Reporte Energía - Edición 195

INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

Nro.

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Del 16 al 31 de Julio de 2017

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

Nuevos proyectos exploratorios le dan un respiro al país

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Petróleo y Gas

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Electricidad

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Crece la demanda de GLP en Argentina y Paraguay

Foto: Photobank

trol para desarrollar el campo Huayco, además de otros proyectos, le dan un giro a la estrategia de reposición y descrubrimiento de nuevas reservas de gas en Bolivia.

Foto: Peter de Souza / Reporte Energía

ESTRATEGIA. El inicio de la perforación en Boyuy a cargo del consorcio liderado por Repsol, así como el anuncio de la inglesa Echo Energy de asociarse con Pluspe-

Foto: Ministerio de Energías

Incremento del 3% garantiza crecimiento del sector eléctrico

Inglesa Echo Energy y Pluspetrol desarrollarán campo Huayco

Se estima un gran potencial de reservas, por lo que la británica comprometió inversiones en su ingreso al país.

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Miguel Zabala Bishop mzabala@reporteenergia.com

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Optimistas o pesimistas frente a la realidad a realidad es que contamos con alrededor de 10 TCF's de reservas de gas natural certificadas, ya que la próxima certificación se realizará a fin de año, según lo anunció el ministro de hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez.

Sin embargo, es evidente que luego de la certificación de 2009, que arrojó una reserva de 9,9 TCF's y en 2013 en que la canadiense GLJ Petroleum Consultants, certificó 10,45 TCF's, se ha repuesto por lo menos lo consumido en el mercado interno y de exportación, de acuerdo a las versiones del gobierno boliviano.

La realidad es que necesitamos más que eso para hacerle frente al crecimiento del consumo nacional que ahora ya supera los 15 MMCD (Millones de metros cúbicos por día) y el cumplimiento de los contratos con Argentina y Brasil, mercados que han sido fluctuantes en el envío de volúmenes requeridos, el primero demanda según contrato hasta 27,7 MMCD, entanto que el segundo establece según contrato una

"Está claro que el país debe encarar con seriedad el tema de una campaña exploratoria intensa y se están dando algunas señales al respecto. "

demanda de hasta 30 MMCD, volúmenes que han sido altamente fulcuantes entre 2016 y 2017, además de la variación de precios que como bien se sabe, en 2014, Argentina pagaba arriba 10 dólares y en 2016 bajó a 3,1 y 3,9 dólares por millón de BTU (Unidad Térmica Británica). En tanto que el precio de venta a Brasil en 2014 osciló entre 8,9 y 8,5 dólares por millón de BTU y en 2016 bajó hasta un

promedio de 2,8 y 3,6 dólares, afectando los ingresos del país a través de YPFB. Ahora bien, está claro que el país debe encarar con seriedad el tema de una campaña exploratoria intensa y para ello se están dando buenas señales con los anuncios realizados por Repsol que ya inició, junto a sus socios, la perforación en Boyuy, donde se esperan hasta 3 TCF's según el ministro Sánchez. Por su lado Gazprom espera iniciar operaciones en cuanto cierre los téminos de su partipación en nuevos campos, además de su sociedad con Total en Incahusi y estos días nos sorprende la noticia de que Pluspetrol negociaba hace un tiempo con la petrolera inglesa Echo Energy, para explotar el campo Huayco, dónde busca operar una vez se concluyan los estudios previos.

Esta realidad, enfrentada a la falta de alguna información relevante del sector, puede devolvernos el optimismo, aunque aún estamos sujetos a los resultados. Mientras tanto, crucemos los dedos y esperemos pacientes. ▲

Destacadas Inició exploración en megacampo Boyuy fruto de la Ley de Incentivos

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Irán es el nuevo protagonista en la energía global de hidrocarburos

Surtidores del país perciben la misma comisión en los últimos 11 años

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Staff Miguel Zabala Bishop Fernando Aguirre G. Doria Añez Johnny Auza David Durán

Director General Periodista Redes Sociales Corresponsal USA Diagramación

Branko Zabala Ema Peris Kathia Mendoza Johan U. Zambrana

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

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PETRÓLEO & GAS

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Tarija. EL FORO internacional del gas se realiza desde 2009

La novena edición del FIGAS se enfoca en el mix energético regional Del 5 al 7 de octubre de este año, se desarrollará el Foro Internacional del Gas y Energía (FIGAS) bajo la temática de “Gas y Renovables en el Nuevo Mix Energético Regional”.

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crischilo20@gmail.com

5-7 octubre

U

na vez más, la ciudad de Tarija recibirá a un destacado grupo de expertos nacionales e internacionales en diversas áreas de los hidrocarburos y la energía, en lo que será la novena versión del Foro Internacional del Gas y Energía (Figas).

La cita se desarrollará del 5 al 7 de octubre de 2017, en el hotel Los Parrales de la capital gasífera del país, que será el centro de debate de importantes temas sectoriales.

En esta versión, el Foro tendrá como eje temático todo lo referido al “Gas y Renovables en el Nuevo Mix Energético Regional”. Con la presencia de destacados panelistas, será una plataforma para analizar las formas de reducción en los costos de las energías no convencionales, su competitividad con las energías fósiles y el impacto real en

Fotos: Archivo

TEXTO: Cristina Chilo

⇒ El 8vo. Figas contó con la participación de importantes panelistas de Latinoamérica, Estados Unidos y Europa.

la matriz energética de la región.

De igual manera, el evento servirá para conocer de cerca la experiencia de empresas y países

en exploración y producción de hidrocarburos, generación y transmisión de electricidad y energías renovables.

El FIGAS es una plataforma de diálogo especializado, fundado en 2009 del que participan entidades públicas y privadas, empresas,

fecha en que se llevará a cabo el evento en la ciudad de Tarija. ⇒ Lleno total en un foro que se ha convertido en una plataforma tradicional de propuesta y análisis de la industria de los hidrocarburos y la energía en Bolivia.

PETRÓLEO & GAS

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⇒ Para el FIgas 2015 marcó un gran año con el tema "Exploración y alternativas para el futuro energético de Bolivia". En esta ocasión el Ministro de Hidrocarburos Luis Alberto Sánchez presenta la política energética hacia el 2030.

académicos y profesionales de diversos sectores de la industria.

Todos ellos tienen la opción de interacción, generación de pensamiento y propuestas, con la visión de “aportar a la mejora continua de las políticas energéticas, las mejores prácticas y el desarrollo de negocios en la industria de los hidrocarburos y la energía en Bolivia y Latinoamérica”, según indicó

Miguel Zabala Bishop, Comisario General del FIGAS. Por su palestra, han pasado autoridades sectoriales de distintos países de la región, desde ministros, altos ejecutivos de compañías, estudiosos y académicos que han sido protagonistas de la industria.

Además del foro, de manera paralela, se desarrollará el tercer

“Workshop de Tecnologías Exploratorias, Sísmica y otros métodos innovadores”, que reunirá los más destacados avances en esta área de la industria, con participación de expertos de Argentina, Brasil, Colombia, Estados Unidos y otros.

Cabe destacar que Tarija es el departamento con mayor producción de hidrocarburos del país y cuenta con los ingresos más altos

por concepto de regalías e IDH, por lo que desde hace nueve años es sede del evento energético más importante del sur del país.

El Ministtro de Hidrocabruros, Luis Alberto Sánchez ha manifestado su apoyo al evento energético, al igual que YPFB, ENDE y empresas como Repsol, Shell y muchas otras relacionadas al sector petrolero y energético de Bolivia.▲

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petróleo & gas

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novedad. el congreso alojará un encuentro de negocios de carácter dinámico

La CBHE anuncia la realización de la décima feria energética ┣ La feria se expande en un 20%. La cita es la oportunidad de lograr contactos, negocios y networking dentro del sector energético boliviano y regional. Se realizará el 23 y 24 de agosto próximo.

TEXTO: Redacción Central redaccion@reporteenergia.com

10 años

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00 Stands, más de dos mil visitantes del sector energético, empresas especializadas y proveedoras del sector petrolero y energético, empresas privadas y estatales de los rubros de construcción, electricidad, banca, seguros, entre otros, serán parte de la Décima feria Expo Bolivia Gas & Energía 2017 que se realizará el 23 y 24 de agosto próximos en el Hotel Los Tajibos paralelo al congreso del mismo nombre. Además de empresas del sector energético boliviano, estarán presentes compañías procedentes de China,

Estados Unidos, Colombia, México, Argentina, Brasil y Perú.

Yussef Akly, director Ejecutivo de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos, aseguró que “la Expo Energía que cada año va creciendo, es la oportunidad para que las empresas del sector o las que están interesadas en prestar sus servicios, puedan estar presentes ya que en tiempos de desaceleración económica es donde se deben buscar las oportunidades”. “Para ello hemos creado un Encuentro de negocios que permita interactuar a las empresas del upstream

(petroleras) con el amplio grupo de compañías de servicios”, complementó.

NOVEDAD: ENCUENTRO DE NEGOCIOS La feria tendrá la novedad de un Encuentro de Negocios, un esquema similar a la rueda de negocios pero con un sistema de citas más dinámico y flexible. En la misma participarán las empresas del sector upstream, servicios especializados y servicios auxiliares, en la búsqueda de nuevos negocios entre las compañías que trabajan

que se realiza la feria de la Cámara de hidrocarburos. ⇒ Con una década de experiencia en la realización de este tipo de eventos, la CBHE espera la visita de 2.000 visitantes en esta versión.

en toda la cadena sectorial.

La Feria y el Congreso son organizados por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE) y es considerado el Mayor Evento Energético de Bolivia en el que se reúne la comunidad energética local y regional. La feria es el único espacio para ferial para el sector energético el cual se organiza desde 2008.

Para participar con stands en la feria e inscripciones para el congreso, los interesados pueden comunicarse con: eventos@cbhe. org.bo o al 3538799. ▲

electricidad

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Gobierno entrega terrenos a ENDE en el Beni, para instalar interconexión redaccion@reporteenergia.com

21 julio

Se firmó el convenio entre la gobernación y ENDE.

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ste 21 de julio, se firmó el Convenio de Cooperación Interinstitucional entre el Gobierno Departamental del Beni y la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE). La firma estuvo a cargo del gobernador del departamento del Beni, Alex Ferrier Abidar y el vicepresidente de ENDE Corporación, Alberto Tejada.

El presente Convenio, tiene por objeto asumir el compromiso de transferir de manera definitiva y gratuita terrenos por parte del Gobierno Autónomo Departamental del Beni a favor de ENDE, para el Proyecto “Conexión Pando al Sistema Interconectado Nacional (SIN)” Por otra parte, el Gobierno Autónomo Departamental del Beni, se compromete a transferir a favor de ENDE los Grupos Generadores,

Foto: ENDE

TEXTO: Redacción Central

⇒ La autoridad beniana y el ejecutivo de ENDE se estrecharon las manos en señal de acuerdo.

que forma parte del presente Convenio.

La Gobernación del Beni, suscribe el presente convenio al amparo de la Ley Nº 492 de 25 de enero de 2014 de Acuerdos y

Convenios Intergubernativos y el Numeral 2 del Parágrafo II del Art. 7 de la Ley Marco de Autonomías Nº 031 de fecha 19 de julio de 2010.

Por su parte el Ing. Tejada, aclaró que el estado en que se

encuentra el proyecto, es la fase de preinversión y que en el mediano plazo, el emplazamiento de este proyecto, beneficiará entre otras poblaciones a Peña Amarilla, El Triángulo, Palestina, El Paraíso, Riberalta, El Hondo, Abaroa, Yata, Guayaramerín, San Lorenzo, Singapur, Puerto Siles, San Joaquín, San Ramón, Magdalena, Baures, La Pascana, San Pedro, San Javier, Santa Fe y la capital Trinidad, enfatizó la autoridad.

Con este convenio, ENDE encamina el compromiso que tiene con el Estado Plurinacional, de cumplir con la Agenda Patriótica 2025, de alcanzar la cobertura total del servicio básico de electricidad y asegurar el suministro de energía eléctrica para los bolivianos y bolivianas. ▲

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PETRÓLEO & GAS

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COnflicto. GObierno y sector privado se encuentran enfrentados por DS nº7427 del poder ejecutivo

Petropar se posiciona en el mercado del GLP en Paraguay Actualmente, Petropar cuenta con US$ 33 millones de patrimonio. Este tipo de operaciones positivas se basan en los buenos resultados mediante la venta de GLP y los combustibles.

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redaccion@reporteenergia.com

"La estatal paraguaya contará con el 13% del mercado en el segmento de combustibles. Contará con un total de 140 estaciones de servicio"

P

etróleos Paraguayos (Petropar), en casi un año, logró posicionarse en el mercado del Gas Licuado de Petróleo (GLP) y cuenta actualmente con una participación del 10% en el segmento del gas, según el presidente de la entidad, Eddie Jara.

