Edicion 182 Anuario 2016 Reporte Energía by Branko Zabala

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Diciembre 2016 - Enero 2017

Foto: Reporte Energía

INFORMACIóN ENERGéTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

ISSN 2070-9218

Incahuasi alivió la producción de gas natural con 6,5 MMmcd Industrializción a un paso de concretarse con proyecto de Urea Desarrollo eléctrico nacional con fuerte presencia de renovables

Sector petrolero resistió crisis de precios del petróleo con más inversiones

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

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ANUARIO 2015

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

Miguel Zabala Bishop mzabala@reporteenergia.com

EDITORIAL

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

Gerente General Gerente Administrativa Gerente Comercial Ejecutiva de Cuentas Asesor Legal

Contactos: redaccion@reporteenergia.com publicidad@reporteenergia.com info@reporteenergia.com suscripciones@reporteenergia.com Bolivia Equipetrol Norte, Calle I-E #175 Tel. (591-3) 341-5941 Santa Cruz de la Sierra, BOLIVIA

Resumen anual Cooperación Rusa en materia energética se afianzó en Bolivia

YPFB y Gazprom firmaron convenio marco para evaluación del potencial en tres áreas.

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 MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA

ASOCIACIÓN NACIONAL

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PRENSA

DE LA

Margarita–Huacaya, se consolidó como el principal campo del país

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

tran en estudio. El termómetro para la exploración es la sísmica y hasta el día de hoy no se tiene a ciencia cierta algún proyecto concreto al respecto o por lo menos no ha sido anunciado todavía. En materia eléctrica, está claro que los proyectos hidroeléctricos se postergarán un poco, para darle paso a los proyectos de generación solar y consolidar el proyecto eólico en marcha en Cochabamba. A lo largo del año que fenece vimos atrasos en la adjudicación de algunos proyectos renovables que esperamos se hagan realidad el año entrante. Paralelamente, este año se reconfiguró el mercado energético de Brasil, el principal cliente de Bolivia, lo que obligó al país a replantear su estrategia para vender gas y electricidad. Hubieron anuncios que deberán concretarse entre el año nuevo y los próximos años hasta el 2020. De todas maneras, Bolivia sigue siendo un potencial importante de provisión energética regional y deberá aprovecharlo. ▲

Concluyen obras en Planta de Urea; alistan pruebas para 1er semestre de 2017

Refinerías se modernizaron para aumentar la producción nacional

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Director General Jefe de Redacción Redes Sociales Corresponsal USA Diagramación

existe un anuncio oficial al respecto. El retraso en la adjudicación de la gigantesca obra que alcanzará una inversión de más de 2 mil 200 millones de dólares, no es una buena señal y habrá que esperar lo que se viene. El impulso a proyectos exploratorios más allá de los ya anunciados, dejan con sabor a poco y se espera que en el primer trimestre de 2017, se replanteen algunos prospectos que aún se encuen-

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Miguel Zabala Bishop Franco García Doria Añez Johnny Auza David Durán

“La situación global ha tenido sus efectos importantes en la ejecución de los planes locales y los pudimos ver en la reducción de planillas y revisión de proyectos ”

Planta de Urea y Amoniaco se financia con $us 862,5 MM, la inversión más alta del país.

La nueva unidad instalada permitirá un 13% de producción adicional de gasolina especial.

Brasil y Bolivia avanzaron en acuerdos regionales hidrocarburíferos

Arrancó Planta de Gas Natural Licuado que beneficia a 27 poblaciones

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Staff

ste 2016 ha sido un año, por decir lo menos, azaroso para la industria petrolera y energética a nivel global, no solo por el estrés económico generado en los bajos precios del barril petrolero, si no por el mayor protagonismo de las renovables. La subida de los precios más allá de los 40 dólares no son un espejismo y el acuerdo de la OPEP puede haber aportado un resultado momentáneo que, de seguir así, será un paliativo, pero no una solución definitiva. Los volúmenes de oferta mundial siguen al alza y en economía está muy claro que a mayor oferta, el precio tiende a bajar. La situación global ha tenido sus efectos importantes en la ejecución de los planes locales y los pudimos ver en la reducción de planillas y revisión de muchos proyectos exploratorios, transporte y hasta la petroquímica. Hasta el cierre de este anuario, el proyecto propileno-polipropileno aún no había sido adjudicado y no

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Podría ser un año atípico y se espera un bajón

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Se amplió el Contrato de Operaciones de Caipipendi y labores de exploración.

Se firmaron contratos de exploración, venta de gas a Cuiabá y acuerdos más allá de 2019.

Se cuenta con la Planta de Licuefacción de Gas Natural y Sistema Virtual de Transporte.

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Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

Luis Alberto Sánchez

entrevista

ministro de Hidrocarburos y Energía

“A pesar de la crisis fue un año histórico en inversiones y producción” Fotos: David Durán

La primera autoridad del sector energético del país destaca las políticas aplicadas en esta gestión, que permitieron implusar las inversiones en el rubro y la ampliación de contratos. Destacó los resultados en exploración y explotación. ┣

TEXTO: franco garcía S.

El ministro de Hidrocarburos y Energía en una entrevista exclusiva a Reporte Energía resumió los logros y proyecciones en este sector.

"El mayor reto es la exploración, de los 31 mil millones de dólares que vamos a invertir hasta el 2025 casi 20 mil es para exploración."

¿Cuál es la evaluación en el sector hidrocarburífero en Bolivia? El balance es bueno pese a la crisis internacional con el precio del barril que toco fondo, hablamos de $us 26 el barril. Para enfrentar esta situación hemos sacando varias normas como es la nueva Ley de Hidrocarburos para el upstream, con ello hemos viabilizado los proyectos en operación, agilizando las Consultas y Participación, la posibilidad de explorar en áreas protegidas. Pero creo que la más importante fue la ampliación de contratos petroleros y la Ley de Incentivos. En

un año de crisis ha sido un año de grandes inversiones, algo atípico en el sector de hidrocarburos, con esta ley logramos firmar tres convenios de estudio con Gazprom. También con el grupo Caipipendi hemos cerrado acuerdo para realizar fuertes inversiones en exploración y explotación para los campos de Boyuibe y Boycobo. Con el ministro de Brasil, Fernando Coelho, pudimos acordar la explotación y exploración de dos megacampos de gas, San Telmo y Astillero. En época de crisis hemos tenido una producción histórica, con 61.2 millones de metros cúbicos, hemos firmado un contrato inte-

rrumpible con la termoeléctrica Cuiabá que es 15% más del precio más alto que es Enarsa. Se consolido la exportación de GNL, GLP, estamos en las fases finales de Planta Urea y amoniaco y también a la adjudicación de la Planta de Propileno y Polipropileno Internacionalmente Bolivia se ha consolidado como un referente de la región porque hemos estado en los foros más importantes del mundo como expositores y también como oyentes. ¿Cómo ha sido el desarrollo en el sector eléctrico? Jamás en la historia habíamos

hecho energías renovables o limpias, hoy tenemos 54 megavatios. Recientemente se inauguró nuevo megas del parque eólico Qollpana, estamos iniciando la construcción de la planta solar en Uyuni, están el proyecto de Laguna Colorada, Rositas, El Bala, Rio Madera. Hemos avanzado mucho en la integración energética, estamos a poco de cerrar una interconexión con Argentina, estamos viendo los puntos relacionados a infraestructura, inversión y volúmenes. En lo que respecta Brasil, hemos tenido reunidos estamos negociando el nuevo contrato de gas a partir del 2019, este nos habrá la

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oportunidad de tener mejores precios. Estamos por buen camino para la integración energética, queremos hacer inversiones en Brasil como Ende. Por otro lado hemos firmado el estudio para identificarse una integración Bolivia y Paraguay; como también se lo ha hecho con Perú. ¿Cuáles son las tareas pendientes para el próximo año? El mayor reto es la exploración, de los 31 mil millones de dólares que vamos a invertir hasta el 2025 casi 20 mil es en exploración. En esta gestión hemos terminado los estudios de sísmica en Huacareta, en Boyuibe y Boicobo, por eso son los resultados reflejados este año. Estamos perforando Sábalo 6 que es al norte con un potencial importante, sísmica en Madre de Dios en el Beni, al igual que los estudios en Aguaragüe norte. ¿Que probabilidades hay de prolongar la vida útil de los megacampos petroleros? El único campo que está en su madures, es San Alberto. El 2006 San Alberto producía 12 millones de metros cúbicos y Margarita producía 2.7 millones de metros cúbicos. Hoy San Alberto produce 7 MMmcd pero Margarita produce 19 MMmcd, entonces el índice de reposición es mayor a 1. Es decir que todo lo consumido tanto para mercado interno como para el externo como ejemplo es 0.8 TCF por año, con eso entonces nosotros repo-

cio más alto que tenemos, en esa lógica la adenda de los contratos que tendremos con Brasil serán muchísimo mejores que los precios actuales

"Hemos tenido una manera importante de incentivar y viabilizar las inversiones, se han concretado con hechos reales por la seguridad jurídica" nemos esa cantidad y le aumentamos uno. Eso nos garantiza gas para muchos años. Pero recién empieza esa etapa fuerte de exploración y de inversión donde veremos resultados más importantes para 2017 y 2018 en adelante. En el caso de las relaciones con Brasil. ¿Es bueno que ya no se dependa de un solo gran comprador como lo es Petrobras? Para mi sí, al abrirse el mercado brasilero tenemos una oportunidad muy grande de que nuestros precios sean mejores claro ejemplo es el contrato interrumpible con la termoeléctrica de Cuiabá que le vendemos 15% más del pre-

¿Cuánto fue la inversión este año en el sector de hidrocarburos? El presupuesto fue de 2.400 millones de dólares y la ejecución del 80%. El próximo año será con la misma intensidad que esta gestión. ¿En volúmenes de producción de gas? Hace pocos días hemos tenido la mayor producción histórica, nunca Bolivia produjo tanto gas como en este año. ¿Qué respuesta se obtuvo de las operadoras? Es lo que se concretó en esta gestión, tres convenios con Gazprom, hemos logrado un acuerdo para la ampliación de la primera y segunda fase de Incahuasi con Total y Gazprom. La ampliación de Caipipendi con Repsol - Shell, hemos firmado un contrato de servicios petroleros con Argentina en tres areas para Abapó, Charagua y Yuchán. Esa es la respuesta, en un año de crisis donde se paralizó la inversión en el mundo por los precios del petróleo, en Bolivia hemos tenido una manera importante de incentivar y viabilizar las inversiones, se han concretado con hechos reales, hemos abierto una avenida para las inversiones. Esto por la seguridad jurídica, el país es muy prospéctable, tiene muchos recur-

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sos. La demanda externa es muy fuerte va subir más que la oferta, los precios son buenos y serán mejores. ¿Qué parámetros se están tomando para 2017? Hemos estado en la última reunión de la Opep en Viena, la evaluación y el análisis que se hace, no ha habido inversiones interesantes, pensamos que el 2017 pueda llegar a 60 dólares el barril ¿Se deberían frenar el proyecto de GNL ó de Urea? El proyecto de Urea es un proyecto rentable va tener utilidades pero hay que verlo de otra manera, vamos a ampliar las fronteras agrícolas vamos a ser más eficientes en el cultivo y vamos a producir más. Obviamente que la gente que opina del sector los gasólogos tiene otra versión, visión pero es su lógica aparte ellos han tenido la capacidad de manejar el sector en cargos importantes donde pudieron tomar decisiones y tomaron las que ya conocemos. ¿Qué es lo espera el MHE para el siguiente año? Yo pienso que uno de los aspectos fundamentales va ser el mercado de interacción energética de exportación de energía, ya sea con uno de los países que tenemos importantes avances, considero que eso va a cambiar de manera muy fuerte a Bolivia y a los bolivianos por que estaremos construyendo un nuevo pilar económico que generara más ingresos para Bolivia ▲

"Al abrirse el mercado brasilero tenemos una oportunidad de que nuestros precios sean mejores, como es el contrato con Cuiabá"

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YPFB debe parar proyectos como el de GNL y buscar hidrocarburos El analista afirma que decir que Bolivia es el corazón energético de Latinoamérica no tiene sentido porque el país no puede cumplir con exportación de gas natural.

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Con los precios imperantes, las labores de la industria a nivel mundial se han vuelto muy difíciles. Esa situación general traducida a nuestro país resalta las partes positivas de lo logrado y también magnifica y ahonda los errores que se están cometiendo. Entre lo positivo de este año está el haber conseguido que las empresas Total, Gazprom, Petrobras y Repsol continúen invirtiendo en el país. Entre los aspectos negativos de este año YPFB se ha dado por desentendidos a la caída de precios. Anuncian presupuestos multimillonarios que no podrán ser cumplidos con los ingresos actuales por exportación. YPFB no ha ingresado en un programa de ahorros y economía acorde con la crisis actual. Al igual que el resto de la industria debía suprimir algunos proyectos y parar otros que no eran necesarios y dedicar todos sus esfuerzos a la búsqueda de hidrocarburos. YPFB está tratando de cumplir sus compromisos de exportación de gas a la Argentina y Brasil más el consumo interno, con campos en plena declinación. El cumplir con los compromisos implica una producción diaria de más de 60 millones de metros cúbicos por día. Paradójicamente con uno de los despliegues publicitarios acostumbrados por YPFB, se informó que se había llegado al récord de producción de gas de todos los tiempos con 58 millones de metros cúbicos por día. Queda claro que la producción de YPFB con campos declinantes no le permitirá cumplir con los compromisos de exportación. Su problema producción –

La Planta de GNL abastecerá con gas natural a 27 poblaciones alejadas.

compromisos de exportación continuará siendo deficitario con un alto costo en sus ingresos porque incurrirá continuamente en la infracción contractual “Deliver or Pay”. Argentina ya ha dado una muestra sobre esta infracción con una factura de cerca a $us 5 millones que YPFB tiene que honrarla. Entre los proyectos que YPFB debía parar están la distribución de GNL por camiones criogénicos cisternas a poblaciones menores en las cuales se están instalando mini plantas de regasificación para proveer de gas natural a minúsculos mercados en poblaciones alejadas de la red de gasoductos. El costo hasta la fecha es espantoso, cerca a 300 millones de dólares y además innecesariamente está estimulando el uso del gas natural en pueblos aislados,

agravando su posición de escases de producción para exportación. Esos mini mercados son ideales para el uso de GLP como lo han estado haciendo. Esa provisión de GLP sería cada vez más cómoda por la planta de extracción de Licuables de Rio Grande y de Gran Chaco. Otro proyecto de gran envergadura, lamentablemente equivocado, es la Planta de Fertilizantes en Bulo Bulo que está esperando la llegada de un ferrocarril que se debe construir de Montero a Bulo Bulo. Hasta la fecha la inversión alcanza a 1200 millones de dólares provenientes de las reservas internacionales netas del Banco Central de Bolivia en la forma de un prestado súper concesionario. El proyecto que a todas luces debería ser parado y de ser posible

Fotos: Archivo /RE

OPINIÓN

Carlos Miranda, Ex Superintendente de Hidrocarburos

desechado, es la construcción de un moderno edificio de 20 pisos en el paseo de El Prado de La Paz. Cuando YPFB tenía un control centralizado de todas sus actividades (exploración, explotación, oleoductos, gasoductos, comercialización, servicios aéreos, control de personal y servicios administrativos) estaba cómodamente instalada en el edificio actual de 10 pisos más una biblioteca en el undécimo. Resulta incomprensible que para YPFB Corporación, que es enteramente administrativo, el actual edificio le resulte pequeño y tenga que trasladarse a otro el doble más grande. En primera apreciación YPFB internacionalmente tiene una imagen de solidez que mantienen proyectos multimillonarios no obstante los precios reducidos de su gas de exportación. Cuando se divulga que esos proyectos son financiados con reservas del Banco Central de Bolivia, esa imagen se desmorona. Adicionalmente, en forma inexplicable en todos sus tratos internacionales YPFB ofrece la provisión de GNL a sus vecinos. Resulta inexplicable que un país mediterráneo pretenda exportar GNL por carretera, siendo así que esa operación se realiza por grandes plantas de licuefacción y el producto, gas natural líquido (GNL) es transportado por grandes tanqueros. Finalmente, el gobierno proclama que el país es el Corazón Energético de Latinoamérica, basado en la producción de energía eléctrica, con plantas termoeléctricas en base a gas. Ese enunciado no tiene sentido siendo así que YPFB no está pudiendo cumplir con sus compromisos actuales de exportación de gas. ▲

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Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"Paraguay es actualmente el mejor mercado para el gas licuado de petróleo (GLP) boliviano y estamos contentos por ello"

Fotos: Archivo / RE

La Frase

⇒ Luis Villalba, director de combustibles de Paraguay

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panel. se analizó energías renovables y su rol en el país

FIGAS: 'El país debe prepararse para ser centro energético'

Para el acto inaugural se contó con la participación del alcalde de Tarija, Rodrigo Paz.

Autoridades locales, regionales y departamentales estuvieron presentes en la cita especializada.

El Foro Internacional del Gas y Energía (Figas) contó con un panel para el análisis de las energías renovables y su papel en Bolivia y en el contexto global. Se desarrollaron diferentes paneles en el marco de la cita.

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TEXTO: redacción central

Diferentes compañías de la industria del petróleo, gas y electricidad apoyaron por octava oportunidad la realización de esta actividad que se ha convertido en el referente del sur del país.

" El Foro contó con gran participación de ejecutivos de empresas, analistas, y autoridades.

La situación de los mercados regionales del gas natural fueron parte del debate sostenido.

Insistir en la necesidad de intensificar la exploración de hidrocarburos para incrementar las reservas del país e incrementar la generación de electricidad a partir de fuentes renovables, fueron los principales ejes del Figas 2016, realizado en Tarija. El panel con la participación del experto Fernando Meiter de Argentina, el profesor y ex fundador y asesor de ANP y ONIP Alfredo Renault de Brasil, del experto Edgard Ramírez de Perú y del director de combustibles del ministerio de industria y comercio de Paraguay Luis Villaba, mostró la situación de los mercados de exportación de energía para Bolivia, hacienda una

radiografía que permite entender los mismos desde sus demandas. Por su parte Brasil tiene un nuevo reglamento publicado por la Agencia Nacional del Petróleo (ANP), que abre el mercado a todos los proveedores y éstos deben participar en las subastas, así como negociar con los mercados finales. En tanto que Perú es un mercado nuevo y con alta demanda, a pesar de la oferta de Camisea, dijo el experto Edgard Ramírez, quien además propuso usar la red de gasoductos peruanos para que el gas boliviano llegue a las costas del pacífico. Paraguay es actualmente el mejor mercado para el gas licuado

de petróleo (GLP) boliviano y “estamos contentos por ello” dijo Luis Villalba, director de combustibles de ese país. Renovables El Figas contó con un panel para el análisis de las energías renovables y su papel en Bolivia y en el contexto global. Heiko Luebke, de Brasil aseguró que la tecnología actual permite alta eficiencia y los costos son cada vez menores, por lo que la energía solar fotovoltaica es una fuente cada vez más confiable y de fácil acceso para los consumidores en el mundo y principalmente en países con mayor demanda. ▲

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"Bolivia va a estar en la parte alta, en el tope de la lista de los países exportadores de gas de la región según proyecciones técnicas en el FPEG”.

Fotos: Archivo YPFB / RE

La Frase

Autoridades de la estatal petrolera de Bolivia organizaron una versión más del Congreso estatal.

⇒ Mohammad Hossein Adeli, Strio Gral del Foro de Países Exportadores de Gas

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CITA. VI Congreso Internacional de YPFB Gas & Petróleo 2016

Expertos analizaron retos en gas, petróleo y petroquímica Empresas, estados productores y consumidores, juegan sus cartas, desarrollando y ejecutando estrategias frente a la crisis, para aminorar sus efectos negativos y adecuarse al nuevo contexto.

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TEXTO: redacción central

Cifra

2 Días

fechas. Es la cantidad de jornadas que llevó realizar el Congreso de la estatal petrolera.

l VI Congreso Internacional de YPFB Gas & Petróleo 2016 centró su temática en las perspectivas y estrategias globales de petróleo y gas a partir de la coyuntura, y los retos actuales y futuros de la región en materia de gas, petróleo y petroquímica. “Entre 2015 y los primeros meses de 2016, el sector de hidrocarburos ha experimentado la baja sustancial de los precios del petróleo a nivel mundial, resultado de múltiples variables de orden político, económico, tecnológico y comercial. No obstante la matriz energética mundial depende mayoritariamente del petróleo, del gas y sus derivados, y las caídas de precio no son extrañas para una industria que tiene más de un siglo de desarrollo. En ese sentido, empresas, Estados productores y consumidores, están jugando sus cartas, desarrollando y ejecutando estrategias frente a la crisis, para aminorar sus efectos negativos y adecuarse rápidamente al nuevo contexto en condiciones óptimas”, indicó Achá. En el VI Congreso Internacional de YPFB Gas & Petróleo 2016 “Resiliencia: el accionar de la industria del gas y petróleo”, se rescató la palabra y el concepto de resiliencia, entendido como un proceso integral y sumamente dinámico que permite a los países y empresas sobreponerse a circunstancias adversas, no sólo para sobrevivir, sino para desarrollarse y cumplir sus objetivos a plenitud. Actualmente el sector de hidrocarburos está probando al máximo su forma de ser resiliente. La sexta versión del Congreso se realizó los días 12 y 13 de julio de

El vicepresidente del Estado Plurinacional, Álvaro García Linera, estuvo presente en el VI Congreso Internacional de Yacimientos.

2016 en el Hotel Los Tajibos de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, Bolivia. El Congreso Internacional dedicó sus jornadas al análisis y amplio tratamiento de temas con mayor relevancia en la agenda mundial, regional y nacional del sector de hidrocarburos. Las perspectivas de la industria del gas bajo contexto de precios bajos, las oportunidades para las empresas de la industria del gas después del COP 21, el nuevo escenario energético global, las perspectivas del comportamiento de la demanda energética en China, fueron los temas que se analizaron en este evento. Además, se discutió sobre las perspectivas en la determinación de precios del gas natural bajo el contexto de precios del petróleo actual, las oportunidades de los países No OPEP en el contexto actual del petróleo, el impacto del precio del petróleo en los

mercados actuales de productos petroquímicos, los desafíos de la industria de hidrocarburos en la región con especial énfasis en los mayores mercados del Cono Sur como Brasil y Argentina. En este evento disertaron autoridades, líderes y ejecutivos del sector de hidrocarburos de talla internacional, provenientes de Argentina, Brasil, China, España, Estados Unidos, Noruega, Uruguay, Qatar y otros representando a gobiernos y entidades estatales, empresas petroleras y empresas consultoras especializadas en el rubro. Entre los conferencista que transmitieron sus experiencias y conocimientos, se pudo citar a Hossein Adeli del Foro de Países Exportadores de Gas, Pal Rasmussen, de la IGU (International Gas Union), Bob Fryklund de IHS Inc., Alex Moody-Stuart de Schlumberger, Steven Knabe de Halliburton, Jorge Ciacciarelli de la Asociación

Regional de Empresas de Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (Arpel), Gerardo D. Kuracz de Calfrac Well Services, Chen Rui de China National Petroleum Corporation (CNPC), Mike Fulwood de Nexant, Agustín Huerta de Repsol, Patricia Maureen Robert de LNG-Worldwide, Rodrigo Costa Lima e Silva de Petrobras, Carlos Colo de YPF S.A., entre otros. El Congreso Internacional YPFB Gas y Petróleo es la plataforma de análisis y debate de los problemas, oportunidades y perspectivas del sector de hidrocarburos en la región y el mundo. YPFB organiza este evento desde el año 2011 con el objetivo de consolidar un punto de encuentro de autoridades sectoriales, líderes y ejecutivos de renombradas entidades y empresas petroleras, y consultoras del mundo, así como dar a conocer los resultados y avances del proceso de Nacionalización de los Hidrocarburos. ▲

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Fotos: Archivo /Reporte Energía

La compañía francesa tiene como uno de sus pilares el relacionamiento comunitario acorde a las leyes del país.

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ACUERDO. Se definieron nuevas bases para relacionamiento

Total definió priorizar mano de obra, bienes y servicios de Lagunillas Entre finales de 2013 y noviembre de 2016, la compañía proporcionó, a través de contratistas y sub contratistas, fuentes de trabajo a 1109 personas como mano de obra local en Lagunillas y su entorno rural.

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TEXTO: redacción central

2,2

Cifra

MM/$us

inversión. Monto que destinó la empresa para el área social del 2013 a noviembre de 2016.

La empresa ejecuta inversiones en el país.

otal E&P Bolivie, como parte de su política de diálogo transparente y trabajo en beneficio de las comunidades donde opera acordó con representantes de la sociedad civil de Lagunillas, dirigentes indígenas, campesinos y bases, que se priorizará la oferta de mano de obra, bienes y servicios exclusivos de Lagunillas de manera integral. En el marco de la priorización del diálogo, las organizaciones de Lagunillas decidieron dejar sin efecto las medidas de presión que había asumido dicho municipio. En reunión sostenida con dirigentes y representantes de la sociedad civil de Lagunillas se definió levantar una base de datos exclusiva de este municipio que integre a todos los actores locales; en anteriores proyectos se priorizaba a las organizaciones una a una. Esta información será tomada en cuenta por Total y remitida a sus contratistas para futuros proyectos a desarrollarse en esa jurisdicción. En la reunión, que contó con la participación de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Total informó sobre las proyecciones de disponibilidad de mano de obra local para proyectos venideros que se realizarán una vez que la empresa obtenga las licencias ambientales y se cumplan todas las condiciones requeridas. Al respecto, las organizaciones de Lagunillas manifestaron su total predisposición para viabilizar estos proyectos. Entre finales de 2013 y noviembre de 2016, TEPBO proporcionó, a

La fase 2 del proyecto Incahuasi y el proyecto de Magnetotelúrica.

servicios. En cuanto al proyecto de magnetotelúrica MT1-Azero, en actual curso, y a la fase 2 del proyecto Incahuasi en proyección, los requerimientos de mano de obra local no resultan comparables en su magnitud con la demanda laboral generada por la Fase 1 de Incahuasi, recientemente concluida, que requirió la construcción de una planta de tratamiento de hidrocarburos y líneas laterales. Total está empeñada en explorar en el país.

través de contratistas y sub contratistas, fuentes de trabajo a 1109 personas como mano de obra local en Lagunillas y su entorno rural, suscribiendo 131 contratos con proveedores locales por diferentes

Antecedentes De 2013 a noviembre de 2016, Total realizó una inversión social de más de 2,2 millones de dólares en proyectos sociales y/o productivos en el municipio de Lagunillas, donde se encuentra la planta Incahuasi. En ellos priorizó seguridad

alimentaria, salud, educación y formación de competencias. Durante este año 2016 se trabajó en la ejecución de proyectos con fondos de compensación, de acuerdo con el DS 2195, en comunidades guaraníes del mismo municipio y otros municipios vecinos. Esta tarea continuará en 2017, se indicó. Es importante destacar que, en el marco del proyecto de magnetotelúrica MT1-Azero, que abarca parte del municipio de Lagunillas, TEPBO ejecuta inversiones sociales, priorizando de manera participativa sus necesidades. Asimismo, la implementación de un Programa de capacitación y fortalecimiento de la gestión de inversión pública en tres municipios, entre ellos el de Lagunillas. ▲

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TEXTO: REDACCIÓN CENTRAL

Cifra

13 Días

recorrido. Es el tiempo que llevará la carrrera en recorrer las 12 etapas.

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Sector energético apoya a competidores del Dakar 2017

l presidente Evo Morales, el Ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez y los presidentes de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) auspician a los campeones nacionales que representarán al país en la competencia Internacional del Dakar 2017. "Quiero pedir solidaridad para nuestros corredores, para nuestros representantes. El Dakar integra a Bolivia y a todo el mundo", resaltó el mandatario. “En el marco de nuestra responsabilidad social es un honor auspiciar, a nuestros valientes pilotos y esperamos que nuestro representantes estén disputando los

primeros lugares en el gran Dakar 2017”, manifestó el ministro. Los competidores de motos Juan Carlos "Chavo" Salvatierra y Mauricio fuentes; de cuadratrack, Walter Nosiglia; y de automóviles, Marco Bulacia, recibirán todo el respaldo de las principales empresas del país como YPFB y ENDE. A su vez los competidores agradecieron el respaldo que otorga, por varios años consecutivos, el Presidente mediante las principales empresas del Estado. “Vamos a traer alegría al país señaló el Chavo Salvatierra. A su vez el competidor Marco Bulacio aseveró que “sin el apoyo de las principales empresas del Estado sería imposible nuestra participa-

Foto: YPFB

En motos Juan Carlos "Chavo" Salvatierra y Mauricio Fuentes; cuadratrack, Walter Nosiglia; y automóviles, Marco Bulacia, recibirán todo el respaldo de las principales empresas del país como YPFB y ENDE.

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Los corredores con las autoridades del Gobierno Nacional.

ción”. “El apoyo de nuestra gente y de sus empresas es la energía para el equipo boliviano, remarcó el piloto chaqueño Fabricio Fuentes. “Agradecer al presidente por darnos la oportunidad de auspiciar

esta competencia internacional como es el gran Dakar –histórico Dakar- porque el presidente es el primer deportista de Bolivia”, puntualizó Sánchez. Cinco etapas del Dakar se correrán en Bolivia y el resto en Argentina y Paraguay. ▲

La Frase

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Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"Se emitieron nuevas normas que permitieron incrementar inversiones de las más grandes empresas como Repsol, Total, Shell, Gazprom e YPFB”.

⇒ Luis Alberto Sánchez, ministro de Hidrocarburos y Energía de Bolivia

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CRECIMIENTO. creció reservas y producción de gas natural

MHE destaca más inversiones pese a la crisis petrolera

TEXTO: redacción central

Datos

Inversión. La Planta de Urea y Amoniaco, ubicada en Bulo Bulo - Cochabamba, se financia con 862,5 millones de dólares, la inversión más alta registrada en la historia de Bolivia, y está a cargo de la empresa coreana Samsung Engineering Co. Ltda.

