK WTI Spot Price

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

2,20 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.

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

GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (Octubre 2015 - Septiembre 2016)

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

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

Jul 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 1,295.0 1,306.3 1,312.9 1,323.5 1,330.2 1,244.7 1,205.8 1,346.2 1,339.5 1,325.0 1,350.4 1,350.5 1,273.0 1,257.1 1,396.3

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

DEMANDA MAXIMA DE POTENCIA DE CONSUMIDORES (MW) EN NODOS DEL STI - (Octubre 2015 - Septiembre 2016)

Oct CRE - Santa Cruz 551.9 EMDEECRUZ 0.0 DELAPAZ - La Paz 308.1 DELAPAZ - San Buenaventura 0.0 DELAPAZ - Cumbre 0.0 ELFEC - Cochabamba 210.4 ELFEC - Chimoré 15.3 ELFEO - Oruro 55.3 ELFEO - Catavi 24.4 CESSA - Sucre 49.6 CESSA - Mariaca 0.0 SEPSA - Potosí 48.8 SEPSA - Punutuma 5.6 SEPSA - Atocha 11.6 SEPSA - Don Diego 6.2 ENDE - DELBENI 0.5 ENDE - Varios (2) 33.5 SETAR - Tarija 15.5 SETAR - Villamontes 6.3 SETAR - Yacuiba 13.8 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 51.2 Otros - C. No Regulados 21.4 Varios (1) 3.1 TOTAL COINCIDENTAL 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

Jun 416.2 0.2 263.5 1.0 67.2 208.2 14.8 63.6 21.4 51.1 0.0 45.2 5.4 12.7 6.5 23.0 9.4 35.2 4.6 11.4 50.8 20.0 3.8 1,290.8

Jul 471.1 0.2 313.7 1.7 67.0 209.6 17.6 62.5 20.8 51.0 0.0 44.9 5.1 12.3 6.7 25.2 9.1 33.9 4.8 11.4 50.8 20.7 3.8 1,338.6

TANTALITA

3.500

2.100

BARITINA

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).

RECURSOS EVAPORÍTICOS

MINERALES DE BORO

Ago Sep (al 15) 1,349.1 1,372.3 1,346.6 1,303.3 1,375.1 1,201.4 1,373.9 1,188.9 1,352.7 1,304.4 1,228.4 1,302.8 1,179.2 1,328.1 1,309.0 1,340.8 1,304.1 1,322.9 1,317.7 1,279.6 1,335.7 1,251.0 1,364.2 1,403.3 1,297.2 1,416.1 1,250.9 1,348.8 1,389.7 1,367.8 1,408.9 1,442.4 1,427.2 1,425.0 1,301.5 1,171.9 1,308.8 1,341.2 1,349.0 1,395.1 1,407.3 1,325.3 1,166.8 1,272.2 1,307.9 1,328.6 1,442.4 1,416.1

Ago Sep (al 15) 530.0 515.5 0.3 0.3 267.0 261.9 2.4 2.4 64.6 63.9 210.3 210.2 19.4 21.6 61.2 60.7 22.5 21.4 50.7 53.0 0.1 0.0 45.2 48.0 5.1 5.3 12.8 12.8 6.9 6.6 27.7 26.7 9.2 9.6 33.7 34.4 5.9 6.3 13.0 13.7 49.5 47.6 23.1 16.7 4.0 3.6 1,385.5 1,356.7

( 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- (Octubre 2015 - Septiembre 2016) 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 210.7 0.1 123.9 0.4 29.1 99.4 6.0 29.2 10.9 23.9 0 23.4 2.1 6.1 2.7 9.5 4.6 16.6 2.1 5.2 31.3 10.5 1.3 649.1

Jul 229.3 0.1 135.4 0.5 20.9 102.9 7.3 29.8 10.8 26.6 0 24.7 2.2 6.3 2.9 11.2 4.9 16.6 2.2 5.3 34.2 12.4 1.3 687.8

Ago Sep (al 15) 249.0 118.9 0.1 0.0 128.9 61.9 0.7 0.3 28.0 14.5 104.4 51.0 8.1 3.9 28.6 14.0 11.2 5.6 25.5 12.5 0 0 22.7 11.7 2.2 1.1 6.3 3.2 2.7 1.1 12.2 5.5 4.5 2.2 16.9 8.3 2.5 1.2 5.6 2.7 32.5 11.6 12.6 5.3 1.4 0.6 706.6 337.2

AGENDA ENERGéTICA

DEL 21 al 22 DE septiembre | buenos aires - argentina

DEL 26 AL 30 DE septiembre | calgary - canadÁ

Del 24 al 25 de octubre / lima - perú

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.