El representante de la entidad explicó el pasado 20 de julio que cuentan con un total de 19 estaciones de servicio donde se comercializa el gas a un precio de 5.000 guaraníes (0.91 dólares) el kilo, según el portal web lanacion.com.py Jara indicó que, para finales del presente año, la red de venta del

GLP se extenderá a un total de 40 servicentros.

En cuanto a otros tipos de combustibles, la estatal contará con el 13% del mercado en el segmento de combustibles para finales de este año una vez que la entidad llegue a completar la cantidad de estaciones de servicio que tiene previsto habilitar, aproximadamente 140.

Según informe de Petropar, durante el primer semestre de este año se obtuvo un superávit de aproximadamente 25 millones de dólares (US$), fuera de impuestos.

Sobre el punto, Jara manifestó

que en total Petropar cuenta, hasta la fecha, con US$ 33 millones de patrimonio positivo. Las operaciones positivas se basan en los buenos resultados mediante la venta del Gas Licuado de Petróleo (GLP) y los combustibles.

Otro factor que incide en los aspectos financieros positivos de la empresa estatal son los ahorros registrados en diversos negocios donde el más representativo es el obtenido mediante los fletes fluviales. Petropar, en las últimas dos licitaciones para las compras de los diversos combustibles que comercializa, logró un ahorro de aproxi-

madamente US$ 74 millones.

Gobierno vs sector privado Según una publicación del 14 de julio del portal web ultimahora. com, una nueva batalla se dirime entre el Gobierno y el sector privado, tras el reciente decreto Nº 7427 del Poder Ejecutivo, que obliga a los importadores de gas licuado de petróleo (GLP) a contar con licencia previa para poder ingresar el producto al país.

Asimismo, se determinó que todas las empresas importadoras, plantas de almacenaje, fraccionadoras y distribuidoras de gas de-

Fotos: Photbank

TEXTO: Redacción Central

⇒ Eddie Jara, Presidente de Petropar

2017 finales

la red de GLP subirá a 40 servicentros de Petropar. ⇒ Petróleos Paraguayos es una compañía de petroleo y gas de Paraguay, de naturaleza semi-pública de propiedad mayoritariamente estatal y con participación extranjera privada.

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berán presentar al Ministerio de Industria y Comercio (MIC), dentro de los primeros diez días de cada mes, un informe estadístico de sus operaciones del mes anterior.

Para la Cámara Paraguaya de Gas (Capagas), el decreto es inconstitucional y próximamente se presentarán las acciones judiciales correspondientes. Referentes del gremio, que prefirieron permanecer anónimos porque señalaron que están latentes los riesgos de sufrir represalias.

Para los empresarios privados, la jugada es clara: beneficiar a la petrolera estatal. La misma ganó un 3% del mercado del gas en poco tiempo, gracias a las sendas resoluciones del Ejecutivo, señalaron.

Obstaculos Añadieron que la licencia previa es inaplicable para el GLP, a diferencia de la licencia previa para los combustibles. En los hidrocarburos líquidos, el Instituto Nacional de Tecnología y Normalización (INTN) toma muestra del combustible, de los convoyes de barcazas, lo que hace que el trámite pueda ser cumplido en tiempo y forma, dijeron. Pero la toma de muestra del gas se daría por camión y como la importación es de 7.000 toneladas

de GLP, se tienen 322 camiones. El proceso se haría en Aduanas de Mariscal Estigarribia y recién tras el resultado de INTN se podría despachar el producto, lo que hace inviable el procedimiento, explicaron.

Se trata de un nuevo decreto inconstitucional, ahora aplicado al gas, que tiene el objetivo de que los empresarios privados terminen comprando el 50% de la importación de Petropar. También remarcaron que hay violación de marcas, dado que la empresa pública puede usar cualquier garrafa de cualquier emblema.

Negocios con Bolivia En la primera semana de julio, las autoridades de Bolivia y Paraguay, junto a sus equipos técnicos, avanzaron en las negociaciones con la intención de concretar el incremento de los volúmenes de GLP, que el Estado boliviano exporta al país vecino, además de ser socios en la comercialización de este combustible en Paraguay.

Asimismo, abordaron los términos necesarios para concretar un estudio conjunto de ingeniería conceptual para la construcción de un gasoducto que integre el sur de Bolivia y la región del chaco paraguayo, y consideraron además la propuesta de un contrato de com-

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Comercio de GLP • Origen. Bolivia comenzó a vender gas licuado de petróleo (GLP) en 2012. Desde entonces hasta marzo de este año las ventas sumaron 84 millones de dólares.

• Negocio. Los países de destino para las exportaciones de GLP boliviano, según el orden de importancia es: el 75% para Paraguay, 24% se envía a Perú y el 1% a Uruguay.

0,91 Costo

⇒ Bolivia tiene intenciones de elevar el volumen de exportacion de GLP a Paraguay.

pra y venta de urea.

Paraguay es un país con un consumo de 50.000 toneladas métricas de urea por año.

En la reunión, se abrió la posi-

bilidad de que YPFB realice proyectos exploratorios en las zonas que tiene asignadas la estatal Petropar en territorio paraguayo. ▲

US$

En esta cifra se comercializa el kilo de gas en las 19 estacions de servicio de Petropar.

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petróleo & gas

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Economia. La deuda neta de Enagas ascendio a 4.482,5 millones de euros en el primer semestre del año

Tras consolidar GNL Quintero, Enagas ganó mayor porcentaje ┣ La empresa gasífera logró un beneficio millonario de euros entre enero y junio, un 25,6% más que un año antes gracias a la consolidación en sus cuentas de la chilena GNL Quintero, el crecimiento de la demanda de gas y su expansión internacional.

redaccion@reporteenergia.com

06 meses

De enero a junio 2017 la empresa elevó un 25,6% sus cuentas.

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nagas logró un beneficio de 269,1 millones de euros entre enero y junio de este año, un 25,6% más que un año antes gracias a la consolidación en sus cuentas de la chilena GNL Quintero, el crecimiento de la demanda de gas y su expansión internacional.

Enagas explica que, desde enero de este año, su perímetro de consolidación incorpora GNL Quintero por el método de integración global en sus estados financieros. Además, la empresa indica que para facilitar la comparación de estos resultados con los de 2016, se presenta la información proforma integrando GNL Quintero por el método de puesta en equivalencia, considerando una participación del 45,4%.

Así, su resultado bruto de explotación (ebitda) mejoró un 12,4% en el semestre, gracias fundamentalmente a la consolidación global de GNL Quintero, que aporta 63,1 millones de euros. Y su ebit aumentó un 10% y alcanzó los 361,9 millones de euros.

Los ingresos de Enagas se incrementaron un 13,4% respecto al mismo periodo del año anterior y alcanzaron los 688 millones de euros. Sin la integración global de GNL Quintero que incorpora 91,9 millones de euros, los ingresos disminuyen un 1,7% respecto al primer semestre del ejercicio 2016.

Su cash flow operativo aumentó un 55,7%, hasta 604,9 millones de euros, gracias a una evolución más favorable del capital circulante consecuencia de la mayor facturación del Sistema Gasista por el incremento de la demanda de gas en España. Y es que otro de los factores que tiró de sus cuentas fue la demanda de gas natural del mercado nacional que aumentó un 6,5% respecto a junio de 2016 y alcanzó los 169.075,5 GWh. Enagás destinó 202 millones de euros a inversiones, que incluyen la salida de caja por el pago de las garantías aportadas en el proyecto GSP por 213, y 140 millones

Foto: GNL Quintero

TEXTO: Redacción Central

⇒ Esta es una de las Plantas de procesamiento de Gas Natural Licuado de la emoresa GNL Quintero.

10 13,4 1,71 Incremento

Ingresos Enagas

%

Es el aumento de ebit en el primer semestre de este año y alcanzó 361,9 millones de eusor.

por la venta del 15% de Quintero.

La deuda neta de Enagas ascendió a 4.482,5 millones de euros en el primer semestre del año.

Incluyendo la deuda neta de GNL Quintero (695 millones de euros), se eleva sólo un 1,7%, hasta 5.177,1 millones de euros. La compañía destaca que la deuda neta al final del ejercicio 2016 ya incorporaba el importe de las garantías de GSP, por importe de 221 millones de euros. Sin GNL Quintero, su endeudamiento supone un ratio deuda neta/ebitda ajustado por los dividendos de sus filiales de 4,5 veces y un ratio de FFO (Funds from Operations)/deuda neta del 17,2%.

Standard & Poor's rebajó el 17 de julio su perspectiva del rating de Enagás a 'negativa', aunque

Acciones

%

%

La economía de Enagas incrementó este porcentaje con respecto al año anterior.

Fue el porcentaje de disminución en la Bolsa el 18 de julio, que en economía representó 23,55 euros.

mantuvo el rating en A-. Esta rebaja la asoció a la pérdida del proyecto GSP en Perú y el incremento del riesgo en el proyecto TAP principalmente. Pero la agencia también hace mención al cambio regulatorio esperado para 2020 donde no se descarta cierto recorte en la remuneración regulada.

El 18 de julio, las acciones de Enagás bajaron un 1,71% en Bolsa, hasta los 23,55 euros. No obstante, en lo que va de año, los títulos de la compañía suben un 1,03%.

La gasista que preside Antonio Llardén estrenó el pasado 18 de julio la temporada de resultados empresariales del primer semestre del año. Entre esta fecha y el 29 de septiembre rinden cuentas al mercado las 35 empresas del Ibex.

Enagas, uno de los valores más 'defensivos' del Ibex, se ha ajustado a las previsiones del consenso del mercado y a sus propios objetivos establecidos para 2017 al ganar 269,1 millones de euros en el primer semestre del año, un 25,6% más que en el mismo periodo de un año antes gracias fundamentalmente a la consolidación en sus cuentas de la gasista chilena GNL Quintero, según explica la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

Sin pensar en los efectos contables de la consolidación de GNL Quintero por importe de 51,5 millones de euros, el crecimiento del beneficio después de impuestos stand alone respecto al primer semestre de 2016 fue de 1,6%. ▲

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Fotos: YPF

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regreso. la llegada del gas argentino al siste

Cuatro petrole producir gas en C

⇒ Vaca Muerta es una formación de Shale situada en la cuenca Neuquina en las provincias de Neuquén, Río Negro, La Pampa y Mendoza.

Aumento de producción • Vaca Muerta trepará de 58.000 barriles diarios este año a 91.000 durante el año que viene, mientras que ascenderá de 6 millones de metros cúbicos diarios de gas a casi 11 millones, según un estudio que elaboró la consultora especializada Wood Mackenzie. Esto es considerando los números de desarrollos actuales. En caso que broten nuevas inversiones, las cifras se pueden modificar para arriba, según una publicación del portal web elclarin.com.

1.150 Inversión grupal

MMdd

Será el monto de loas 4 empresas para el desarrollo de reservorios no convencionales.

2.500 Inversión

MMdd

Por esta suma, acordada en 2013 con Chevron, YPF es la empresa más activa en Vaca Muerta.

TEXTO: Redacción Central. redaccion@reporteenergia.com

uatro empresas petroleras, YPF, Total, Pan American Energy y Wintershall invertirán US$1.150 millones para la explotación de shale gas en tres concesiones conjuntas que poseen en el yacimiento neuquino de Vaca Muerta, según determinó el convenio firmado este mediodía por los presidentes y directivos de las compañías durante un encuentro en el que también participó el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez.

La inversión estará destinada a las áreas de shale gas identificadas como Aguada Pichana Este, Aguada Pichana Oeste y Aguada de Castro, en la provincia de Neuquén, donde estas cuatro empresas petroleras invertirán estos US$1.150 millones para el desarrollo de reservorios no convencionales.

Las empresas Pan American Energy, Total Austral, Wintershall Energía e YPF alcanzaron un acuerdo con la provincia de Neuquén con el objetivo de promover el desarrollo de la formación de Vaca Muerta y acelerar la producción de gas no convencional.

"Tenemos que mejorar los costos logísticos de la infraestructura y tenemos que traer más tecnología.

Vaca Muerta es una cuestión de tiempo pero es un camino de no retorno", aseguró el director ejecutivo de PAE, Marcos Bulgheroni.

La petrolera estatal YPF, gracias a un acuerdo firmado en el 2013 con la estadounidense Chevron por más de US$2.500 millones, es la empresa más activa en la explotación de la formación, ubicada en la provincia patagónica de Neuquén.

Vaca Muerta está ubicada en una franja que abarca parte de Neuquén, Río Negro y Mendoza, tiene 30.000 km2 de superficie de los cuales 12.000 pertenecen a YPF. Su capacidad de producción probable ronda los 27.000 millones de barriles y multiplica por nueve las reservas de crudo el país y por 30 las de gas.

Ventas a Chile Está todo listo para volver a usar el gasoducto que conecta a Vaca Muerta con el vecino país. Es parte del swap entre los gobiernos.

El gobierno argentino cerró un acuerdo de intercambio energético. La exportación compensará los volúmenes ingresados desde Chile por la zona norte.