“

En tiempos de crisis en el sector petrolero hemos incrementado nuestras inversiones, lo que nos ha permitido también incrementar nuestras reservas y producción y garantizar nuestra seguridad energética”, resaltó el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez. El sector hidrocarburífero tuvo un fuerte impulso en las inversiones entre 1985 a 2005, en 20 años apenas se invirtió poco más de $us 5.900 millones, mientras que entre 2006 a 2015 se invirtió más de $us 11.000 millones y para la presente gestión se destinó $us 2.410 millones en toda la cadena. “El crecimiento proyectado de las inversiones para el periodo 2016-2020 es hasta $us 12.680 millones en todas las actividades de la cadena hidrocarburífera”, resaltó. La autoridad explicó respecto a las reservas “el 2005 nos han hecho creer que teníamos 27 TCFs “el 2009 certificamos 9,94TCFs en estos años hemos consumido cerca de 5 TCFs, sin inversiones ahora tendríamos aproximadamente 4 TCFs, pero esto no es así el 2013 certificamos 10,45 TCFs ahora tenemos cuantificado 11 TCFs que son fruto de las inversiones mencionadas y proyectamos llegar a los 15 TCFs. Entonces cuando hay cierta gente que dice que se acaba el gas sólo miente y desinforman a la población”. En lo que se refiere a la produc-

Fotos: Archivo / RE

Entre 2006 a 2016 se destinó 7.000 millones de dólares en exploración y explotación de hidrocarburos, incorporando alrededor de 6 trillones de pies cúbicos, que podría generar 40.000 millones de dólares.

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Se tuvo un incremento en la capacidad de procesamiento de las plantas, es de 104 MMmcd.

El crecimiento proyectado de las inversiones para el periodo 2016-2020 es de hasta $us 12.680 MM en actividades de la cadena hidrocarburífera.

ción de gas se tuvo un crecimiento constante “pasamos de producir el 2005 poco más de 30 millones de metros cúbicos día (MMmcd), hoy tenemos una capacidad de producción superior a los 60 MMmcd, se prevé llegar a producir hasta los 74 MMmcd en los próximos años. Asimismo tuvimos un crecimiento importante en el volumen comercializado el 2014 fue un promedio de 57,04, el 2015 el promedio fue 57,81 MMmcd y el promedio del 2016 está en 58,57 MMmcd, hemos duplicado nuestra producción”. Otro factor importante de crecimiento es la capacidad de procesamiento de las plantas, el 2005 se tenía una capacidad de 60 MMmcd ahora esta se incrementa-

do a 104 MMmcd. “Mientras hay una recesión petrolera a nivel mundial en el país tenemos avances importantes que nos permiten garantizar nuestra seguridad energética a largo plazo. Por ejemplo hemos firmado con el consorcio de Aquío - Incahuasi la ampliación de la primera fase de Incahuasi de 7 a 10 MMmcd, la realización de la segunda fase que incrementará otros 7 MMmcd. La ampliación del contrato con Repsol en el área Caipipendi y hemos suscrito acuerdos importantes con Brasil tanto en el sector hidrocarburífero como en el sector eléctrico”, explicó Sánchez. La autoridad remarcó que la prioridad es el abastecimiento del

mercado interno “en este último tiempo hemos tenido un crecimiento sostenido en el mercado interno que pasó de una demanda el 2005 de menos de 4 MMmcd a una demanda histórica de 15 MMmcd en la presente gestión y esto es fruto también del crecimiento económico que ha tenido el país”. “Como hemos visto en momentos de crisis el Estado, a través del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, tuvo la capacidad de emitir nuevas normas que permitieron incrementar las inversiones de las más grandes empresas como Repsol, Total, Shell, Gazprom y de nuestra YPFB”, concluyó el ministro. ▲

petróleo & gas

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

Histórica producción nacional de 61,2 MMmcd El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, informó que el 8 de noviembre se logró una producción histórica de gas natural en el país. “Los datos, las cifras lo demuestran, la producción marcó récord histórico llegando a 61.248 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) en esta semana, lo que demuestra que la producción desde el 2006 va en ascenso y no

como dicen algunas voces de que no hay natural, gas que tenemos déficit. Más bien llegamos a una producción histórica”. El domingo 6 de noviembre se llegó a una producción de 57.721 MMmcd, el lunes 7 fue de 59.167 y el martes 8 a más de 61, siendo la planta Margarita la de mayor aporte con 17.529 el primer día, 18.330 el segundo y 18.761 el tercero.

Centro Nacional de Medición y Control de Hidrocarburos controla la producción de hidrocarburos.

ANUARIO 2015

Se descubrió 6 TCF's de gas natural ▶ El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, señaló que “con las fuertes inversiones realizadas entre 2006 a 2016 de $us 7.000 millones en exploración y explotación de hidrocarburos, hemos incorporado alrededor de 6 trillones de pies cúbicos (TCFs), que si los monetizamos nos dan $us 40.000 millones”. La autoridad explicó que en los últimos 7 años se han consumido algo más de 4 TCF`s, sin exploración tendríamos en este momento menos de 5 TCF´s, pero nosotros hemos incorporado 6 TCF`s, es decir, hemos reincorporado todo lo que hemos consumido y un poco más, situación que no hubiera sido posibles sin estas millonarias inversiones. “Este gobierno ha hecho exploración, ha incorporado reservas y hoy tenemos reservas cuantificadas de 11 TCF´s. Anteriores gobiernos mintieron respecto a los volúmenes de Reservas Hidrocarburíferas Certificadas cuando afirmaban que éstas llegaban a los 27,7 TCF´s, siendo otra la realidad pues el

La actividad de exploración es una de los desafíos del sector petrolero en el país.

2009 se certificaron 9,94 TCF´s”, sostuvo Sánchez. La autoridad puntualizó que en esta época de precios bajos del barril de petróleo, en ninguna parte del mundo se están haciendo tantas inversiones como en Bolivia. La variable del precio internacional del crudo, según dijo, no es controlada ni por el Ministerio, ni YPFB, ni la misma OPEP, pero sí el gobierno del Presidente Morales pudo proponer una política que es la Ley de Incentivos, que viabiliza inversiones en nuestro país. La autoridad remarcó el tema

de la comercialización de gas, señalando que el 2014 el volumen de gas comercializado fue de 57 millones de metros cúbicos día (MMmmcd) promedio año; el 2015 el volumen comercializado fue de 57, 81 MMmcd promedio año; y el 2016 el volumen comercializado hasta la fecha es de 58,57 MMmcd promedio año, “es decir nunca hemos bajado los volúmenes de comercialización, sino hemos incrementado”. Finalmente, recordó que la producción nacional de gas, el 2005, era de 31 MMmcd y actualmente es de 60 MMmcd.

ANUARIO 2015

petróleo & gas

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"Bolivia es parte del Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG), por lo tanto es parte de la élite del gas natural a nivel mundial"

Fotos: MHE

La Frase

⇒ Yuri Sentyurin, viceministro de Energía de Rusia

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posiCIÓN. Bolivia está entre los países de élite a nivel mundial

Cooperación Rusa se afianzó en Bolivia Y YPFB y Gazprom firmaron convenio marco para la evaluación del potencial en tres áreas. Se donó un tracto camión a GNV a manera de proyecto piloto para coadyuvar en el cambio de matriz energética.

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TEXTO: franco garcía.

370

Cifra

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estudios. Es la inversión para el desarrollo de nuevas áreas de exploración a cargo de Gazprom.

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y la rusa Gazprom, suscribieron un convenio marco para la evaluación del potencial hidrocarburífero de tres áreas reservadas a favor de la estatal petrolera boliviana. Este importante convenio fue firmado durante el desarrollo del “Foro Económico Internacional de San Petersburgo 2016”, uno de los eventos destacados del mundo sobre la economía de los países. El presidente de YPFB, Guillermo Acha M., y el representante legal de GP Exploración y Producción S.L., Andrey Stepanovich Fick, firmaron el Convenio Marco que permitirán la evaluación del potencial hidrocarburífero en las áreas Vitiacua, La Ceiba y Madidi. El área Vitiacua está ubicada entre los departamentos de Santa Cruz y Chuquisaca y tiene una extensión de 73.875 hectáreas. El área La Ceiba posee una extensión de 47.500 hectáreas y se sitúa en el departamento de Tarija. Ambas áreas se encuentran en una Zona Tradicional. El área Madidi es la más extensa con 690.000 hectáreas y se encuentra en una Zona No Tradicional del departamento de La Paz. El 18 de febrero de 2016 Gazprom, YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía suscribieron un Plan de Acción para la aplicación de acuerdos de cooperación entre los cuales se encuentra la búsqueda conjunta de la implementación de nuevos proyectos en el campo de la exploración, producción y transporte de hidrocarburos para

El Gobierno calificó como avance histórico la donación de Kamas de un tracto camión a GNV.

Gazprom e YPFB firmaron un convenio para la evaluación del potencial hidrocarburífero en tres áreas.

Datos

Las áreas: Vitiacua está ubicada entre Santa Cruz y Chuquisaca y tiene una extensión de 73.875 has. La Ceiba posee una extensión de 47.500 has y se sitúa en Tarija. Madidi suma 690 mil has y se encuentra en zona No tradicional. firmas: El presidente de YPFB, Guillermo Acha M., y el representante legal de GP Exploración y Producción S.L., Andrey Stepanovich Fick.

la suscripción de Convenios de Estudios, con el propósito de evaluar el potencial hidrocarburífero en áreas reservadas a favor de YPFB. Estos estudios serán realizados en las condiciones establecidas en convenios de estudio específicos de cada una de las áreas mencionadas bajo entera responsabilidad de la gigante Gazprom E&P. Se estima que en caso de un descubri-

miento comercial se pueda invertir adicionalmente para el desarrollo de dichas áreas otros $us 370 millones. Tracto Camión a GNV El presidente del Estado Plurinacional, Evo Morales, durante el acto de entrega de un tracto camión por parte de la empresa rusa Gazprom al gobierno boliviano, 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”. Por su parte el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Sánchez, informó que el tracto camión ahorra un 40% de combustible y resaltó el trabajo del

Ministerio de Hidrocarburos y Energía junto con la Entidad de Conversión a Gas Natural Vehicular (EEC-GNV) para cambiar la matriz energética y ahorrar recursos económicos a través de la disminución en la subvención estatal de combustibles. “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”. Viceministro Ruso “Bolivia es parte del Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG), por lo tanto es parte de la élite del gas mundial”, afirmó el viceministro de Energía de Rusia, Yuri Sentyurin. Durante su visita, la delegación Rusa reafirmó su compromiso con Bolivia y analizó la ampliación de las oportunidades de apoyo entre ambos países. ▲

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

ANUARIO 2015

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

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ANUARIO 2015

petróleo & gas

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

Avances y retrocesos del sector hidrocarburos en la relación entre Argentina y Bolivia en 2016 La relación entre los gobiernos de Bolivia y Argentina sufrió un cambio violento desde la asunción del Presidente Mauricio Macri el 10 de Diciembre de 2015.

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El 10 de Diciembre de 2015, asumió como Presidente de la Republica Argentina, el Ing. Mauricio Macri, dando un giro de 180 grados en la forma de gobernar este país, comparado con la gestión de los últimos 12 años de lo que se llamó la era Kirchner. En ese contexto, lo primero que hizo Argentina fue pagar la suma de 300 millones de Dólares Americanos que se adeudaban por los envíos de Gas Natural a Bolivia. Situación que era negada con anterioridad al 10 de Diciembre por ambos gobiernos. En este contexto, cuando todo parecía entrar en una relación comercial “normal” diversos factores hicieron que las cosas se compliquen. Durante el mes de junio, periodo pico de consumo por el invierno en Argentina, Brasil elevó al máximo autorizado por contrato su nominación de gas, YPFB tuvo problemas de despacho por temas técnicos, sumado a que una severa tormenta paralizó las operaciones de regasificación en Buenos Aires, todos estos factores hicieron que por un lado Argentina se vea obligada a suspender el suministro de Gas Natural a consumidores industriales, e importar ese fluido de Chile, las paradojas de los nuevos tiempos, Argentina era proveedor de Gas Natural a Chile hasta el año 2004. Esta situación puso en superficie, la dura realidad de que Argentina es el Segundo mejor Mercado para Bolivia, según el contrato de abastecimiento firmado entre los dos países, que Bolivia, pese a todos los esfuerzos realizados para aumentar la producción, no puede abastecer en un pico de demanda los mercados de Argen-

Fotos: YPFB, Archivo RE

OPINIÓN

Fernando Meiter,

Director de Tns Latam y Socio Director de Gas Energy LA

Los requerimientos de gas natural de Argentina y la necesidad de exportar los excedentes de parte de Bolivia forman la base de la relación bilateral.

La relación energética entre Bolivia y Argentina se mantiene pese a cambios de Gobierno.

tina, Brasil y Paraguay, y que según lo que ven las autoridades argentinas, es necesario “reconfigurar” si se puede decir de alguna manera, ese contrato. Argentina, en el medio de todo este contexto, está discutiendo nuevos precios internos del gas natural y del petróleo, nuevas condiciones laborales para los tra-

bajadores petroleros, dado que, y esto es una realidad irrefutable, el desarrollo de Vaca Muerta, un yacimiento de gas natural no convencional de clase mundial, aún no ha despegado, y diversos factores internos y externos, como lo es el precio del WTI, hacen que en el futuro próximo, Argentina siga necesitando del gas natural

de Bolivia. Argentina es hoy un neto importador de Gas Natural, 18 MMCD día no es poca cosa para este país, frente a los UDS 3.8 que le paga a Bolivia, debe abonar por la misma molécula de gas importada de LNG a USD 6 más regasificación, y a Chile USD 7.05, contra el combustible sustituto, es decir el Fuel Oil, a USD 10 el MBTU en precio equivalente. El desafío de Argentina es asegurarse la mayor cantidad de gas natural de Bolivia, este último, por su lado, tendrá que demostrar, que puede cumplir con el contrato de abastecimiento oportunamente firmado, frente a que en el año 2020, finaliza el contrato con Brasil, y Bolivia no negociará con Petrobras, sino con operadores privados. La pregunta es siempre es la misma, estarán los dos países a la altura de los acontecimientos? ▲.

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

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ANUARIO 2015

La Frase

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petróleo & gas

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"Se llegó en diciembre al 97% de avance en la construcción y equipamiento de la Planta de Urea y Amoniaco en Bulo Bulo-Cochabamba"

⇒ Oscar Covarrubias, director de Hidrocarburos de la Gobernación de CBBA.

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PRUEBAS. Se realizará a inicios del próximo año

Concluyen obras en Planta de Urea; alistan pruebas

Hasta diciembre de 2016 se registró un 97% de avance de la obra.

Fotos: ABI, YPFB y Gobernacion de CBBA

La Planta de Urea y Amoniaco que hasta diciembre de 2016 registró un avance del 97% tiene previsto inaugurarse en Enero de 2017, según el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, Guillermo Achá.

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TEXTO: redacción central

Datos

ras culminar la ingeniería básica y diseño del complejo se llegó en diciembre al 97 por ciento de avance de la construcción y equipamiento de la Planta de Urea y Amoniaco en Bulo Bulo en Cochabamba, según la Dirección de Hidrocarburos del Gobierno Departamental de Cochabamba. Al respecto el director de esa repartición gubernamental, Oscar Covarrubias, indicó que las gestiones para la adquisición de equipos e insumos se encuentran en un 98 por ciento de avance. Además las obras de ingeniería están casi listas, al 93 por ciento de cumplimiento del cronograma y solo falta la instalación del campamento y el patio de maniobras para la carga de productos destinados a la exportación, señaló el directivo. La Planta de Urea y Amoniaco

Benficios

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Habilitar nuevas áreas de cultivos Recuperar áreas de cultivos agotadas Disminuir costos de producción agrícola y pecuaria Ampliar la frontera agrícola del país y recuperar la fertilidad de tierras cultivadas Incentivar la producción de alimentos Generar divisas para el país Sustituir las importaciones Agregar valor al gas natural para generar excedentes y promover el desarrollo Mejorar la productividad del sector agrícola Otorgar ventajas en costos a la agroindustria y agropecuaria Aumentar el rendimiento de los cultivos Generar aproximadamente 5.000 fuentes de empleo directo e indirecto en las etapas de construcción, producción, distribución y comercialización • Crear polos de desarrollo petroquímico.

se financia con 862,5 millones de dólares, la inversión más alta registrada en la historia de Bolivia, y está a cargo de la empresa coreana Samsung Engineering Co. Ltda. Por su parte el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Guillermo Achá,

anunció que desde el primer semestre de 2017 se prevé comenzar a producir y exportar urea al mercado de Brasil, luego de terminar la fase de pruebas en la planta que se termina de construir en la localidad de Bulo Bulo, en Cochabamba. "En el tema de poner en pro-

ducción la planta también es de manera paulatina, hasta llegar a una mayor capacidad también nos llevará un determinado tiempo, estamos hablando desde el próximo semestre. El primer semestre del próximo año podremos comenzar con todo esto", informó. Según el ejecutivo de YPFB, la construcción de la planta de fertilizantes se encuentra en la última fase y en las próximas semanas se prevé comenzar el periodo de pruebas para poner a punto la producción. "Al tener dos tecnologías dentro de la planta, amoniaco y urea, debemos garantizar que todos los equipos estén funcionando correctamente", dijo. Achá explicó que Brasil será uno de los primeros mercados para la urea de Bolivia, tomando en cuenta que ese país trae el producto desde ultramar y comprarlo en

petróleo & gas

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

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El gas natural se convierte en amoniaco y luego en fertilizante

Gullermo Achá de YPFB, inaugura el Simposio "Bolivia Fertiliza" para promover el uso de la urea.

la frontera boliviana le convendrá mucho más por concepto de costos en logística. La planta de urea de Bulo Bulo demandó una inversión de 843,9 millones de dólares, de acuerdo a fuentes oficiales. El 5 de septiembre, el presidente Evo Morales inauguró un ducto de 16 kilómetros desde el yacimiento de Carrasco, el cual transportará 1,3 millones de metros cúbicos de gas al día hacia la industria, ubicada en el municipio Entre Ríos. Iniciada en 2013, la instalación forma parte de los planes del go-

▶ 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 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. 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, Operación y Mantenimiento Asistido de la planta. Se empleará tecnología bajo licencia de la com-

Ficha técnica

Proyecto: Planta de Amoniaco y Urea Ubicación: Bulo Bulo, municipio de Entre Ríos, provincia Carrasco, Cochabamba Constructora: Samsung Engineering Co. LTD Consumo de gas: 50 millones de pies cúbicos por día (MMpcd) Producción: 2.100 toneladas métricas día (TMD) de urea

bierno para materializar el primer polo petroquímico de esta nación altiplánica. ▲

La Planta de Urea de Bulo Bulo demandó una inversión de $us 843.9 MM.

pañía estadounidense KBR para producir amoniaco, y licencia de la empresa japonesa Toyo para producir urea granulada. 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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PETRÓLEO & GAS

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

Menos renta, interrogantes sobre reservas y más gas domiciliar

Raúl Velásquez Guzmán

Analista en Hidrocarburos. Fundación Jubileo

l 2016 quedará grabado en la memoria de la población como el año en que el precio internacional del barril de petróleo alcanzó su cotización más baja de los últimos 13 años. Si bien el precio del petróleo venía descendiendo desde julio de 2014, fue en esta gestión 2016 que alcanzó su menor valor. Si bien esta variable ha ido recuperando en el transcurso del año su valor actual de 51 dólares el barril aún continúa muy lejano de aquellos observados en los años 2012 y 2013. Otro aspecto relevante ha sido el acuerdo alcanzado por la OPEP, el 30 de noviembre, de limitar su producción luego de ocho años. Si bien el acuerdo ha sido suscrito por todos los países miembros, recién entrará en vigor desde enero de 2017. Entre sus primeros aspectos se observa una tendencia a estabilizar el precio en torno a los 50 dólares por barril de petróleo; sin embargo, está siendo un incentivo para la reactivación de proyectos de shale que habían bajado su producción al mínimo o incluso para nuevos proyectos, aspecto que podría poner en duda la sostenibilidad del acuerdo de la OPEP y, por ende, la estabilidad del precio. En el contexto nacional, el año 2016 es también muy particular, no sólo porque se siente con mayor fuerza el efecto de la caída en el precio del gas natural exportado, con sus consecuentes impactos en la renta petrolera, la cual estaría próxima a los 2.600 millones de dólares para esta gestión. Este año es también particular porque luego de casi cinco años consecutivos los volúmenes producidos no han registrado un incremento, como venía siendo en

Foto: posta.com.mx

Este año es particular porque luego de cinco años consecutivos los volúmenes producidos no registraron un incremento, como venía sucediendo en periodos anteriores.

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Fotos: Archivo / RE

OPINIÓN

El precio del petróleo ha sido un factor determinante para la merma de los ingresos por venta de gas natural a países vecinos.

periodos anteriores; pero, adicionalmente, existen serias dudas sobre las cifras, puesto que hasta diciembre de 2015 la producción de gas natural fue de 60 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), y se anunció que desde septiembre de 2016, con el inicio de operaciones del campo Incahuasi, se contaría con una producción adicional de 6,5 MMmcd. Sin embargo, las cifras actuales de comercialización muestran que el volumen comercializado bordea los 57 MMmcd, por lo que la producción debe estar próxima a los 58,8 MMmcd. Entonces queda la interrogante de si Incahuasi realmente está aportando los volúmenes anunciados de producción o si los megacampos han disminuido su producción, como sostienen algunas versiones que conocen el sector.

Este último término resulta preocupante y es otro de los aspectos negativos de la actual gestión del sector hidrocarburos. No existe información oportuna y desagregada del sector a cargo de las instancias encargadas por el pueblo boliviano para su administración. Al parecer, la caída en el precio del petróleo trajo no sólo retrocesos en términos de ingresos fiscales, sino también en materia de transparencia, acceso a la información y buena gobernanza del sector. Los aspectos anteriormente descritos se han visto reflejados en la realidad nacional de manera particular en los meses de junio a septiembre, cuando por la prensa extranjera el pueblo boliviano, dueño de los recursos hidrocarburíferos, se enteró que el país no

estaba cumpliendo con los envíos comprometidos de gas natural a Argentina. Este aspecto fue observado por varias instituciones oportunamente y negado a su vez por autoridades gubernamentales encargadas del sector; no obstante, la realidad se hizo clara con el anuncio del país vecino de una multa para nuestro país por el envío de menores volúmenes de gas natural, situación preocupante no tanto por el monto de la multa como por el prestigio que tenía Bolivia como proveedor confiable de gas natural para los países compradores. Curiosamente, en recientes días, autoridades gubernamentales aseveraron que actualmente hay un excedente de producción; sin embargo, si los volúmenes máximos producidos bordean los

PETRÓLEO & GAS

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

60 MMmcd no ha habido un incremento de producción; por lo tanto, cabe preguntarse de dónde provienen estos excedentes que afirman las autoridades. La respuesta es que Brasil y Argentina, en noviembre y lo que va de diciembre, no han estado demandando los volúmenes máximos en el marco de los contratos de compra y venta de gas natural. Si bien esta situación es siempre una posibilidad, el país tiene dos opciones. I) producir más GLP, dado que la Planta Separadora de Líquidos de Gran Chaco aún tiene bastante capacidad para hacerlo, o ii) suscribir contratos de comercialización interrumpible de gas natural con países vecinos, como el que fuese suscrito recientemente con la Empresa Productora de Energía (EPE) Ltda de Brasil por 2,24 MMmcd, que si bien es un acierto para comercializar el gas natural con que se cuenta actualmente, aún resulta insuficiente para la cantidad que afirmó el Ministerio de Hidrocarburos y Energía sobre un “excedente” próximo a los 10 MMmcd. Al respecto, uno de los importantes desafíos que debe encarar el sector, a la par de la exploración, es la gestión de nuevos mercados, tanto para gas natural como para GLP. En oportunidad del Congreso de Gas y Energía organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía, en agosto de 2016, analistas argentinos mencionaron que Argentina tiene un déficit de casi 40 MMmcd, por lo que Bolivia podría aprovechar de enviar volúmenes adicionales a los que provee bajo el contrato en firme suscrito el 2007. Similar aspecto debería ser considerado para el sur peruano que actualmente requiere de más gas natural. Posiblemente uno de los aspectos más positivos durante el año 2016 haya sido el inicio de operaciones del campo Incahuasi, el cual permitirá al país reponer las reservas que ya han sido consumidas y mantener los niveles de producción de hidrocarburos actuales. Otro aspecto positivo, al igual que en gestiones anteriores, es que se continúa ampliando la cantidad de conexiones de gas natural domiciliario, de modo que mayor población tenga acceso a un beneficio concreto de la explotación de hidrocarburos. Sin duda, este balance no tan positivo del sector hidrocarburos durante el año 2016 deja grandes

ANUARIO 2015

"Uno de los desafíos a la par de la exploración, es la gestión de nuevos mercados, tanto para gas natural como para Gas Licuado de Petróleo".

Aumentar las reservas de gas natural se convierte en un desafío para el Estado Boliviano.

desafíos para el 2017, entre los cuales figuran. a) La promulgación de una nueva Ley de Hidrocarburos de amplio consenso con las regiones productoras, organizaciones sociales y sector privado estableciendo, entre otros, lineamientos claros sobre: • Roles institucionales claramente establecidos para MHE - YPFB - ANH y EBIH en el marco de los lineamientos descritos en la Constitución Política del Estado. • Establecer criterios de selección de empresas con las que YPFB se pueda asociar y tipos de contratos que pueden suscribir. • Unificar en una sola norma aspectos relativos a incentivos y temas ambientales que actualmente se encuentran dispersos. • Obligatoriedad de reposición de reservas consumidas para las empresas petroleras que operan en el país. • Criterios de transparencia y acceso a la información acorde con las nuevas tecnologías de comunicación. • Políticas de promoción del contenido local mediante la contratación de proveedores de bienes y servicios por orden de prelación a: i) proveedores locales, ii) departamentales, iii) nacionales e iv) internacionales. b) Avanzar en la exploración de las 99 áreas reservadas a favor de YPFB, priorizando aquellas que no están sobrepuestas ni cercanas a Parques Naturales por los impactos socio ambientales que pueden producir, que permitan el desarrollo sostenible del sector garantizando el abastecimiento al mercado interno, el avance de

los proyectos de industrialización, el cumplimiento de los planes de venta de electricidad provenientes de las termoeléctricas y la gestión de nuevos mercados de exportación a largo plazo es un aspecto importante; pero que requiere de amplios consensos con la población afectada y con todo el país, tanto en términos económicos, ambientales y fiscales. c) Propiciar un debate amplio sobre mecanismos de incentivo que podrían ser incorporados en los nuevos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos como ser: • Recuperación acelerada de inversiones (mecanismo que ya estaba presente en los contratos de operación del 2006) • Eliminar la obligatoriedad de asociación con YPFB para descubrimientos exitosos. • Incorporar cláusulas de estabilidad tributaria. • Mejoramiento del régimen fiscal. d) Mayor transparencia y acceso a la información de forma oportuna sobre: reservas certificadas, producción de hidrocarburos

por campo, volúmenes comercializados, contenido de los contratos de servicios de exploración y explotación, uso y destino de la renta petrolera como información que permita a la población un mayor nivel de confianza sobre la gestión de un recurso natural que, constitucional y legítimamente, le pertenece. e) Un debate participativo y plural sobre la generación y uso de la renta hidrocarburífera que percibe el país es también un reto importante. Posiblemente el mejor escenario para su debate será el pacto fiscal, donde no sólo se debería discutir la forma y porcentajes en que se reparte la renta nacional que deja el sector hidrocarburos, sino también los mecanismos de distribución a nivel departamental, y en especial los criterios de uso que se le da a estos importantes ingresos, incorporando en la normativa aspectos relativos a la sostenibilidad y evaluación de impacto del gasto e inversión, a fin de que sirvan para diversificar la economía y reducir la dependencia a la explotación de un recurso que es finito. ▲

El gas domiciliar es una de las políticas de masificación de este recurso que impulsa el Gobierno.

"Un debate participativo y plural sobre la generación y uso de la renta hidrocarburífera que percibe el país es también un reto importante"

ANUARIO 2015

petróleo & gas

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"Se acabará la importación de gasolina. Somos capaces de procesar para el mercado interno. Ello significa menos dinero para subvención estatal"

Fotos: Archivo / RE, YPFB

La Frase

⇒ Evo Morales Ayma, presidente del Estado Plurinacional

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Las utilidades de las refinerías sumaron $US 387 millones desde que el Estado las recompró.

COMPARACIÓN. Destacaron avances en los últimos años

Refinerías se modernizaron para aumentar producción La nueva unidad instalada en el complejo Guillermo Elder Bell permitirá un 13% de producción adicional de gasolina especial. En el último tiempo también se realizaron mejoras en Gualberto Villarroel.

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La nueva Unidad de Isomerización de la Refinería Guillermo Elder Bell en Santa Cruz, tiene una capacidad de producción adicional del 13% de Gasolina Especial (GE).

TEXTO: redacción central

110

Cifra

MM/$us

fondos. Monto que requirió la unidad de Isomerización para procesar gasolina de alto octanaje.

l presidente Evo Morales, el vicepresidente Álvaro García, el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, inauguraron la Nueva Unidad de Isomerización de la Refinería Guillermo Elder Bell, que tiene una capacidad de producción adicional del 13% de Gasolina Especial (GE), es decir de 12,5 millones de litros/mes. “Se acabará la importación de gasolina y prácticamente ya nos estamos liberando de esa importación. Tenemos capacidad de procesar en gasolina para el mercado interno y eso significa menos recursos económicos para la subvención estatal de gasolina”, expresó en aquella oportunidad el Presidente Morales. Asimismo, destacó que algunas potencias y empresas internacionales apuntan su mirada hacia Bolivia “porque saben la potencialidad energética de nuestro país”. Por su parte el ministro Sánchez, consultado por los periodis-

Datos

utilidades: Las refinerías bajo administración de Petrobras sumaron $us 140 millones. En la gestión a cargo de YPFB la cifra ascendió a $us 387 millones. impuestos: Lo que se generó en Refinación entre 2000 a 2007 alcanzó los $us 1.504 MM. Mientras que entre julio de 2007 al 2015 se llegó a los $us 3.139 millones.

tas, señaló que la inauguración de la Nueva Unidad de Isomerización se constituye “en un paso fundamental hacia el reto de ser autosuficientes en combustibles. Ya los somos en GLP, estamos a punto de serlo en gasolina y lo seremos muy pronto en diésel”. El proyecto demandó una inversión de cerca de $us 110 millones y permite procesar gasolina liviana para obtener gasolina de alto octanaje, disminuyendo la importación del combustible. Por ende

existe la subvención estatal por $us 138 millones anuales, a partir de la gestión 2016. “Son alcances importantes logrados gracias a las fuertes inversión en toda la cadena de hidrocarburos”, sostuvo Sánchez. El proyecto consiste en transformar nafta liviana en Isomerado de alto octanaje, a través de un proceso denominado Isomerización. Este proyecto también incluye una unidad de tratamiento previo de la carga denominada hidrotratamiento, que permite eliminar la mayor cantidad de contaminantes. aporte de los dos complejos Morales repasó los avances en las dos refinerías del país, Gualberto Villarroel (Cochabamba) y Guillermo Elder Bell (Santa Cruz) haciendo una comparación del antes y después de la Nacionalización. Refirió que las utilidades generadas en las refinerías cuando estaban en manos privadas eran

de apenas $us 140 millones. En la gestión de Morales llegaron a los $us 387 millones. En Impuestos generados en Refinación entre 2000 a junio del 2007 estos alcanzaron los $us 1.504 millones. Mientras que en el periodo comprendido entre julio 2007 al 2015 llegaron a los $us 3.139 millones. “Entre impuestos generados en refinación y las utilidades son más de $us 3.500 millones. Esto gracias a la Nacionalización de los Hidrocarburos, enfatizó.” La capacidad de procesamiento de crudo antes de la Nacionalización era de 39.503 barriles/ día y después de la recuperación de las refinerías llegó a los $us64.800 barriles/ día. A su vez la capacidad de producción promedio de GE, antes 55.221 metros cúbicos/mes; ahora 121.454 metros cúbicos/mes, cuando el mercado interno tiene una demanda de 120 mil metros cúbicos/mes. ▲

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

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petróleo & gas

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"En tiempos de crisis lo importante es ser resilientes y eso implica cambiar la forma en que se hacen las cosas a todo nivel"

Fotos: Archivo / RE

La Frase

⇒ Conclusiones de expertos, Arpel

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TALLER. Se abordó rentabidad con bajos precios del crudo

Optimización de costos inclusiva para afrontar crisis del crudo ┣ Se destacó la importancia de trabajar cooperativamente en la toma de decisiones entre las empresas operadoras y las proveedoras de servicios de pozos petroleros y poner foco en la tecnología.