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.

Es el único evento que se centra en la inversión minera y estrategias de eficiencia en el continente. Al reunir a los mineros, los inversores y los proveedores de servicios financieros , esta es la plataforma ideal para conectar con los inversores y proveedores de fondos en el actual entorno de mercado .

Contacto: info@ipcyyc.com

Contacto: Marcia.Ardila@GFCMediaGroup.com

DEL 21 AL 24 DE septiembre | neuquén - argentina

del 5 al 8 de octubre / piacenza- italia

del 9 al 12 de noviembre / tarija - bolivia

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.

El evento internacional se concentra este año, como lo hace desde 2009, en "mirar hacia adentro" del país, su problemática, política energética, reservas, producción, industrialización, capacidad de generación, potencialidades y desafíos. El encuentro es organizado por Reporte Energía, IGEF y BZ Group.

Contacto: info@piacenzaexpo.it

Contacto: contacto@figas.org

Mejores Prácticas en la gestión de la Energía

International Pipeline Conference

Contacto: gpritsch@arpel.org.uy

Oil & Gas Patagonia 2016

Contacto: mlanzani@uniline.com.ar

Geofluid 2016

Mining & Investment Latin America Summit

8 Foro Internacional del Gas y Energía

Fuente: CNDC

Del 16 al 30 de Septiembre de 2016

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TECNOLOGÍA

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una operación fluida habría requerido unas 220 horas usando la técnica de taponar y perforar de tubería continua, se completó con éxito en siete horas con el sistema StackFRAC HD, indicó la compañía.

TEXTO: redacción central.

P

ackers Plus Energy Services Inc. anunció que un operador estimuló con éxito un sistema StackFRAC® HD de caída de esfera en múltiples etapas en pozo abierto en el campo de Loma La Lata de la Argentina.

Esta tecnología de terminación probada y rentable estimula eficazmente múltiples etapas e incrementa así el acceso al yacimiento, y dio como resultado un tiempo de estimulación 30 veces más rápido que el del método tradicional de taponar y perforar.

Las terminaciones de pozo abierto han demostrado incrementar la complejidad de la fractura inducida y ofrecen una conexión superior con el depósito.

"El operador quería un sistema de terminación que fuera más rápido, así como un sistema que evitara el sobredesplazamiento de sostén y su efecto negativo en la producción, y que redujera el riesgo operativo", declaró Ian Bryant, presidente de Packers Plus.

La terminación, que en una operación fluida habría requerido unas 220 horas usando la técnica de taponar y perforar de tubería continua, se completó con éxito

┏◣

CASO. Método se probó con éxito en el campo Loma La Lata

Tecnología permite estimular pozo abierto 30 veces más rápido Foto: photos.newswire.ca

┣ La terminación, que en

La compañía creadora de la tecnología ganó un premio el año pasado en el World Oil Awards.

en 7 horas con el sistema StackFRAC HD, con un promedio de una etapa por hora.

Esto representó un ahorro aproximado de $us 280.000 para el operador. La tasa de utilización

de dispersión de fractura fue de 85% del tiempo de terminación total.

61

Datos

• Es líder de la industria en diseño y fabricación de soluciones de terminación para una variedad de aplicaciones técnicamente desafiantes. Es una compañía privada conocida por su estilo innovador, de alta calidad y receptivo, y ha realizado más de 16.000 sistemas de terminación que dan cuenta de más de 240.000 etapas de fractura desde que comenzó a operar en el año 2000.

• En la actualidad, Packers Plus tiene empleados en todo el mundo, mantiene una posición influyente en mercados clave y permanece fiel a sus raíces: una compañía innovadora centrada en un nicho, que le permite ser una de las mejores de la industria.

Como el sistema StackFRAC utiliza una operación de bombeo continuo y no requiere viajes entre etapas, el operador pudo controlar la ubicación del fluido, evitando el sobredesplazamiento de sostén, y evitó así el riesgo potencial asociado con las tuberías continuas múltiples.

Gracias al uso de esferas degradables, que mitigó la necesidad de intervención de postestimulación, se lograron ahorros adicionales de tiempo y costos.

La clave para el éxito de la estimulación en múltiples etapas es la conexión a una red de fractura compleja, maximizando la conductividad cerca de la perforación y reduciendo las caídas de presión durante la producción.

Hasta la fecha, Packers Plus ha completado con éxito más pozos abiertos que cualquier otra compañía de servicios en la Argentina, señala un comunicado. ▲

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Del 16 al 30 de Septiembre 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

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