Swap significa intercambio en la lengua inglesa, pero desde hace algunos días para Neuquén es sinónimo de un nuevo interrogante. En el marco del Primer Encuentro Chileno-Argentino sobre Integración Energética se anunció un canje de gas natural a través de un sistema de permutas. Si bien el proyecto definitivo se guarda bajo llaves, se trata del regreso del gas argentino al sistema chileno, algo que no ocurría desde mediados del 2000.

Los términos del acuerdo se discuten con detalle desde mayo.

Sin embargo, fuentes del ministerio de Energía anticiparon que la firma podría hacerse en los próximos días.

Uno de los puntos que está cerrado es que el acuerdo permitiría intercambiar gas o electricidad, pero deberá ser a través de fuentes de la misma naturaleza: electricidad por electricidad o gas por gas.

La modalidad del swap, según lo que se informó durante la visita a Neuquén del embajador chileno en Argentina, José Antonio Viera Gallo, se concretará con el envío de energía por un punto y su retribución a través de otro.

Bajo ese esquema, la entrada del gas que los chilenos reciben por las terminales de GNL Quintero y Mejillones llegarían al país por el gasoducto GasAndes. Los puntos de evacuación para el fluido argentino son dos: el primero es Neuquén que se conecta con la Región del Biobío a través del gasoducto del Pacífico. La otra –considerada por Chile– es Magallanes vía el gasoducto Posesión.

El protocolo de intercambio incluiría varias cláusulas, entre las que se destaca que el swap entre ambos países no interferirá con la seguridad energética interna y que en caso de estar en riesgo se suspende. Los volúmenes dependerán de las necesidades tanto de Chile como de Argentina sin que afecte la operación de los sistemas eléctricos.

Petróleo & gas

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ema chileno se da despues de 17 años

eras invertirán 1.150MMdd para n la reserva de Vaca Muerta Los mismos caños Los envíos actuales se realizan por los mismos gasoductos que en la década de 1990, durante el gobierno de Carlos Menem, Argentina usó para exportar gas a Chile por casi 22 millones de metros cúbicos diarios, casi lo mismo que hoy ingresa desde Bolivia.

Luego, durante la presidencia de Néstor Kirchner, se afrontó una paulatina disminución del suministro, hasta que la llave se cerró definitivamente en 2006.

El año pasado, con la gestión de Mauricio Macri, el grifo se abrió, pero en sentido contrario: para importar desde el vecino

país. El GNL chileno llega a través del Océano Pacífico, luego lo regasifican y lo inyectan en los gasoductos trasnacionales.

La falta de gas que padece Argentina y que se intensifica durante el invierno, obliga a importar el fluido. Con la llegada de Juan José Aranguren al ministerio de Energía, el gobierno de Argentina agregó a Chile como proveedor y mantuvo los ingresos desde Bolivia y a través de los buques regasificadores de los puertos de Escobar y Bahía Blanca.

Las importaciones, que incluyen contratos heredados del gobierno anterior y nuevos

acuerdos, presentan una marcada dispersión de precios.

El gas de Bolivia en este invierno le cuesta al Estado argentino US$ 317 millones , mientras que comprárselo a Chile insume US$ 82 millones. La razón que esgrime Enarsa, para comprar a Chile, es que la importación desde allí reemplaza al gasoil, combustible para generar electricidad.

En este sentido, Chile envía un promedio de 3 millones de metros cúbicos por día. Desde junio y hasta agosto transitarán hacia territorio argentino 85 millones de metros cúbicos. ▲

Fotos: Archivos

┣ PAE, Total Austral, Wintershall Energía e YPF acordaron con la provincia de Neuquén, el objetivo de promover el desarrollo de la formación de Vaca Muerta y acelerar la producción de gas no convencional. Esta zona está ubicada en una franja que abarca 30.000 km2.

⇒ Las empresas buscan acelerar la producción de gas no convencional en Vaca Muerta.

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petróleo & gas

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Economia. Arcas publicas sonlas encargadas de recoger los recursos para el estado brasileño

Brasil prioriza las inversiones tecnológicas para exploración ┣ Los contratos firmados por la ANP generan un efecto multiplicador en la economía brasileña; estos fondos se invierten en el desarrollo de tecnología , expansión del conocimiento geológico y la formación de una cadena de bienes y servicios que servirán de apoyo.

redaccion@reporteenergia.com

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Exploración

cuencas sedimentarias de interés tiene Brasil para la exploración de hidrocarburos, cuya área es de 7.175.000 km2

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Foto: Photobank

TEXTO: Redacción Central

egún una información de la Agencia Nacional del Petróleo (ANP) de Brasil, la exploración y producción forman base de la industria del sector. Los grandes fondos se invierten en el desarrollo tecnológico, la expansión del conocimiento geológico y la formación de una cadena de bienes y servicios que servirán de apoyo. La explotación de los campos concedidos ayuda a extender el conocimiento geológico de las cuencas sedimentarias, tarea de la cual se encarga la ANP, que invierte en la investigación en el área.

Actualmente, Brasil tiene 28 cuencas sedimentarias de interés para la exploración de hidrocarburos, cuya área es de 7.175.000 kilómetros cuadrados (km2). Sin embargo, solo un pequeño porcentaje de estas áreas está bajo contrato para las actividades de exploración y producción.

Los contratos firmados por la ANP con las empresas competentes en el área, generan un efecto multiplicador en la economía brasileña; el mantenimiento de los flujos de inversión, atraen a las empresas petroleras y fomentan la consolidación de una industria nacional de bienes y servicios al mercado.

Con la producción de petróleo y gas natural, las arcas públicas recogen importantes recursos para el gobierno brasileño, en las firmas de bonos, regalías y participaciones especiales, estos recursos alimentan al desarrollo de la investigación para permitir nuevas aplicaciones dentro de la exploración en la industria. ⇒ Los fondos se invierten en el desarrollo tecnológico, la expansión del conocimiento geológico y la formación de una cadena de servicios.

08 Junio

es la Resolución CNPE Nº17 del Boletín Oficial.

Aprobación de ley El Consejo Nacional de Política Energética (CNPE), publicó el pasado 6 de julio, un Boletín Oficial de la Resolución CNPE Nº17 del 8 de junio del 2017, el establecimiento de la política y producción de petróleo y gas natural quien señala sus directrices y guías de planificación además de la realización de

rondas de licitación.

De la misma manera, define las políticas para maximizar la recuperación de los recursos in situ de yacimientos, la cuantificación del potencial nacional de petróleo y la intensificación de las actividades de exploración en el país, así como

la promoción de la monetización adecuada de reservas existentes, salvaguardando los intereses nacionales.

El texto autoriza a la Agencia Nacional de Petróleo Brasil la autorización de ofrecer de manera permanente los campos devueltos

o en proceso de retorno, asimismo, los bloques de exploración con descubrimientos que pueden ser devueltos y áreas que, en anterior ocasión, fueron objeto de autorización CNPE en licitaciones, con excepción de las áreas Presal y de carácter estratégico. ▲

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Precio. El crudo cotiza a menos de la mitad de los valores de mediados del 2014

Inversionistas esperan una reducción de los excesos de petróleo ┣ Los precios del crudo cayeron cerca de 1% en la segunda mitad de julio, inversionistas esperan señales de que los esfuerzos liderados por la OPEP para reducir el exceso global de suministros sean efectivos.

TEXTO: Redacción Central redaccion@reporteenergia.com

"La Opep funcionaba bien cuando el barril marginal de los países OCDE era el del mar del Norte, y por tanto a 50, 60 o 70 dólares en costos de producción"

L

os precios del crudo cayeron alrededor de 1% el 17 de julio, en momentos en que los inversionistas esperan señales de que los esfuerzos liderados por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) para reducir el exceso global de suministros son efectivos, según una publicación del portal web eleconomista.com. mx.

Asimismo indica que, las pérdidas fueron limitadas por el menor crecimiento del bombeo de algunos países.

La producción nacional de crudo de Libia alcanzó los 1.03 millones de barriles por día (BPD), casi sin cambios respecto a fines del mes pasado, dijo un funcionario de la industria petrolera.

Las empresas de perforación en Estados Unidos (EEUU) sumaron dos pozos en la semana al 14 de julio, llevando el total a 765, dijo Baker Hughes ese día. Los incrementos de plataformas en las últimas cuatro semanas promediaron cinco, el punto más bajo desde no-

viembre del año pasado.

Aun así, las estimaciones apuntan a que el bombeo de crudo de de EEUU crecería por octavo mes seguido, sumando 112,000 bpd a 5.585 millones de bpd en agosto.

El crudo Brent perdió 49 centavos, o 1%, a 48.42 dólares por barril. Los futuros del petróleo West Texas Intermediate cedieron 52 centavos, o 1.1%, a 46.02 dólares.

Los precios tocaron previamente su nivel más alto desde el 5 de julio.

La mezcla mexicana de exportación perdió 19 centavos o 0.43% y se vendió en 43.55 dólares el barril.

“La idea de una mayor producción, especialmente de EEUU, Libia y Nigeria, parece ser considerada (...) El mercado rebotó, pero tiene problemas para subir debido a que la caída de inventarios se debió a una mayor demanda de gasolina”, dijo el jefe de investigación de mercado en Tradition Energy, Gene McGillian.

Las existencias de crudo en

14 Julio

Pacto de reducción El crudo cotiza a menos de la mitad de los valores de mediados del 2014 debido a altos suministros, pese a que la OPEP, junto con otros exportadores como Rusia, acordaran un pacto de reducción.

A pesar del acuerdo inédito firmado a finales de 2016 entre los miembros de la Opep y otros países externos, como Rusia, para reducir la producción de hidrocarburos, los mercados siguen inundados por la oferta, especialmente por el crudo de shale oil estadounidense, lo que impide un verdadero aumento de los precios, según indica una publicación de dinero.com La misma manifiesta que el pacto, que estaba previsto que durara seis meses, fue prolongado por nueve meses más, pero por el momento no ha logrado un verdadero resultado positivo.

Foto: Photobank

⇒ Thierry Bros, Investigador de Estudios de Energía de Oxford

los países industrializados siguen siendo altas, lo que puso freno al repunte del hidrocarburo.

Perforadoras de EEUU sumaron 2 pozos a su lista. ⇒ Los precios del barril actual cambiaron las estrategias de la OPEP.

"La Opep funcionaba bien cuando el barril marginal de los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) era el del mar del Norte, y por tanto a 50, 60 o 70 dólares en costos de producción; pero cuando la competencia es mucho menos cara, ya no funciona", resumió el investigador en el instituto de estudios de energía de Oxford, Thierry Bros.

Por otro lado, el secretario general de la OPEP, Mohamed Barkindo, volvió a defender la segunda semana de julio, una "decisión histórica" que da muestra de la capacidad de adaptación de la organización.

No es la primera vez que la Opep, creada en 1960, no alcanza su objetivo de inmediato. En 2008, fueron necesarias tres reducciones de la producción en cuatro meses para lograr un efecto duradero.

Esta vez, vuelve a plantearse la posibilidad de una nueva etapa, ante la reunión a finales de julio en San Petersburgo, Rusia, del comité de seguimiento del acuerdo.

Este pacto marca "una nueva situación", con una especie de "institucionalización" de la cooperación entre los países miembros del OPEP y los otros productores, a través del comité de seguimiento, señaló el vicepresidente de IHS Markit, Ben Yerglin.

Pero el gran volumen, la cantidad de productores independientes, el ciclo de desarrollo corto y la capacidad para reducir costos rápidamente del petróleo shale oil estadounidense crea una situación nueva, según Yerglin.

Con el surgimiento, además, de otros productores como Brasil y México, existe "una cantidad de opciones diferentes en el mercado", y eso "crea presión sobre la Opep", explica la presidente del

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El papel de Medio Oriente • Arabia Saudita es el único país que puede aumentar muy rápido su producción sin necesidad de realizar nuevas inversiones para evitar que se disparen las cotizaciones, segùn el presidente de Stratégies et politiques énergétiques, Francis Perrin.

Esta regiòn se asegura de conservar un margen de capacidad rápidamente disponible pero, sobre todo, "conserva unos de los precios de producción más bajos del mundo", fuera del alcance del petróleo estadounidense.

⇒ Autoridades de los países integrantes de la OPEP en una de las últimas reuniones del pasao 18 de julio en Vienna, Italia.

gabinete Energy Security Analysis, Sarah Emerson.

Cinco países relevantes La producción de la Organización apenas representa un tercio de la oferta mundial, frente al 40% de hace 10 años.

Muestra de lo inédito de esta situación, la Opep intentó acercar-

se a los principales encargados del crudo de shale oil estadounidense el pasado marzo en Houston, EEUU. "Nos reunimos con ellos e iniciamos un diálogo", transmitiendo el mensaje de que asegurar la estabilidad del mercado "es una responsabilidad compartida, que necesita una acción conjunta", afir-

ma Barkindo.

Aunque la influencia de la institución se vea perturbada, los expertos no creen que haya un debilitamiento de los productores históricos.