TEXTO: redacción central

2014

Cifra

Año

caída. Fue el año en el que comenzaron a caer los precios del petróleo a nivel mundial.

El upstream y downstream a nivel mundial se encuentran en un escenario complejo.

no de los aspectos más importantes de las conclusiones del taller “Cómo seguir siendo rentable en un entorno de bajos precios del petróleo” fue el que la estrategia de optimización de costos de esta industria debe ser participativa, incluyendo a las áreas operativas, pero con un fuerte liderazgo desde la corporación. El encuentro realizado a mediados de noviembre en Lima, Perú, reunió a profesionales de 17 empresas, con el fin de intercambiar y debatir sobre las diferentes alternativas que han tomado las empresas para operar en un nuevo escenario de precios. Los precios del petróleo han mostrado una caída pronunciada y prolongada desde 2014, reduciendo los márgenes y obligando de esta manera a la industria a reestructurarse y reinventarse para sostener las operaciones y los niveles de inversión. Los profesionales destacaron que debe existir un cambio en la forma de pensar, enfocándose más en la eficiencia que en la eficacia, generando una cultura de la mejora continua y que el verdadero desafío consiste en asegurar la sostenibilidad de los programas de optimización. “En tiempos de crisis lo importante es ser resilientes y eso

Los precios del petróleo han mostrado una caída pronunciada y prolongada desde el 2014.

implica cambiar la forma en que se hacen las cosas a todo nivel, trabajando sobre las estructuras de costos, organizacionales, de procesos y también en las normas y los procedimientos”, señalaron los expertos. Dentro de la agenda del taller fueron exhibidas algunas soluciones de gestión integrada del ciclo de vida de los reservorios. Sobre este punto se destacó la importancia de trabajar cooperativamente en la toma de decisiones entre las empresas operadoras y las proveedoras de servicios de

pozos petroleros y poner foco en la tecnología. Asimismo, se mencionó que actualmente la mayor parte de la investigación y el desarrollo se realizan en las empresas proveedoras de servicios y que el desafío es integrar un equipo multidisciplinario que permita atender en forma simultánea el problema tecnológico y de gestión financiera. Arpel y SPH firmaron acuerdo de cooperación La Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas

y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe (ARPEL) y la Sociedad Peruana de Hidrocarburos (SPH) firmaron un memorando de cooperación con el fin de promover el intercambio de experiencias vinculadas a la industria y la búsqueda de sinergias en las actividades técnicas desarrolladas por ambas organizaciones. A través de este acuerdo, Arpel y SPH se comprometen a realizar conjuntamente proyectos, informes, eventos y cursos de capacitación en todos aquellos temas referidos al desarrollo económico, excelencia empresarial, desarrollo ambiental y social sostenible, cambio climático y capital humano, entre otros. La SPH es una asociación civil sin fines de lucro peruana conformada por las sociedades o sucursales extranjeras domiciliadas en Perú, dedicadas a la exploración y explotación de hidrocarburos y que tengan concesiones para el transporte de hidrocarburos por ductos. Tiene como misión la promoción de las actividades de sus agremiadas y la ejecución de programas y actividades orientados a propiciar un clima de confianza entre el Estado, las comunidades y asociados para el desarrollo y crecimiento de la industria de hidrocarburos, en beneficio de este mismo. ▲

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

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La Frase

ANUARIO 2015

energía nuclear

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"Este complejo permitirá a Bolivia empezar a trabajar sobre el desarrollo de la tecnología nuclear y su aplicación en materia no energética".

⇒ Entrevista, Reporte Energía

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Proyecto. Con fines pacíficos y no energéticos

Rosatom inició cooperación para construcción de centro nuclear

TEXTO: redacción central

Datos

antecedentes. El 3 de agosto Rosatom y ABEN firmaron los primeros contratos comerciales para las investigaciones de ingeniería preliminares para el proyecto. (el firmante de la parte rusa es "Atomstroyexport", una filial de la empresa Rosatom.

a corporación estatal rusa Rosatom inició en la gestión pasada su programa de cooperación en Bolivia para la construcción del Centro Investigación y Desarrollo en Tecnología Nuclear en el Alto, La Paz. Según una entrevista concedida a Reporte Energía, la empresa señaló que este complejo “permitirá a Bolivia empezar a trabajar sobre el desarrollo de la tecnología nuclear y su aplicación en la materia no energética, para las necesidades de ciencia, medicina, geología, agricultura u otras esferas de la vida humana”. La inversión total en la construcción del centro se estimó en $us 300 millones, el cual está financiado por el gobierno de Bolivia, mientras que Rosatom actúa como contratista general del proyecto. La colaboración de la corporación rusa fue posible gracias a que en marzo del 2016, Rusia y Bolivia firmaron los acuerdos intergubernamentales para la cooperación en el uso pacífico de la energía nuclear y la construcción de un centro nuclear. De acuerdo a Rosatom “el centro estará equipado con una instalación polivalente experimental de rayos gamma, instalación del reactor a base de un reactor nuclear de agua presurizada de investigación de potencia nominal hasta 200 kw, así como el ciclotrón, el com-

Fotos: Archivo MHE /

La inversión total en la construcción del centro se estimó en $us 300 millones, el cual está financiado por el gobierno de Bolivia, mientras que Rosatom actúa como contratista general del proyecto.

┣

La posibilidad de desarrollar un proyecto nuclear destinado a la generación de energía no está en los planes actu

Rosatom brinda apoyo tecnológico en el área de energía nuclear.

plejo de ingeniería, y el complejo de laboratorios de investigación u otros”. El inicio de la ejecución de este proyecto se registró en julio con la firma de un acuerdo entre la sociedad anónima Rusatom Overseas INC, empresa perteneciente a la corporación Rosatom, y la Asociación Boliviana de Energía Nuclear (ABEN), para el desarrollo de la construcción del centro nuclear. El 3 de agosto Rosatom y ABEN firmaron los primeros contratos comerciales para las investigaciones de ingeniería preliminares para el proyecto (el firmante de la parte rusa es la sociedad anónima "Atomstroyexport", una filial de la empresa Rosatom) y para la evaluación de la infraestructura nuclear nacional (el firmante de la parte rusa es la sociedad anónima Rusatom Servicio, una subdivisión

de la empresa Rosatom). PERSONAL DE PRIMER NIVEL En cuanto al personal que formará parte de este centro nuclear, la corporación rusa indicó que el mismo está dividido en dos grupos principales. Por un lado, el grupo operacional de especialistas que garantizarán el uso seguro de las instalaciones del centro, principalmente del reactor de investigación nuclear. Mientras que el personal científico de especialistas llevará a cabo las investigaciones nucleares en virtud del programa científico aprobado del centro, favoreciendo el desarrollo de Bolivia en el campo de medicina, agricultura y otros. “Ambos grupos de especialistas, además de la formación teórica tienen que dominar necesariamente destrezas prácticas, para la

formación y el desarrollo de algunos se necesita la base material y técnica correspondiente”, señaló la compañía. Se prevé que la mayor parte del aprendizaje se realizará en Rusia en institutos de investigación y en las universidades que integran el consorcio de las universidades de Rosatom. Este enfoque permitirá crear la preparación multifacética para cada empleado del centro, desde programas educativos, acentuados en la adquisición de los conocimientos teóricos hasta las becas y viajes técnicos a las empresas de Rosatom. “El objetivo común de ABEN y Rosatom es proveer la preparación del personal del Centro hasta el nivel digno para garantizar su funcionamiento a largo plazo, de forma segura y eficiente. Serán los especialistas de clase alta que contribuirán en gran medida en el desarrollo de la capacidad científica de Bolivia”, puntualizó la compañía. ENERGÍA Consultada sobre la posibilidad de desarrollar un proyecto nuclear destinado a la generación de energía, a la corporación rusa indicó que en la actualidad trabajan en la ejecución del centro que no tiene objetivos energéticos. “Por lo que sabemos, la implementación del programa atómico energético no es un objeto de

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

energía nuclear

La cooperación rusa al proyecto boliviano de energía nuclear ha sido sostenido en el tiempo.

uales pero que podrían a futuro abarcar esta área si existe la solicitud del Gobierno boliviano.

debate del gobierno boliviano, sin embargo, siempre estamos abiertos al diálogo y estamos dispues-

tos a desarrollar nuestra cooperación con Bolivia y en otras áreas”, destacó la compañía. ▲

La adquisición de know how y formación de profesionales en el área nuclear es uno de los ejes del apoyo ruso.

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petróleo & gas

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"En Repsol Bolivia hemos enfrentado este escenario como un desafío para la mejora integral y una mayor eficiencia en todos nuestros procesos"

⇒ Repsol Bolivia, comunicado de prensa

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Repsol como parte de YPFB Andina impulsó el descubrimiento petrolero en Boquerón.

ASOCIACIÓN. Destaca el desarrollo de Boquerón y evaluación de prospectos exploratorios

Margarita–Huacaya, es la joya del país, pero no es la única Fotos: Archivo / Repsol

La empresa ha logrado concretar la ampliación del Contrato de Operaciones de Caipipendi y ha asumido un nuevo compromiso para la exploración en Boyuy y Boicobo Sur, al sur y norte de Caipipendi, respectivamente.

┣

Se amplió el contrato de operaciones de Caipipendi y los socios asumieron un nuevo compromiso para la exploración en Boyuy y Boicobo Sur, al sur y norte de Caipipendi, respectivamente.

TEXTO: redacción central

139

Cifra

MM/$us

inversión. Monto que se destinó para la perforación del pozo Huacaya 2 y puesta en producción.

l balance de la presente gestión que realiza la compañía Repsol en el país es “muy positivo” debido a que consolidó los volúmenes de producción de gas en Caipipendi, área que hoy produce más de un tercio de la oferta de gas del país, convirtiendo a Margarita-Huacaya en el principal campo del país, de acuerdo a información brindada a Reporte Energía. Además, junto a sus socios Shell y PAE, ha logrado concretar la ampliación del Contrato de Operaciones de Caipipendi y ha asumido un nuevo compromiso para la exploración en Boyuy y Boicobo Sur, al sur y norte de Caipipendi, respectivamente.

A esto se suman los proyectos que se están ejecutando a través de YPFB Andina, en sociedad con la empresa estatal, donde destaca el desarrollo del Campo Boquerón y la evaluación de prospectos exploratorios, detalla Repsol. En esta gestión la inversión más importante que ejecutó la compañía española ha estado en la perforación del pozo Huacaya 2, que demandará $us 139 millones hasta su puesta en producción, durante el primer semestre de 2017. Ante la consulta sobre cuáles son los principales proyectos que ha desarrollado en este año, Repsol explicó que continuó con la perforación del pozo Huacaya 2. Se ha definido un plan explorato-

rio para Boyuy y Boicobo Sur, y se han desarrollado acciones para la optimización en otras áreas como Mamoré. A su vez se indicó que este año se consolidó la producción de 19 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) de gas natural en Caipipendi y se ha avanzado en la perforación del pozo Huacaya 2, que permite garantizar los volúmenes comprometidos. “No obstante, el principal hito ha sido la ampliación del contrato de Operaciones de Caipipendi hasta 2046 y que viabiliza una inversión de $us 500 millones en exploración y producción en el corto y mediano plazo, en el cual ya estamos trabajando y que se reflejará en el inicio de nuevas

actividades de perforación durante el primer semestre de 2017, en Boyuy, al sur del Área Caipipendi”, señaló la compañía. Por otro lado para la empresa el principal desafío lo ha impuesto el contexto internacional de precios bajos de los hidrocarburos y que ha demandado acciones en todo el sector. “En Repsol Bolivia hemos enfrentado este escenario como un desafío para la mejora integral y una mayor eficiencia en todos nuestros procesos. Hemos logrado el objetivo y cerramos este año con buenos indicadores económicos, pero también con la incorporación de diversas acciones de optimización e innovación”, manifestó Repsol. ▲

empresa

YPFB Transporte renovó las certificaciones ISO y OHSAS L TEXTO: REDACCIÓN CENTRAL

6.400

Cifra

kms

extensión. Es la cantidad de ductos que opera la transportadora de hidrocarburos.

os entes certificadores Ibnorca de Bolivia y Afnor de Francia, renovaron las certificaciones de YPFB Transporte SA en las normas ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001 con lo que son quince años consecutivos que certifica su Sistema de Gestión Integrado (SGI) en todas sus actividades a lo largo de sus 42 sitios operativos en siete departamentos del país. “Lograr la renovación de nuestras certificaciones nos hace líderes en Calidad, Seguridad, Medio Ambiente y RSE en el sector de

hidrocarburos y nos compromete a seguir trabajando con los más altos estándares internacionales”, afirmó Wilson Zelaya, gerente general de YPFB Transporte SA, tras conocer los resultados de la auditoría, según la nota de prensa de la subsidiaria de YPFB Corporación. La auditoría de renovación fue realizada del 14 al 21 de noviembre, la cual abarcó la revisión de procedimientos, registros, listas de chequeo, entrevistas y visitas a 16 sitios operativos para verificar su conformidad con las normas.

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Foto: YPFB Transporte

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Estación Campo Grande. La disponibilidad del servicio se sitúa por encima del 99% todo el año.

Se estableció que la transportadora de hidrocarburos de YPFB con más de 6.400 kilómetros de ductos, tiene un sistema de gestión “fortalecido y maduro”. La empresa sigue controles operacionales que mantienen la disponibilidad del servicio de transporte de gas natural e hidrocarburos líquidos por encima del 99% durante todo el año, dos puntos arriba del indicador internacional que es del 97%, siendo una de las varias fortalezas reconocidas por el equipo auditor. Igualmente, los auditores des-

tacaron el conocimiento y compromiso del personal de la empresa en los procesos del Sistema de Gestión Integrado en todos los niveles y actividades del servicio de transporte de hidrocarburos por ductos. Otra fortaleza son los procesos que la empresa tiene implementados para identificar, prevenir y controlar riesgos que puedan interrumpir sus operaciones, con planes de respuesta para cada situación y acordes con los requerimientos de los estándares internacionales auditados. ▲

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Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"La compañía está trabajando en consolidar relaciones constructivas a largo plazo con las comunidades que albergan el proyecto"

Fotos: YPFB

La Frase

⇒ Total E&P Bolivie, declaraciones de la compañía.

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A la profundidad de 5.390 metros se identificó dos nuevas arenas.

BENEFICIOS. Chuquisaca recibió $us 1.363 MM por IDH, regalías e impuestos en 10 años

Pozo HCY-2 descubrió nuevas e importantes reservas El éxito en este nuevo pozo forma parte de las actividades que se desarrollan en el marco de la Fase III del Proyecto Margarita-Huacaya y genera mayor confianza para continuar la exploración y desarrollo en el norte de Huacaya.

┣

El jefe de Estado de Bolivia, Evo Morales, visitó el pozo exploratorio Huacaya 2. Los principales ejecutivos de las compañías pertenecientes al Contrato Caipipendi también estuvieron presentes.

TEXTO: franco garcía s.

5900

Cifra

metros

objetivo. Es hacia donde se quiere llegar con la perforación en la formación Huamampampa (H2).

l presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, visitó en octubre pasado el pozo exploratorio Huacaya 2 (HCY-2) descubridor de nuevas arenas dentro del campo Margarita-Huacaya, identificadas como Icla y H1c. “A la profundidad de 5.390 metros identificamos estas dos nuevas arenas. También se espera encontrar las areniscas del reservorio H2 por lo que al concluir se podría tener un potencial de producción del pozo de 3 millones de metros cúbicos por día (MMmcd)”, destacó el presidente de YPFB, Guillermo Achá M. El hallazgo garantiza la entrega de los volúmenes comprometidos para el mercado interno y de exportación, así como la optimización del desarrollo del yacimiento. La perforación alcanzó los 5.390 metros de profundidad y el objetivo final es de 5.900 metros, en la formación Huamampampa (H2). La inversión en los trabajos

Datos Caipipendi

Los socios: Consorcio integrado por Repsol E&P Bolivia S.A. (37,5%-Operador), BG Bolivia Corporation, Sucursal Bolivia (37,5%) y PAE E&P Bolivia Ltd. (25%). Inversión: Solo en los trabajos de perforación se invierte 112 millones de dólares, mientras que la puesta en producción demandará un total de 139 millones de dólares.

de perforación será de $us 112 millones y la puesta en producción demandará un total de $us 139 millones. La perforación del pozo se inició el 17 de octubre de 2015 y se estima que concluya en diciembre de 2016. El prospecto exploratorio está ubicado en la provincia Luis Calvo del departamento de Chuquisaca. El éxito en este nuevo pozo forma parte de las actividades

que se desarrollan en el marco de la Fase III del Proyecto MargaritaHuacaya y genera mayor confianza para continuar la exploración y desarrollo en el norte de Huacaya. Todos los reservorios del área de contrato Caipipendi son desarrollados y explotados de manera integral por el Consorcio integrado por Repsol E&P Bolivia S.A. (37,5%-Operador), BG Bolivia Corporation, Sucursal Bolivia (37,5%) y PAE E&P Bolivia Ltd. (25%) en el marco del contrato de operación suscrito con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos. La producción de gas natural en el departamento de Chuquisaca fue incrementándose de 1 MMmcd registrado en 2005 a 6,6 MMmcd producido a agosto de 2016 y con los nuevos proyectos e inversiones programadas, la producción en este campo podría llegar a 16 MMmcd en el año 2023. El nuevo hallazgo de gas realizado en el campo Margarita – Huacaya, Bloque Caipipendi, ubicado

en el Subandino Sur de Bolivia, demuestra que Chuquisaca es una región potencial en gas, motivo por el que se debe acompañar proyectos con mayores inversiones. YPFB invirtió en este departamento productor de hidrocarburos $us 1.133 millones entre 2006 y 2015 y para el quinquenio (2016-2020) se programó una inversión de $us 1.455 millones en diferentes actividades de la cadena de hidrocarburos. Renta petrolera La Nacionalización de los Hidrocarburos benefició a Chuquisaca con más de $us 1.363 MM por concepto de pago de IDH, regalías e impuestos, y otros entre el año 2006 y julio 2016. Los ingresos generados también benefician en forma directa a todos los municipios del departamento de Chuquisaca y al sistema universitario público de esta región. En el período 1997 – 2005 esta región del país tan solo percibió $us 56,6 millones. ▲

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"Brasil está interesado en comprar gas a Bolivia, extender el contrato después de 2019, también está interesado en la Urea y energía excedentaria"

⇒ Fernando Coelho Filho, ministro de Energía y Minas de Brasil

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El Campo San Alberto fue en su momento en el puntal de la exportación boliviana de gas.

INTENCIONES. También están interesados en la Urea y energía excedentaria

Brasil y Bolivia avanzaron en acuerdos hidrocarburíferos Fotos: Archivo RE

Ambos países firmaron contratos de exploración para áreas San Telmo, Astilleros y carta de intenciones para venta de gas a termoeléctrica Cuiabá. Coelho expresó el interés de Brasil de comprar gas al país más allá del 2019.

┣

Brasil ha manifestado en varias oportunidades su interés en continuar comprando gas natural de Bolivia. Las negociaciones comenzaron y comprenden no solo a Petrobras, sino a otras compañías privadas.

TEXTO: redacción central

2,2

Cifra

MMmcd

volumen. Fue la cantidad de gas natural que YPFB le vendió a la empresa EPE en el 2016.

os gobiernos de Bolivia y Brasil, a través de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Petrobras, J&F, y la Empresa Produtora de Energía LTD (EPE), firmaron dos documentos; uno, para la exploración hidrocarburífera en las áreas de San Telmo y Astillero; el otro, para el abastecimiento de gas boliviano a la termoeléctrica brasilera Mario Covas de Cuiabá. “Saludo este acuerdo de gas para Cuiabá. Quisiéramos que el 2019 estemos ya con resultados en la exploración y explotación”, expresó el presidente Evo Morales, en un acto que contó con la presencia del ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, el ministro de Energía y Minas de Brasil, Fernando Coelho Filho, y otras autoridades. A su tiempo, el ministro Sánchez, afirmó que “hoy firmamos entre YPFB y EPE un interés de ven-

Destacado

Bolivia quiere ser socio de la planta Tres Lagunas y participar en la comercialización de hidrocarburos en Brasil. • ta de gas de 2,2 millones de metros cúbicos día (MMMcd), en un precio muy importante 15% más que el actual precio con Enarsa de argentina, obviamente es una proyección al 2019”. “Con la firma de los cuatro documentos de esta jornada, demostramos a las voces que aseguran lo contrario, que con Brasil mantenemos buenas relaciones de hermandad y las negociaciones

energéticas no se han estancado, sino que avanzan tanto en el campo de los hidrocarburos como en electricidad”, dijo Sánchez. El ministro Coelho expresó el interés de Brasil de comprar gas al país, extender el contrato de venta después del 2019, también está interesado en la Urea y la energía excedentaria. Bolivia, por su parte, quiere ser socio de la planta petroquímica brasilera Tres Lagunas y participar en la comercialización en la red de hidrocarburos de Brasil. El primer documento, “Contratos de servicios petroleros para las áreas San Telmo y Astillero”, ubicadas en el departamento de Tarija, por una duración de 40 años. Las inversiones a ser desarrolladas están relacionadas a los prospectos exploratorios Domo Oso en el Área San Telmo y Astillero en el Área del mismo nombre, proyectos, que de ser exitosos, presentarán

inversiones de $us 610 millones de en el caso de Domo Oso y $us608 millones en el caso de Astillero, mismos que contemplan recursos recuperables de hasta 2.3 TCF y 1,1 TCF, respectivamente. Fue firmado por parte de Bolivia por YPFB, YPFB Chaco y, por parte de Brasil, la empresa Petrobras. El ministro Sánchez comparó a Astilleros y San Telmo con Sábalo y San Alberto. ”En los últimos 16 años, hemos consumido 4,2 TCF´s de los megacampos Sábalo y San Alberto, que siguen siendo grandes productores. Yo los comparo con San Telmo y Astillero que serán los campos que renueven el gas consumido de los dos anteriores, garantizando abastecimiento interno para las próximas décadas y garantizando la exportación al Brasil”. El caudal de producción estimado de los prospectos citados anteriormente, en caso de ser exi-

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Aplauden cooperación energética bilateral

La reunión entre autoridade de Bolivia y Brasil evidencia el interés de ambos países por continuar con la relación hidrocarburífera de varios años.

toso, podrían alcanzar a un máximo de 4,1 millones de metros cúbicos día (MMmcd) para Astillero y 9,3 MMmcd en el caso de San Telmo. Asimismo, entre las gestiones 2016 a 2046, la Renta Petrolera resultado de la ejecución de los Contratos de Servicios Petroleros generarían ingresos por IDH, Regalías, Participación al TGN y ganancia por la participación de YPFB en los

Contratos por $us 16.311 millones. El segundo documento firmado, “Carta de intenciones entre YPFB y la Empresa Productora de Energía (EPE) LTDA.”, establece que en la gestión 2019, YPFB podría abastecer con Gas Natural a EPE, a fin de que esta empresa pueda generar energía al vecino país del Brasil. El volumen acordado referencial es de 2,2MMmcd. Fue firmado por YPFB y la empresa brasilera J&F. ▲

Datos

Producción. El caudal estimado de los prospectos citados anteriormente, en caso de ser exitoso, podrían alcanzar a un máximo de 4,1 millones de metros cúbicos día (MMmcd) para Astillero y 9,3 MMmcd en el caso de San Telmo ingresos: La renta petrolera generaría 16.311 millones de dólares.

▶ En el marco de la firma de cuatro acuerdos en los sectores hidrocarburos y electricidad entre Bolivia y Brasil, el ministro de Energía y Minas del país vecino, Fernando Coelho Filho, expresó: “saludo la cooperación entre nuestras empresas entre Electrobras y ENDE, Petrobras y YPFB, esa integración resultará para el beneficio para todo el pueblo del Brasil y de todo el pueblo boliviano”. “Tengo la convicción del Presidente y de cada Ministro a quienes agradecemos que nos permitan la visita que Brasil Bolivia que siempre estemos juntos en las áreas de petróleo, gas y energía eléctrica y en la agenda entre los dos países y que es un buen negocio, tanto en la integración de energía de Bolivia para el Brasil para la generación de divisas para ambos países”, agregó el ministro de Brasil. Coelho además expresó su interés, de ahora en adelante, de participar en las negociaciones entre ambos países. Señaló que Brasil vive mo-

mentos de cambio que basan su construcción en pilares que sustentan su crecimiento económico con justicia social respetando la naturaleza. “El Ministerio de Minas y Energía está siguiendo esas premisas, estamos buscando el fortalecimiento de nuestras empresas públicas, a través de la mayoría de las asociaciones y de la excelencia de sus dirigentes y los resultados ya son visibles”, dijo. La autoridad finalizó señalando que Brasil y a Bolivia tienen mucho trabajo por delante y que la firma de los cuatro documentos se constituye “en el primer paso concreto para muchos resultados positivos para Brasil y Bolivia”. Los gobiernos de Bolivia y Brasil a través de sus entidades estatales de electricidad ENDE y Eletrobras, respectivamente, firmaron dos acuerdos en el que establecen llevar a cabo el proyecto hidroeléctrico binacional Río Madera de 3.000 MW y realizar inversiones conjuntas para la comercialización de electricidad en Brasil y otros paises.

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"Las poblaciones intermedias donde no se puede llegar con ductos van a tener gas natural a domicilio. Son 27 municipios"

Proyecto: Planta de Licuefacción de Gas Natural Ubicación: Río Grande, municipio de Cabezas, provincia Cordillera, Santa Cruz Constructora: Consorcio español Sener-Indox Provisión de equipos críticos: Siemens (Alemania), Cameron (USA) y Tekoma (Holanda) Fiscalizadora: Bureau Veritas Capacidad de producción: 210 Toneladas Métricas por Día (TMD) de GNL

⇒ Evo Morales Ayma, presidente del Estado Plurinacional de Bolivia

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Ficha Técnica

REEMPLAZO. Se avanzará en la sustitución del consumo de GLP y gasolina

Arrancó Planta de GNL que beneficia a 27 poblaciones

TEXTO: redacción central

12,8

Cifra

MMpcd

producción. Es el volumen de gas natural que la planta de licuefacción procesará.

l presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, entregó la Planta de Licuefacción de Gas Natural (GNL), complejo que permitirá beneficiar con gas natural inicialmente a 27 poblaciones intermedias del país que se encuentran alejadas del sistema de gasoductos convencionales. “Las poblaciones intermedias donde no se puede llegar con ductos van a tener gas a domicilio. A partir de este momento nuestra Planta de GNL empieza a funcionar para prestar servicio dentro de Bolivia como también fuera del país”, indicó el presidente Morales. La puesta en marcha de la Planta de GNL (proyecto de gas virtual) es el primero de sus características en Bolivia. Los despachos de GNL a las primeras poblaciones se realizaron en la localidad de Río Grande, municipio de Cabezas del departamento de Santa Cruz, región donde se construyó la obra. En primera instancia 27 zonas distantes del Sistema de Transporte por Ductos se beneficiarán con este proyecto. “Con el transporte de GNL en cisternas criogénicas desde esta nueva Planta y la entrega de este producto en las Estaciones Satelitales de Regasificación, se tendrá un abastecimiento de Gas Natural para todo lo que es el consumo Doméstico, Industrial, Comercial y GNV. De esta manera se cumplirá con el mandato del pueblo boliviano, que el gas producido en el país, beneficie a los bolivianos”, destacó el presidente de YPFB, Guillermo Achá M. “27 zonas, donde ya se encuentran prontos a culminar los trabajos de montaje y puesta en

Foto: Archivo / RE

El proyecto GNL cuenta con la construcción de la Planta de Licuefacción de Gas Natural, un Sistema Virtual de Transporte (cisternas) y Estaciones Satélites de Regasificación. Coadyuvará en el desarrollo de estas poblaciones.

┣

El proyecto incluye planta de licuefacción, cisternas y estaciones satelitales de regasificación en cada población donde llegará el GNL.

¿En qué consiste el proyecto GNL?