La Opep la componen 14 países, pero "al final, solo cinco son relevantes: Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Irán e Irak,

y todavía tienen mucho poder, porque tienen los costos de producción más bajos de la industria", explica Emerson.

"Si quisieran, podrían aumentar su producción y destruirían a todos los demás productores".

Pero eso reduciría sus ingresos y no lo hacen "por miedo a la reacción de su población", añade. ▲

765 Volumen

Pozos

Es la cantidad que tienen las empresas de perforación hasta el 14 de julio, según Baker Hughes.

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INFORME. FUNDACIÓN MILENIO

Incertidumbre sobre reservas de gas natural TEXTO: Redacción Central redaccion@reporteenergia.com

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a publicación de un estudio del Gobierno de Brasil, advirtiendo que los campos de gas en Bolivia se hallan en fase final de producción y que no existen descubrimientos de nuevos yacimientos1, ha vuelto a encender las alarmas en el país. En julio de 2016, la calificadora de riesgo Fitch Ratings afirmó, en un informe, que la producción de gas natural en Bolivia, luego de 2019, es incierta debido a la ausencia de grandes descubrimientos.

Si bien el gobierno boliviano ha desestimado estos informes, arguyendo que sus datos son desactualizados y no consideran descubrimientos recientes, ello no alcanza para disipar los temores de que el país hubiera ingresado en una etapa de inseguridad energética y que las exportaciones futuras de gas podrían estar comprometidas.

La polémica está servida. Y lo que hoy más que nunca se precisa es aportar información técnica y análisis consistentes, para una discusión informada.

Estimación de reservas La estimación de las reservas de gas plantea un problema, debido a que su certificación oficial no está actualizada.

Los datos disponibles provienen, por una parte, de la certificación de reservas al 31 de diciembre

de 2013, determinadas por la empresa canadiense GLJ Petroleum Consultants, y publicada por YPFB en 2014; y por otra, de los anexos a los estados financieros de YPFB (publicados en 2016), en los que esta empresa estimó las reservas probadas para los años 2014-2015.

Con base en dicha información, Mauricio Medinaceli apunta que Bolivia repuso el gas natural consumido entre 2009 y 2013, lo que, en cambio, no ocurrió en 2014 y 2015, dado que la estimación de YPFB sólo considera los volúmenes consumidos y no así los repuestos.

De las estimaciones de la estatal petrolera –refiere el experto boliviano-, se deduce que la producción anual bruta de gas natural en Bolivia es de 0.8 TCF, aproximadamente; cifra que puede incrementarse siempre que los envíos a la Argentina también lo hagan. Véase la figura 1.

Indicador reservas/ producción de gas Según Medinaceli, el coeficiente entre el nivel de reservas probadas (P1), estimadas para el año 2015, y el nivel de producción bruta, observado durante el mismo período, alcanza un valor de 11.3 años. Esto, como resultado de que dicho coeficiente presenta una tendencia decreciente respecto de los primeros años de la década pasada. Véase la figura 2.

El propio Medinaceli advierte, sin embargo, que la relación reservas/producción (R/P) es un indicador estático, que sólo permite conocer la tendencia pasada; o sea, que no considera la producción futura. Así pues, y dado que no necesariamente la producción se mantendrá constante en el futuro, lo correcto sería dividir la cantidad de reservas con la producción futura estimada, de forma tal de introducir cierta dinámica al indicador; lo cual, empero, implica tener que pronosticar la producción y/o demanda de la producción de gas.

En ese sentido, el experto propone una segunda forma de analizar el desempeño de las reservas, cotejando la producción de gas natural futura con las reservas certificadas al presente. De este modo, tomando en Incertidumbre sobre reservas de gas natural cuenta los volúmenes de exportación a Brasil y Argentina así como el crecimiento del consumo interno de gas, además de los requerimientos de este recurso para la planta de urea y también las plantas de separación de líquidos, se tiene que a partir del año 2017 las necesidades de gas natural suman aproximadamente 0.92 TCF por año.

Vale decir que las reservas probadas de gas natural, estimadas al año 2015, podrían ser útiles por 8.8 años más; aproximadamente 2.5 años menos al resulta-

do otorgado por el indicador R/P. Ahora bien, puesto que este cálculo fue realizado considerando el nivel de reservas probadas (P1), es menester verificar qué sucederá en el futuro con mayores niveles de inversión en las reservas probables (P2), a fin de determinar eventuales modificaciones en el indicador R/P. Relación oferta y demanda de gas En la metodología de Medinaceli para evaluar la situación de las reservas de gas, una tercera opción es verificar los perfiles de producción de los actuales campos productores de gas natural y contrastarlos con la demanda.

En este ejercicio, el resultado que se obtiene es que la tasa de crecimiento de la demanda tiende a ser mayor a la tasa de crecimiento de la oferta; reflejada en las curvas de declinación de los campos. Véase la figura 3.

Se aprecia así, que aún disponiéndose de una cifra de reservas que podría abastecer la demanda futura, bien podrían surgir problemas en los siguientes años; esto es, déficits pequeños de oferta emergentes de la dinámica de oferta y demanda. Así pues, considerando proyecciones razonables de los perfiles de producción de los actuales campos productores de gas, y también el crecimiento de la

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demanda por este producto, tanto en el mercado interno como externo, lo que surge en el horizonte son déficit de abastecimiento ya en el año 2017, bajo las condiciones actuales. Ello, debido a que el crecimiento de la oferta tiene un ritmo menor al crecimiento de la demanda.

Menores envíos de gas a Argentina Una consecuencia lógica del inusitado incremento de los volúmenes de producción de gas en los campos en explotación, pero

también de una persistente disminución en la tasa de recuperación de reservas de gas, es que se reduce la cantidad de reservas de gas, y no únicamente para producciones y proyectos futuros sino también para el cumplimiento de los volúmenes comprometidos en los contratos de exportación.

Precisamente, esta es la situación puesta de manifiesto a raíz de una publicación del Ministerio de Energía y Minería de la República Argentina, que da cuenta de que los envíos de gas desde Bolivia, durante los primeros meses de 2016,

estuvieron por debajo de los volúmenes contractuales acordados entre ambos países, y por lo cual ese gobierno se habría visto obligado a efectuar compras de gas de Chile, incluso a precios por encima de los pagados a Bolivia. Véase la figura 4.

Conclusiones Los análisis de Medinaceli aportan evidencias de los efectos contraproducentes de un enfoque de política que ha sacrificado las inversiones en exploración de nuevas reservas a la maximización de

ingresos inmediatos para el Estado, con la sobreexplotación de los campos existentes, al límite de su agotamiento. La mayor parte de la inversión petrolera ha sido dirigida a la explotación de reservas antes descubiertas, con el resultado de un fuerte incremento en la producción de hidrocarburos, pero, y sobre todo, de la disminución en la tasa de recuperación de reservas de gas. El problema ahora es que, en ausencia de descubrimientos de campos nuevos, la disponibilidad de reservas podría no ser suficiente para garantizar la renovación de un

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contrato de largo plazo con Brasil, lo cual, de confirmarse, significaría la pérdida eventual de su principal fuente de ingresos externos, además de ponerse en riesgo la provisión de gas para el mercado.

A la vista de estos hechos, y de cara al futuro, es indudable el imperativo de reorientar la política hidrocarburífera, priorizando ante todo la urgencia de captar inversiones externas masivas en exploración y explotación de campos, condición sine qua non para sostener y ampliar la producción y exportación de gas natural. ▲

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Ubicación. Este bloque se encuentra ubicado dentro de la cuenca tarijeña

Echo Energy se asocia a Pluspetrol en el Bloque Huayco ┣ Con la firma de un acuerdo vinculante de evaluación conjunta entre ambas empresas, se asegura una participación operada en el bloque Huayco de un 80%. No existe anuncio oficial desde el Ministerio de Hidrocarburos ni de Pluspetrol.

redaccion@reporteenergia.com

80 Participación

%

Echo Energy tomaría esta cifra de participación, sin mencionar inversión o pagos por la participación.

20 Julio

Fue la fecha de publicación en el portal euroinvestor.

L

a compañía inglesa Echo Energy, llegó a un acuerdo de evaluación conjunta con Pluspetrol Bolivia Corporation S.A., sobre el Bloque Huayco el sur del país, indica un comunicado publicado por la compañía el pasado 20 de junio en Londres.

El Bloque Huayco, a cargo de Pluspetrol por un contrato con el Estado Plurinacional de Bolivia, desde 2007, cuenta con información de sísmica 3D que se va a reinterpretar y podría contar con un importante potencial de reservas de gas natural.

El contrato de largo plazo contempla una evaluación técnica, después de la cual y sujeto a las aprobaciones regulatorias, Echo Energy tomaría el 80% de participación, sin mencionar cifras de inversión o pagos por la participación.

Pluspetrol Bolivia, ni el Ministerio de Hidrocabruros de Bolivia, se han pronunciado aún oficialmente sobre el tema.

Entrada del mercado boliviano El comunicado de la empresa, indica que “Además de la recién anunciada estrategia de operaciones gasíferas en tierra (onshore) de la compañía en Latinoamérica, Echo Energy se complace en anunciar la firma de su primera transacción en Bolivia”.

La compañía ha firmado un acuerdo vinculante de evaluación conjunta con Pluspetrol Bolivia Corporation S.A. (“Pluspetrol”), el cual posiciona a la compañía para asegurar una participación del 80% en el bloque Huayco en el sur de Bolivia.

El bloque Huayco se encuentra en la cuenca de Tarija, ya cuenta con la cobertura sísmica 3D completa y la compañía estima inter-

Foto: Photobank

TEXTO: Redacción Central

⇒ A pesar de que ya se anunció dicho contrato, aun no se tiene una respuesta oficial por parte de Pluspetrol Bolivia ni del Ministerio.

⇒ Huayco, a cargo de Pluspetrol desde 2007, cuenta con información de sísmica 3D.

namente que tiene un potencial de gas muy significativo. El bloque abarca 75 kilómetros cuadrados y está cerca de la principal infraestructura de gasoductos de exportación que conectaría cualquier descubrimiento a mercados de gas de alto valor en Brasil y Argentina.

El acuerdo se inicia con una evaluación técnica, después de la cual, sujeto a las aprobaciones reglamentarias habituales, Echo Energy tendrá una posición de la operación del 80% (Pluspetrol tiene actualmente el control de la operación del 100%). Mientras Echo Energy pagará el 100% del primer pozo (y el 80% de los pozos

a partir de entonces), el acuerdo de evaluación sólo compromete a Echo Energy para financiar los estudios técnicos acordados y aún no se han establecido otros aportes financieros.

Ambas compañías ven esto como el inicio de una asociación a largo plazo en la que se pueden explorar otras oportunidades potenciales en el país.

La compañía también confirma que está cerca de asegurar otros activos de exploración y producción en la región que serán objeto de anuncios separados.

James Parsons, presidente de Echo Energy dijo que “Estamos

encantados de revelar nuestra primera transacción en Bolivia como parte de nuestra recientemente anunciada estrategia de upstream para gas en América Latina, estamos confiados en la escala multi Tcf y la calidad técnica de esta superficie y creemos que también será de interés para otros socios.

“Entendemos el valor estratégico de establecer relaciones con actores clave de la industria a nivel regional y vemos a Pluspetrol como una asociación a largo plazo en toda la región, lo que puede ayudar a EchoEnergy, mientras construimos nuestra capacidad operativa”.

Parsons agregó que “Este movimiento inicial también demuestra nuestra capacidad para avanzar en la obtención de acceso a activos de clase mundial, a medida que construimos un portafolio de exploración en la región de Central y Sur Ámérica, con hambre de gas. La transacción fue después de nuestra designación de los miembros de nuestro equipo ejecutivo, y estoy contento de que continuemos creando impulso”.▲

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Reservas. El 60% de gas natural de iran se encuentran en alta mar

Irán: El nuevo actor en la e Sus proyectos incluyen las fases 17, 18, 19, 20 y 21 del yacimiento, que cuentan con plataformas en el mar para extraer el hidrocarburo, y que están situadas en el Golfo Pérsico con refinerías en tierra.

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TEXTO: Redacción Central redaccion@reporteenergia.com

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I

rán tiene las segundas reservas de gas natural más grandes del mundo. Desde hace cinco años se sitúan en 1.187 trillones de pies cúbicos (TCF´s), la mayor parte aún sin desarrollar debido a las sanciones internacionales que pesan sobre ese país actualmente y a los aplazamientos en el desarrollo de sus yacimientos.

Pese a estos factores, el actual gobierno iraní emprendió proyectos en esa área, el más reciente fue anunciado por el presidente Hasan Rohaní, quien desarrolló megaproyectos gasíferos durante este año, el último fue el pasado mes de abril en el yacimiento de gas de Pars Sur, el mayor del mundo de este hidrocarburo compartido con Catar, donde se invirtió en una serie de proyectos con una inversión de 20.000 millones de dólares.