1. La Planta de GNL convertirá el gas de su estado gaseoso a líquido. 2. Ese proceso consiste en bajar la temperatura hasta aproximadamente (-) 180 grados Celsius. 3. El GNL se carga en cisternas criogénicas y es transportado a las poblaciones. 4. El gas en estado líquido será regasificado en las ESR. 5. Distribución mediante Redes de Gas.

marcha de las Estaciones Satelitales de Regasificación, serán las primeras beneficiadas con este mecanismo de abastecimiento de Gas Natural. La primera etapa de las 27 regiones, que será efectiva de abastecimiento en este primer semestre, continuará con la implementación de 33 Zonas Adicionales durante el 2016, y así según la demanda y factibilidad de transporte se continuará con la ampliación de abastecimiento de nuestro Gas Natural a más regiones de Bolivia”, destacó el titular de YPFB. Con el proyecto de gas virtual, Bolivia festeja un nuevo logro en el proceso de industrialización,

un proceso de cambio energético que piensa en un bienestar de nuestro pueblo con soberanía, ponderó Achá. El gas que alimentará a la Planta de Licuefacción, provendrá de la corriente de salida de gas de la Planta de Separación de Líquidos Río Grande. El complejo procesará 12,8 millones de pies cúbicos día (MMpcd) de gas natural con una capacidad de producción de 210 toneladas métricas día de GNL. El alcalde del municipio de Cabezas, Rodolfo Vallejos, destacó la importancia de este proyecto logrado gracias a la Nacionalización de los Hidrocarburos. “Con la

Estación Satelital de Regasificación se podrá entregar gas natural a los domicilios de las familias cabeceñas que se beneficiarán con el energético, pues mejorará su calidad de vida”. Desde la Planta de GNL se enviará Gas Natural Licuado en cisternas criogénicas hasta las Estaciones Satelitales de Regasificación, donde el GNL retoma nuevamente al estado gaseoso y es entregado a las redes de distribución de domicilios, comercios, industrias y las estaciones de servicio a GNV. El proyecto GNL cuenta con la construcción de la Planta de Licuefacción de Gas Natural, un Sistema Virtual de Transporte (cisternas) y Estaciones Satélites de Regasificación. Coadyuvará en el desarrollo de estas poblaciones donde no llegan los gasoductos convencionales y promoverá el uso del gas natural. Además, este proyecto permitirá sustituir el consumo de GLP y gasolina. ▲

petróleo & gas

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

ANUARIO 2015

BENEFICIARIOS. un millón de alteños

El Alto con la mayor cobertura de gas domiciliario De acuerdo a los datos del Ministerio de Hidrocarburos y Energía entre el 2006 y el 2016, se realizaron 187.000 conexiones, sin costo de instalación alguno para las familias, por lo que tienen el gas natural más barato del

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TEXTO: redacción central

l ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, afirmó que la ciudad de El Alto a partir del 2006, cuando recién se da respuesta a las exigencias del pueblo en el llamado Octubre Negro “se convierte en la primera ciudad en el país en tener el 90% de cobertura de gas domiciliario, es ciudad científica con el desarrollo del centro nuclear y, ahora, es ciudad industrial con la planta de tuberías y accesorios". La autoridad afirmó que entre 1994 y 2005 solamente habían 7.700 instalaciones de gas domi-

ciliario, “nosotros hemos hecho entre el 2006 y el 2016, 187.000 instalaciones, sin costo de instalación alguno para las familias, que tienen gas en casa más económico, yo diría que el más barato del mundo”. Este número de instalaciones realizadas en los últimos 10 años beneficia a cerca de 1 millón de alteños, que actualmente tienen gas natural, según dijo Sánchez. “En los próximos años vamos a hacer el mayor esfuerzo para que la primera ciudad en toda Bolivia sea El Alto con el 100% de cobertura de gas natural”. A su vez el ministro afirmó

Foto: YPFB

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Amas de casa reciben los beneficios de la masificación del gas natural

que el Centro de Investigación y Desarrollo en Tecnología Nuclear convierte a El Alto en la primera ciudad científica y tecnológica del país, “en el centro nuclear que será construido en esta ciudad invertiremos $us300 millones, para ser los primeros en diagnóstico oportuno de enfermedades, los primeros en agroindustria y los primeros en investigación científica”. Con la planta de Tuberías y Accesorios de Redes de Gas Natural, la industrialización en El Alto se hace realidad, “con esta planta que será construida en menos de un año abasteceremos la deman-

187

Cifra

mil

instalaciones. Es el número de conexiones realizadas entre 2006 y 2016 en El Alto.

da de tuberías de polietileno que YPFB necesita para las instalaciones de gas natural en Bolivia”. Sánchez señaló que también el actual gobierno ha trabajado en el sector eléctrico de esta ciudad. ▲

La Frase

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petróleo & gas

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"Destacar el aporte de este pozo que contribuye a la producción de petróleo del país hace 92 años mismo que está destinado al mercado interno"

Foto: xxxx

⇒Jorge Sosa, Vicepresidente de YPFB

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TRAYECTORIA. 74 años de producción continua

Jorge Sosa, vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB.

Pozo BJO-X2 aportó más de 778 mil barriles de crudo Entre los años 1924 y 1941 no se cuenta con registros producción del primer pozo productor de Bolivia, pues la producción en los primeros años se encontraba con la empresa Standard Oil Company.

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TEXTO: redacción central

778

Cifra

Mil/BB

volumen. Es la producción de petróleo que se alcanzó en todo su tiempo de vida.

a producción acumulada del pozo Bermejo X2 (BJO-X2) a diciembre de 2016 alcanzó un volumen superior a 778 mil barriles de petróleo contabilizado desde el año 1942, informó el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, Jorge Sosa Suárez, según una nota de prensa de la estatal petrolera. Sosa aclaró que entre los años 1924 y 1941 no se cuenta con registros de producción del primer pozo productor de Bolivia, pues la producción en los primeros años se encontraba con la empresa Standard Oil Company y no dejó información estadística, por tanto, la contribución en la producción al país es mayor a 778 mil barriles de petróleo. “Al conmemorar los 80 años de fundación de YPFB y el Día del Trabajador Petrolero, quiero destacar el aporte de este pozo que contribuye a la producción del país desde hace 92 años a la producción nacional de petróleo para el mercado interno”, indicó Sosa. YPFB surgió a la vida institucional el 21 de diciembre de 1936 durante el gobierno del Coronel David Toro. Dos personajes promovieron su creación, el expresidente de Bolivia, Germán Busch, héroe de la contienda del Chaco y Dionisio Foianini, otrora destacado profesional cruceño. Este campo forma parte del lineamiento estructural San Telmo, Tigre, Toro, Barredero, Arrozales y Bermejo, situados en la provincia Arce, al sudeste del departamento de Tarija. En la actualidad el pozo BJO-X2 produce 35 barriles por día (BPD) con una densidad de crudo de 24.7 grados API (American Pe-

El Pozo Bermejo que pese a los años se mantiene en producción y es el más antiguo del país.

Datos

YPFB: La estatal petrolera surgió a la vida institucional el 21 de diciembre de 1936 durante el gobierno del Coronel David Toro. El pozo bjo-X2: El pozo somero alcanzó una profundidad de 1.960 pies y comenzó con una producción inicial de 1.500 barriles por día (BPD). Empezó a perforarse el 17 de enero de 1924.

troleum Institute), constituyéndose en el mejor pozo productor del Campo para reservorios someros del sistema carbonífero. Pozo descubridor. Los primeros pozos BJO-X1 y BJOX2, fueron perforados entre 1922 a 1924 por la Standard Oil Company, resultando el pozo BJO-X2 descubridor de hidrocarburos líquidos en sedimen-

titas del Sistema Carbonífero correspondientes a las formaciones Tarija y Tupambi en 1924, durante la presidencia de Bautista Saavedra. Se trata del primer pozo de desarrollo estable de petróleo en Bolivia y está ubicado en la serranía Candado-Suaruro en el Subandino Sur. “El pozo BJO-X2 empezó a perforarse el 17 de enero de 1924; a los 185 metros, se notó ya la presencia del petróleo; a los 450 metros, se encontró una pequeña capa petrolífera con un rendimiento de 80 barriles diarios”. (La República, 26 de octubre de 1924). El pozo somero alcanzó una profundidad de 1.960 pies y comenzó con una producción inicial de 1.500 barriles por día (BPD), a partir de los cuales se empezó a desarrollar el Campo con la perforación de seis pozos superficiales adicionales con resultados positivos en petróleo y gas

asociado. Las notas intercambiadas el 18 de septiembre de 1924 por Thomas R. Armstrong, representante de la Standard Oil Company of Bolivia y Víctor Navajas, entonces ministro de Industria, confirmaron la seriedad de la compañía, refleja la prensa de la época. “Hemos encontrado varias manifestaciones de petróleo espeso en el pozo Bermejo; calculamos que produciría 500 barriles diarios. Esperemos que perforando subsiguientemente demostrará un campo petrolífero comercial”. (La República, La Paz, 20 de septiembre de 1924). Actualmente el campo es operado por Pluspetrol Bolivia Corp. S.A. quien suscribió con YPFB el Contrato de Operación “Campos Bermejo – Toro, Barredero – Tigre y San Telmo el 21 de mayo de 2007, con una superficie de 4.04 parcelas (10.087,50 hectáreas). ▲

YPFB realizó exposición histórica de 80 años de vida Y TEXTO: REDACCIÓN CENTRAL

Acta manuscrita de la primera sesión del Directorio de YPFB realizada en 1936.

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos inicia en La Paz exposición histórica de diez documentos registrados antes, durante y después de la vida institucional de la estatal petrolera, empresa considerada como el pilar fundamental de la economía boliviana. Se trata del acta manuscrita de la primera sesión del directorio de YPFB realizada el 31 de diciembre de 1936 en una oficina de la Dirección General de Minas y Petrolero ubicada en la calle Yanacocha de la ciudad de La Paz, diez días después

de la fecha de fundación de la estatal petrolera, en la oportunidad se designa al Secretario ad hoc del Directorio que recayó en la persona de Guillermo Mariaca. Adicionalmente, se consideraron aspectos de la creación de YPFB, la designación del presidente, directores y temas relacionados a los objetivos institucionales. Asistieron a la primera reunión de directorio: Dionisio Foianini, Jorge Muñoz Reyes, José Lavadenz y Guillermo Mariaca. Otro documento que está a disposición del público en general

ANUARIO 2015

Foto: YPFB

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Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

Se mostró 10 documentos que muestran la historia de la estatal petrolera.

es “El Libro Mayor” de la Standar Oil Company que registra en forma manuscrita las cuentas de la empresa transnacional en 1923. Se observa en detalle los ingresos y egresos escritos prolijamente con tinta, característica de la época. Se exhiben los derechos adquiridos por la Estándar Oil en 1920, los escritos y manuscritos sobre las concesiones que otorgó el gobierno entre 1921 y 1928. Se aprecia que mediante Resolución Suprema el Estado concedió a la Standar Oil Company, sucesora de Richmond Levering y Company, el

derecho exclusivo de explorar en busca de petróleo y sus derivados en los departamentos de Chuquisaca, Santa Cruz y Tarija hasta un millón de hectáreas. Entre otros documentos históricos están los descargos de la Standar Oil, las planillas de sueldos del personal de YPFB de las gestiones 1938 y 1952, recopilación de información registrada en el diario Presencia a propósito del sesquicentenario de la fundación de Bolivia en la que se dedica un capítulo especial al tema hidrocarburos y el anuario administrativo de 1936. ▲

La Frase

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Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"Este nuevo descubrimiento se deriva de las políticas establecidas a partir del 2006 con la Nacionalización de los Hidrocarburos"

⇒ Guillermo Achá, presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

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gobierno. dice que es descubrimiento comercial de su gestión

Incahuasi se concretó con una inversión de $us 1.400 MM

Con el desarrollo del campo Incahuasi y las nuevas inversiones se duplicaron las reservas a 2 TCFs de gas natural.

Fotos: Archivo / Reporte Energía

Total inició operaciones para la producción de gas y condensados en los dos nuevos campos, Incahuasi y Aquio. Se anunció oficialmente que producirán 6,5 millones de metros cúbicos de gas por día.

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Con la segunda fase del proyecto Incahuasi se sumará 7 MMmcd adicionales de gas natural hasta la gestión 2019.

TEXTO: redacción central

Datos

destino. La producción de Incahuasi contribuirá a la exportación de gas a Argentina y Brasil, así como al mercado doméstico”, indicó en su oportunidad Arnaud Breuillac, presidente de Exploración & Producción del Grupo Total, en un informe escrito.

esde el 2006 al 2016 se invirtió $us 1.400 millones en el Bloque Ipati-Aquio, informó el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Guillermo Achá M. “El resultado obtenido en Incahuasi se deriva de la actividad exploratoria a partir de la Nacionalización. Desde el descubrimiento del Pozo Aquio X-1001 perforado en 2011, se han invertido hasta esta gestión $us 1.400 millones. Antes de la Nacionalización no se

tenía ningún tipo de esta inversión porque no se tenía un descubrimiento comercial cuando se tuvo una perforación el 2003 y el 2004”, indicaba Achá en una nota de prensa gubernamental. La máxima autoridad de la estatal petrolera aclaró que el pozo Incahuasi X-1 (ICS-X1) perforado en 2003-2004 por Total en el bloque Ipati, no tuvo descubrimiento comercial porque no había mercado y tampoco condiciones de transporte para evacuar una futura producción.

“La ubicación en la que se realizó esta perforación estaba alejada a más de 100 Km del sistema de transporte por ductos, entonces que Tuto Quiroga trate de señalar que los resultados positivos de Incahuasi devienen o derivan de la perforación que se haya hecho el 2003 –2004 es totalmente falso e incorrecto. En realidad, esa perforación ni debería haberse hecho porque tampoco tenía una aprobación ese Contrato en la Asamblea”, expresó Achá. El pozo exploratorio Aquio

X-1001 (AQI-X1001) perforado en 2011, descubrió una acumulación de gas en la formación Huamampampa, esta vez en el Bloque Aquio, trayendo como consecuencia impactos importantes en la estructura y en el potencial de recursos gasíferos. La declaratoria de comercialidad de Incahuasi fue aprobada por YPFB el 29 de abril de 2011, etapa con la que se inicia la explotación de dichos campos. “Este nuevo descubrimiento se deriva de las políticas establecidas a partir del 2006 con la Nacionalización de los Hidrocarburos. De acuerdo al Plan de Inversiones, se tiene comprometido desde el 2017 realizar una inversión de $us 887 millones para completar el desarrollo de los campos. Eso contempla el desarrollo inclusive de una segunda fase que sumará 7 MMmcd adicionales de gas hasta la gestión 2019”, complementó Achá. La aplicación del DS 28701 de Nacionalización de Hidrocarburos define que las empresas petroleras están obligadas a entregar a YPFB, toda producción de hidrocarburos; por tanto, la comercialización de los mismos es total tuición del Estado; en ese sentido, los mercados y su asignación es responsabilidad del Estado. “Con el DS de la Nacionalización nosotros establecemos los mercados, aprobamos todos los planes de trabajo de nuestras operadoras que ya no son las due-

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y se establece un plan de trabajo para que se tenga la perforación exitosa del pozo descubridor de hidrocarburos AQI-X1001. Los resultados obtenidos en Incahuasi son resultado que devienen de la actividad exploratoria realizada en la gestión 2011 bajo el nuevo marco normativo bajo un nuevo contrato, que da una participación promedio del 80% al Estado y no como antes que el 82% se llevaban las empresas privadas”, manifestó Achá.

. Se iniciará el pozo Incahuasi 4.

ñas de la producción, sino las empresas que nos prestan servicios

Reservas del campo suman 2 TCFs El ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, expresó que "Incahuasi es fruto de las inversiones de la gestión del Presidente Evo Morales. El pozo descubridor fue el pozo AQUIOX1001 y no como Tuto Quiroga quiere hacer creer que fue el 2004 con el Incahuasi-X1 que no pudo declarar comercialidad“. Luego del AQUIO-x1001, se desarrollan los pozos Incahuasi 2 y 3, el 2012 y 2013 respectivamente. En la cuantificación de reservas del 2013 se establece que se tiene 1 TCF. Con el desarrollo del campo y las nuevas inversiones se duplicaron esas reservas a 2 TCFs y para la presente gestión empezaremos

el Incahuasi 4”, destacó Sánchez. Asimismo, la autoridad explicó que la visión del Presidente Evo Morales y el trabajo del Ministerio de Hidrocarburos y Energía es trabajar en la ampliación de la primera fase para llegar a producir 10 MMmcd y con la Fase II llegar hasta los 17 MMmcd. “Esto beneficia a los bolivianos gracias a la nacionalización”. “Hicieron creer al país que tenía 27,7 TCFs, inflaron los números para beneficio de las petroleras. Cuando el 2009 la cuantificación reveló que sólo teníamos 9,94 TCFs, el 2013 con nuevas inversiones en exploración llegamos a 10,45 TCFs. Nos dicen que no invertimos en exploración que no hay nuevas reservas, si fuera así nuestras reservas serían de 4 TCFs por el consumo del mercado interno y de exportación, situación que no es real pues más al contrario repusimos las reservas y las aumentamos, ahora las reservas están cerca de 11 TCFs”, explicó la autoridad. Producción inicial es de 6,5 MMmcd La empresa Total inició operaciones para la producción de gas y condensados en los dos nuevos campos, Incahuasi y Aquio. Am-

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Ficha técnica

Tres pozos. • La Planta Incahuasi se encuentra a 250 kilómetros de Santa Cruz de la Sierra, en el municipio de Lagunillas, provincia Cordillera. La primera fase de desarrollo de los campos contempla la puesta en producción de tres pozos, con una profundidad de más de 5.600 metros, una planta de tratamiento de gas y 100 kilómetros de ductos de exportación. • Una segunda fase de desarrollo, que implicaría pozos adicionales, se halla actualmente bajo estudio, dijo el informe de Total. • El desarrollo de los campos es operado por Total (50%), bajo contrato de operaciones suscrito con YPFB, dentro del cual aporta Gazprom, con 20%; Tecpetrol ,20%; y YPFB Chaco S.A., 10%. Todos en condiciones de asociados. Antecedentes. • Total está presente en Bolivia desde 1996, es una de las principales compañías de hidrocarburíferas

bos están situados en los límites de los departamentos de Santa Cruz y Chuquisaca. Se anunció oficialmente que producirán 6,5 millones de metros cúbicos de gas por día (MMcd).

del país, con una producción de 28.000 bep /d durante el año 2015, principalmente de gas, en otras áreas que se le concedieron. • Además de operar los campos Incahuasi y Aquio, Total es socia en los bloques San Antonio, San Alberto, Rio Hondo y XX-Tarija Oeste (Itaú). Total, también tiene suscrito un contrato de servicios petroleros para el bloque Azero. Compañía. • Total es un grupo mundial y global de energía, una de las primeras compañías internacionales de petróleo y gas y N° 2 a nivel mundial de energía solar con el programa SunPower. • Se informó que sus 96.000 acciones, técnicos y colaboradores se comprometen a una mejor energía, más segura, más limpia, más eficiente, más innovadora y accesible a la mayor cantidad de personas posible. Se encuentra presente en más de 130 países.

Actualmente, Bolivia tiene la producción de 59 MMmcd. Con la producción de Incahuasi y Aquio, ascendería a partir de su ingreso en producción 65 MMD, lo que implicaría un incremento del 10%. ▲

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Petróleo & GAS

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

hidrocarburos. Areas licitadas para exploración y explotación petrolera

México suma $us 34.4 mil MM en inversiones contratadas Foto: animalpolitico.com

Según las autoridades mexicanas la cuarta licitación de la Ronda Uno, consolidó la apertura y modernización integral del sector energético de este país, siguiendo las mejores prácticas internacionales en materia de transparencia y rendición de cuentas.

┣

Empresas de clase mundial como Total, Exxon Mobile, Statoil, CNOOC y otras se adjudicaron de manera individual o sociedad un total de 8 contratos offshore.

Contratos

datos. Dado que la modalidad de los contratos licitados es licencia, éstos se asignaron en base a la propuesta de regalías adicionales realizadas por los participantes. La regalía adicional de las posturas ganadoras fue de 14.3% en promedio. El Estado mexicano recibirá en promedio entre 59.8% y 66.1% del valor de las utilidades de los proyectos.

624

Cifra

MM/$us

inversión. Es el monto que invertirá BHP Billiton como socio de Pemex en el bloque Trión.

n total de 8 contratos asignados para la exploración y explotación de hidrocarburos en aguas profundas del Golfo de México fue el principal resultado de la Cuarta Convocatoria de la Ronda Uno en México. Datos de la Secretaría de Energía (SENER) de México señalaron que estos contratos tienen una inversión asociada de aproximadamente $us 34.4 mil millones para los próximos 35 años. Empresas de clase mundial como Total, Exxon Mobile, Statoil, CNOOC, entre otras, se adjudicaron de estos prospectos de manera individual y en sociedad. “La atracción de nuevas empresas de gran capacidad y prestigio internacional fortalece y hace más competitivo el sector de hidrocarburos del país”, indicó la SENER. Las áreas contractuales licitadas se encuentran en las provincias petroleras Cinturón Plegado Perdido y Cuenca Salina, ambas en las aguas profundas del Golfo de México. Dado que la modalidad de los contratos licitados es licencia, éstos

Foto: vanguardia.com.mx

TEXTO: redacción central

La Ronda Uno estuvo compuesta de cuatro licitaciones. La cuarta se realizó en el 2016.

se asignaron en base a la propuesta de regalías adicionales realizadas por los participantes. La regalía adicional de las posturas ganadoras fue de 14.3% en promedio. Adicionalmente, los contratistas tributarán a través de la cuota contractual para la fase exploratoria una regalía básica, el impuesto por las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos y el impuesto sobre la renta. Considerando estos elementos, el Estado mexicano recibirá en promedio entre 59.8% y 66.1% del

valor de las utilidades de los proyectos. El contrato prevé además un esquema fiscal progresivo de forma que el Estado percibirá un porcentaje mayor de la utilidad de los proyectos en caso de que se observen precios de los hidrocarburos o de que se descubran volúmenes superiores a los previstos. Asimismo, se llevó a cabo la apertura de propuestas y declaración del licitante ganador que será socio de Pemex para llevar a cabo actividades petroleras en el bloque Trión.

Dicho contrato fue adjudicado a la empresa BHP Billiton, con una regalía adicional de 4% y una oferta de recursos por $us 624 millones. El Estado, incluyendo los beneficios del gobierno federal y de Pemex, recibirá 72.4% del valor de la utilidad del proyecto. La oferta de recursos implica que el Fondo Mexicano del Petróleo para el Desarrollo y la Estabilización recibirá un bono inmediato por $us 62.4 millones y que Pemex no deberá incurrir en gastos hasta que se hayan cubierto en el proyecto. Con esta licitación, México cerró el 2016 con la apertura y modernización integral del sector energético, siguiendo las mejores prácticas internacionales en materia de transparencia y rendición de cuentas y obteniendo las mejores condiciones para sus ciudadanos. “Los resultados confirman a nuestro país como un destino atractivo para la inversión productiva de largo plazo, más allá del entorno complejo por el que atraviesa el mercado internacional de hidrocarburos”, puntualizó la SENER. ▲

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

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petróleo & gas

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"Estamos en conversaciones con tres grandes compañías para avanzar en las inversiones que requiere el desarrollo de Vaca Muerta"

Foto: diariocontexto.com.ar

La Frase

⇒ Miguel Ángel Gutiérrez, presidente de YPF

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actividades. Se destacaron Acuerdos con GyP y Petronas

Desarrollo de Vaca Muerta fue una prioridad para YPF

TEXTO: redacción central

2.1

Cifra

$us

Multa. Es la multa aplicada a YPFB, por no cumplir con las entregas de gas a Argentina en julio.

no de los pilares fundamentales dentro de la política de hidrocarburos del presidente argentino Mauricio Macri, es el desarrollo de Vaca Muerta. Por ello, durante el 2016, que representó su primer año de mandato, la estatal YPF logró importantes acuerdos para continuar con la exploración y producción de este yacimiento, considerado uno de los más importantes del mundo en gas y petróleo no convencionales. La gestión pasada, YPF cambió de máximo ejecutivo. Miguel Galuccio que ostentaba los cargos de presidente y CEO, fue reemplazado por Miguel Gutierrez en la presidencia y Daniel González como CEO interino. Una de las actividades importantes que ejecutó la petrolera argentina fue el acuerdo con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) y la provincia del Neuquén para la reconversión de permisos de exploración y desarrollo para un conjunto de bloques, según los términos de la Ley Nacional de Hidrocarburos. Esto permite ampliar los plazos para desarrollar proyectos en áreas estratégicas con potencial en la formación Vaca Muerta. El acuerdo contempló la reconversión de los contratos con GyP en permisos de exploración con un plazo asociado de cuatro

Foto: losandes.com.ar

Pese a que en la pasada gestión se realizaron cambios en los altos cargos ejecutivos de esta compañía, se siguió con los planes de incrementar la participación de los hidrocarburos no convencionales.

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Hasta octubre del 2016, la producción de shale gas en la cuenca neuquina alcanzó los 5 MMmcd.

Con GyP se pactó una inversión de $us 232 millones en áreas estratégicas de Vaca Muerta.

años para las áreas Aguada de Castro, Bajo del Toro, Cerro Arena, Cerro Las Minas, Chasquivil, Las Tacanas, Loma del Molle, Pampa de las Yeguas II y Salinas del Huitrín. El compromiso total de actividad implica una inversión de YPF y sus socios estimada en $us 232 millones, de los cuales $us 155 millones corresponden a la participación de la estatal argentina. Otro importante logro fue la ratificación de la continuidad del proyecto piloto de shale oil que YPF y Petronas iniciaron en 2015

en La Amarga Chica, provincia de Neuquén. La decisión de avanzar hacia la segunda etapa fue tomada gracias a los buenos resultados que se obtuvieron en la primera fase. La primera fase del proyecto piloto se desarrolló entre mayo de 2015 y septiembre de este año. La misma contempló la perforación y puesta en producción de nueve pozos, la construcción de instalaciones de superficie y la realización de sísmica 3D en la totalidad del bloque. La inversión total ascendió a los $us 165 millones.

Para esta nueva etapa, ambas compañías contemplaron la perforación de 10 pozos horizontales y la construcción y finalización de nuevas obras e instalaciones para transportar la producción de shale oil, que se obtiene en el yacimiento. La segunda fase requerirá una inversión total de $us 192.5 millones. Argentina multó a Bolivia por incumplir contrato de gas La empresa pública Energía Argentina (Enarsa) multó por $us 2.224.068 a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) por el incumplimiento en las entregas de gas durante julio de la gestión pasada. El contrato de Compra Venta de Gas Natural firmado por YPFB y Enarsa en octubre de 2006 establece las obligaciones de suministro y recepción de las partes, así como las multas de ser aplicadas por su incumplimiento. De esta manera el 10 de agosto, Enarsa pidió a YPFB pagar $us 2.2 millones. Yacimientos impugnó la penalidad y se decidió que la deuda quede en $us 2.1 millones. A la hora de explicar el incumplimiento, el vicepresidente del país, Álvaro García Linera, indicó que se debió al retraso en la puesta en marcha de la planta de Incahuasi, sumado a un creciente consumo interno. ▲

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

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ANUARIO 2015

Petróleo & GAS

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"El 2016 representó, por segundo año consecutivo, una temporada de bajos ingresos para los países productores."

La Frase

⇒ Olade

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Petróleo. según documento de olade

Países productores activaron planes para adaptarse a precios bajos Foto: latercera.com

Con un precio que apenas llegó a superar los $us 50 por barril, en la región se tomaron decisiones importantes que contribuyeron a que el sector se ajuste lo mejor posible a otro año de crisis.

┣

TEXTO: REdacción central.

26.55

Cifra

$US

Petróleo. Es el precio WTI por barril más bajo del registrado en en el 2016.

Los diferentes gobiernos de la región realizaron cambios de tipo económico, social, regulatorio y político, con el fin de adecuarse a esta realidad.

Petróleo & GAs

Mayor competitividad En Colombia se creó el Plan para la Competitividad Petrolera, que estableció medidas prioritarias para impulsar al sector de hidrocarburos. Una de ellas fue la mejora de la prospectividad, mediante la contratación de nuevos estudios de valoración de reservas, clasificación y priorización de cuencas, con lo cual se buscó posicionar a Colombia como un destino atractivo para los inversionistas. La segunda medida consistió en el fortalecimiento de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que inició una estrategia de ‘abordaje y acompañamiento segmentado’ a sus clientes, lo cual permitió generar un proceso de promoción más personalizada y mecanismos de contratación regulares. Asimismo, la ANH continuó trabajando con el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, la Agencia Nacional de Licencias Ambientales y las Corporaciones Autónomas Regionales, para reducir los tiempos en la otorgación de licencias y la creación de un marco regulatorio offshore. Optimización en la producción Ecuador, como miembro de la OPEP (Organización de los Países Exportadores de Petróleo), apoyó las decisiones tomadas en con-

senso en esta organización, mostrándose en favor de un balance en el mercado internacional del petróleo. Durante el 2016, este país trabajó en atraer la inversión para la explotación de sus campos, a través de un Foro de Inversiones Estratégicas en el que se presentó nueve proyectos que buscan establecer alianzas conjuntas en pro del desarrollo de la industria petrolera. Por otra parte, la gestión de la empresa pública Petroamazonas se enfocó en tres dimensiones, reducir costos operativos, la capacitación continua del personal de la empresa y la renegociación de los contratos de Servicios Específicos con Financiamiento, en 17 campos maduros. Precios diferenciados En el caso de Argentina, los efectos en el mercado interno son atenuados por un acuerdo realizado entre las provincias petroleras y la industria, que llevó los precios internos por encima de los internacionales. Este acuerdo se dio en el marco de una estrategia transitoria de estabilización del ingreso de las provincias petroleras y de sostenimiento de la actividad de exploración y producción. Frente a un barril que en el mercado internacional se ubicó en el rango de los $us 30 a los $us 50 en el 2016, en Argentina se situó en alrededor de $us 60. Sin embargo, se ha discutido dentro de la industria petrolera, la importancia de ‘liberar’ los precios para que se ajusten a los referentes internacionales. Restaurar confianza en inversores Después de momentos tumultuosos suscitados en la industria petrolera brasileña, no solamente por los bajos precios internacionales, sino por los casos de corrupción descubiertos en el año 2014 en Petrobras, en el marco de la operación ‘Lava Jato’ que tiene repercusiones hasta la fecha, Brasil buscó centrar su enfoque en el éxito de sus operaciones. La estatal petrolera brasileña recortó su plan de inversiones de largo plazo a su nivel más bajo en 8 años, mientras la nueva adminis-

ANUARIO 2015

Países miembro de la OPEP como Ecuador y Venezuela expresaron su posición de un balance en el mercado internacional del petróleo.

tración tomó medidas para reducir la mayor carga de deuda de la industria y restaurar la confianza de los inversores.

Opep acordó recortar la producción de petróleo

Control de la producción La crisis petrolera generó diversas reacciones en Venezuela. Según el Ministerio del Poder Popular de Hidrocarburos y Minería, este país buscó la defensa y la promoción del equilibrio de precios, a través de la colocación de un “precio base piso adaptado a las regiones del mundo, con una banda de flotación para estabilizar el mercado”. En el marco de la reunión realizada por la OPEP en Viena el 2 de junio, Venezuela planteó la implementación de un sistema de bandas, que prevé que cuando un país tenga problemas el resto pueda equilibrar las situaciones y la Organización pueda garantizar un nivel sostenible de producción.