Los proyectos incluyen las fases 17, 18, 19, 20 y 21 del yacimiento, que cuentan con plataformas en el mar para extraer el hidrocarburo, y que están situadas en el Golfo Pérsico con refinerías en tierra. Además de la entrada en funcionamiento de cada una de ellas que es un centro de producción para el país también permiten

a Irán aumentar su producción de gas en 150 millones de metros cúbicos diarios y de gas condensado, en 200.000 barriles.

El mandatario indicó durante estos meses que Pars Sur es “la plataforma de lanzamiento de Irán hacia el progreso esperado por el pueblo” y asegurado que forma parte del megaproyecto gasístico para la industria petrolera y gasística del país. “Somos testigos de la mayor inversión en la industria de gas, petróleo y petroquímica (en la historia de Irán) desarrollada al completo por ingenieros y trabajadores iraníes”, afirmó.

Además de este fueron aprobados otros proyectos como un yacimiento de petróleo que se encuentra en Pars Sur con una capacidad actual de extracción de unos 30.000 barriles por día, y cuatro proyectos petroquímicos.

Este es “un sueño hecho realidad”, según Rohaní, quien expresó su esperanza de que se alcance en un futuro próximo una producción de 60.000 barriles. En los últimos cuatro años se ha duplicado la producción iraní de gas, y en la actualidad se eleva a cerca de 575 millones de metros cúbicos por día.

Pars Sur tiene actualmente el 18 % de las reservas de gas del planeta, con una superficie de 9.700 kilómetros cuadrados, de los que 3.700 corresponden al sector iraní.

Más probabilidades Más del 60% de las reservas de gas natural de Irán se encuentran en alta mar, representando los yacimientos no asociados alrededor del 80% de las reservas probadas de gas nacional. Pars Sur es hasta la fecha el mayor yacimiento de gas, que supone el 27% de las reservas probadas totales de Irán y el 35% de la producción de gas natural del país. Pars Norte, Kish y Kangan son los otros grandes yacimientos de gas natural iraní.

Para el desarrollo de estos proyectos se utiliza mano de obra de ingenieros y arquitectos iranés mientras que los responsables de la infraestructura, transporte y distribución del gas natural en todo el territorio nacional son conducidos por la empresa National Iranian Oil Company (NIOC), a través de sus subsidiarias National Iranian South Oil Company (NISOC) y Pars Oil & Gas Company (POGC), la gestora del desarrollo y producción de re-

Barriles

Mil

Será el volumen de producción de los yacimientos de Irán gracias a estos proyectos.

05 años

En los que se situan 1.187 TCF´s en sus yacimientos. ⇒ Los proyectos incluyen las fases 17, 18, 19, 20 y 21 del yacimiento, que cuentan con plataformas en el mar para extraer el hidrocarburo.

cursos de gas natural en el país y la National Iranian Gas Company (NIGC).

La participación iraní en el mercado global de gas no es muy importante, pero sus grandes reservas probadas hicieron que el país considere el mercado del gas como una estrategia a largo plazo que genere provechos para el desarrollo de la estructura de hidrocarburos de toda la nación. Uno de los beneficios que posee la nación son las conexiones por tierra con sus vecinos.

A pesar de los esfuerzos infructuosos para construir una planta de gas natural licuado, su localización geopolítica le da la oportunidad de transferir gas a través de gasoductos a lugares tan lejanos como China, vía Pakistán e India; a Siria y Líbano, vía Irak y a Europa a través de Turquía. A nivel de consumo, las economías europeas buscaron fuentes de energía seguras y diversificadas entre ellas las del gas, lo que está directamente relacionado con el cierre del grifo de Rusia a Ucrania y Bielorrusia en 2009 cuando se hicieron patentes los costes de la enorme dependencia del gas natural ruso.

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energía global Estos megaproyectos iraníes podrían aliviar las preocupaciones de Europa en materia de energía por ser demasiado dependiente de Rusia. Irán podría enviar su gas a Europa a través del corredor de Turquía y, posiblemente, podría jugar un rol en el proyecto de gasoducto Nabuco: Irán, Turquía, Bulgaria, Rumanía, Hungría y Austria.

Mientras Irán se esfuerza por acceder a mercados de gas seguros y a tecnologías fiables, las compañías europeas podrían garantizarse el suministro de gas invirtiendo en Irán.

La localización geográfica de Irán también le permite ser un corredor para el transporte de energía desde el mar Caspio y Asia Central hacia el Golfo Pérsico y Oriente Medio. En Irán, la mayoría de los campos de gas natural se encuentran en el sur, pero el mayor consumo de energía se produce en el norte. Por tanto, facilitar las

exportaciones de energía caspias no conllevaría una gran reforma o readaptación logística. Irán podría transportar crudo desde el mar Caspio y procesarlo en sus refinerías de Teherán y Tabriz. Como contraprestación, podría intercambiar la misma cantidad de crudo a los clientes del Golfo Pérsico. Las reservas interiores de gas en el mar Caspio y Asia Central también podrían llegar a Europa a través de Irán.

Los desarrollos podrían desembocar en un acuerdo final ya que la industria energética sufriría una reducción inmediata de las sanciones.

Sus reservas probadas, junto con su posición geográfica y geopolítica, podrían hacerle desempeñar un papel principal en el suministro y en la seguridad energética global en el futuro, una regulación en lo energético y un futuro sin sanciones. ▲ Con información de energia16.com

⇒ El proyecto iraní de Pars Sur cuenta con una capacidad actual de extracción de unos 30.000 barriles por día.

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DIRECTORES TÉCNICOS Marcelo Vargas YPFB Andina Fátima Gómez YPFB Andina

PRESENTACIONES MAGISTRALES Luis Alberto Sánchez Fernández Ministro de Hidrocarburos, Bolivia Fernando L. Benalcazar APD Proyectos

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Objetivos. En la perforación del pozo, se pretende llegar a 6.500 metros de profundidad

Inició pozo exploratorio en Boyuy fruto de la Ley de In Boyuy podría ser otro gran descubrimiento como lo fue el campo Margarita y marca el inicio de una nueva historia, según el ministro Sánchez.

┣

"Hoy empezamos una historia al encontrar este super megacampo que tiene una inversión de todo el proyecto en conjunto de US$ 600 MMDD en lo que es pozos y líneas de conexión hasta San Alberto” ⇒ Según el ministro, este programa permitirá una rápida entrada en producción de los recursos extraídos.

⇒ Luis Alberto Sánchez, Ministro de hidrocarburos de bolivia

⇒ En el proceso se utilizará maquinaria de última tecnología que permitirá eficiencia y rapidez en el proceso de exploración.

TEXTO: Redacción Central redaccion@reporteenergia.com

600 Inversión

MMdd

Es el costo total de el proceso de exploración en Boyuy, más las líneas de conexión.

E

ste 17 de julio, el Ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, realizó la inspección del inicio de actividades de perforación en el pozo exploratorio del megacampo Boyuy en el departamento de Tarija. “Como Resultado de la Nacionalización de los Hidrocarburos y de la Ley de Incentivos, el día domingo se dio inicio a la perforación del pozo que nos abre una posibilidad muy grande, porque se estiman recursos de aproximadamente 3 trillones de pies cúbicos día (TCF´s, por sus siglas en inglés), con una inversión inicial de 120 millones de dólares ($US) y total del proyecto

de más de $US 600 millones”.

Boyuy se perfora en el marco del programa de exploración a partir de la puesta en vigencia de la Ley de Incentivos que dio como resultado el compromiso de inversión por parte de las empresas de gas más importantes del mundo Shell, Repsol, PAE. A partir de la reingeniería que se lleva a cabo en el sector hidrocarburos, se les ha dado la instrucción de desarrollar un programa de “exploración ultraeficiente”, en el que se debe aprovechar el conocimiento acumulado de estas empresas desde hace más de 15 años en territorio boliviano, aplicando toda la tecno-

logía alcanzada para lograr los más rápidos y mejores resultados.

Este programa de exploración ultraeficiente, según palabras del ministro Sánchez, permitirá una rápida entrada en producción de los recursos extraídos, al existir las facilidades en superficie. “Respondiendo a la eficiencia, este pozo no necesita planta de producción porque usará la planta de San Alberto por la cercanía, donde será tratado ese gas y puesto rápidamente a la exportación y al mercado interno”, dijo a tiempo de señalar que la producción en la primera fase pueda ser entre 3 millones de metros cúbicos (MMmcd) día y 10 MMmcd.

⇒En la perforación del pozo, se pretende llegar a 6.500 metros

En este sentido, Sánchez confirmó que el equipo de perforación usado en el campo Huacaya, donde hace semanas atrás se inició la producción de 3 MMmcd, ha sido montado y está siendo utilizado ahora en Boyuy.

En la perforación del pozo, se pretende llegar a 6.500 metros de profundidad cuyos objetivos son tres arenas de la formación Huamampampa. La perforación total del pozo demandará alrededor de un año, pero a finales de este 2017 se conocerán los resultados del primer objetivo “que esperemos sea exitoso”, dijo Sánchez.

El ministro expresó mucha es-

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en la formacion Huamampampa

Fotos: Peter de Souza / Reporte Energía

megacampo ncentivos ⇒ Ls empresas que realizaran el proceso de exploración en Boyuy son Shell, Repsol y PAE.

⇒ El ministro de Hidrocarburos junto a los ejecutivos de las empresas inversoras dieron un paseo por todas las instalaciones de Boyuy.

s de profundidad cuyos objetivos son tres arenas de la formación Huamampampa.

peranza en este nuevo prospecto que, según sostuvo, podría ser otro gran descubrimiento como lo fue el campo Margarita y marca el inicio de una nueva historia. “Boyuy es fruto de la Ley de Incentivos, que atrajo recursos económicos en una coyuntura donde la inversión en hidrocarburos en el mundo es atípica. Lo que ayudó a Bolivia es la puesta en vigencia de una Ley que previó la caída del precio internacional del petróleo, además de la seguridad que existe en Bolivia, la prospectividad y los nuevos mercados, que se han abierto en los últimos tiempos, según los cuales realizamos las inversiones”.

⇒ El programa de exploración permitirá una rápida entrada en producción de los recursos extraídos, al existir las facilidades en superficie.

Cartera exploratoria Paralelamente, el ministro indicó que se tienen 35 proyectos de exploración con recursos que ascienden a 37 TCF´s, y que a través de la reingeniería se priorizó 8 de estos proyectos, los cuales abarcan el 70% de dichos recursos. “La priorización ubica a Boyuy como el primero, seguramente el siguiente será Rio Grande, el tercero será Itacarai, el cuarto será Sipotindi, Sararenda, Huacareta y los demás que son campos muy importantes”.

to de iniciar la actividad, como es el caso de Repsol, aclaró que cuando la perforación sea exitosa y el gas extraído se comercialice, en función a ese volumen se aplica la ley de incentivos y se da un porcentaje a la empresa perforadora.

“Del valor comercial de los recursos, el 82% pertenece al Estado y el 18% forma parte del operador, la relación queda al revés, en comparación al 2005 cuando el 18% era para el Estado y el 82% para las empresas”, indicó Sánchez.

Ley de incentivos Sánchez manifestó que no se le pagará al perforador al momen-

Mercado comercial Por otra parte, el ministro indico que el principal mercado de gas

es Bolivia y que se tiene garantizado el abastecimiento hasta el 2030 y hasta esa fecha el país consumiría 3,25 TCF´s, para Argentina se necesita entre 2,5 y 2,6 TCF,s hasta el 2026, para Brasil 1,31 TCF´s haciendo una cifra cercana a los 7.6 TCF´s y en la actualidad el Estado boliviano tiene cuantificados aproximadamente 10 TCF´s.

“A través del aumento de reservas, como este campo, tenemos la garantía de 12 años, seguramente el año 2020 o 2021 tendremos la garantía para 13 o 14 años de seguridad para nuestros contratos, para los próximos y para nuestro mercado interno”, explicó Sánchez. ▲

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subvencion. el gobierno PAGÓ $us 900 por instalación de gas para 600 familias de La Paz

Se extenderán redes de gas domiciliario en todo Bolivia Para concretar la instalación, la estatal petrolera tendió 9.478 metros de red secundaria. El gas que se consumirá en el departamento de La paz llegará a través de tuberías desde Tarija.

┣

redaccion@reporteenergia.com

4,3 Beneficio

MMdb

Se invirtió en la región de Rosas de Calacalani, Wilacota y Kokeni del departamento de La Paz

1,5 Inversión

millones

El vicepresidente indicó que esta cantidad de paceños tienen acceso al gas domiciliario.

17 julio

El viceresidente entregó 632 instalaciones de gas.

E

l pasado 17 de julio, el vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera, entregó 632 instalaciones de gas a domicilio en Rosas de Calacalani, Wilacota y Kokeni, obra que demandó la inversión de Bs 4,3 millones.

“Desde Tarija viene este gas por los tubos y llega hasta sus casas (…) A más de 600 familias le estamos regalando $us 900 dólares, eso es Nacionalización que llega con dinero para el vecino, para el humilde”, destacó el vicepresidente García Linera.