Luego de intensas negociaciones, la OPEP logró a finales de noviembre su primer acuerdo para reducir la producción de crudo desde el año 2008, con el fin de estimular el alza de precios. El grupo reducirá la producción en 1.2 millones de barriles diarios (BPD) hasta un total de 3.2 millones BPD, indicó la organización en Viena, Austria, provocando una gran volatilidad de precios horas posteriores. Para los países productores de crudo esta es una noticia que estaban esperando desde que comenzó el desplome de los precios hace dos años. Hay que recordar que en 2014 el precio del barril de petróleo llegó a cotizarse por encima de los $us 110 y a comienzos del 2016 cayó por debajo de los $us 30. Sin embargo, algunos analistas son cautos en señalar que este acuerdo vaya a generar importantes subidas de precios. El alcance limitado de las medidas que mantienen el bombeo de la OPEP cerca de sus niveles máximos de la última década, la posibilidad de que algunos países incumplan el pacto y la reactivación de la industria del esquisto en Estados Unidos, son los principales obstáculos para una recuperación más sólida.

Foto: liberalmetropolitano.com

os países productores de hidrocarburos en América Latina fueron afectados de manera similar por la caída de los precios del petróleo, lo cual generó que los diferentes gobiernos realicen cambios de tipo económico, social, regulatorio y político, con el fin de adecuarse a esta realidad. Según un documento publicado por la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), el 2016 representó, por segundo año consecutivo, una temporada de bajos ingresos para los países productores. Con un precio que apenas llegó a superar los $us 50 por barril, los países productores de la región tomaron decisiones importantes que contribuyeron a que el sector se ajuste lo mejor posible a este momento de precios bajos.

Foto: formato7.com

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

1.2

Cifra

MM/Barriles

Las actividades offshore fueron las más afectadas con los precios bajos.

recorte. Es el volumen total que los miembros de la OPEP acordaron recortar en la producción.

ANUARIO 2015

petróleo & gas

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

Foto: mendozapost.com

"Este intercambio energético con Argentina implica un compromiso, basado en la voluntad de proyectar un desarrollo regional equilibrado"

La Frase

⇒ Máximo Pacheco, ministro de Energía de Chile

Chile inició histórico envío de gas a la Argentina ┣ Se abrió la llave del mismo gasoducto por el cual la Argentina hasta hace 10 años vendió gas natural al país trasandino. Autoridades chilenas destacaron la importancia de la integración energética regional.

TEXTO: redacción central

4.5

Cifra

MMmcd

Volumen. Es el flujo de gas que envío Chile a Argentina por tres meses.

Foto: latercera.com

Importación. Se invierten los papeles

La alta demanda de gas de Argentina, obligó a este país a buscar alternativas a la provisión desde Bolivia y el GNL chileno fue la mejor alternativa.

hile inició a mediados de mayo el histórico primer envío a Argentina de gas natural que importa por mar desde distintos países. En una solemne ceremonia encabezada por el ministro de Energía chileno, Máximo Pacheco, se abrió la llave del mismo gasoducto por el cual Argentina, hasta hace 10 años, vendió gas natural al mercado chileno. "Este intercambio energético con Argentina, así como con el resto de la región, implica un compromiso basado en la voluntad de proyectar un desarrollo regional equilibrado", indicó Pacheco, según el diario La Nación. Datos de este medio apuntan que Argentina requirió gas desde Chile luego que le resultaran insuficientes los envíos desde Bolivia, aunque deberá pagar más del doble que el hidrocarburo procedente del país. Pierre Devillers, director en Chile de la empresa franco-belga ENGIE, encargada de la coordinación y despacho del gas, afirmó que se trata de un "hito histórico muy relevante" para la integración energética. "Gracias al esfuerzo de ambos gobiernos, utilizaremos la misma infraestructura que cons-

Foto: Twiiter: @Enapinforma

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El gasoducto que conecta Antofagasta (Chile) con Pichanal (Argentina) mide 1.340 kilómetros.

El vecino país acordó la búsqueda de gas no convencional con ConocoPhillips en Magallanes.

truimos para importar gas, pero ahora para exportarlo", comentó Devillers. Hace 25 años, gracias a los acuerdos de integración entre Chile y la Argentina, se construyeron los gasoductos que unieron a los dos países y que permitieron, desde 1997 hasta 2006, enviar gas natural a Chile al precio económico más conveniente, a tal punto que el 90% de la matriz energética de esos años dependía del gas natural argentino. Sin embargo, las necesidades energéticas de Argentina impidieron que se siguiera exportando gas, lo que obligó a Chile a impor-

tar gas natural licuado (GNL). Por el gasoducto norandino, que recorre desde Antofagasta (1.340 kilómetros al norte de Santiago) a Pichanal, en la provincia argentina de Salta, y Gas Andes, que llega a la ciudad argentina de Mendoza desde la comuna de San Bernardo, en Santiago, pasaron 4.5 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) de gas hasta completar en tres meses 85 MMmcd. ENAP y ConocoPhillips explotarán gas no convencional Otro suceso importante para el sector hidrocarburos chileno, fue la firma entre la Empresa Nacional del

Petróleo (ENAP) y la petrolera estadounidense ConocoPhillips para la exploración y producción de gas no convencional en el Bloque Coirón, en la Región de Magallanes. De acuerdo un informe de la estatal chilena, por medio de este acuerdo ConocoPhillips se comprometió a participar en el desarrollo de actividades de exploración y explotación, en fases sucesivas, las que en caso de éxito podrían alcanzar una inversión estimada entre los $us 70 millones a $us 100 millones para los próximos cuatro años. Al respecto, el Gerente General de ENAP, Marcelo Tokman, afirmó que “la asociación con una compañía líder a nivel mundial significa la incorporación de recursos, expertos y tecnología a nuestra operación, permitiéndonos aprovechar al máximo el potencial de hidrocarburos no convencionales identificado en la Región de Magallanes”. Cabe señalar que el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS, por su sigla en inglés) estimó un promedio de 8.3 trillones de pies cúbicos (TCF, por su sigla en inglés) de recursos técnicamente recuperables de tight gas. ▲

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petróleo & GAS

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

Foto: bolsaeinversion.com

Pese a que en esta área ya se produjo durante varios años, todavía se tuvo el potencial para encontrar un gigantesco yacimiento.

E Descubrieron el mayor yacimiento de petróleo de lutitas en EEUU ┏◣

Histórico. Ubicado en el oeste de TExas

Foto: noticiasusm.cl

┣ El valor del yacimiento con los precios del petróleo registrados en noviembre del 2016, alcanzaba los $us 900.000 millones. No se explotará en un corto plazo.

TEXTO: redacción central

Datos

• Esta reserva situada en la cuenca de Midland Wolfcamp es casi tres veces mayor que la evaluación de recursos hecha en 2013 en la cuenca BakkenThree Forks en Montana y Dakota del Norte. • Desde la década de 1980, la cuenca de Midland Wofcamp ha sido explotada utilizando la tecnología tradicional de pozos verticales. La fracturación hidráulica representó en el 2016 más de la mitad de toda la producción de petróleo en Estados Unidos.

l Servicio Geológico Nacional (USGS, por su sigla en inglés) anunció a mediados de noviembre el descubrimiento de un vasto yacimiento de petróleo en el oeste de Texas, el mayor hasta la fecha en territorio estadounidense. Estiman que contiene unos 20.000 millones de barriles de petróleo y 16 billones de pies cúbicos de gas natural. Según cálculos de Bloomberg, el valor del yacimiento con los precios actuales del petróleo es de $us 900.000 millones. El petróleo hallado es del tipo de lutitas, una variedad no convencional comúnmente extraída con técnicas de fracking. El UGSG señaló que esta reserva situada en la cuenca de Midland Wolfcamp es casi tres veces mayor que la evaluación de recursos hecha en 2013 en la cuenca BakkenThree Forks en Montana y Dakota del Norte, lo que la convierte en la mayor acumulación de petróleo estimada que esta institución ha evaluado en Estados Unidos hasta la fecha. El coordinador del Programa de Recursos Energéticos del USGS, Walter Guidroz, aseguró que este descubrimiento “tan sólo demuestra que, incluso en áreas que han producido miles de millones de barriles de petróleo, todavía existe potencial de encontrar miles de millones más”. “Los cambios en la tecnología y en las prácticas de la industria pueden tener efectos significativos sobre qué recursos son técnicamente recuperables, y por eso seguimos realizando evaluaciones de recursos en todo Estados Unidos y el mundo”, añadió. Por otro lado, el UGSG expli-

Petróleo & GAs

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

mil millones/barriles

mil millones/$us

Es la estimación realizada de reservas de petróleo en este yacimiento de lutitas.

Es el valor del yacimiento descubierto. El mismo no se explotará en un corto plazo por los precios bajos del petróleo.

Cifras

que los bajos precios del petróleo significan que el petróleo permanecerá bajo tierra en el futuro previsible. “Elegimos algunas plataformas de perforación de vez en cuando, pero no vamos a ver despegar realmente hasta que tengamos ese precio en el rango de 60 a 65 dólares”, dijo Burns. Cabe señalar que la fracturación hidráulica representó en el 2016 más de la mitad de toda la producción de petróleo en Estados Unidos. Trump anunció independencia energética La prioridad para el nuevo gobierno de Donald Trump en Estados Unidos es recuperar una alta tasa de crecimiento económico. Para eso necesita desplegar todo el potencial estadounidense, ante

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900

todo en materia energética, lo que otorga un carácter prioritario a la explotación del shale gas. En este sentido, el presidente electo se planteó como objetivo lograr la plena independencia energética de Estados Unidos en los próximos 4 años, eliminando todas las restricciones administrativas y regulatorias que frenan la producción de shale gas/ shale oil. En los primeros 100 días de gobierno, Trump aprobaría la inmediata construcción del Keystone XL, el oleoducto que transportaría el crudo canadiense desde las arenas energéticas de la provincia de Alberta hasta el puerto de Galveston (Texas) sobre el golfo de México. El compromiso de Trump con la recuperación del crecimiento norteamericano asegura un nuevo boom del shale en 2017. ▲

Foto: ayterra.com

có que desde la década de 1980, la cuenca de Midland Wofcamp ha sido explotada utilizando la tecnología tradicional de pozos verticales. Sin embargo, más recientemente, las compañías de petróleo y gas utilizaron perforaciones horizontales y la fracturación hidráulica (fracking, que inyecta a alta presión grandes cantidades de agua y aditivos químicos), y más de tres mil pozos horizontales han sido perforados y terminados en la sección de Wolfcamp de la Cuenca Midland. “El potencial del hallazgo es para el futuro, no tendrá resultados de la noche a la mañana”, advirtió Ken Medlock, director de estudios energéticos de la Universidad de Rice en Houston. El descubrimiento se da después de que en septiembre pasado, la compañía de exploración petrolera Apache Inc. anunciara haber localizado bajo el subsuelo del oeste de Texas un yacimiento que estima contiene más de tres mil millones de barriles de petróleo y unos 75 billones de pies cúbicos de gas natural. Morris Burns, expresidente de la Permian Basin Petroleum Association, dijo a la cadena KWES

Estimaron el potencial del yacimiento en 20.000 millones de barriles de petróleo.

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Petróleo & gas

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

Marca. después de 10 años del primer descubrimiento

Petrobras produjo mil millones de barriles en el Presal Foto: naval.com.br

Para la petrolera brasileña se trató de un desempeño sin precedentes en la historia mundial de producción offshore de petróleo. Tuvo un costo de extracción inferior a $us 8 por barril y requirió la contribución de solo 11 sistemas.

┣

La contribución en esta región representó el 50% de la producción operada por la compañía.

TEXTO: franco garcía s.

Cifra

mil/barriles Productividad. Es el flujo de producción por día que se llegó a alcanzar por pozo en esta área.

etrobras y sus socios celebraron el 14 de diciembre de la gestión pasada la marca histórica de un total de mil millones de barriles de petróleo producidos en el presal. Esta producción acumulada, de acuerdo a un comunicado de prensa de la estatal brasileña, fue alcanzada apenas seis años después de la entrada del primer sistema de producción en la Cuenca de Santos, en el campo de Lula, y diez años después del primer descubrimiento en 2006, lo que demuestra la capacidad técnica y de realización de la compañía. En comparación con otras importantes áreas petrolíferas del mundo, en la parte estadounidense del Golfo de México, ese nivel se logró 14 años después del inicio de la producción comercial y, en el Mar del Norte, en ocho años. En Brasil, este mismo nivel se alcanzó solamente en la Cuenca de Campos después de 15 años. “Se trata de un desempeño sin precedentes en la historia mundial de producción offshore de petróleo”, destacó la petrolera brasileña.

les en tan solo seis años en aguas ultraprofundas es un logro sin precedentes. No es cualquier empresa la que puede contar esa historia”, señaló la directora ejecutiva de Exploración y Producción, Solange Guedes.

Trabajadores y directivos de Petrobras celebraron el logro alcanzado.

Para celebrar el resultado obtenido, el presidente de Petrobras, Pedro Parente, la directora ejecutiva de Exploración y Producción, Solange Guedes, y el director ejecutivo de Desarrollo de la Producción y Tecnología, Roberto Moro, embarcaron en el FPSO Cidade de Itaguaí, instalado en el área de Iracema Norte, en el presal de la Cuenca de Santos, para participar de una celebración por este hito. Ellos rindieron homenaje a algunos de los pioneros del des-

cubrimiento y del desarrollo del presal, en reconocimiento de la contribución de otros miles de colaboradores que hicieron posible alcanzar este resultado. "Estamos viviendo un punto de inflexión y no tenemos ninguna duda de nuestra inmensa capacidad de ejecución. Estoy muy emocionado ante la grandeza de lo que está ocurriendo aquí hoy", manifestó el presidente de la compañía, Pedro Parente. "Llegar a mil millones de barri-

Región productora Diez años después del primer descubrimiento comercial en esa provincia, el presal se ha convertido en una de las regiones productoras más competitivas del mundo. El área tiene una productividad promedio superior a la de industria mundial en campos offshore, llegando a un flujo de 25 mil barriles por día (BPD) por pozo en algunos casos, una productividad 30% mayor en comparación con 2010, por lo se necesita interconectar menos pozos en el sistema de producción. La producción de petróleo del presal ha sido muy importante para la recuperación financiera de la compañía. Se trata de una producción a gran escala de un petróleo de excelente calidad para la refinación y con costo de extracción inferior a $us 8 por barril. ▲

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

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ANUARIO 2015

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Petróleo & gas

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

provision. aseguró el suministro de gas a la región sur

Esta área es operada por la petrolera china CNPC

Foto: andina.com.pe

Perú descubrió 3.9 TCF de gas en el Lote 58

Foto: utexas.edu

El descubrimiento significó un aumento de 27.7% de las reservas probadas de gas natural.

┣ Con la perforación de cuatro pozos exploratorios a profundidades entre 4.000 y 5.000 metros se descubrieron cuatro estructuras con acumulaciones de gas y condensados.

TEXTO: redacción central

500

Cifra

MM/$us

Inversión. Es el monto del Plan Inicial de Desarrollo que demandará el Lote 58.

a compañía China National Petroleum Corporation (CNPC) anunció en noviembre de la gestión pasada, el descubrimiento de aproximadamente 3.9 trillones de pies cúbicos (TCF, por su sigla en inglés) de gas en el Lote 58, ubicado en la selva sur de Cusco. De acuerdo al Ministerio de Energía y Minas (MEM) de Perú, este descubrimiento significó un aumento de las reservas probadas de gas natural de 27.7%. “Producto de la perforación de 4 pozos exploratorios con profundidades entre 4.000 y 5.000 metros se han descubierto 4 estructuras con acumulaciones de gas y condensados que alcanzan un volumen in situ de 3.9 trillones de pies cúbicos como recursos contingentes en categoría 2C”, señaló Gonzalo Tamayo Flores, titular del MEM. El Lote 58 es operado por CNPC. La empresa china decla-

ró formalmente a Perupetro el descubrimiento comercial de los yacimientos Urubamba, Picha, Taini y Paratori. Tras este anuncio, la compañía prevé presentar un Plan Inicial de Desarrollo para principios del 2017. Tamayo calificó este descubrimiento en el Lote 58 como “muy buena noticia para el Perú, ya que este nuevo volumen asegura la disponibilidad de gas para la zona sur y se deja en claro la existencia de mayores volúmenes de gas en el país”. Por su parte, Rafael Zoeger, presidente de Perupetro, indicó que el Plan Inicial de Desarrollo del Lote 58 demandará una inversión superior a los $us 500 millones por parte de CNPC, y generará importantes beneficios para la región Cusco. Además, destacó el potencial gasífero de la Cuenca Ucayali y Madre de Dios donde se ubica el Lote

58, por lo que es necesario impulsar la actividad exploratoria para obtener nuevos descubrimientos que permitan garantizar la seguridad energética del Perú. La declaración de descubrimiento comercial de gas en el Lote 58 se dio a conocer aprovechando la visita de Estado del Presidente Chino Xi Jinping a Perú, luego de su participación en el Foro de Cooperación Económica Asia Pacífico (APEC) 2016. Incrementan en 50% la capacidad de transporte Otro acontecimiento importante en la industria de los hidrocarburos en Perú fue la puesta en marcha de la nueva Planta Compresora de Gas Natural “Kámani”, localizada en el distrito de Echarate - Cusco, que permitió aumentar en 50% la capacidad de transporte de gas natural para el mercado peruano.

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, 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 Tamayo Flores. 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. ▲

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ANUARIO 2015

petróleo & gas

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"Aquí está la nueva riqueza para el país, romperemos el récord nacional de producción de petróleo; son grandes noticias"

Foto: lahistoria.ec

La Frase

⇒ Jorge Glas, vicepresidente de Ecuador

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explotación. principal proyecto del 2016

Ecuador puso en marcha Bloque 43–ITT con altos resultados

Petroamazonas operó en 21 bloques, 18 de ellos en la Amazonía y tres en el Litoral.

Foto: enernews.com

Hasta el 9 de noviembre del año pasado, la producción bordeaba los 25.000 BPD de petróleo. En su punto máximo, previsto en seis años más, este bloque producirá 300.000 BPD, según Petroamazonas.

┣

La incorporación de este bloque formó parte de la política gubernamental de asegurar la soberanía energética de este país.

TEXTO: redacción central

100

Cifra

MM/$us

Ingresos. Es el monto de los ingresos aproximados por la producción del bloque en el 2016.

Aquí está la nueva riqueza para el país, romperemos el récord nacional de producción de petróleo, son grandes noticias", manifestó con satisfacción el vicepresidente de Ecuador, Jorge Glas, durante el acto de incorporación del Bloque 43 - ITT a la producción petrolera nacional, en septiembre del año pasado. Y no es para menos, ya que se trata del principal proyecto petrolero que puso en marcha Ecuador en el 2016 y, que se prevé alcance su punto máximo de producción en seis años, con cerca de 300 mil barriles por día (BPD). Los últimos reportes de la es-

tatal Petroamazonas del 9 de noviembre del año pasado, indicaban que la producción en el Bloque 43 - ITT había alcanzado los 25 mil BPD de petróleo, gracias a la plataforma del Campo Tiputini, aunque se preveía un incremento hasta llegar a los 40 mil BPD a finales de diciembre. Hasta el cierre de esta edición, no se conoció otro reporte actualizado de producción de este bloque. Los ingresos aproximados por las actividades del Bloque 43 – ITT alcanzaron los $us 100 millones en el 2016 y se prevé entre $us 750 y $us 800 millones para el 2017. Un dato destacable de este prospecto es que el costo de producción por

barril es inferior a los $us 12, lo que demuestra la eficiencia alcanzada. El Bloque 43 - ITT se encuentra ubicado en la provincia de Orellana, sus reservas petroleras certificadas ascienden a 1.672 millones de barriles, que equivalen a 41% de las reservas de crudo del país. La incorporación de este bloque formó parte de la política gubernamental de asegurar la soberanía energética del Ecuador en nuevas áreas que serán aprovechadas durante varias décadas. Pozos con gran potencial Los pozos productores del Campo Tiputini, en el Bloque 43 - ITT figuraron entre los mayores

potenciales de producción de Petroamazonas, lo que evidencia el alto valor técnico de esta operación. El pozo Tiputini C-06 ocupó el primer lugar entre los 1.576 pozos activos que tiene la petrolera ecuatoriana con un potencial de 4.178 BPD, seguido del Pozo C-05 con 3.758 BPD. Para el gerente general de Petroamazonas, Alex Galárraga, esto reflejó las políticas de la empresa. “Hemos logrado una producción por encima de nuestras expectativas iniciales en base del uso de tecnología de primer orden y buenas prácticas ambientales”, indicó. ▲

Petróleo & GAs

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

importación. mediante resolución Nº 341/16

Petropar eligió a YPFB para la provisión de GLP

TEXTO: redacción central

Cifra

Estaciones de servicio Venta. Es la cantidad de surtidores de combustible que posee Petropar.

Bolivia estableció como estrategia reducir el consumo interno de GLP para exportarlo.

a estatal Petroleos Paraguayos (Petropar) emitió en septiembre la resolución de adjudicación para la provisión de gas licuado de petróleo (GLP) a favor de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), según el diario ABC. La Resolución Nº 341/16 de la compañía paraguaya estableció que la cantidad mínima que se debía adquirir era de 500 toneladas métricas y la cantidad máxima en 1.000 toneladas métricas en toda la compra, con un precio referencial de $us 282 por tonelada. “El objetivo principal es ingresar en el negocio del GLP a finales de octubre, permitiendo la recarga de cada garrafa de 10 kilos a 50.000 guaraníes”, explicó el presidente de Petropar, Eddie Jara. Agregó que dicho valor fue posible mediante el modelo de negocio. Petropar incursionó en el mercado luego de 20 años de estar ausente, con una modalidad que consiste en adquirir el producto,

Foto: consuladodebolivia.com.ar

La compañía paraguaya estableció que la cantidad mínima que se debía adquirir era de 500 toneladas métricas y la cantidad máxima no mayor a 1.000 toneladas métricas en toda la compra.

┣

ANUARIO 2015

Foto: cambio.bo

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El precio referencial del combustible fue fijado en $us 282 por tonelada.

almacenar en sus esferas y posteriormente trasladarlo hasta las estaciones de servicio, donde se realizarán las recargas de garrafas. En otro momento Jara manifestó que “hay un margen bruto de al menos 400 $us/ton entre el precio final y el costo del producto internado. Parte de este margen

será compartido con los operadores de estaciones de servicio, quienes podrán realizar una rápida recuperación de sus inversiones”. Por otro lado, la petrolera paraguaya informó que cerró este 2016 con aproximadamente $us 60 millones en utilidades, debido a los buenos dividendos generados por

las diversas operaciones de la compañía. Gracias a estos resultados Petropar revirtió el patrimonio negativo que tuvo por unos 15 años. "Hay que ser humilde y decir que nos falta mucho, pero estamos por buen camino”, puntualizó el presidente de la estatal nacional. ▲

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Petróleo & Gas

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"Necesitamos continuar mejorando la competitividad de este sector y estimular una mayor inversión con el fin de adicionar reservas e incrementar la producción de hidrocarburos"

Foto: argentinashale.com

La Frase

⇒ Germán Arce, ministro de Energía y Minas de Colombia

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Con la apuesta offshore se busca paliar la caída en las reservas petroleras.

objetivo. Para hacer frente a los bajos precios del petróLEo y las pocas reservas

Colombia aprobó tres zonas francas petroleras offshore Foto: paisminero.co

┣ Esto implicó el otorgamiento de beneficios en el pago de impuesto a la renta, IVA y aranceles para la exportación. Los gremios relacionados con el petróleo lo habían pedido desde el año 2014 a la administración del Presidente Juan Manuel Santos.

Colombia cerró el año 2016 produciendo alrededor de 827 mil barriles por día (BPD).

TEXTO: redacción central.

400

Cifra

MM/$us

Costo. Es el monto que puede llegar a costar un pozo petrolero, situado costa afuera.

omo una buena noticia fue recibida en el gremio de las empresas petroleras la decisión del Gobierno Nacional colombiano de aprobar las tres primeras zonas francas para la exploración de hidrocarburos costa afuera (offshore), según el portal Portafolio.co. El anuncio lo hizo el ministro de Minas y Energía, Germán Arce Zapata, a mediados de septiembre de la gestión pasada, después de casi dos años de tener el tema en análisis. “Necesitamos continuar mejorando la competitividad de este sector y estimular una mayor inversión con el fin de adicionar reservas e incrementar la producción de hidrocarburos, generando, en el mediano plazo mayores retornos para el Estado, vía impuestos y regalías”,

Apuesta Offshore

datos. Un informe de la ANH (Agencia Nacional de Hidrocarburos) indicó que en la actualidad la costa Caribe tiene disponibles 33 bloques. Por su parte el Pacífico posee en total 12 bloques para adelantar trabajos de evaluación técnica. La actividad costa afuera es una de las apuestas más importantes de Colombia

dijo Arce. El régimen de zonas francas implica el otorgamiento de beneficios en el pago de impuesto a la renta, IVA y aranceles para la exportación. Los gremios relacionados con el petróleo lo habían pedido desde el año 2014 en varias mesas de tra-

bajo que realizaron con la administración del Presidente Juan Manuel Santos. El argumento era que solo de esta manera podía salir adelante la exploración offshore, dada la alta movilización de recursos que esta requiere. Se calcula que mientras desarrollar un pozo en tierra cuesta entre $us 5 y $us 10 millones, en el mar puede valer entre $us 250 y $us 400 millones. Esto sin contar con que las reservas en Colombia se encuentran en aguas profundas, lo cual implica mayor riesgo. El presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda, destacó que sin las nuevas ventajas el producto extraído no podría ser comercializado a futuro y a los precios actuales de los hidrocarburos, incluso con ellas, todavía no es viable.

“Si logramos identificar que hay un volumen importante de gas, y que la calidad es buena, una cosa es sacarlo, lo otro es que tiene que haber un componente importante de exportación para hacer un proceso de transporte comprimido, líquido y con regasificación dependiendo a dónde se envíe”, explicó el dirigente del gremio de las petroleras. Las zonas francas que recibieron el visto bueno favorecen a empresas como Ecopetrol, Anadarko, Petrobras, Repsol, Exxon y Statoil, que están haciendo la apuesta económica por los campos petroleros hallados dentro de ellas. Se trata de una buena alternativa para recuperar el ritmo de extracción con el fin de eliminar el “fantasma” de desabastecimiento de las refinadoras al año 2022. ▲

ELECTRICIDAD REPORTE

2016

Diciembre 2016 | Enero 2017

Millonarias inversiones fijadas para exportación de energía

Al 2020, el Gobierno invertirá más de 4.644 millones de dólares para generar 2.695 megavatios (MW) de energía adicional a través de diferentes proyectos de generación que impulsa ende.

◦ Avances en la comercialización eléctrica con cuatro países. ◦ Hidroeléctricas apuntalan generación.

La Frase

ANUARIO 2015

electricidad

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"Destacan los embalses más grandes existentes en el país, como Corani, es el más importante por su volumen con una potencia de 149 MW"

⇒ Ende Corani, filial de Ende Corporación a cargo de la central.

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presupuesto. se destinarnán 4.644 millones de dólares

Gobierno fija 2.695 MW de electricidad al 2020

Fotos: Autoridad Eléctrica.

Se proyecta, entre 2016 y 2020, llegar a los 6.139 millones de dólares, monto destinado a transmisión, generación y distribución en el sector eléctrico. 40 son los proyectos de generación eléctrica al 2025.

┣

TEXTO: LIZZETT VARGAS O.

1.797

Cifra

MM $US

inversión. Monto destinado a transmisión, generación y distribución desde el 2010 al 2015.

El Gobierno se ha trazado un desafío de generar 6.000 megavatios de energía eléctrica hasta el 2025.

Hidroeléctrica San José que se construye en la provincia Chapare, Cochabamba.

electricidad

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

Se ejecutarán ocho proyectos eléctricos el 2017 ▶ El Gobierno Nacional fijó un presupuesto de $us 900,6 millones para ocho proyectos eléctricos a ejecutar el 2017. Se destinó $us 202,9 millones para el proyecto hidroeléctrico Rositas en la próxima gestión, siendo la mayor inversión presupuestada entre los 8 proyectos. La hidroeléctrica aún se encuentra en etapa de estudio a diseño final que culminará en 2017 y la socialización del proyecto entre los comunarios afectados en las provincias de Vallegrande y Cordillera durará tres meses, según Eduardo Paz, presidente de ENDE. Otras dos hidroeléctricas están contemplados en el Presupuesto General del Estado (PGE) 2017 como son la Planta de Generación Hidroeléctrica Ivirizu en Cochabamba con una inversión de $us 87,2 millones y la Central Hidroeléctrica San José en Santa

Destacado

Se proyecta la construcción de una Planta de Generación Solar en su primera fase en Oruro, con un presupuesto de 68.7 millones de dólares• Cruz con $us 86 millones. A cargo de ENDE igual están tres proyectos de equipamiento y construcción de Ciclos Combinados (aprovechamiento del calor de los caños de escape de las turbinas y el vapor) está previsto para

el próximo año, para la Planta Termoeléctrica del Sur Tarija; la Planta Termoeléctrica Warnes Santa Cruz; y la Planta Termoeléctrica Entre Ríos- Cochabamba. Entre los tres Ciclos Combinados hacen un total de $us 411,9 millones. El Gobierno se ha trazado un desafío de generar 6.000 megavatios de energía eléctrica hasta el 2025, año del bicentenario de Bolivia. De esos 6.000 megavatios se tiene pensado que la mitad sea para el mercado interno y el resto para la exportación. En cuanto a energías alternativas, se proyecta la construcción de una Planta de Generación Solar en su primera en fase en Oruro con $us 68,7 millones. Para las poblaciones de Tarija, Chuquisaca y Potosí se tiene previsto la construcción de las Líneas de Transmisión Anillo Energético del Sur con $us 43,9 millones.

ANUARIO 2015

Frases

"Ampliaciones de redes y proyectos de generación en los que trabajamos permiten tener confiabilidad en el sistema interconectado nacional"

⇒ Ende, declaraciones de la empresa

"Desarrolla los proyectos hidroeléctricos más importantes del país como Banda Azul, Icona, Ambrosía, Eteramasama y Rositas"

l 2020, el Gobierno invertirá más de 4.644 millones de dólares para generar 2.695 megavatios (MW) de energía adicional a través de diferentes proyectos de generación que impulsa el Estado. "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”, manifestó el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, durante la Audiencia de Rendición Pública de Cuentas Parcial 2016. Las inversiones en las actividades de transmisión, generación y distribución en el sector eléctrico, entre los años 1985 y 2009 llegaron a los 1.003 millones. Entre 2010 y 2015, éstas llegaron y ascendieron los 1.797 millones de dólares y se proyecta, entre 2016 y 2020, llegar a los 6.139 millones de dólares, según explicó Sánchez. 40 son los proyectos de generación eléctrica al 2025 en los que trabaja el 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, que será inaugurado el próximo viernes. Hidroeléctricos Misicuni 120 MW; San José 120 MW; Ivirizu 280 MW; Ambrosía 120 MW, entre otros.