La obra entregada beneficia a 3.160 habitantes de las mencionadas zonas ubicadas al sur de la ciudad sede de gobierno. El costo por cada instalación llega a $us 984, monto subvencionado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.

YPFB se adhiere a los festejos del 208 aniversario de la efeméride del departamento de La Paz con obras de impacto social que mejoran la calidad de vida de los paceños. “Nuestro compromiso ha sido y será siempre buscar beneficiar a los 12 millones de bolivianos con gas natural. Éste es un mensaje de soberanía sobre este recurso que ha costado vida y sangre en la Guerra del Gas”, señaló el presidente ejecutivo de YPFB, Óscar Barriga Arteaga.

Para concretar las instalaciones de gas a domicilio, la estatal petrolera tendió 9.478 metros de red secundaria. La fuente de suministro del energético para las redes de gas proviene de la zona de Ovejuyo.

Gas para La Paz En el departamento de La Paz alrededor de 1,5 millones de paceños tienen acceso al gas a domicilio tanto en el área urbana como rural de los sectores doméstico, comercial e industrial, obra que demandó la inversión de $us 308 millones en la última década.

“En toda la Paz un millón y

Fotos: Ministerio de Energías

TEXTO: Redacción Central

⇒ YPFB concretó alrededor de 300.823 instalaciones de gas a domicilio en todo el departaento de La Paz desde 2006.

⇒ Lineras se unió a los festejos del 208 aniversario de la efeméride de la ciudad de La Paz.

medio de paceños ya tienen gas.

Nuestro presidente Evo le ha dicho a nuestro hermano presidente de YPFB y a nuestra gerente de Redes (de Gas) que sigan poniendo redes

de gas porque tenemos que llegar al 80% y si es posible al 90% de los paceños para que todos tengan gas a domicilio con la plata de la Nacionalización”, ponderó el vice-

presidente.

YPFB concretó durante la Nacionalización de los Hidrocarburos, 300.823 instalaciones de gas a domicilio en todo el departamento de La Paz frente a 8.205 instalaciones efectuadas antes del 2005.

Las conexiones de gas a domicilio permitieron mejorar la calidad de vida de los habitantes del departamento. Asimismo, las familias paceñas evitan hacer filas para comprar una garrafa de GLP y ahorran recursos económicos porque el costo del consumo oscila entre 8 a 15 bolivianos, la más baja de la región.

Además de los pobladores del área urbana en las ciudades de La Paz y El Alto, el beneficio llegó a las provincias y ciudades intermedias como las localidades de Achocalla, Calamarca, Laja, Patacamaya, Sica Sica y Viacha.

Con el gas virtual a través de las estaciones satelitales de regasifiación se beneficiaron las regiones de Achacachi, Caranavi, Copacabana, Coroico y Desaguadero. La zona de Batallas se encuentra en estudio de ingeniería. ▲

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• Todos estos productos tendrán como materia prima el polietileno que, en un principio, se obtendrá por importación, hasta que Bolivia produzca su propio polietileno.

• Cabe recordar que la EBIH y YPFB suscribieron un acuerdo de provisión de tuberías y accesorios para las instalaciones de redes secundarias de gas natural que lleva adelante la estatal petrolera • Tanto la producción de tuberías como de accesorios para tuberías, que producirá la planta, primeramente, estará orientada a cubrir la demanda del mercado interno y posteriormente la atención del mercado externo para contribuir al crecimiento económico del País.

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Centro cafetero paceño ya cuenta con gas domiciliario Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos invierte aproximadamente Bs 46,6 millones en el municipio de Caranavi en 1.561 instalaciones gratuitas de gas a domicilio, una Estación Satelital de Regasificación (ESR) y una Estación de Servicio.

En la perspectiva de mejorar la calidad de vida de los habitantes de dicha región paceña, el presidente en ejercicio del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera y el presidente ejecutivo de YPFB, Óscar Barriga Arteaga entregaron conexiones domiciliarias de gas natural y una ESR este 20 de julio.

“Esto que están viendo aquí es lo que querían hacer Tuto Quiroga y Sánchez de Lozada para los chilenos, con el hermano Evo no es Chile lo importante, para nosotros no es Estados Unidos, para Evo y Álvaro es el pueblo boliviano para el que tenemos que trabajar”, señaló García Linera.

En las conexiones de gas a domicilio, se invirtió Bs 12,8 millones,

Fotos: Ministerio de Energías

Provisión de tuberias

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⇒ El alcalde de Caranavi, Lidio Mamani, destacó el trabajo que desarrolló YPFB en la región.

en la ESR Bs 27,7 millones y en la Estación de Servicios de combustibles líquidos y GNV (Gas Natural Vehicular) Bs 6,1 millones, recursos

generados gracias a la Nacionalización de los Hidrocarburos, proceso que se inició el 1 de mayo de 2006.

A su tuno el presidente ejecuti-

vo de YPFB, Óscar Barriga Arteaga, dijo que sin la Nacionalización de los Hidrocarburos, los pobladores de Caranavi habrían esperado cien años para acceder al gas a domicilio.

“El beneficio no solo es para la ama de casa, eso va a permitir a Caranavi un desarrollo comercial, también llegamos con instalaciones a los comercios, va a permitir un crecimiento en la pequeña industria de Caranavi. Hasta diciembre nuestra estación de servicio va a atender con hidrocarburos líquidos y gas natural vehicular, vamos a beneficiar a todo el sistema de transporte”, señaló la autoridad.

Para concretar las conexiones de gas a domicilio que benefician a 7.805 habitantes Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, tendió la red primaria, red secundaria, realizó las acometidas, y las instalaciones internas en los domicilios beneficiados.

Asimismo, se proyecta construir 3.000 conexiones de gas a domicilio en los próximos años.

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Energia alternativa

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poder. China supero a EEUU como la mayor economía mundial desde 2014 por valores adquisitivos

¿Cuál es el futuro del sector extractivo en América Latina? ┣ Actualmente, ésta área representa el 4% del producto interno bruto y el 50% de las exportaciones de la región. BID impulsa mejores prácticas y conocimientos, además de la construcción y fomento de visiones a largo plazo.

faguirre@reporteenergia.com

65 Inversión

%

De las inversiones de la República Popular de China, desde el 2001, se destina a materias primas.

E

n un video publicado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) en el portal web que brinda los servicios de alojamiento de videos bajo el nombre de Youtube, la entidad muestra la realidad de los recursos naturales latinoamericanos y la situación del sector extractivo hacia una socioeconomía sustentable.

En dicho video indica que en el mundo se utiliza a diario productos minerales, gas y petróleo en servicios como las comunicaciones, la salud, el transporte, la electricidad e incluso para generar energía más limpia; estos recursos naturales se encuentran en las cosas básicas de la vida.

El sector extractivo es motor económico para muchos países y comunidades de diferentes regiones, genera trabajo y desarrolla infraestructura. Actualmente el sector representa el 4% del producto interno bruto y el 50% de las exportaciones de la región.

Se recibe un tercio de la inversión mundial en minería, la región posee un quinto de las reservas de petróleo y está entre los principales productores de hierro, níquel, plata y oro.

Argentina, Bolivia y Chile tienen dos tercios de las reservas mundiales de Litio. Nuevamente Chile, Perú y México tienen dos tercios de las reservas y producen el 45% del cobre del mundo. sostenibilidad El BID impulsa mejores prácticas y conocimientos, dialoga, actúa, construye y fomenta visiones a largo plazo.

Además, el video resalta que

Foto: captura de video de youtube.com

TEXTO: Fernando Aguirre G.

⇒ El sector extractivo en la región latineamericana es motor económico para muchos países y comunidades de diferentes regiones.

se debe extraer con inteligencia, siendo más eficientes, protegiendo la vida, la gente y la tierra.

Influencia china en la región En una publicación del portal web forbes.com.mx, indica que China superó a Estados Unidos (EEUU) como la mayor economía mundial desde 2014, a valores de paridad de poder adquisitivo (PPA), nunca antes tuvo una mejor coyuntura internacional para fortalecer su liderazgo global.

Con el efecto acumulado de las políticas de Donald Trump, incluyendo la salida del Acuerdo de Asociación Transpacífico (TPP) o el retiro del Acuerdo de París sobre cambio climático, pareciera que EU abdica un liderazgo mundial que el gigante asiático está listo para tomar.

A principios de este año, en el marco de la Reunión Anual Foro Económico Mundial en Davos, el presidente de China, Xi Jinping, defendió rotundamente el libre comercio y la globalización, a tan

solo días de la llegada de Trump a la Casa Blanca. Además, China devino líder en la lucha contra el calentamiento global, ratificando su compromiso con el Acuerdo de París y convirtiéndose en tercer inversionista mundial, sumando 183 mil millones de dólares (MMdd) de Inversión Extranjera Directa (IED) anual, según el último informe de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre Comercio y Desarrollo (UNCTAD).

Con sus antecedentes alrededor del comercio, la inversión y el financiamiento, vale la pena preguntarse, ¿qué estrategia tiene China para Latinoamérica?; ¿cuáles son sus prioridades y acciones? Y, ¿cómo debe interpretar Latinoamérica el contexto actual y qué oportunidades puede encontrar?

En el video ejemplifica que, la urbanización de China se hizo con el cobre de Chile y Perú además del hierro de Brasil y es así como las economías de la región crecieron; Latinoamérica es líder y el sector extractivo seguirá siendo funda-

mental para el futuro.

Antecedentes de inversiones La participación china en América Latina va en aumento. Actualmente, China es el primer socio comercial de Argentina, Brasil, Chile, Perú y Uruguay, y el segundo de México. El comercio bilateral entre China y Latinoamérica se ha multiplicado por 26 del año 2000 al 2016 y se han invertido más de 110 MMdd en la región desde 2003, la mayoría en los últimos cinco años.

El 65% de las inversiones chinas desde 2001 se destinó a materias primas, sector donde se creó la mitad del empleo por inversión china.

Según documenta el monitor de overseas u outbound foreign direct investment (OFDI), Brasil se convirtió en el preferido de las inversiones chinas, no dejó de invertir, ni siquiera en medio de la turbulencia política brasileña, al contrario, aumentó su apuesta en México, Argentina, Perú, entre otros. ▲

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Clientes. Ambos países son principales importadores de glp

Foto: Archivo

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GLP boliviano gana territorio en región paraguaya y argentina ┣ Desde el Ministerio de Hidrocarburo analizan la demanda de los países con la finalidad de lograr acuerdos para la comercialización de este recurso.

TEXTO: Redacción Central

S

egún una publicación de Prensa Latina, el 12 de julio el ministro de Hidrocarburos de Bolivia, Luis Alberto Sánchez, informó que prevén la construcción de un ducto para el envío de 3.000.000 de metros cúbicos de gas licuado de petróleo (GLP) por día a Paraguay.

“Actualmente analizamos la demanda del país vecino, a fin de llegar a un acuerdo para la venta del recurso”, explicó Sánchez.

De acuerdo con el ministro, Paraguay sería el tercer mercado después de Brasil y Argentina de este

producto boliviano, para lo cual proyectan un contrato de hasta 40 años en función a la demanda y la factibilidad.

Recientemente el presidente de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Oscar Barriga señaló que la empresa ganó una licitación internacional la cual le permite la exportación de 4.000 toneladas de GLP a Paraguay.

Según Barriga, el gas licuado saldrá desde la planta de separación de líquidos Carlos Villegas, ubicada en la provincia de Gran Chaco, del departamento de Tarija,

⇒ El gas saldrá desde la planta de separación de líquidos Carlos Villegas de Tarija.

con destino al mercado del país vecino.

La empresa Petróleos Paraguayos (Petropar) lanzó una oferta a varias empresas, a través de su Dirección Nacional de Contrataciones Públicas, para la compra del hidrocarburo. Alcanzar la autorización para YPFB demuestra que estamos preparados para captar mercados en la región y ser un pro-

veedor confiable, añadió Barriga.

“La producción total de GLP de nuestras plantas llega a 600 mil toneladas por año, 70 por ciento para mercado interno y el 30 para el externo. En la medida que logremos exportar una mayor cantidad, los beneficios solo por venta de GLP estarán alrededor de los 70 millones de dólares”, explicó Barriga. ▲

Foto: Photobank

redaccion@reporteenergia.com

600 Capacidad

Mil

Toneladas en capacidad de producción tienen las plantas de GLP por año en Bolivia.

4 mil Exportación

Tn

Es el primer envío de GLP desde el territorio boliviano a Paraguay, a través de licitación de Petropar. ⇒ Según el presidente de YPFB, Óscar Barriga, los beneficios solo por venta de GLP estarán alrededor de los 70 millones de dólares.

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petróleo & gas

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objetivo. consolidar un punto de encuentro entre autoridades, líderes y ejecutivos petroleros

"Santa Cruz genera más regalías de las que recibe" La Gobernación de Santa Cruz destaco el aporte de este departamento a la generación de regalís e IDH, pero cuestiona que el retonro no es proporcional y no se ajusta a las necesidades de la región.