Son más de 40 proyectos eléctricos fijados por el Gobierno Nacional que incluye la ampliación en redes.

Situación actual En el país se tiene una potencia instalada de electricidad de 1.900 MW y la demanda máxima estimada hasta febrero del 2017 es de poco más de 1.430 MW. “Esto nos permite garantizar el abastecimiento de electricidad a toda Bolivia. Las ampliaciones de redes y proyectos de generación en los que trabajamos nos permiten tener esta confiabilidad en el sistema”, explicó Sánchez. Se destacan los embalses más grandes existentes en el país, como Corani, es el más importante por su volumen embalsado, alimenta una

potencia de 149 MW, en las centrales de Corani y Santa Isabel. Embalse de Zongo y Tiquimani, son dos represas pequeñas que alimentan a las plantas del valle de Zongo con una potencia de 188 MW. Embalse de Chojlla, que alimenta a las plantas del valle de Taquesi con una potencia de 90 MW. Se están tomando las medidas operativas para mejorar los niveles de agua embalsada. Miguillas, que alimenta las plantas del Valle de Miguillas (Inquisivi) con una potencia de 21 MW. Crónica de inversiones

Entre 1985 a 2009, es decir 24 años, en el sector eléctrico (generación, transmisión y distribución) apenas se invirtió $us 1.000 millones. A partir de la Nacionalización del sector eléctrico de 2010 a 2015, en 5 años, se invirtieron $us 1.797 millones, lo que también permitió avanzar en la cobertura del servicio eléctrico el 2005 apenas alcanzaba el 74%. Con el trabajo del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, de ENDE Corporación se llega casi al 91% de cobertura en todo el país permitiendo a las familias bolivianas el Vivir Bien. ▲

⇒ Carlos Rocabado Z, Gte. de Corani

1.900

Cifra

oferta. Es la potencial instalada en el país y una demanda proyectada de 1.430 MW para febrero.

ANUARIO 2015

electricidad

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

Fotos: Ende

La meta es lograr una renta eléctrica a partir del año 2020, similar a los recursos que se genera por la venta de gas.

E Acuerdos eléctricos con Brasil, Argentina, Paraguay y Perú ┏◣

avances. se firmó estudios de interconexión

┣ Hasta mediados de 2017 se espera concretar un convenio de venta de electricidad a Argentina. Con el Perú se concretó el estudio de la interconexión eléctrica entre ambos países con apoyo de la CAF.

TEXTO: lizzett vargas o.

Retos 2017

• Bolivia se perfila a convertirse en el centro energético de la región con la exportación de electricidad, y Brasil ya está interesado en comprar toda la energía excedente. • La meta es generar una renta eléctrica similar a la de hidrocarburos, que se tiene con la exportación de gas natural a Brasil y Argentina. Con la implementación de la hidroeléctricas proyectan terminar el subsidio que se tiene con las termoeléctricas.

l ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, informó que la política trazada por el presidente Evo Morales, que es convertir a Bolivia en el corazón energético de Suramérica, registra importantes avances. En ese sentido, señaló que ya se firmó un acuerdo con Paraguay para el estudio conjunto de interconexión eléctrica, que tiene el apoyo de la CAF. Asimismo, anunció que las negociaciones para exportar energía eléctrica a Brasil, Argentina, Paraguay y Perú, están muy avanzadas. Con el gobierno brasileño, según Sánchez, se trabaja el proyecto hidroeléctrico del Rio Madera y la interconexión eléctrica entre ambos países. Hasta mediados de 2017 se espera concretar un convenio de venta de electricidad a Argentina. Con el Perú se concretó el estudio de la interconexión eléctrica entre ambos países. “Estamos seguros que con Perú se efectuará el estudio de la interconexión eléctrica, entonces así estaríamos cumpliendo con toda la planificación del presidente Evo Morales sobre la integración energética ya que es una oportunidad de formar una complementariedad de todos los países”, dijo Sánchez. Brasil Antes de la puesta en marcha de las plantas hidroeléctricas que generarán excedentes de electricidad, Brasil se adelanta y ofrece comprar toda la energía que Bolivia produzca en 2020. Los Gobiernos de Bolivia y Brasil, a través de sus entidades estatales como la Empresa Nacional

electricidad

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

de Electricidad (ENDE) y su similar brasileña Eletrobras, firmaron dos convenios para sentar las bases de integración energética entre ambas naciones. “Brasil nos dice que toda la energía excedente que tengamos está disponible a comprarnos. Con un crecimiento de 3% que estiman que van a tener en 2018, ellos demandarían anualmente entre 5.000 megavatios (MW) que tienen que adicionar cada año”, informó el ministro de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez, en un comunicado oficial. En ese contexto, los equipos binacionales acordaron construir el proyecto hidroeléctrico del río Madera con una capacidad de generar 3.000 MW. En la primera fase el Banco de Desarrollo de América Latina (CAF) otorga un presupuesto de $us 600.000 a fondo perdido para realizar los estudios previos del proyecto. Añadió que Brasil está interesado en desarrollar de forma conjunta el proyecto hidroeléctrico El Bala, el complejo Rositas y otros emprendimientos que generarán excedentes para la exportación. “Ante la caída del precio del petróleo vender energía es un ne-

10 2.500

Cifras

mil megavatios

de excedentes de energía se estiman generar hasta 2025 con plantas hidroeléctricas.

gocio rentable porque el precio es mayor que los derivados del petróleo y gas”, apuntó Sánchez. La meta es lograr una renta eléctrica a partir del año 2020, similar a los recursos que se genera con la exportación de gas natural. Otro de los puntos positivos de la implementación de proyectos hidroeléctricos, Sánchez precisó que se terminará con el subsidio a la generación de electricidad a través de las plantas termoeléctricas. “Hoy estamos consumiendo aproximadamente siete millones de metros cúbicos día, para generar energía eléctrica con las termoeléctricas, y estamos con un precio de 1,3 dólares el millar de BTU. Hoy el precio de exportación está en 4 dólares, el millar de BTU, entonces teniendo un fuerte componente hidroeléctrico no

estaríamos subsidiando la genera-

millones de dólares

se prevén generar anual con la exportación de electricidad, según proyectó el Gobierno nacional hasta el 2025.

ción de las termoeléctricas”, señaló Sánchez. Ingresos por exportación Añadió que la liberación de ese gas que consumen las plantas termoeléctricas se podría destinar al mercado externo con el objetivo de generar más recursos económicos para los gobiernos locales. Al 2020, el Gobierno proyecta generar un excedente de 2.500 MW con el aporte de las plantas hidroeléctricas, mientras que en 2025 se estima producir un excedente de 10.000 MW. “Vendiendo a los precios actuales estimamos ingresos anuales de 2.500 millones de dólares anuales, entonces es una renta parecida a la renta de gas que tenemos actualmente y se puede generar más recursos para el Estado”, proyectó la autoridad de Hidrocarburos. ▲

ANUARIO 2015

ENDE y Brasil se unen por una termoeléctrica La Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) suscribió ayer un memorando de entendimiento con la Empresa Productora de Energía (EPE) de Brasil para ver la factibilidad de construir de manera conjunta una nueva termoeléctrica, como alternativa a la que se encuentra instalada en la región brasileña de Cuiabá. “Es un acuerdo para realizar estudios que permitan tener la viabilidad de una inversión boliviana en Brasil. Este estudio lo va a realizar ENDE y no va a requerir la contratación de una consultora”, explicó el presidente de ENDE, Eduardo Paz.

El titular de EPE, Humberto Junqueira Farias, indicó que esa planta generaría al menos 1.000 megavatios (MW), 500 MW más que Cuiabá. “ENDE verá la posibilidad de construir otra termoeléctrica aparte de la que tenemos, que genera 500 MW. Esa nueva planta será de 1.000 MW”. Dijo que dispuso equipos para evaluar la factibilidad de participar en la nueva termoeléctrica, cuyo estudio será concretado entre 2017 y 2018 para un contrato definitivo. Precisó que la inversión estimada es de $us 500 millones.

Memorándum de Entendimiento entre ENDE y la Empresa Productora de Energía (EPE) de Brasil.

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electricidad

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"Estimaciones indican la disponibilidad de 10.000.000 de MW/año de energía de hidroeléctrica sin utilización en todo el mundo".

Foto: Ministerio de Comunicación

La Frase

⇒ Zulandi Van Der Westhuizen, Consejo Mundial de Energía

┏◣política.

Hidroeléctrica San José consta de dos plantas en cascada totalizando 124 MW.

Reducirán más de 40 MM de toneladas de CO2

aprovechamiento integral de recursos naturales

Bolivia busca explotar el potencial de las hidroeléctricas Foto: Autoridad Eléctrica

El país registra una cartera de proyectos hidroeléctricos, donde Misicuni, Rositas y El Bala se constituyen en los más relevantes. Consideran que también las hidroeléctricas permitirán tener un manejo sostenido del agua.

┣

Las hidroeléctricas son las fuentes renovables más dominantes en el mundo, según el Consejo Mundial de Energía.

TEXTO: lizzett vargas o.

3.600

Cifra

generación. Es lo que producirá de electricidad El Bala, ubicada en la cuenca baja del Río Beni.

olivia tiene una potencialidad de más 50.000 megavatios (MW), de los cuales sólo aprovecha 400 MW. Es por ello que el Gobierno Nacional lleva adelante una política de cambio de matriz energética liderizada por las hidroeléctricas para explotar su potencial. A nivel nacional, el país registra una cartera de proyectos hidroeléctricos, donde Misicuni, Rositas y El Bala se constituyen en los más relevantes por su aporte energético y por su componente de agua y riego. Misicuni en Cochabamba además de ser un proyecto energético, dotará de agua potable a Cochabamba. Rositas será un proveedor de agua para Santa Cruz y El Bala que será una fuente de almacenamiento de agua para la región, además de generar más de

3.600 MW de energía limpia. Según las autoridades de este sector, consideran que las hidroeléctricas permitirán tener un manejo sostenido del agua. Contexto Mundial La Directora de Escenarios y Recursos del Consejo Mundial de Energía, la sudafricana Zulandi Van Der Westhuizen, que visitó nuestro país decía que a nivel mundial las energías renovables aportan el 22.1 % de la electricidad, de los cuales las hidroeléctricas aportan con el 16.4% constituyéndose en la fuente renovable más dominante”. La autoridad explicó que el 2.9% lo aporta la energía eólica, 1.8% la biomasa, 0.7% la energía solar y el 0.4% la geotérmica, “la energía fósil y nuclear ocupan el 77.9%”. Según los citados estudios,

entre 2005 y el 2015, la capacidad instalada aumentó por 39%, con un crecimiento promedio de 4% por año, siendo China, Brasil, Estados Unidos y Canadá los países con mayor capacidad instalada en el mundo. “China tiene una capacidad instalada en hidroeléctricas de 26%, al tener la represa de Beihetan, la más grande en el mundo; Brasil tiene 8.6%, con la segunda más grande hidroeléctrica de Belo Monte; Estados Unidos tiene 7.8% y Canadá el 7.6%. Según estas estimaciones indican la disponibilidad de aproximadamente 10.000.000 de MW/año (10.000 TWh/year) de energía de hidroeléctrica sin utilización en el mundo. Por otro lado, explicó que las hidroeléctricas además del componente energético, aportan en el almacenamiento de agua para el abastecimiento a la población. ▲

La cartera de proyectos hidroeléctricos que existen en Bolivia nos permitirán al 2025 reducir las emisiones de Dióxido de Carbono (CO2) en más de 40,1 millones de toneladas, que significa una reducción del 80%, aseguró el Ministerio de Hidrocarburos y Energía en un comunicado. Las emisiones evitadas a ese año equivalen a cerca de 17.000 kilómetros cuadrados (Km2) de bosque, agregó la autoridad. En ese sentido, señalan que los aprovechamientos hidroeléctricos se constituyen en mecanismos de desarrollo limpio porque se constituyen en alternativas para la mitigación y adaptación al cambio climático. El Ministerio destaca la importancia del aprovechamiento hídrico, al cual consideró “la demostración más clara y evidente del cambio de un modelo de desarrollo basado en la extracción de recursos naturales no renovables, hacia un modelo de desarrollo basado en el aprovechamiento integral de recursos naturales renovables y permanentes, como es el caso del uso múltiple del agua, sustentado en la sinergia agua, energía y ambiente”. Señala que todo proyecto hidroeléctrico en el país se enmarca en la legislación ambiental existente como la Constitución Política del Estado, la Ley de los Derechos de la Madre Tierra, La Ley Marco de la Madre Tierra y Desarrollo Integral Para Vivir Bien, la Reglamentación de la Ley del Medio Ambiente, la Ley del Medio Ambiente y normas conexas y sectoriales. Toda actividad, obra y proyecto genera impactos ambientales que pueden alterar el medio ambiente; por ello, las medidas de mitigación, recuperación y compensación de impactos ambientales serán debidamente socializadas con la población.

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RECUENTO

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

Foto: MHE

preacuerdo

La Gobernación del departamento de Tarija, a través de la Secretaría de Hidrocarburos y Energía y Asesoría General, luego de dos reuniones con personal técnico de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) logró que la deuda por el proyecto del Anillo Energético sea reprogramada previo al pago de un anticipo de 20 millones de bolivianos. Esa información la dio a conocer el asesor general de la Gobernación, José Luis Gandarillas, quien explicó que ya existe un preacuerdo con la empresa de electricidad para reprogramar la deuda de los más de 150 millones de bolivianos que debe pagar la administración central por el proyecto de energía.

El preacuerdo, establece que la Gobernación deberá agilizar el depósito de 20 millones de bolivianos para pagar algunos materiales que se adeuda del proyecto, para luego reprogramar la deuda restante hasta el 2018. “Nos pidieron que realicemos una trasferencia del 20 millones de bolivianos para cerrar el proyecto y ellos se encargarían del refinanciamiento del proyecto, hasta que podamos llegar al 2018 y en ese periodo reprogramar los pagos”, señaló. Sobre el tema, la presidenta de la Comisión de Hidrocarburos de la Asamblea Legislativa Departamental de Tarija (ALDT), Amanda Calisaya, informó que solicitarán una Petición de Informe Escrito (PIE),

El proyecto beneficiará a más de 360 mil habitantes. Tiene un avance físico del 85%. Canciller boliviano, David Choquehuanca.

tanto a la Gobernación como a ENDE, para conocer al detalle sobre los acuerdos que se están cerrando entre ambas partes para garantizar la conclusión del anillo energético. “Estamos solicitando un informe para conocer el estado del pro-

hidroeléctricas

Rosatom inicia estudio de suelos para centro nuclear

Proyecto Rositas en marcha con la firma del contrato

La rusa Rosatom iniciará un estudio de suelos en el área de construcción del Centro de Investigación y Desarrollo en Tecnología Nuclear que estará ubicado en la ciudad de El Alto, La Paz. "Es para hacer todos los estudios geológicos de la zona de construcción", explicó el ministro Luis Alberto Sánchez en una rendición pública de cuentas sobre el avance del programa nuclear estatal.

Foto: ENDE

ivirizu

Ende y BCB pactan por $us 550 MM para hidroeléctrica El Banco Central de Bolivia (BCB) y la Empresa Nacional de Electricidad (Ende) firmaron un contrato por 550 millones de dólares para el financiamiento de la construcción de la hidroeléctrica Ivirizu, ubicada en Cochabamba, que aportará al menos 300 megavatios de electricidad. Esta nueva inversión con deuda interna de 550 millones de dólares para nueva planta hi-

El contrato suscrito por BCB y ENDE.

droeléctrica generará cerca de 300 megavatios, paralelo a eso generarán 480 de termoeléctrica.

yecto, avance y pagos adeudados con la empresas”, apuntó la asambleísta de Cercado. En marzo del 2015 inició la ejecución del proyecto con un plazo de 29 meses, mismo que tiene previsto culminar en diciembre de la presente gestión.

Foto: MHE

memorandum

El 15 de septiembre en la ciudad de Santa Cruz, 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 esperado proyecto que se constituye en la primera hidroeléctrica en ese departamento. El objetivo general del proyecto es la generación de energía eléctrica renovable y limpia para suministrar al Siste-

Bolivia y Japón acodaron préstamo por $us 613 MM Foto: abi.bo

Tarija logró plan de pago para Anillo Energético

geotermia

ma Interconectado Nacional una potencia mínima de 400 MW, a través de la construcción de una presa, central hidroeléctrica y otras obras. “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 en aquella oportunidad el Jefe de Estado. Dentro de la Agenda del Bicentenario, está previsto que en toda la Cuenca del Rio Grande (Santa Cruz, Cochabamba y Chuquisaca), serán instaladas 8 Plantas Hidroeléctricas como Rositas, La Pesca, Peña Blanca, Ocampo, la Asunta, entre otras.

nuevas interconexiones

Gobernación de Santa Cruz inauguró planta eléctica Es la primera Planta de Energía Eléctrica “Walter Rodríguez Olmos" en Ascensión de Guarayos que construye un Gobierno Departamental, la cual garantiza el desarrollo y el progreso de aproximadamente 40 mil familias indígenas y campesinas de 564 comunidades, de las provincias Guarayos y Ñuflo de Chávez. El Gobierno Autónomo Departamental ha invertido aproximadamente Bs. 47 millones en la construcción de la planta de ener-

Datos

central. La planta se encuentra ubicada a 300 Kilómetros al norte de la ciudad de Santa Cruz, en el municipio de Ascensión de la provincia Guarayos.

gía eléctrica de Guarayos la cual producirá 4MW. La planta comprende de 3 transformadores elevadores para incorporar a la red, una sala de control, depósitos y tanques de

El Gobierno de Bolivia y su similar de Japón firmaron a finales de septiembre notas reversales y memorias de discusión que permitirán a Bolivia obtener un préstamo concesional por 613 millones de dólares que serán utilizados por ENDE para la construcción de la planta de geotérmica de Laguna Colorada. Las notas reversales fueron firmadas por el canciller boliviano, David Choquehuanca, por el ministro de Planificación, René Orellana y la embajadora del Japón en Bolivia, Kyoko Koga. "Las notas reversales para la planta geotérmica consiste en un prestamos de 613 millones de dólares que van a permitir la generación de 100 megavatios de electricidad", explicó el Ministro de Planificación. La planta geotérmica se ubicará en la parte sur del altiplano boliviano, en la provincia sud Lípez del departamento de Potosí.

almacenamiento con capacidad de 140 mil litros. La planta de Guarayos se interconectará con la planta de San Ramón, las cuales generarán la energía y garantiza que no abran cortes de energía eléctrica y doble seguridad energética que permitirá que estas provincias se puedan industrializar. Durante los próximos 25 años la CRE estará a cargo de cualquier desperfecto o ampliación que se requiera a futuro. Esta firma de contrato se la realizó con la Cooperativa por la experiencia que tiene en administrar sistemas aislados, tanto en operación y mantenimiento, además de ser una cooperativa que ha demostrado eficiencia.

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electricidad

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"A través de este proyecto llegaremos con servicios esenciales como agua y electricidad a los lugares más remotos de Bolivia"

Foto: Fonplata

La Frase

⇒ Juan Notaro, presidente ejecutivo de Fonplata

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El área rural será beneficiada con los proyectos de electrificación de Fonplata.

COOPERACIÓN. Firmarán convenio con el Ministerio de Hidrocarburos y Energía

45 mil hogares pobres acceden a electricidad y agua

TEXTO: redacción central

1,5

Cifra

MM/$us

inversión. Es el monto destinado para la instalación de geneadores de energía fotovoltaica.

nos 45 mil hogares de pobladores rurales en zonas dispersas y que viven en áreas de pobreza extrema, se verán beneficiados con un programa –Cosechando agua, sembrando luz- de provisión integral de servicios del gobierno del Estado Plurinacional de Bolivia apoyado con un crédito de $us 10 millones de Fonplata, el banco subregional de desarrollo con sede en esta ciudad. El préstamo que fue aprobado en la primera semana de diciembre por el Directorio de Fonplata, contempla una fase piloto de desarrollo de un modelo de gestión integral de servicios en agua segura y luz eléctrica a través de paneles fotovoltaicos que llegarán a 5 mil hogares del departamento de Potosí, en el suroeste del país, señala un comunicado del organismo internacional. “A través de este proyecto llegaremos con servicios esenciales como agua y electricidad a los lugares más remotos de Bolivia facilitando mejores condiciones de vida. La ausencia de estos servicios en centros educativos y postas de salud de las comunidades más pobres limitan las posibilidades de desarrollo de los habitantes y condenan a las siguientes generaciones a permanecer en la pobreza” sostuvo Juan Notaro, presidente ejecutivo de Fonplata En efecto, se observa que la incidencia de la pobreza en poblaciones rurales de Bolivia alcanza un 54,1% y la pobreza extrema rural un 36,1%, tasas por encima del promedio latinoamericano según datos de la Comisión Económica para América Latina (CEPAL) de Naciones Unidas.

Foto: renovablesperu.blogspot.com

El préstamo que fue aprobado por el Directorio de Fonplata, contempla una fase piloto de desarrollo de un modelo de gestión integral de servicios en agua segura y luz eléctrica a través de paneles fotovoltaicos.

┣

Los panes solares forman parte del impulso a las energías renovables que alienta el organismo internacional de cooperación.

Datos

pobreza: Se observa que la incidencia de la pobreza en poblaciones rurales de Bolivia alcanza un 54,1% y la pobreza extrema rural un 36,1%. población meta: Según datos del Instituto Nacional de Estadística obtenidos en el Censo de 2012, más de 3,2 millones de habitantes del Estado Plurinacional de Bolivia viven en áreas rurales.

Asimismo, y según datos del Instituto Nacional de Estadística obtenidos del Censo de 2012, más de 3,2 millones de habitantes del Estado Plurinacional de Bolivia viven en áreas rurales, lo que corresponde al 32,7% de la población, registrando una de las mayores tasas de población rural en América Latina. En particular,

en el departamento de Potosí, la población rural alcanza casi el 60% de la población. Las acciones propuestas en la fase piloto del Programa permitirán desarrollar, poner en práctica y consolidar el modelo de gestión integral, con el que se buscará interesar a donantes y otras fuentes de financiamiento para ampliar las metas del Programa y poder replicarlo a nivel nacional, y así contribuirá con los objetivos propuestos en la Agenda Patriótica 2025, delineada por el gobierno nacional. La iniciativa que proporcionará agua segura (mayor componente del proyecto con más de USD 7 millones) y energía eléctrica fotovoltaica (casi USD 1,5 millones) a los 5 mil hogares rurales, pondrá en práctica diferentes acciones como: planificación y futura instalación de tanques y cubiertas de techo para la cosecha de agua;

actividades comunitarias para el buen uso de instalaciones; implementación del Sistema de Información de Agua y Saneamiento Rural (SIASAR); colocación de sistemas fotovoltaicos; seguimiento y supervisión de equipamientos promoviendo el uso eficiente de los sistemas. El Organismo Ejecutor (OE) del Programa será el Ministerio de Medio Ambiente y Agua (MMAyA), a través de la Unidad Coordinadora de Programas (UCP) 9, que a su vez será la responsable por la coordinación general y la ejecución del componente “Agua Segura”. Por su parte, el MMAyA firmará un convenio inter-ministerial con el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), para la sub-ejecución del Programa; esta instancia será responsable de ejecutar las actividades del componente “Sembrando Luz”. ▲

renovables

REPORTE

2016

Diciembre 2016 | Enero 2017

eólica y solar las nuevas fuentes de generación

Están en marcha 18 proyectos para producir energías limpias en distintos departamentos, los cuales garantizarán en cuatro años 545 megavatios,

◦ Tres parques eólicos en Santa Cruz. ◦ Uyuni y Yunchará serán las nuevas plantas solares.

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energías renovables

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

plan. 18 proyectos se ejecutarán hasta 2020

Ende invertirá $us 1.107 MM en energías renovables

Fotos: Ende

Planta solar en Cobija genera 5 megavatios actualmente.

La Frase

"No habían proyectos de ER tampoco conciencia de la preservación medioambiente"

⇒MHE, declaraciones del Ministerio.

Autoridades nacionales en una visita al primer parque eólico en Bolivia, Qollpana está ubicado en Cochabamba.

En cuatro años producirán 148 MW por generación eólica, 173 MW de energía solar, 40 MW de la biomasa y 55 megavatios derivados de la geotermia.

┣

TEXTO: lizzett vargas o.

545

Cifra

generación. Es la energía eléctrica estimada hasta el 2020 producida con fuentes alternativas.

lanes estatales proyectan que para 2020 el país generará alrededor de 545 megavatios por hora (MW/h) a partir de energías alternativas. Según la Empresa Nacional de Electricidad (Ende) se prevé una inversión de 1.107 millones de dólares en este sector. Cabe destacar que hace una década el país no producía ni un megavatio mediante fuentes como el sol, el viento, el agua, la biomasa o el calor del subsuelo. Ahora pueden constatarse proyectos como la planta solar de Cobija que genera cinco MW/h; mientras que el parque eólico de Qollpana, en el departamento de Cochabamba, aporta 27 megavatios al Sistema Interconectado Nacional. De forma general, están en marcha 18 proyectos para producir energías limpias en distintos departamentos, los cuales garantizarán en cuatro años 148 MW/h por generación eólica, 173 MW/h de

Dato

LICITACIONES: Hasta finales de año se licitarán los parques eólicos de San Julián (36 MW), El Dorado (34 MW), Warnes (21 MW) y La Ventolera (24 MW). Estos aportarán estos nuevos megavatios en los próximos 4 años.

energía solar, 40 MW/h de la biomasa y 55 megavatios derivados de la geotermia, precisan datos del Ministerio de Hidrocarburos y Energía. El programa de energías ecológicamente sustentables tendrá en Warnes, ubicado en el departamento de Santa Cruz, un importante centro de producción, pues allí se prevé instalar tras varias fases un parque eólico que aportará 40 MW/h para 2018. Tanto en San Julián como en el Dorado se construirán estaciones similares con una capacidad de 30 MW/h cada uno, mientras en la

sureña Tarija, el proyecto La Ventolera agregará otros 20 MW/h para dentro de dos años. En el caso de la energía fotovoltaica, ya se encuentra en licitación el proyecto para la planta que en Uyuni, departamento de Potosí, generará 60MW/h con una inversión de 94 millones de dólares. Una instalación similar con potencial de 50 MW/h se erigirá en Oruro, mientras Yunchará agregará otros cinco MW/h a la producción eléctrica nacional. Dentro de los proyectos de biomasa, puede citarse al central San Buenaventura, a unos 580 kilómetros al norte de La Paz, con un aporte de unos 10 MW/h al Sistema Interconectado Nacional a partir del uso del bagazo de caña. A ello se suman los ingenios Unagro y Aguaí con 60 MW/h en su conjunto. Mientras en Riberalta y Cobija se concretarán instalaciones que garantizarán 20 MW/h cada una, mediante el procesamiento de de-

sechos orgánicos. Respecto a la generación geotérmica, está prevista la planta Apacheta-Potosí con una producción de cinco megavatios, al tiempo que las dos fases del proyecto Laguna Colorada, en el suroccidental departamento, aportará en su conjunto otros 100, gracias a turbinas que utilizarán el calor de un volcán subterráneo extinto. proyecciones en el cambio de matriz energética Según datos oficiales del Ministerio de Hidrocarburos y Energía hasta finales de año se licitarán los eólicos de San Julián (36 MW), El Dorado (34 MW), Warnes (21 MW) y La Ventolera (24 MW). Señalan que antes de 2006, el Estado no hizo ningún proyecto de energías limpias en Bolivia porque no había conciencia de la preservación del medioambiente; sin embargo, hoy se cuenta con cerca de 50 MW y para 2020 el país generará más de 500 MW. ▲

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

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energías renovables

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"Garantizan el mejoramiento del suministro eléctrico para el pueblo boliviano, además de contribuir a la generación de electricidad excedente"

Fotos: abi.bo

La Frase

⇒ Eduardo Paz, presidente de Ende

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convenio. Ende y la cooperación danesa

Tres nuevos parques eólicos generarán 93 Megavatios ┣ Con la firma de los contratos se pretende incrementar la oferta de energía renovable para el SIN con 93 MW estimados: 21 MW en Warnes, 36 MW en San Julián y 36 MW en El Dorado.

TEXTO: lizzett vargas o.

Inversión

- Son 192.8 millones de dólares, de los cuales 13,3 millones de dólares son financiados por la agencia de cooperación danesa, 15,8 millones de dólares son donación del Gobierno de Dinamarca y los restantes 63,6 millones de dólares son aporte de Ende. Lo que garantiza su ejecución.

La energía eólica se constituye en un pilar fundamental para el cambio de matriz energética.

olivia aseguró la inversión de 192,8 millones de dólares para construcción de tres parques eólicos en el departamento de Santa Cruz, al este del país. De ese total, 113,3 millones de dólares son financiados por la agencia de cooperación danesa, 15,8 millones de dólares son donación del Gobierno de Dinamarca y los restantes 63,6 millones de dólares son aporte de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE). Con los tres proyectos de generación de energía eléctrica Bolivia incrementará la oferta de energía con 93 megavatios, añade el reporte oficial. El Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), a través de ENDE y la cooperación danesa en Bolivia, firmaron los contratos para desarrollar tres parques eólicos que estarán ubicados en las poblaciones de El Dorado, San Julián y Warnes, en el departamento de Santa Cruz. Los proyectos permitirán aumentar la generación de energía renovable y consolidar los esfuerzos del Gobierno por lograr el cambio de matriz energética y aportar al cuidado del medio ambiente. Se pretende también que la ener-

Los nuevos proyectos con energías alternativas contribuirán a la preservación del medio ambiente.

gía producida evite anualmente la emisión de 142.500 toneladas de CO2 a la atmósfera ya que sustituye la electricidad producida por plantas en base a gas natural. El proyecto actual del parque eólico en Santa Cruz (San Julián en el municipio de Cotoca, El Dorado en Cabezas y Warnes en el municipio del mismo nombre), representa el 5% de la capacidad total instalada en 2015 y el 4% de

la electricidad generada en ese mismo año. En consecuencia, el proyecto se constituye un importante aporte al cambio de la matriz energética del país. El MHE informó que los Estudios de Diseño Final, que fueron requisitos para la solicitud de financiamiento a DBF, han sido elaborados con apoyo de la Embajada de Dinamarca en Bolivia. Como parte del proceso de análisis de la solicitud, DBF ha

contratado a la empresa consultora “PEMconsult” para que haga una evaluación previa de la propuesta de los tres parques eólicos, consideradas como una sola operación”. Con la implementación de las nuevas Plantas Eólicas, se garantiza el mejoramiento del suministro eléctrico para el pueblo boliviano, además de contribuir a la generación de energía eléctrica excedente, precisó la autoridad de Ende. ▲

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

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La Frase

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energías renovables

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"Una de las conclusiones del FIGAS fue continuar la política intensiva de exploración de hidrocarburos, aplicando tecnologías innovadoras"

⇒ Miguel Zabala Bishop, Comisario General del FIGAS

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ADVERTENCIA. Los vehículos a diésel necesitan cumplir las metas europeas de CO2

Cuatro ciudades se comprometen a no utilizar diésel en vehículos al 2025

El combustible "limpio" es una de los desafíos de las ciudades a niv

Fotos: Archivo RE

LAlcaldes de París, Madrid, Atenas y México tropiezan; los países africanos aciertan en las políticas a favor del aire limpio con combustibles diésel y tecnologías limpias.

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TEXTO: FRANCO GARCÍA S.

El exceso de tráfico vehicular es una de las causantes para el crecimiento de la contaminación en las diferentes urbes

Cifra

cantidad. Es el porcentaje de registros vehiculares de autos a diésel en 5 ciudades.

os alcaldes de cuatro ciudades (París, Madrid, México y Atenas) anunciaron el compromiso de eliminar los vehículos a diésel de sus ciudades para el año 2025. A su vez la semana pasada, cinco países africanos (Ghana, Costa de Marfil, Togo, Nigeria y Benín) anunciaron que rechazarían embarques de combustible diésel alto en azufre provenientes de Europa y exigie-

Acerca de Diésel Technology Forum

• Diesel Technology Forum (EE.UU.) es una organización no lucrativa que se dedica a generar conciencia sobre la importancia de los motores a diésel, los combustibles y la tecnología. Si desea más información visite www.dieselforum. org .

ron empezar a recibir diésel más limpio como el que está disponible en muchas otras regiones del mundo. Al respecto Allen Schaeffer,

director ejecutivo de Diesel Technology Forum (EE.UU.), hizo las siguientes declaraciones en torno a dichos acontecimientos: "El compromiso de los cua-

energías renovables

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

ANUARIO 2015

Los vehículos a diésel necesitan cumplir metas de CO2

vel mundial

tro alcaldes de prohibir el diésel o cualquier otra tecnología puede ser un éxito para los titulares de los medios, pero no constituye una política pública acertada. Va a contracorriente de las preferencias del consumidor, puede empeorar la calidad del aire y probablemente aleje aún más la factibilidad de alcanzar las metas relacionadas con el cambio climático. Por su parte, los cinco países africanos que reconocen la oportunidad de hacer confluir las tecnologías limpias con la necesidad de contar con diésel de ultra bajo azufre seguirán avanzando. Actualmente, el combustible diésel limpio y los nuevos motores a diésel alcanzan un nivel de casi cero emisiones en Estados Unidos y son un elemento importante de la estrategia de hacer realidad un aire más limpio y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Asimismo, la nueva tecnología del diésel cumple con las grandes necesidades de combustible para la economía de los consumidores sin sacrificar el desempeño vehicular ni la movilidad. El combustible diésel más limpio y los motores modernos generan beneficios al brindar un aire más limpio. El Consejo Internacional sobre Transporte Limpio y la Coalición de Clima y Aire Limpio, iniciativa del Programa de las Naciones Unidas

para el Medio Ambiente, ha identificado políticas para promover el acceso a combustible limpio a base de diésel y la introducción de modernos motores a diésel como componente importante para la generación de beneficios al contar con un aire más limpio, al tiempo que se reducen sustancialmente las emisiones de gases de efecto invernadero. A su vez Schaeffer dijo que todas las fuentes de emisiones, incluidos los vehículos y las fuentes estacionarias e industriales, influyen en el desafío de las emisiones en todas las zonas metropolitanas y todos los países. “En lugar de señalar un combustible y una tecnología, los regidores urbanos deberían buscar un enfoque integral que acelere el retiro de vehículos viejos que arrojan grandes cantidades de emisiones, sin importar el tipo de combustible que usan”, acotó. En Francia, España y Grecia In France, los autos a diésel constituyen más de 50% de todos los registros vehiculares, cifra que refleja las preferencias de los conductores franceses, españoles y griegos. “Negarles la oportunidad de elegir el vehículo que más les gusta, incluidas las tecnologías de diésel más limpias, disponibles en el mercado, es una política miope y errónea”, refirió. ▲

▶ En un trabajo coordinado con los fabricantes, la Unión Europea está dando importantes pasos para adoptar normas más exigentes para controlar las emisiones vehiculares y mejorar las pruebas de emisiones a las que se somete a los vehículos. Lograr la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero que permitirá cumplir con las metas del Acuerdo de París en cuestión climática exige un avanza constante hacia las emisiones bajas en CO2. Por su parte los fabricantes ya han dicho que el rendimiento bajo en CO2 de los nuevos autos a diésel será una estrategia clave para cumplir con el Acuerdo de París. Todo ello hace aún más confuso el compromiso de los cuatro alcaldes. "Las tecnologías como los vehículos eléctricos o a hidrógeno pueden ofrecer nuevas oportunidades a los consumidores en algún momento futuro, pero es poco probable que estén disponibles en los plazos y escala que estas ciudades necesitan para lograr reducciones constantes de CO2. La congestión del tráfico causa problemas de emisiones en las ciudades más antiguas y con alta densidad poblacional. Sin duda, la mayoría de las grandes ciudades enfrenta crecientes presiones por la gran cantidad de vehículos circulantes,

Fabricantes dicen que rendimiento bajo en CO2 de autos a diésel será clave para cumplir con Acuerdo de París. • la multiplicidad de congestionamientos y los problemas derivados de las emisiones. París es una de las ciudades más densamente pobladas del mundo, Atenas es una de las más antiguas del planeta, Madrid es la tercera ciudad más grande de Europa, y la Ciudad de México es una de las más grandes de todo el globo. No invertir en transportación e infraestructura ha reducido la movilidad, incrementado el tráfico y agravado las preocupaciones por las emisiones derivadas de una flota vehicular antigua que obliga a tomar medidas ante la presión política. En esta ocasión, los cuatro alcaldes optaron, equivocadamente, en contra de los autos a diésel. El retraso en las políticas de combustible diésel más limpio inhibe el progreso, indican los expertos. "Sumarse a este compromiso resulta particularmente irónico

Las energías renovables son la alternativa para combatir la emisión de GEI.

en el caso de la Ciudad de México. Durante años, el gobierno mexicano ha prometido llevar combustible diésel más limpio a todo el país, pero aún no lo cumple. A diferencia de Estados Unidos, donde se cuenta con diésel de ultra bajo azufre (UBA) desde 2006, México no lo tiene como combustible básico en todo su territorio”, advierte Schaeffer Esta grave falla de política pública limita considerablemente la capacidad de la región para introducir los motores y vehículos a diésel verdaderamente limpio, capaces de asegurar los avances hacia la consecución de un aire más limpio a gran escala regional. Los países africanos tienen razón al demandar un combustible diésel más limpio "Mientras cuatro regidores urbanos rechazan las nuevas tecnologías, otros países las reciben con los brazos abiertos. Ghana, Costa de Marfil, Togo, Nigeria y Benín, países africanos, se han reunido para rechazar el combustible diésel de mala calidad que les llega de Europa y ahora exigen recibir el diésel más limpio del mercado. Están avanzando y lograrán mejorar drásticamente la calidad del aire y la salud de su ciudadanía al acoger el combustible diésel y las tecnologías limpias en lugar de prohibirlas", resaltó.

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Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"La planta solar de Uyuni será la mayor central fotovoltaica de Bolivia con 60 megavatios de potencia y una superficie de 200 hectáreas"

Foto: Ministerio de Comunicación

La Frase

⇒ Elecnor, declaraciones de la compañía

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En Australia, el desarrollo de la planta de Moree construida por Elecnor a través de su filial

fotovoltaíca. adjudicadas por ende con financiamiento del BCB

Elecnor construirá dos plantas solares en Bolivia Foto: Elecnor

La planta de Uyuni con una potencia de 60 MW y una superficie de 200 hectáreas. La planta de Yunchará con 5 MW de potencia se extiende sobre una superficie de 15 hectáreas.

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Firma de contrato para la construcción de la Planta Solar Fotovoltaica de Uyuni

TEXTO: lizzett vargas o.

Cifra

70 MM/$us

inversión. Es el monto destinado a los dos proyectos fotovoltaícos en Bolivia,

lecnor, en consorcio con la empresa boliviana Emias, construirá dos plantas de energía solar fotovoltaica en el sur de Bolivia por un importe de 70,5 millones de dólares. La española Elecnor desarrolla proyectos de infraestructuras, eólica y otras energías renovables y nuevas tecnologías. Tiene 12.750 empleados y obtuvo ventas en 53 países durante el ejercicio 2015. Este proyecto, considerado el mayor proyecto fotovoltaico con contrato de suministro y construcción adjudicado en Bolivia hasta la fecha, consta de dos plantas solares que le convierten en el princi-

Datos

Yunchará. Este proyecto se ubica en la Comunidad Copacabana, provincia Avilés, en el Municipio de Yunchará, en el departamento de Tarija. Esta central solar generará 5 MW y aprovechará la radiación solar con más de 19 mil unidades de paneles solares colocados en un terreno estimado de 15 hectáreas. Su entrega se prevé este lista en seis meses.

pal proyecto de energía limpia del país. Por un lado, la planta de Uyuni, en el Departamento de Potosí,

con una potencia de 60 MW y una superficie de 200 hectáreas. Y, por otro, la planta de Yunchará, en el Departamento de Tarija, que con 5 MW de potencia se extiende sobre una superficie de 15 hectáreas. Las dos plantas han sido adjudicadas por la compañía estatal ENDE Guaracachi, filial de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), y cuentan con la financiación del Banco Central de Bolivia. Los plazos previstos de ejecución son de un año para la planta fotovoltaica de Uyuni y de seis meses para la de Yunchará. La planta solar de Uyuni será la mayor central fotovoltaica de Boli-

via con 60 MW de potencia y una superficie de 200 hectáreas, destaca la empresa Elecnor. presencia en Latinoamérica La adjudicación viene a reforzar la presencia de Elecnor en Latinoamérica, con una destacada implantación en mercados como Brasil, Chile o México. En el ejercicio 2015, la compañía obtuvo unas ventas consolidadas de 1.881 millones de euros, de las cuales el mercado internacional representó el 55% y el nacional el 45%. De esa cifra total de ventas, 667 millones tuvieron su origen en el conjunto de América. ▲

REPORTE

2016

minería Diciembre 2016 | Enero 2017

Récord en volúmenes de exportación, leve en valor SE exportó un total de 1.297 toneladas hasta octubre de 2016. equivalentes a $us 1.514 millones. Zinc, plata y oro liderizan en comercialización en el sector minero.

◦ 73% fue la ejecución presupuestaria. ◦ Hasta el 2019 invertirán $us 950 MM. ◦ El precio de minerales será estable.

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minería

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"Destacó utilidades en la empresa Vinto, sin embargo fueron perjudicados por los bloqueos en puertos chilenos lo que afectó las ventas"

⇒ César Navarro, ministro de Mineria y Metalúrgia

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balance. Informe de cierre de gestión

El Estado invirtió Bs 623 MM en minería el 2016

La Empresa Minera Colquiri es líder en la exportación de estaño y zinc del país. Está ubicada en la provincia Inqui

Fotos: Comibol

El 85% descansa en el proyecto nacional del desarrollo integral de salmueras del Salar de Uyuni. Hasta el 2019 proyectan que la inversión pública será de $us 950 millones.

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TEXTO: lizzett vargas o.

Destacan crecimiento en los volúmenes de producción de minerales en las empresas privadas a diferencia de las cooperativas que anotaron menos que el pasado año.

Cifra

19 MM $us

inversión. Monto que se destinó a la implementación de la Planta Piloto de Carbonato de Litio.

e acuerdo al cierre de gestión del Ministerio de Minería y Metalurgia se destaca una proyección física y financiera que llega al 73% de la gestión 2016, que equivale a una ejecución que alcanza los 623 millones de bolivianos. Cabe destacar que del 100% de presupuesto de inversión, aproximadamente el 85% es un presupuesto que descansa en el proyecto nacional de la Gerencia Nacional de Recursos Evaporíticos, específicamente se refiere al desarrollo integral de salmueras del Salar de Uyuni. Para este proyecto tienen previsto una inversión en el 2016,

de 702 millones de bolivianos, y cuentan con una proyección de ejecución a diciembre, del 86 %, considerada como óptima para este Ministerio. César Navarro, ministro de Minería y Metalurgia, hizo referencia a otros proyectos como la rampa de Colquiri, donde se ha invertido cerca de 18 millones de bolivianos; la Planta de zinc en Oruro; se han realizado también proyectos de prospección y explotación en los departamentos de La Paz, Santa Cruz, y en Potosí. Por otro lado, se anunció proyectos importantes, en Colquiri de hecho este proyecto de un nuevo ingenio tiene como elemento fun-

damental la recirculación de agua. En la empresa Minera Huanuni también se está haciendo la inversión de más de dos millones de dólares para modernizar sus instalaciones. Respecto a ganancias en el sector estatal, se destacó una utilidad importante en la empresa metalúrgica Vinto, sin embargo en su informe señalaron que fueron perjudicados por los bloqueos en puertos chilenos, en la venta y en los ingresos. En cuanto a la empresa privada se incrementó en volumen y en valor, a diferencia de las cooperativas mineras que no tuvieron el mismo nivel de producción del 2015.

Según este Ministerio señala que hasta el 2019 tienen en proyección una inversión pública de aproximadamente 950 millones de dólares, este monto sería el más grande a nivel estatal en este sector. Industrialización del litio Informaron, además, que hasta finales de año se prevé exportar a China otras 16 toneladas de carbonato de litio de la Planta Piloto ubicada en el salar de Uyuni, ubicada en el departamento de Potosí. Instalar la industria demandó una inversión de 19 millones de dólares, monto que incluye la infraestructura civil, piscinas y un

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Buscan optimizar el agua en operaciones mineras ▶ Las cooperativas mineras en un 80% son productores y vendedores del mercado interno, aquellos comercializadores que tienen ingenios, es así que con los ingenios de Potosí están trabajado el tema de la recirculación del agua. Asimismo con los ingenios de Oruro, para que en el corto tiempo apliquen procesos que les permita tener la utilización óptima del

agua. “Es un recursos altamente vital e importante, sin agua en minería no tendremos productividad, absolutamente de nada ni en producción ni en la concentración de ingenios”, puntualizó al respecto la autoridad del MMM. Añadió también que no debe anularse y recortarse la utilización del agua en la producción minera,

isivi del departamento de La Paz.

laboratorio moderno para el análisis de sales y salmueras, precisan informes oficiales. El gobierno nacional prevé un fuerte impulso a la industrialización nacional hasta 2020, como

parte de los planes para diversificar producciones y modernizar el país. Tiene como objetivo producir para el último trimestre de 2018 alrededor de 50 mil toneladas de carbonato de litio a escala industrial. ▲

Planta de Carbonato de Litio ubicada en el salar de Uyuni, departamento de Potosí.

puesto que si esto se hace, “estaríamos reduciendo la vida de los mineros, en un 50%. "Aquellos mineros que perforan la roca dura, ya sea con barreno y con martillo a través de compresoras, si perforan en seco sin la utilización del agua, aspiran polvo mineralizado por lo tanto la vida los mineros no superaría los 32 años”, puntualizó.

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minería

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

Consideran que este año se logró remontar un déficit productivo por la caída de precios internacionales.

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ventas 2016. Récord con 9% más en volumen

Zinc, plomo, plata y oro apuntalan las exportaciones

Fundidora y refinadora de zinc de la empresa metalúrgica Vinto.

Fotos: Comibol

Bolivia exportó un total de 1.297 toneladas hasta octubre, equivalente a $us 1.514 millones. Las cotizaciones de minerales se estabilizaron este año por la recuperación económica de China, avizoran su mantenimiento para el 2017.

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Empresa Minera Huanuni, productora de estaño, realiza el movimiento de tierras y traslado de agregados para la construcción de su dique de colas.

TEXTO: LIZZETT VARGAS O.

Cifra

2 %

incremento. Es la subida en 2016 en cuanto a valor de las ventas de minerales respecto al 2015.

on una actividad económica mundial aún débil y une leve recuperación de los precios internacionales de materias primas, a octubre de 2016, Bolivia registró un nivel récord en volúmenes de exportación de minerales, el nivel histórico más alto en relación a similares períodos de años anteriores. Según datos del Instituto Nacional de Estadística (INE), la actividad de extracción de minerales exportó un total de 1.297 toneladas durante el período enero-octubre de 2016, convirtiéndose en el nivel más alto exportado en la historia del país. Respecto al mismo periodo de 2015 estas crecieron en un 9%. En cuanto a valor, se registró un aumento del 2%, de $us 1.482 millones a $us 1.514 millones.

El incremento se debe principalmente al aumento en el volumen de exportación de mineral de zinc, boratos, mineral de plomo, mineral de plata y mineral de oro. El mineral de zinc registró un volumen exportado de 855 toneladas al décimo mes de 2016, 8% mayor respecto a enero y octubre de 2015 cuando se exportaron 789 toneladas. Similar comportamiento muestran los boratos, que a octubre de 2016 registraron un volumen de ventas de 152 toneladas, creciendo en 24% respecto a octubre de 2015 (122 toneladas). El volumen de mineral de plomo pasó de 125 a 139 toneladas exportadas a octubre de 2016, con un aumento de 11%. Las ventas externas de mineral de plata tuvieron un incremento de 29%, pasando

de 15 de toneladas a octubre de 2015 y 19 toneladas al mismo período de 2016. Cabe destacar el mineral de oro que registró un volumen 5.157% mayor al de octubre de 2015 cuando se exportaron solo 5 toneladas, llegando a exportar 238 toneladas a octubre del presente año. Al respecto de estas cotizaciones, la empresa minera privada registró este año importantes incrementos, porque el valor de la producción del zinc aumentó hasta los 520 millones de dólares y de plata a 456 millones de dólares, montos que representan más del 10% respecto a 2015. Sube el valor del estaño La cotización actual del estaño

está arriba de los 9.25 dólares la libra, a comparación de la gestión pasada, según datos oficiales este mineral se cotizaba en 6.15 dólares la libra. Según el Ministerio de Minería y Metalurgia esta cotización se mantendría, es decir que en los próximos cinco años no se espera que se supere, pero al mantenerse estable, le da certeza al Gobierno Central de una sostenibilidad en el tiempo. Cabe señalar que por esta baja en las cotizaciones el 2015, estuvo a punto de análisis el posible cierre de dos empresas mineras importantes del país, como Huanuni (Oruro) y Colquiri (La Paz), pero ahora se puede afirmar que se tendrá una sostenibilidad de por lo menos cinco años, según el análisis de expertos en la materia. ▲

minería

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Precios de minerales serán estables el próximo año ▶ El próximo año, las cotizaciones mineras en el mercado internacional se mantendrán estables por la recuperación económica de China, proyectó el ministro de Minería y Metalurgia, César Navarro. La autoridad manifestó que este año se estabilizaron los precios de los minerales en el mercado internacional y se prevé la misma tendencia para 2017. “De acuerdo con la evaluación que tenemos nosotros en función del consumo de la industria mundial, ya hemos llegado a la fase de estabilidad de precios, eso significa que el próximo año no tendremos bajas sustantivas que afecten la estabilidad de precios que tenemos actualmente”, remarcó la autoridad de Minería. Explicó que las cotizaciones de minerales se estabilizaron este año por la recuperación económica de China, tomando en cuenta que ese país consume el 54% de la producción minera a nivel mundial, según el informe de Navarro.

Anuncian que no habrá bajas significativas este 2017, identifican leve superávit• En ese contexto, mencionó que las exportaciones mineras de Bolivia no solo dependen de China, sino también de Estados Unidos y Europa, donde se destina buena parte de los minerales

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OPINIÓN Sandro Lugo,

presidente de Fedecomin

nacionales. Como producto de la recuperación del sector minero, la producción de las empresas estatales fue estable, en tanto que las cooperativas tuvieron una baja por el conflicto que protagonizaron en agosto, y el sector privado logró un crecimiento importante, añadió la autoridad del Gobierno. Este año se logró remontar un déficit productivo por la caída de precios en el mercado internacional, y se estabilizó su producción, alcanzando un leve superávit, remarcó.

Volúmenes de exportación por mineral Enero a octubre 2016 Mineral Volumen (t) % Zinc 855 +8 Boratos 155 +24 Plomo 139 +11 Plata 19 +29 Oro 238 +5,157 Volumen total exportado 2016 = 1.297 toneladas crecieron un 9% más respecto al 2015. Valor comercial = Se registró 2% más respecto al 2015 Fuente: MMM

“Cuando le va bien a los mineros le va bien al resto de la sociedad” Los cooperativistas mineros perciben una mejoría en la economía regional debido al alza del precio de los diferentes minerales que se producen en el departamento de Potosí. El presidente de la Federación Departamental de Cooperativas Mineras de Potosí (Fedecomin), Sandro Lugo, informó que en el último tiempo se evidencia el incremento del precio de los minerales aunque de manera lenta. “La tendencia de los precios es al incremento debido a un aumento de la demanda por productos como el estaño y el zinc, por lo cual es natural que en los mercados internacionales se definan alzas que sin ser representativas benefician a los productores”, explicó Lugo. El dirigente del cooperativismo potosino destacó que cuando le va bien a los mineros le va bien al resto de la sociedad porque Potosí está enclavado en una economía de tipo extractivo y no tiene otras actividades económicas representativas. Asimismo, añadió que en Potosí, una gran parte de la gente está involucrada en la esfera de los servicios, ya sea el comercio o el transporte, sectores que dependen en gran medida del circulante económico que exista en la sociedad, lo cual se define en función del estado como se encuentra la minería. Sin embargo, cuando suben los precios de los minerales también suben los costos de los insumos, de tal forma que se incrementa el costo de la producción, pero cuando baja el precio de los minerales ya no se reduce el costo de los insumos, lo cual afecta a los productores. ▲

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minería

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

"Generarán recursos económicos para el departamento de Santa Cruz y el municipio de San Ramón, mejorando la calidad de vida de sus habitantes"

Fotos: Ministerio de Minería y Metalúrgia.

La Frase

⇒ Marcelino Quispe, presidente de Comibol

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Perforador a diamantina en veta Sijsi Khasa, junto con técnicos de Comibol.

explotación. Nueva unidad productiva minera

Comibol alista proyecto aurífero en San Ramón ┣ Realizarán la explotación mediante una planta experimental de tratamiento, la cual producirá 30 toneladas al día. Se estableció la suficiente presencia de mineral con una ley de 1,2 gramos por tonelada.

TEXTO: lizzett vargas o.

e trata del primer yacimiento de oro en el Oriente Boliviano encontrado y desarrollado por la Corporación Minera de Bolivia (Comibol) denominado Proyecto La Cruz, ubicado en San Ramón. Donde se iniciará la explotación mediante una planta experimental de tratamiento, la cual producirá 30 toneladas día, paulatinamente se llegará a producir hasta 90 t/día. Este proyecto le permitirá al país, tener una nueva unidad productiva minera donde se generarán recursos económicos para el departamento de Santa Cruz y el municipio de San Ramón, mejorando la calidad de vida de los habitantes de la región. La finalidad del proyecto está orientado a la preparación de una mina con desarrollo minero en este distrito y en el Precámbrico Boliviano, que permita ejecutar de inmediato la producción aurífera, que permita la obtención de recursos económicos para la Comibol y el país.

t/día

Potencial estimado Mediante los procedimientos y técnicas de prospección y exploración, se estableció la suficiente presencia de mineral. Analizando los flujos de caja, el Valor Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de Retorno (TIR), con una ley de 1,2 gr/ton se hace viable el proyecto por el cálculo de reserva probable realizado en los trabajos de superficie existentes y el muestreo de suelo, demostrando que existe presencia en las muestras de oro físico visible hasta la profundidad de 43 metros.

oro. Es el volumen estimado que llegará a producir paulatinamente la mina en San Ramón.

Perforación a diamantina En los trabajos de la perfora-

Cifra

Determinaron la viabilidad de la explotación de oro físico visible hasta la profundidad de 43 metros.

Datos

Ubicación. El proyecto La Cruz se encuentra al noreste de Santa Cruz, ubicado en la región Chiquitana de San Ramón, Provincia Ñuflo de Chávez del Departamento de Santa Cruz. FUENTES DE TRABAJO. La generación de empleos directos e indirectos beneficiarán a los pobladores del municipio de San Ramón y del departamento de Santa Cruz, dentro de un acuerdo social para garantizar el normal desarrollo de las operaciones mineras.

ción a diamantina, se obtuvieron testigos de roca, los cuáles fueron cortados en dos partes, una parte se mandó para la muestra por intervalos de un metro al laboratorio y su respectivo análisis por oro y metales acompañantes. La otra parte fue guardada en cajas de madera, para registro de la empresa y su estudio e interpretación geológica respectiva, determinando así la geometría y el modelo del depósito por parte de los geólogos del proyecto y de la empresa. Estas muestras determi-

naron finalmente, el tenor de oro del depósito, tonelaje, carga mineralizada y sus reservas posibles, probables y probadas. El propósito de este proyecto es preparar una mina de acuerdo a las características estructurales y mineralógicas, identificadas en base al estudio de exploración preliminar mediante la perforación de pozos a diamantina, esto permitirá delimitar la dimensión del depósito, mineralización aplicando el método de cálculo para conocer el tiempo de vida de la explotación. ▲

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recuento

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

Foto: Sergeomin

planta siderúrgica

manifestó. El proyecto demanda una inversión de 422 millones de dólares, de los cuales el 85% será financiado por un crédito del Eximbank de China y el 15% por el Gobierno boliviano. El ministro Navarro señaló que la construcción de la planta siderúrgica se iniciará en 2017 y demorará 30 meses, es decir que estará lista en 2019. El complejo producirá 250 mil toneladas métricas (TM) de hierro esponja. ESM venderá hierro por tres años El ministro de Minería, César Navarro, mencionó que la Empresa Siderúrgica del Mutún (ESM)

La reserva de hierro que se encuentra en el municipio Puerto Suárez, Santa Cruz.

cuenta con mercado asegurado para el hierro que tiene acumulado porque tiene “un contrato para la venta (durante) 2016, 2017 y 2018”. Además se tiene previsto que este año, la ESM venderá casi

al millón de toneladas. El mes anterior (septiembre) el Gobierno aprobó un decreto que autoriza un fideicomiso de Bs 2,7 millones para que la ESM reactive sus operaciones comerciales y económicas.

Bolivia y Perú estrechan lazos de cooperación minera

Perú donde vamos a compartir experiencias en temas de reglamentación y planificaremos el

control de la comercialización ilegal de minerales”, destacó la máxima autoridad de minería.

Comibol halla dos áreas de categoría mundial

En Puerto Suárez se firmó el contrato del Mutún En el mes de marzo se firmó en Puerto Suárez, el contrato para realizar “El Proyecto de Construcción e Implementación de la Planta Siderúrgica Integrada para la Producción de Laminados No Planos Livianos” del Mutún con la empresa Sinosteel Equipment & Engineering Co, Ltd. por una suma de 422 millones, 600 mil dólares americanos. Entre los puntos relevantes, están que la empresa no sólo entregará El Mutún funcionan-

Foto: ABI

histórico

Firma del contrato con Sinosteel.

INDUSTRIALIZACIÓN

Inauguran Planta piloto de baterías de ión litio El complejo inaugurado en el mes de diciembre, cuenta con 150 equipos de fabrica y laboratorio y su construcción y montaje tuvo un coste total de 3,7 millones de dólares, explicó el director de la Gerencia Nacional de Recursos Evaporíticos, Luis Alberto Echazú. “El objetivo inmediato de la planta piloto de baterías es la capacitación de técnicos bolivianos y el entendimiento de la tecnología proporcionada por la empresa LinYi Dake para la evaluación de

Cesar Navarro, junto al Ministro de Relaciones Exteriores del Perú, Víctor Ricardo Luna Mendoza.

potosí y oruro

En el departamento de Potosí, la estatal minera identificó el yacimiento minero denominado Santa Isabel, y Pacocahua en la región de Oruro. Para el proceso de explotación de esas áreas se requiere una inversión de $us 800 millones. El primero, denominado Santa Isabel, está ubicado en Potosí, y el segundo yacimiento está en el cerro Pacocahua de Oruro. Ahora Comibol gestiona financiamiento.

90 mil toneladas de hierro que se destinarían a siderúrgicas de Brasil y Argentina. Navarro dijo que el mineral se vendió a intermediarios y subrayó que la carga acumulada en el Mutún, junto a lo que produjo la Jindal, se acerca

Foto: MMM

acuerdo

El Ministerio de Minería y Metalurgia participó del Encuentro Presidencial y II Reunión del Gabinete Binacional Ministerial Bolivia – Perú, donde se suscribió un acuerdo interinstitucional, con el objetivo de beneficiar e incrementar el desarrollo del sector minero en el país. “Se hizo un trabajo coordinado entre el Servicio Geológico Minero (Sergeomin) y su par del

CRÉDITO

INVERSIÓN. El país asiático garantizó un crédito de 4.858 millones de dólares para la ejecución de diversos proyectos en el Bolivia. destino. Entre los proyectos que se financiarán con estos recursos, son la construcción de carreteras en los departamentos de Santa Cruz, Beni, Cochabamba, La Paz. Asimismo este dinero se invertirá en la planta hidroeléctrica Rositas, en la siderurgia del Mutún y la construcción de un aeropuerto en Santa Cruz. deuda. El gobierno chino condonó a Bolivia 5.440.000 yuanes (800.000 dólares) de la deuda que se tiene con el país asiático.