┣

⇒ Herland Soliz, Secretario de hidrocarburos, minas y energía - Santa Cruz

TEXTO: Christina Chilo crischilo20@gmail.com

2017 año

Sólo en éste año se fijó un pago de 360 MMdb por regalías.

Fotos: David Durán / RE

"Antes producíamos el 18% de gas natural de Bolivia y ahora producimos un 25%. Somos un cuarto de la torta"

⇒ Solíz dijo que se suma un importante incremento en la producción hidrocarburífera del departamento con la puesta en marcha del campo Incahuasi.

E

l Secretario de Hidrocarburos, Minas y Energía de la Gobernación cruceña, Herland Soliz manifestó que al departamento de Santa Cruz le corresponden más regalías que las presupuestadas para la gestión 2017 por el Ministerio de Hacienda.

“Santa Cruz debe recibir más regalías que las presupuestadas para esta gestión”, dijo la autoridad que espera que el gobierno central reformule el techo presupuestario luego de una petición formal al ministerio.

Soliz explicó que para 2017 se fijó un pago de regalías por 360 millones de bolivianos, sin embargo, las proyecciones indican que este año el departamento tendrá una producción equivalente a 560 millones de bolivianos por pago de regalías, quedando 200 millones sin recibir. “Son muchos recursos que no podemos ejecutar y que afectan a obras y proyectos en todo el departamento”, dijo Soliz.

La autoridad explicó que esta anomalía se originó a causa de la bajada estrepitosa del precio del petróleo el 2016 y su repunte este año. Hace un año atrás, el barril de

petróleo bajó hasta los 26 dólares y este año nuevamente subió manteniéndose oscilando entre los 45 y 55 dólares. Por consiguiente, el calculo de regalías realizado con los precios de la anterior gestión no corresponde a la realidad de precios que se tiene actualmente.

A esto se suma un importante incremento en la producción hidrocarburífera del departamento con la puesta en marcha del campo Incahuasi. Antes, la producción de Santa Cruz estaba entre 10 y 12 millones de metros cúbicos día (Mmcd) y con este campo llegó a un promedio de 16Mmcd. En la actualidad el departamento es el segundo mayor productor de gas después de Tarija.

“Antes producíamos el 18% de gas natural de Bolivia y ahora producimos un 25%. Somos un cuarto de la torta. Hemos incrementado nuestros ingresos pero, estos no se ven reflejados en el presupuesto departamental y por lo tanto, no se reciben”, indicó Soliz.

Según el techo presupuestado, mensualmente deben ingresar 30 millones de bolivianos de regalías al departamento, pero en el

mes de julio, este ingreso debió ser de 49 millones de bolivianos.

Los afectados La Gobernación indicó que el pedido de reformulación presupuestada también es apoyado por la Asociación de Municipios de Santa Cruz (Amdecruz), que han visto disminuidos sus ingresos al igual que la universidad pública.

Por ahora, ellos esperan la reformulación inmediata para tener tiempo de ejecutar este presupuesto en sus distintos proyectos que se encuentran parados.

En el caso de la secretaria de Hidrocarburos, Minas y Energía, la drástica reducción de su presupuesto que se viene dando desde el año pasado afectó distintos proyectos de generación y electrificación.

“Después de que en 2014 nuestro presupuesto llegaba a los 100 millones de bolivianos, ahora solo tenemos 22 millones de bolivianos disponibles. Con este monto, estamos ejecutando 12 proyectos cuando hace dos años atrás teníamos 33”, dijo Soliz.

No obstante la falta de recur-

sos, afirmó que se tienen importantes avances en algunas áreas como la cobertura de electrificación rural. En esta gestión se completaron 7500 kilómetros de tendido eléctrico en áreas rurales y se entregaron 3000 paneles solares en cinco municipios. “Ahora la cobertura eléctrica en todo el departamento está en el 94% cuando en 2008 estaba en un 46%”, indicó el secretario.

Contrato con Brasil “No podemos dejar de venderle gas al Brasil, porque nos quedaríamos con un ducto obsoleto”, dijo la autoridad sobre la reanudación del contrato de venta de gas a Brasil, otro tema que preocupa a su secretaría.

Según su criterio, el país debe concentrarse en ampliar las reservas de gas y desarrollar proyectos de energía alternativa que permitan el ahorro de la energía fósil.

“Brasil ya no depende del gas boliviano y lo único que espera es que nuestro precio sea menor al que ellos producen, sólo así podrá comprarle todo lo que sea capaz de entregar Bolivia”, sostuvo. ▲

petróleo & gas

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México pospone próxima subasta petrolera redaccion@reporteenergia.com

2018 año

La siguiente subasta se realizará en enero próximo.

L

a Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) retrasará un mes la próxima subasta petrolera para que las compañías internacionales cuenten con más tiempo para evaluar el mayor descubrimiento en aguas someras en el territorio que comprende el Golfo de México desde el año 2000 y del quinto mayor depósito de hidrocarburos encontrado en el mundo en el último lustro.

La empresa Talos informó que el megayacimiento fue encontrado durante la perforación del pozo Zama-1, una franja de agua de aproximadamente 166 metros de profundidad, con una estimación de recursos cuantificada entre 1.400 y 2.000 millones de barriles de petróleo crudo, informó lacomunidadpetrolera.

“Este es un descubrimiento histórico y significativo, y no podríamos estar más orgullosos de nuestro personal de trabajo, el cual

Foto: Photobank

TEXTO: Redacción Central

⇒ El país iba a anunciar los campos y superficies para su próxima subasta de aguas.

ha demostrado ser altamente calificado tanto en México como en EE.UU.”, dijo en su desplegado Tim Duncan, presidente y director ejecutivo de Talos.

El consorcio estadounidense integrado por Sierra Oil and Gas, Talos Energy y Premier Oil también informó que instalará un revesti-

miento para proteger los hidrocarburos descubiertos en aguas mexicanas antes de emprender una nueva búsqueda en regiones más profundas.

Asimismo, aseguró en su comunicado, que “se necesitará una evaluación adicional para calibrar el pozo con la información sísmica

reprocesada para determinar planes futuros y ubicaciones óptimas de seguimiento que definirán la extensión del recurso descubierto”.

La siguiente subasta petrolera se llevará a cabo en enero de 2018 y no en diciembre de este año como se había planeado originalmente.

El presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, Juan Carlos Zepeda, explicó que el país iba a anunciar los campos y superficies para su próxima subasta de aguas profundas “en pocos días”.

Afirmó Zepeda que el hallazgo histórico “confirma que el lado mexicano del golfo de México es muy prolífico”. “Ya había interés en venir, explorar y trabajar en el golfo de México antes de estos hallazgos, pero ahora al hacer descubrimientos en tan poco tiempo el interés de los participantes internacionales por tener actividad en México se ha renovado”, agregó. ▲

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proyecciones. Seún la aie, el 2022 norteamerica superara a Qatar y australia

EEUU será líder en la exportación mundial de gas natural en 5 años ┣ EL shale gas que había sido golpedo con el bajón de precios del barril de petróleo a nivel mundial, se recupera y podría ser la salvación del mayor mercado mundial de hidrocarburos.

redaccion@reporteenergia.com

890 Producción

BMC

Alcanzará la región estadounidense para el año 2022, más un quinto de la producción global.

40

Representación

%

La República Popualr de China espera incrementar este porcentaje de la demanda de gas mundial.

2022 Año

Según AIE se logrará este tipo de proyecciones.

P

ara el año 2022, Estados Unidos (EEUU) estará en camino de desafiar a Australia y Qatar por el estatus de exportador mundial de gas, según un análisis de la Agencia Internacional de Energía (AIE) en un nuevo informe publicado el pasado 13 de julio.

EEUU representará el 40 por ciento de la producción adicional de gas en el mundo en 2022 "gracias al notable crecimiento de su industria nacional de shale oil", según la AIE. "Para el 2022, la producción estadounidense será de 890 billones de metros cúbicos (BCM, por sus siglas en ingles), o más de un quinto de la producción mundial de gas.

La producción de Marcellus, uno de los campos más grandes del mundo, aumentará en un 45 % entre 2016 y 2022, incluso a precios bajos actuales, ya que los productores incrementarán la eficiencia y producirán más gas con menos plataformas ", dijo la agencia internacional.

La demanda doméstica estadounidense de gas está crece debido a la mayor demanda de la industria, pero más de la mitad del aumento de la producción se destinaría al gas natural licuado (GNL) para la exportación, según la AIE y la demanda mundial de gas crecerá un 1,6 % anual en los próximos cinco años, y China espera representar el 40 % del crecimiento de la demanda de gas.

"La revolución de pizarra de EEUU no muestra signos de que se le acaba el vapor y sus efectos se amplifican ahora con una segunda revolución del aumento de los suministros de GNL", dijo el Director Ejecutivo de la AIE, Fatih Birol.

"Además, el creciente número de países consumidores de GNL, de 15 en 2005 a 39 este año, muestra que GNL atrae a muchos nuevos clientes, especialmente en el mundo

emergente. Sin embargo, si estos países son consumidores a largo plazo o compradores oportunistas dependerá de la competencia de precios ".

Desde que Cheniere Energy envió la primera carga de GNL de EEUU al exterior a principios de 2016, las exportaciones de gas de ese país llegaron a compradores en

Latinoamérica, Europa, Asia e incluso Oriente Medio.

A partir del 1 de mayo de 2017, la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) aprobó 7 terminales de exportación de EE.UU. que están actualmente en construcción, además de otros 4 aprobados no en construcción todavía.

A principios de este año, la EIA

dijo que se espera que EEUU se convierta en un exportador neto de gas natural en una base anual promedio para 2018, impulsado por la disminución de las importaciones de gasoductos, las crecientes exportaciones de gasoductos y el aumento de las exportaciones de GNL. ▲ Con información de energia16.com

Fotos: xxxxx

TEXTO: Redacción Central

⇒ La AIE espera que Estados Unidos se convierta en un exportador neto de gas natural en una base anual promedio para 2018.

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ENERGÍA RENOVABLE

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Cobertura. El estado apunta a cubrir al 100% las necesidades eléctricas del país

ENDE reiniciará obras en todos sus proyectos hidroeléctricos ENDE, mediante sus filiales, asumirá el proyecto Miguillas que la sociedad española Corsán Corviam, contratada para ese fin, abandonó la obra a principios de abril, mientras que Corani se hará cargo de Misicuni.

12

Foto: ENDE

┣

Ejecución

%

ENDE Transmición se hará responsable de este porcentaje para la continuidad del conducto Miguillas.

⇒ Misicuni aportará 120 MW al Sistema Interconectado Nacional, ENDE Corani se hará cargo de los servicios de mantenimiento y administración de la obra.

TEXTO: Redacción Central. redaccion@reporteenergia.com

11 julio

Se anunció que ENDE continuará con Miguillas.

L

a Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) Bolivia reiniciará las obras constructivas de la central hidroeléctrica Miguillas desde finales de este mes, confirmó el pasado 11 de julio el gerente general de la compañía eléctrica Corani, José María Romay.

Según Romay, el Gobierno nacional determinó que ENDE, mediante sus filiales, asumirá el proyecto porque la sociedad española Corsán Corviam, contratada para ese fin, abandonó la obra a principios de abril.

El directivo aclaró que el 88 por ciento de la ejecución de la central lo hará la empresa Corani y comprenderá la perforación de túneles, una represa y diversas obras complementarias.

Explicó que ese trabajo partirá de la infraestructura dejada por Corsán Corviam, entre ellas dos campamentos denominados Choquetanga y Miguillas, además

de la mejora de 20 kilómetros de camino.

Además, aclaró que la firma europea dejó perforado 500 metros del túnel de Choquetanga, entre las localidades de Carabuco y Kalachacajawira, y ENDE Corani dará continuidad al conducto, con una extensión de siete mil 900 metros.

Agregó que el restante 12 por ciento de la obra será ejecutado por ENDE Transmisión, que consistirá en la edificación de subestaciones y líneas de transferencia de energía.

De acuerdo con datos oficiales, la construcción de la central hidroeléctrica Miguillas demandará una inversión de 447 millones de dólares y tiene un plazo de ejecución de cuatro años.

Ese complejo contará con dos turbinas, Umapalca y Palillada, que incorporarán 203 megavatios al sistema interconectado nacional. ▲

Filial Corani administrará hidroeléctrica Misicuni Además, ENDE Corani será la encargada de los servicios de mantenimiento y administración de la obra, que aportará 120 MW (megavatios) de energía al sistema interconectado del país.

Paz recordó que esa firma, filial de la Empresa boliviana de Electricidad, controla las centrales hidroeléctricas de Corani y Santa Isabel, desde hace 51 y 44 años, respectivamente.

"Confiamos en que su experiencia, será de gran utilidad para la puesta en funcionamiento de Misicuni", afirmó.

Las tareas que realizará ENDE Corani serán la operación, mantenimientos preventivos, predictivos y correctivos y la administración de Misicuni, con personal boliviano, incorporado al proyecto.