China garantiza recursos para proyecto del Mutún La República Popular China ratificó que otorgará el crédito para concretar el proyecto siderúrgico del Mutún. El Gobierno pidió al Eximbank que realice una evaluación a la empresa Equipment Sinosteel, que ejecutará el plan. El ministro de Minería, César Navarro, dijo que al Eximbank se envió toda la documentación del proceso de licitación y suscripción del contrato. Además, se solicitó la realización de una evaluación técnica, financiera y ambiental del proyecto. “China ha ratificado que otorgará el crédito a Bolivia y ha confirmado que el Eximbank tiene un criterio positivo sobre Sinosteel”,

do sino también produciendo. Segundo, que el producto que entregue la empresa sea comercial y competitivo, es decir con características ISO. Tercero, que todo el proceso no sólo tenga una supervisión externa sino también una certificación, para ello se realizará una invitación pública internacional”, dijo la autoridad. Un cuarto elemento, se refiere a la transferencia de conocimientos, “por la cual profesionales bolivianos hombres y mujeres, van a ir a especializarse a empresas siderúrgicas especializadas, para que una vez que deje el país la empresa Sinosteel, seamos los responsables de dirigir este proyecto”, señaló el ministro de Minería, César Navarro.

Detalles

ubicación. La Planta, montada por la empresa china LinYi Dake en una superficie de 1.600 metros cuadrados está en la localidad de La Palca, en la región andina de Potosí.

técnicas de producción industrial”, dijo Echazú. La planta tiene una capacidad diaria de producción de mil baterías de teléfonos y 40 baterías para bicicletas y/o automóviles.

ESTAÑO

Horno Ausmelt llega al 95% de su eficiencia metalúrgica El gerente de la Empresa Metalúrgica Vinto (EMV), Ramiro Villavicencio, informó que el horno Ausmelt llegó a 95% de eficiencia metalúrgica, hecho que permite garantizar una mayor producción. Actualmente tiene una producción mensual de cerca de 1.200 toneladas de metal crudo. En este año llegó a una producción de 10.500 TMF de estaño metálico.

empresa

ANUARIO 2015

"Esta compañía boliviana ha expandido sus servicios también al ámbito internacional, con la ejecución de proyectos en Brasil y Perú"

Fotos:Sering

La Frase

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

⇒ Jorge I. Candia Quiroga, gerente general de Sering Obras de montaje de subestaciones eléctricas con gran despliegue técnico y logístico.

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fortalecimiento. infraestructura y capacitación

Sering aplicará su know how en las renovables Sering S.R.L. fue creada el 16 de octubre de 1986 por Jorge I. Candia Quiroga como una empresa unipersonal, destinada principalmente a los servicios de ingeniería, diseño e instalaciones eléctricas en el sector empresarial e industrial del país.

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TEXTO: lizzett vargas o.

Cifra

años

trayectoria. Son los años de servicio en ingenieria, diseño e instalaciones eléctricas de Sering.

ering es una de las empresas con más trayectoria de Bolivia en el sector eléctrico de potencia, ahora fija su estrategia en la demanda de ejecución de proyectos de generación e infraestructura licitadas por ENDE y sus subsidiarias. Entre las principales obras de interés para Sering están los 24 proyectos hidroeléctricos con una potencia aproximada de 11.000 MW, programados por el gobierno nacional hasta la gestión 2025. Estos a su vez generarían otros proyectos de infraestructura como subestaciones y líneas de transmisión, convirtiéndose en una importante oportunidad para esta compañía. “Este escenario hace que el futuro para Sering y las empresas de servicios que atienden este sector sea promisorio. Lo que nos obliga a fortalecer nuestra infraestructura y la capacitación de nuestro talento humano para poder atender la demanda de proyectos fotovoltaicos y eólicos principalmente”, señala Jorge Candia Castro, Gerente Operativo y Comercial de esta reconocida empresa. Actualmente Sering se constituye en una empresa de servicios de ingeniería, montaje electromecánico y construcción de obras civiles, con un merecido prestigio adquirido a través del desarrollo exitoso de varios proyectos en los sectores: industrial, petrolero y principalmente el sector eléctrico. Ha logrado una posición de reconocido prestigio a nivel nacional, esta compañía ha expandido sus servicios también al ámbito

internacional, con la ejecución de proyectos en Brasil y Perú. Cabe destacar que recientemente cumplió 30 años de servicio en el país, y hace 20 que exporta su know how. Al respecto Candia destaca sus primeros trabajos en 1986 de servicios de ingeniería e instalaciones eléctricas en el área industrial y empresarial en la ciudad de Cochabamba, una década después asumió retos aún mayores y realizó por primera vez un proyecto en el exterior realizando el montaje de dos subestaciones eléctricas de 1000 MVA – 345 KV en la Planta Termoeléctrica Macae Merchant 1000 MVA en Brasil (Rio de Janeiro). El año 2010 se constituye en otro hito importante para Sering al conformar una sociedad accidental para encarar el primer proyecto de generación térmica de ENDE Andina y el más importante de la región, como la Planta Termoeléctrica Entre Ríos con una potencia instalada de 116 MVA. En el año 2011, nuevamente se ejecuta un proyecto en el exterior: Montaje Electromecánico de la Planta de Generación Tablazo en Piura – Perú. Sering continuó con el montaje de subestaciones de potencia, y montajes electromecánicos en diferentes industrias, participando de esta manera en los proyectos eléctricos más importantes de Bolivia como la Línea de Transmisión 230 kV Santivañez-Carrasco, Subestaciones de la línea 115 kV Caranavi-Trinidad, ampliación planta Coboce Irpa Irpa, montaje electromecánico en la 5ta turbina

Equipo de Sering demostrando su alta preparación en trabajos de altura.

Opinión Jorge Candia Castro,

Gerente Operativo y Comercial de Sering

“Inversiones en renovables marcan un futuro promisorio” En los últimos años, el sector eléctrico de potencia, se ha visto fortalecido por las políticas gubernamentales de expansión de la matriz energética, reflejadas en proyectos de infraestructura eléctrica que son licitados por ENDE y sus subsidiarias. Considerando los objetivos y metas planteadas dentro las cinco bases de la política sectorial extraídas del “Plan Eléctrico del Estado Plurinacional de Bolivia – 2025” el cuál fue elaborado el 2014 por el Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas, que son: seguridad energética, soberanía energética, eficiencia energética, universalización energética e integración energética, y tomando en cuenta únicamente los próximos 3 años donde Bolivia invertirá como parte de este plan más de 3,700 mil millones de dólares, el futuro para SERING y las empresas de servicios que atienden este sector es promisorio.

de la Hidroeléctrica Santa Isabel y el montaje electromecánico en la Reconstrucción de la Planta Hidroeléctrica Santa Isabel, entre otros. hidrocarburos A partir del año 2013, encara proyectos en el área petrolera como el montaje electromecánico de las tres Subestaciones de Media y Baja Tensión en la Planta Separadora de Líquidos Gran Chaco

– YPFB. Montaje, implementación y administración de un Training Center de soldadura y otro de electricidad para la empresa Samsung Engineering en el marco de la Petroquímica de Urea y Amoniaco – YPFB. Además de la construcción de dos subestaciones en la Planta de Urea y Amoniaco para Samsung Engineering, contratista principal de YPFB, proyecto que robustece y consolida la división de servicios en el área petrolera. ▲

ANUARIO 2015

empresa

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017 ⇒ Andrea Paniagua Ingeniera comercial de profesión, es responsable de la planificación y ejecución del traslado de materiales y equipos, de manera segura y en el menor tiempo posible. Cuenta con especializaciones y capacitaciones en las áreas de importación y exportación.

⇒ Jorge Paniagua Cuenta con dos profesiones, es ingeniero industrial y de sistemas; y ingeniero en soldadura en el Instituto Internacional de Soldadura (IIW), además cuenta con certificaciones como inspector de soldadura nivel II de la AWS desde hace más de 7 años, entre otras especialidades en su rubro.

Destacados

TEXTO: lizzett vargas o.

Datos

Proyectos encarados el 2016 - Provisión de material para la construcción de las redes primarias de YPFB redes de gas (Santa cruz-Warnes), (Warnes-Montero) - Provisión de material de revestimiento y equipos de preparación de superficie para la expansión de la refinería de Talara (GRAÑA-SSK) - Provisión de revestimiento para la red de gas de la termoeléctrica de Malacas Norte del Perú (SSK) - Provisión de revestimientos para la construcción del LOOP de la Costa II - Provisión de mantas termocontraibles tipo DIRAX para un tramo de GSP para la empresa Conduto Perú - Provisión de materiales equipos de preparación de superficie para la planta Incahuasi (Tecna-Total) - Provisión de equipo de preparación de superficie apara manteniendo de parque de esferas de la Refinería Guillermo Elder Bell (Carlos Caballero-YPFB Refinación).

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expansión. se diversifica y renueva personal

MatService incorpora expertos de alto nivel en logística y operaciones

atService Petróleo SRL, empresa líder en la provisión de equipos y materiales para la construcción de ductos, plantas e industria en general, se expande con dos nuevos departamentos, dirigidos por personal con basta experiencia en las áreas de Logística, Comercio Exterior y Operaciones. “La internacionalización de la empresa, con presencia en Perú, Colombia, Ecuador, motivó a implementar en la organización estas unidades, con el fin de cumplir con los plazos acordados con los clientes. Somos conscientes que en esta industria el tiempo es un factor importante por el tipo de operaciones costosas propias del rubro”, señaló al respecto Jorge Paniagua, director de Operaciones de la compañía. Es así que MatService incorporó a Andrea Paniagua Salinas, ingeniera comercial de profesión, que ahora se encuentra a la cabeza del departamento de Comercio Exterior, ha realizado varios cursos, capacitaciones y especialidades en esta área adquiriendo importantes conocimientos en operaciones de importación y exportación de equipos y materiales. El sector de Petróleo & Gas exige especialistas idóneos por el tipo de trabajo que se realiza, es por ello que la compañía implementó también el departamento de Operaciones, bajo la dirección de Jorge Paniagua Salinas un profesional con una amplia experiencia en este rubro. Paniagua ha participado en proyectos de gran enverga-

Foto: MatService

Logística y Comercio Exterior además de un departamento de Operaciones, son las nuevas unidades de esta compañía liderizada por profesionales calificados y de experiencia internacional en esta áreas.

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Ecoquip de la marca Graco, es un equipo para limpieza mediante chorro húmedo abrasivo y es utilizado por MatService.

dura tanto en Bolivia, como Perú, desde el año 2008 hasta el 2016, año que retornó al país para integrarse a las filas de la compañía. El departamento de operaciones se encarga de coordinar las capacitaciones técnicas en campo, charlas, planificación y ejecución de los servicios, elaboración de especificaciones, búsqueda y actualización de nuevas tecnologías, como también resolver cualquier duda o consulta de parte de los clientes. Capacitación Otro complemento importante para esta empresa es la capacitación de sus recursos humanos, es por ello que destaca la certificación NACE; esta es una de las instituciones certificadoras de prestigio y reconocimiento internacional en el campo del control de corrosión. Recientemente el gerente general

Aplicó por primera vez el sistema Ecoquip Esta empresa logró la homologación y uso del único sistema de limpieza y preparación de superficie mediante chorro húmedo abrasivo (Ecoquip). Esta tecnología que revolucionó la manera de limpiar y preparar superficies, tuvo una experiencia inicial en un tanque de almacenamiento de crudo (YPFB Transporte) en operación. Esta es la primera vez que se realiza este tipo de operación en Bolivia con satisfacción total del cliente final. Se continuó el trabajo de homologación del sistema, para la aprobación de su uso en otras áreas especiales, al final, se logró concretar el uso de esta tecnología por parte de la empresa Carlos Caballero, que actualmente realiza el mantenimiento del parque de esferas para YPFB Refinación en la Refinería Guillermo Elder Bell, con Ecoquip. de MatService, Marcelo Paniagua, fue elegido como el organizador del capítulo Nace Bolivia. Para el año siguiente tienen planificado el ingreso de nuevas representacio-

nes con el objetivo de mejorar el sistema de atención de sus clientes con el mejor soporte técnico para consolidar su liderazgo en este mercado. ▲

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

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ANUARIO 2015

empresa

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

tecnología. Cormaq representa la marca en Bolivia

Scania combina potencia con un bajo uso de combustible Fotos: Cormaq

Ha introducido recientemente dentro de su línea de maquinaria pesada a las volquetas 8x4, camiones especiales como bomberos, cisternas y grúas. Aplicó los últimos avances en lo que se refiere a seguridad y comodidad.

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TEXTO: lizzett vargas o.

Las volquetas 8x4 de Scania son las más resistentes para trabajos de elevada exigencia.

Datos

Cormaq. Inicia sus actividades el año 2001 de la unión de dos grupos empresariales: Coral que era representante de Scania desde 1981 y Maquimport dedicada a la comercialización de máquinas y equipos desde 1977. Es así que Cormaq lleva casi cuatro décadas de experiencia brindando soluciones al transporte, la industria, el agro y el comercio en Bolivia.

ormaq representante de la marca Scania en Bolivia destaca la innovación tecnológica aplicada en todos sus modelos que configura potencia y bajo consumo de combustible, lo que permite menor costo de mantenimiento. "Scania siempre está innovando pensando en el usuario final, tanto en la ergonomía y comodidad de manejo, seguridad", resalta Cormaq.

Los camiones son idóneos para transporte de cargas pesadas y sobredimensionadas.

En Bolivia, ha introducido recientemente dentro de su línea de maquinaria pesada a las volquetas 8x4, camiones especiales (bomberos, cisternas y grúas). En cuanto al rendimiento del motor, y el ahorro varía entre los modelos y tamaños, carga y tipo de terrenos. Pero esta nueva generación de sistemas de gestión se ha desarrollado para asegurar el control de todos los aspectos relacionados a la eficiencia. Cabe destacar que la dura-

bilidad de cada uno de los componentes de un camión o chasis Scania es una característica muy valorada. Además ofrece soluciones personalizadas para cada cliente, ello conlleva a la eficiencia en cada una de sus piezas. Entre tanto, en lo que se refiere a los chasis para buses, incorporó en el mercado los que tienen cuatro ejes, dos de ellos direccionales para mejorar la eficiencia en las carreteras (buses de doble piso).

Esta marca reduce el uso de combustible, ahorra gastos y mitiga las emisiones de CO2.

Cormaq acapara con esta marca los rubros de minería, servicios petroleros, transporte de mercadería, servicios de auxilio en aeropuertos, refinerías, entre los más destacados. "Es la marca preferida por los profesionales porque brinda configuraciones especiales para cada sector", señala la empresa. A ello se suma el área de transporte de pasajeros interdepartamental e internacional, el cuál demanda los buses de doble piso. ▲

eventos

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

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Sering celebró 30 años de aporte al sector energético del país El pasado 17 de Noviembre en la ciudad de Cochabamba, la empresa SERING S.R.L celebró sus 30 Años de fundación y aporte al sector energético de nuestro país, con un vino de honor que contó con la presencia de importantes instituciones,

clientes, amigos, familia y personal de la empresa. En el evento, el fundador de la empresa, Jorge I. Candia Quiroga recibió varias distinciones en reconocimiento al aporte al desarrollo energético del país.

De izq. a der. Jorge Candia Q., Rossio Lineo y Jorge Candia C.

De izq. a der. Fila arriba: Luis Cortez, Miguel Soria, Ariel Sejas, Enrique Méndez, Manolo Solares, Jorge Candia C., Henry Michel, Adolfo Montevilla, Vladimir Michel. Fila abajo: Delmira Aponte, Karen Olman, Rossio Lineo, Jorge Candia Q., Micaela Delgado, Margot Candia, Isabel Tocokari, Consuelo Salvatierra.

Ing. Jorge I. Candia Quiroga, fundador y Gerente General de Sering S.R.L.

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empresa

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

LOGRO. incluye licencias de construcción ASME y API

Carlos Caballero renovó 12 certificaciones tras auditorías

TEXTO: redacción central

Datos

Sobre la compañía. Con 17 años de experiencia y más de 1500 proyectos y servicios brindados con éxito para los rubros petrolero, energético, minero, ferroviario y de infraestructura industrial, Carlos Caballero SRL es la empresa metalúrgica líder en Bolivia brindando soluciones integrales de fabricación, construcción y montaje en acero. (MERCO 2013, 2014, 2015, 2016).

uego de superar las auditorías externas de recertificación de las licencias para diseño, fabricación y montaje de tanques de almacenamiento, según estándar API 650 y de Recipientes a Presión según código ASME BPVC Section VIII Div. 1, Carlos Caballero SRL logró la renovación de todas sus 12 certificaciones, comprobando la calidad de su producción y servicios, según una nota de prensa de la compañía. Los resultados obtenidos han sido satisfactorios gracias a la madurez de los sistemas de gestión implementados, obteniendo el nivel más alto de cumplimiento, renovando su licencia como la única empresa en Bolivia autorizada para la fabricación, construcción y montaje de tanques atmosféricos con Monograma API 650-05 cumpliendo con los requisitos de especificación de producto de API y fabricando dentro del sistema de gestión de calidad exigido por la norma API Q1, destaca el comunicado. API Spec Q1 es una norma diseñada por expertos de la industria del petróleo y gas, desarrollada por el API (American Petroleum Institute) para certificar la gestión de la calidad. Así también, la auditoría desarrollada por la Asociación Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME por sus siglas en inglés) y The National Board of boiler and pressu-

La compañía ostenta 17 años de experiencia. Es la empresa metalúrgica lider en el país.

Fotos: Archivo / RE

┣ La empresa metalúrgica y de montaje del país destacó que los resultados satisfactorios se obtuvieron gracias a la madurez de los sistemas de gestión implementados obteniendo el nivel más alto de cumplimiento.

Para certificar un fabricante, ASME y API requieren que mantengan capacidades, recursos, procesos y tecnología de fabricación de productos.

re vessels inspector (NB) renovó las licencias para la fabricación y montaje de recipientes a presión en taller y obras bajo nuestro control con estampa U (recipientes a presión), estampa U2 (recipientes a presión de alto espesor), estampa S (calderos), estampa T (tanques transportables), estampa PP (tuberías) y estampa R (reparaciones). En su oportunidad, el auditor representante de ASME destacó de manera especial el haber logrado un resultado de cero desviaciones, además que destacó la

calidad del trabajo realizado por los soldadores de planta. De la misma manera, ha sido revalidado el sistema integrado de gestión de la calidad auditado por TÜV Rheinland, por lo cual se ha renovado la vigencia de las certificaciones para las normas ISO 9001:2008 (calidad), ISO 14001:2004 (Medio ambiente) y BS OHSAS 18001:2007 (seguridad y salud ocupacional). Este hito representa para Carlos Caballero SRL, un logro dado que otorga la oportunidad de brin-

dar a sus clientes de todos los rubros, un servicio de clase mundial. Certificación ASME y API Para certificar un fabricante, ASME y API requieren que estos mantengan las capacidades, incluyendo los recursos, procesos y tecnología para la fabricación de productos que se incluyen dentro del alcance de concesión de licencias, debiendo continuamente implementar, mantener y mejorar sus sistemas de gestión de la calidad. ▲

Suma más de 1.500 proyectos y servicios brindados con éxito a los rubros petrolero, energético, minero, ferroviario y de infraestructura industrial.

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Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

Arte Simmer

ANUARIO 2015

Del 16 de Diciembre de 2016 al 15 de Enero de 2017

HIDROCARBUROS Fecha

nov 08, 2016 nov 09, 2016 nov 10, 2016 nov 11, 2016 nov 14, 2016 nov 15, 2016 nov 16, 2016 nov 17, 2016 nov 18, 2016 nov 21, 2016 nov 22, 2016 nov 23, 2016 nov 24, 2016 nov 25, 2016 nov 28, 2016

Cushing, OK

Europe Brent

Cushing, OK

Europe Brent

WTI Spot Price

Spot Price FOB

Fecha

WTI Spot Price

Spot Price FOB

FOB (Dollars

(Dollars per

FOB (Dollars

(Dollars per

per Barrel)

Barrel)

per Barrel)

Barrel)

44,96 45,2 44,62 43,39 43,29 45,86 45,56 45,37 45,69 47,48 48,07 46,72 46,72 46,72 45,66

43,47 43,88 43,67 41,61 41,83 44,15 45,07 44,57 44,41 45,96 46,1 46,54 47,54 46,32 46,64

45,29 49,41 51,08 51,7 51,72 50,95 49,85 50,84 51,51 52,74 52,99 51,01 50,9 51,93 52,13

44,68 47,95 52,28 52,35 53,3 52,31 51,9 51,6 52,19 53,99 53,28 53,15 51,72 54,15 53,53

nov 29, 2016 nov 30, 2016 dic 01, 2016 dic 02, 2016 dic 05, 2016 dic 06, 2016 dic 07, 2016 dic 08, 2016 dic 09, 2016 dic 12, 2016 dic 13, 2016 dic 14, 2016 dic 15, 2016 dic 16, 2016 dic 19, 2016

Fuente: eia.gov

MINERÍA

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

Mineral

Unidad

Cotización

Alícuota Regalías

en $us

Mineras Export.

Mineras

Ventas Internas

ZINC

1.24

5.000

3.000

ESTAÑO

9.69

5.000

3.000

ORO

1163.32

7.000

4.200

5.000

3.000

ORO Minerales Sulfurosos ORO Yacimientos Marginales

2.500

1.500

PLATA

16.73

6.000

3.600

ANTIMONIO

TMF

7212.50

5.000

3.000

1.05

5.000

3.000

TMF

10291.30

1.573

0.944

COBRE

2.63

5.000

3.000

BISMUTO

4.41

1.560

0.936

PLOMO WOLFRAM

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

MINERALES DE HIERRO CONCENTRADOS Y LUMPS

T.M.

80.72

4.000

2.400

PELLET

T.M.

110.10

3.000

1.800

HIERRO ESPONJA Y ARRABIO

T.M.

191.25

2.000

1.200

OTROS SIN COTIZACIÓN INTERNACIONAL 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

ULEXITA CALCINADA

3.000

1.800

RECURSOS EVAPORÍTICOS

MINERALES DE BORO

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

PRECIOS FINALES AL CONSUMIDOR DICIEMBRE 2016 GNV

1,66 Bs./M³

GLP

2,25 Bs./Kg

GAS. ESPECIAL

3,74 Bs./Lt

GAS. PREMIUM

4,79 Bs./Lt

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

2,72 Bs./Lt

JET FUEL

2,77 Bs./Lt

DIESEL OIL

3,72 Bs./Lt

AGRO FUEL

2,55 Bs./Lt

FUEL OIL

2,78 Bs./Lt

PRECIOS INTERNACIONALES GASOLINA

8,68 Bs./Lt

DIESEL OIL

8,88 Bs./Lt

GNV

2,31 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.

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 1,351.6 1,302.5 1,219.4 1,364.3 1,406.3 1,399.6 1,406.8 1,316.0 1,338.2 1,265.3 1,341.0 1,397.9 1,348.2 1,331.6 1,346.8 1,229.3 1,180.1 1,406.8

Feb 1,330.5 1,332.1 1,339.3 2,322.9 1,264.5 1,200.8 1,121.6 1,147.3 1,181.2 1,323.1 1,360.7 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 2,322.9

GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (Enero 2016 - Diciembre 2016) Mar 1,372.0 1,382.6 1,392.4 1,302.4 1,224.0 1,175.5 1,350.5 1,375.7 1,324.0 1,351.0 1,337.6 1,285.5 1,216.9 1,383.0 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 1,437.3 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 1,300.2 1,283.7 1,173.3 1,448.4

May 1,083.3 1,162.0 1,298.1 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 1,270.9 1,287.1 1,261.7 1,292.9 1,278.0 1,198.4 1,152.8 1,279.6 1,305.5 1,306.2 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 1,159.2 1,291.2 1,330.4 1,353.7 1,324.1 1,320.0 1,224.6 1,171.3 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 1,317.0 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 1,322.0 1,349.2 1,350.5 1,273.0 1,257.1 1,396.3

Ago 1,349.1 1,346.6 1,375.1 1,373.9 1,352.7 1,228.4 1,179.2 23.0 1,304.1 1,317.7 1,335.7 1,364.2 1,297.2 1,250.9 1,389.7 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 1,325.3 166.8 1,272.2 1,307.9 1,328.6 1,442.4

Sep Oct 1,372.3 1,289.0 1,303.3 1,293.8 1,201.4 1,408.2 1,188.9 1,381.9 1,304.4 1,357.4 1,302.8 1,367.4 1,328.1 1,386.5 1,340.8 1,335.0 1,322.9 1,262.6 1,279.6 1,441.3 1,251.0 1,421.6 1,403.3 1,447.0 1,416.1 1,463.0 1,348.8 1,415.8 1,365.8 1,361.7 1,399.6 1,303.7 1,346.4 1,446.6 1,309.8 1,477.4 1,343.4 1,486.8 1,375.8 1,407.9 1,400.5 1,324.0 1,448.1 1,336.0 1,332.6 1,318.7 1,259.2 1,442.0 1,196.3 1,447.6 1,372.6 1,315.4 1,443.7 1,385.7 1,470.0 1,356.0 1,489.3 1,299.2 1,475.1 1,254.0 1,415.8 1,489.3 1,486.8

Nov Dic (al 22) 1,358.1 1,411.3 1,098.0 1,336.6 1,273.0 1,289.1 1,348.2 1,221.7 1,325.7 1,371.3 1,281.7 1,346.5 1,432.6 1,377.5 1,338.7 1,389.4 1,389.2 1,328.5 1,427.5 1,179.7 1,410.3 1,175.0 1,284.8 1,286.0 1,242.4 1,383.6 1,384.5 1,362.1 1,407.0 1,381.5 1,369.9 1,390.3 1,300.2 1,325.7 1,323.1 1,240.8 1,254.3 1,365.9 1,230.7 1,385.7 1,401.4 1,419.2 1,320.9 1,402.5 1,351.7 1,401.6 1,410.8 1,321.2 1,410.8 1,340.0 1,338.2 1,370.3 1,432.6 1,419.2

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 - (Enero 2016 - Diciembre 2016) 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 (3) ENDE - Varios (2) SETAR - Tarija SETAR - Villamontes SETAR - Yacuiba SAN CRISTOBAL - C. No Reg. Otros - C. No Regulados Varios (1) TOTAL COINCIDENTAL

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

Ago 530.0 0.3 267.0 2.4 64.6 210.3 19.4 61.2 22.5 50.7 0.1 45.2 5.1 12.8 6.9 27.7 9.2 33.7 5.9 13.0 49.5 23.1 4.0 1,385.5

Sep Oct 575.2 588.0 0.3 0.3 262.6 271.2 2.4 2.3 63.9 60.5 212.8 212.1 19.5 19.8 61.1 60.9 21.4 21.0 51.8 52.8 0.0 0.0 44.4 43.4 5.3 5.6 12.7 12.5 6.7 6.6 28.2 29.0 9.2 9.0 34.4 35.5 6.4 6.6 13.8 14.3 47.5 47.9 20.0 20.9 3.8 3.8 1,433.6 1,431.4

Nov Dic (al 22) 553.4 540.5 0.4 0.5 262.5 259.3 1.9 1.1 103.2 88.4 214.5 206.1 18.5 15.7 61.0 59.4 21.3 21.1 51.9 45.3 0.1 0.0 43.9 47.4 5.3 5.1 12.0 12.1 6.6 6.3 28.0 27.4 8.9 8.6 34.0 36.1 7.0 6.5 14.7 14.2 46.1 45.9 20.9 20.4 3.7 3.7 1,384.0 1,369.6

(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

DEMANDA DE ENERGIA DE CONSUMIDORES (GWh) EN NODOS DEL STI - (Enero 2016 - Diciembre 2016) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct CRE - Santa Cruz 286.3 255.6 270.4 271.8 222.9 210.7 229.3 249.0 255.7 285.5 EMDEECRUZ 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 DELAPAZ - La Paz 132.0 130.0 134.9 125.7 123.0 123.9 135.4 128.9 124.6 130.2 DELAPAZ - San Buenaventura 0.5 0.4 0.4 0.5 0.4 0.4 0.5 0.7 0.6 0.7 DELAPAZ - Cumbre 11.3 9.0 16.9 23.8 29.2 29.1 20.9 28.0 27.8 24.1 ELFEC - Cochabamba 99.2 92.8 104.5 100.8 101.5 99.4 102.9 104.4 103.3 107.2 ELFEC - Chimoré 6.8 6.3 7.0 6.8 6.3 6.0 7.3 8.1 8.1 8.6 ELFEO - Oruro 26.9 23.1 25.0 28.0 28.7 29.2 29.8 28.6 28.4 29.0 ELFEO - Catavi 10.5 8.9 10.1 11.0 11.5 10.9 10.8 11.2 11.2 10.9 CESSA - Sucre 24.3 22.8 25.6 25.2 23.1 23.9 26.6 25.5 25.3 27.4 CESSA - Mariaca 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 SEPSA - Potosí 20.9 21.4 23.3 21.8 24.2 23.4 24.7 22.7 23.5 24.0 SEPSA - Punutuma 1.6 1.6 1.3 1.8 2.0 2.1 2.2 2.2 2.2 2.2 SEPSA - Atocha 5.5 4.9 5.8 5.7 6.0 6.1 6.3 6.3 6.2 6.3 SEPSA - Don Diego 1.9 1.8 1.9 2.0 2.3 2.7 2.9 2.7 2.8 2.9 ENDE DELBENI (3) 14.1 12.6 13.5 13.6 10.5 9.5 11.2 12.2 11.9 13.8 ENDE - Varios (2) 1.9 1.8 1.9 2.5 4.1 4.6 4.9 4.5 4.3 4.5 SETAR - Tarija 12.6 15.9 16.3 16.4 16.2 16.6 16.6 16.9 16.6 17.4 SETAR - Villamontes 3.3 3.2 2.6 2.6 2.2 2.1 2.2 2.5 2.6 2.9 SETAR - Yacuiba 7.0 6.6 5.8 5.7 5.3 5.2 5.3 5.6 5.7 6.1 SAN CRISTOBAL - C. No Reg. 30.3 28.1 31.3 30.6 32.4 31.3 34.2 32.5 26.4 31.9 Otros - C. No Regulados 13.2 11.3 12.3 12.1 11.4 10.5 12.4 12.6 11.3 13.3 Varios (1) 0.9 0.9 1.0 1.1 1.2 1.3 1.3 1.4 1.2 1.3 TOTAL 710.9 659.0 711.9 709.5 664.4 649.1 687.8 706.6 699.9 750.5 (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

Nov Dic (al 22) 261.9 204.4 0.1 0.1 113.6 89.7 0.6 0.4 31.9 18.1 103.7 73.7 7.8 5.4 27.6 20.6 11.1 7.5 24.5 16.2 0.0 0.0 22.4 17.0 2.4 1.5 6.1 4.5 2.6 2.0 13.1 10.0 4.1 3.1 16.5 12.4 2.8 2.2 6.0 4.7 28.2 21.0 12.0 7.2 1.2 0.8 700.3 522.5

Fuente: CNDC

ANUARIO 2015