"La puesta en marcha de Misicuni es una excelente noticia para todo el país, pues se trata de energía limpia, renovable y que contribuye a los objetivos de desarrollo social y económico del Estado Plurinacional de Bolivia", indicó José María Romay, gerente general de Ende Corani.

En relación con el ajuste a la tarifa de electricidad, Romay consideró que esa medida corresponde a una regulación para cubrir los gastos de operación y mantenimiento de todos los sistemas existentes, y en un futuro también de Misicuni y de todos los nuevos proyectos eléctricos y líneas de transmisión del país.

ENERGÍA RENOVABLE

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Aprueban decreto para garantizar parques eólicos en Santa Cruz y Tarija redaccion@reporteenergia.com

24 Generación

MW

Generará la planta eólica de Tarija, mientras que la de Santa Cruz brindará 21 megavatios.

E

l vicepresidente del Estado boliviano, Álvaro García Linera, informó el 19 de julio que en reunión de Gabinete se aprobó un decreto supremo que garantiza la inversión de 110 millones de dólares para construir plantas de energía eólica en los departamentos de Tarija y Santa Cruz.

"Los temas que ha tratado el Gabinete, uno de los más importantes la aprobación de un decreto para el financiamiento de dos plantas de energía eólica (...), se ha aprobado un crédito de 60 millones de euros, que con la contraparte del Tesoro General del Estado va sumar un total de 110 millones de dólares para comenzar a construir, una vez que se apruebe el proyecto de ley en los siguientes meses", explicó en conferencia de prensa.

Foto: abi.bo

TEXTO: Redacción Central

⇒ García dijo que Bolivia fue seleccionada como el país líder en inversión eólica.

Precisó que se construirá una planta de energía eólica en la Ventolera, en Tarija, para generar 24

megavatios; y otra en Warnes, en Santa Cruz, para generar 21 megavatios.

"Es decir, la inversión de 110 millones de dólares para la generación de 45 nuevos megavatios", complementó.

García Linera subrayó que este año, Bolivia fue seleccionada como el país líder en el mundo en inversión en energía eólica, según un informe de la institución de energía renovable de la Organización de Naciones Unidas.

"El convenio de geotermia con Japón con Potosí, las nuevas plantas de energía solar que vamos a instalar en Tarija, en Oruro, van a garantizar que Bolivia siga siendo el país número uno en el mundo de mayor inversión por persona per cápita en energía renovable, número uno en protección de la Madre Tierra", subrayó. ▲ Con información de abi.bo

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ENERGÍA RENOVABLE

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Futuro. Sakaka y Midyan forman parte de la primera ronda de proyectos

Arabia Saudita lanzará la licitación de su primer proyecto eólico Esta región pretende generar 9,5 gigavatios (GW) de electricidad de energía renovable anualmente en 2023 con alrededor de 60 proyectos. Con inversiones estimadas entre US$ 30 mil millones y US$ 50 mil millones.

Fotos: Photobank

┣

⇒ El proyecto eólico será de 400 megavatios y se espera que a finales de agosto se de el proceso de solicitud de empresas para adquiri esta licitación.

TEXTO: Redacción Central. redaccion@reporteenergia.com

10 Agosto

Se cerrará el ciclo de solicitudes para el parque eólico.

E

l principal exportador de petróleo de Arabia, Arabia Saudita, pidió a las compañías que califiquen para ofertar por su primer proyecto de energía eólica en Dumat al-Jandal, dijo el Ministerio de Energía, manteniendo el camino para licitar la primera ronda de proyectos de energía renovable este año.

Las solicitudes para calificar para el proyecto eólico de 400 megavatios (MW) en el norte del reino se cerrará el 10 de agosto y las propuestas serán recibidas a partir del 29 de agosto. La licitación se cerrará en enero del próximo año según Repdo.

El ministerio dijo anteriormente que la planta solar Sakaka de 300 MW y un proyecto eólico de 400 MW en Midyan formaban parte de la primera ronda de proyectos. Sin embargo, Dumat al-Jandal reemplazó a Midyan mientras que el tra-

400 300 Capacidad

Inversión

MW

Es la capacidad de generación que brindará el proyecto Midyan en Arabia Saudita.

bajo de pre-desarrollo todavía se está realizando allí, Turki al-Shehri, jefe del Repdo dijo Reuters.

"Lo que está saliendo hoy en día, Dumat al-Jandal es básicamente el reemplazo de Midyan. El trabajo pre-desarrollado tiene que ser hecho en ese lado, ojalá (Midyan) saldrá pronto", dijo Shehri.

Añadió que otras compañías pueden participar en la licitación, ya que todos los licitadores pre-calificados para Midyan se calificarán

MMdd

Se estima que costará uno de los royectos denominado Sakaka y se espera que este para 2018 - 2019.

automáticamente para la planta de reemplazo. En abril, Arabia Saudita inició el programa masivo de renovación en Riad, anunciando el inicio del proceso de licitación para el proyecto Sakaka, que se espera que esté en línea para 2018-2019.

Shehri dijo que el proyecto de Sakaka se estima que costará alrededor de US$ 300 millones.

Los licitadores ganadores construirán, poseerán y operarán las centrales eléctricas en asocia-

ción con el gobierno; El proyecto Dumat al-Jandal estará respaldado por un acuerdo de compra de energía de 20 años y Sakaka, por un acuerdo de 25 años.

Arabia Saudita pretende generar 9,5 gigavatios (GW) de electricidad de energía renovable anualmente en 2023 con 60 proyectos. La iniciativa de energías renovables involucra inversiones estimadas entre US$ 30 mil millones y US$ 50 mil millones. Shehri dijo que espera que los proyectos solares sean dominantes en el futuro cercano.

El Ministerio dijo que la primera ronda será generar 700 MW de energía renovable seguido de 1.02 GW en la segunda ronda, que se dividirá en 620 MW de energía solar y 400 MW de viento, cuya licitación podría ocurrir entre el cuarto trimestre de este año y el primer trimestre de la gestión 2018. ▲

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ELECTRICIDAD

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crecimiento. el vicepresidente indicó que el incremento eléctrico se mantendrá en pie

Incremento del 3% asegurará el futuro eléctrico de Bolivia ┣ El costo del kilovatio/hora en Bolivia es bajo comparado con la región, explicó el ministro de Energías, la cifra de nuestro país es de 9,5 centavos de dólar, en Perú es de 18, asimismo, reiteró que este incremento se realiza desde el 2001 cada semestre.

redaccion@reporteenergia.com

"Es un tema de sostenibilidad de las empresas públicas, de garantía de su existencia y por lo tanto esta definición técnica que estableció la Autoridad de Electricidad ha de mantenerse, en ese tres por ciento de incremento"

⇒ Álvaro García Linera, Vicepresidente del Estado boliviano.

25 %

Subvención

Existe la reducción de esta cifra a personas que consumen menos de 70 kilovatios hora.

E

l pasado 13 de julio, el director general de Electricidad del ministerio de Energías, Bismar Canelas indicó a la prensa que el incremento del 3 % de la tarifa eléctrica es un ajuste que se realiza en Bolivia desde el año 2001.

Aclaró que, como parte del ministerio, se reunió en días anteriores con organizaciones sociales y juntas vecinales de las ciudades de La Paz, Beni, Oruro para brindarles una explicación más técnica sobre este incremento. “Esta es una medida administrativa que permite la sostenibilidad del sector eléctrico, no es algo nuevo ya que se aplica hace 16 años”.

Relacionado con las distribuidoras, Canelas aclaró que todas ellas se encuentran cancelando sus facturas con normalidad y sin presentarse molestias, “en las distribuidoras solamente hubo consultas que se fueron aclarando, en base al incremento, y actualmente son mínimas”.

Explicó que este ajuste garantizará al suministro de energía eléctrica y brindará mayor cobertura a las poblaciones que todavía no las tienen.

El ministro de Energías de Bolivia, Rafael Alarcón, visitó a diferentes sectores del país con la finalidad de recalcarles que el ajuste tarifario en Bolivia se originó hace 11 años y con la aprobación del reglamento de operación del mercado eléctrico. “Esto se realiza de manera semestral, cada mayo y noviembre”.

El costo del kilovatio - hora en Bolivia es bajo comparado con la región, explicó el ministro de Energías desde la gobernación de la ciudad de Cochabamba. “El precio del kWh en nuestro país es de 9,5 centavos de dólar, en Perú es de 18 centavos de dólar por unidad” En el marco de una reunión con autoridades de la Central Obrera Departamental (COD), Alarcón descartó algún tipo de conflicto con la Cooperativa Rural de Electri-

Fotos: Ministerio de Energías

TEXTO: Redacción Central

⇒ El director general de Electricidad del ministerio de Energías reunido con la Asamblea para debatir el tema del incremento eléctrico.

⇒ El ministro de Energías visito diferentes departamentos para explicar la situación tarifaria.

ficación (CRE) en base a los temas regulatorios y de fiscalización de la energía eléctrica. “No existe ninguna estrategia ni intencionalidad de intervenir la CRE para administrar el sistema de distribución”.

Además, manifestó que el ajuste tarifario es necesario para cubrir los costos de operación y mantenimiento; las inversiones, que están comprometidas por el presidente Evo Morales, garantizan al sector.

De esta manera, resaltó el pasado 14 de julio, que el gobierno nacional, a partir del año 2006, estableció una tarifa dignidad que reduce automáticamente un 25 % al importe del consumo de energía eléctrica en usuarios con un consumo menor a 70 kilovatios – hora (kWh). “Estos representan el 52% de la población, 1.147.000 hogares bolivianos que se encuentran beneficiados con esta tarifa”.

Vicepresidente de Bolivia ratificó que ajuste del 3% se mantendrá El pasado 19 de julio, el vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera ratificó que el ajuste del 3% a la tarifa de electricidad se mantendrá por un tema de sostenibilidad de las empresas, por lo que consideró que los que se oponen a la medida establecida por la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE) quieren destruir a las empresas estatales y hacen eco del discurso neoliberal.

Cuestionó la actitud de algunos dirigentes de la Central Obrera Boliviana (COB) y del Consejo Nacional de Juntas Vecinales (Conaljuve) que se oponen y anuncian medidas de presión contra este ajuste; pues considera que los que rechazan esta medida hacen “eco del discurso y los argumentos de Gonzalo Sánchez de Lozada y todos los neoliberales que quieren destruir las empresas del Estado”. ▲

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EMPRESAS

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objetivos. la empresa busca investigar y asesorar a todos sus clientes

Amper innova en la tecnología de protección en el área energética Con 25 años en el país, Amper S.R.L. es representante en Bolivia de importantes compañías globales que completan su portafolio de productos en el área del servicio eléctrico.

┣

Foto: Amper

25 %

Subvención

Existe la reducción de esta cifra a personas que consumen menos de 70 kilovatios hora.

⇒ Amper S.R.L invierte de manera constante en la capacitación de su personal tanto dentro de la empresa como en fábricas específicas.

TEXTO: Fernando Aguirre G. faguirre@reporteenergia.com

25 años

Amper tiene cuarto de siglo en el mercado boliviano.

A

mper S.R.L. busca la innovación en áreas de disponibilidad, control y seguridad en redes eléctricas de baja tensión, con especial atención al máximo rendimiento energético.

La empresa invierte constantemente en la capacitación de su personal, dentro de la empresa o en las fábricas específicas de los productos que representan, de esta manera se dá mayor confianza y seguridad en cada trabajo para el usuario.

Cuentan con servicio técnico realiza instalaciones, mantenimientos de acuerdo a planes especiales y auditorias eléctricas para empresas importantes en el país en varios sectores como: Telecomunicaciones, Industria y Banca principalmente.

Amper S.R.L es representante en Bolivia de importantes compañías globales que completan su portafolio de productos, entre ellos destacan los sistemas de energía ininterrumpida (UPS) con

las marcas: ABB procedente de Suiza, Eaton y ATP de Estados Unidos, y Socomec de Francia.

La oferta de la empresa se divide en dos áreas: Distribucion de energía (UDE) Los objetivos fundamentales en el sector de la distribución energética son: investigar, innovar y asesorar con soluciones modernas y cada vez más eficientes para mantener a Amper a la vanguardia de las ofertas técnicas propuestas al mercado eléctrico actual. Esto es posible, gracias a que Amoer es representante de marcas reconocidas globalmente que garantizan eficiencia y calidad. Por otro lado, la UDE se encargará del dimensionamiento estructurado y normado de las instalaciones eléctricas realizadas por Amper, mediante la ulitización de software dedicado al cálculo eléctrico en función a estándares que son de carácter tanto nacional como internacionalmente.

Calidad de energía Las cargas requieren una alta disponibilidad y calidad de suministro, para estwe tipo de requerimiento.

Amper cuenta con una amplia gama de soluciones en respaldo de energía ininterrumpida tanto en sistemas de corriente alterna (AC) como en sistemas de corriente contínua (DC).

Asimismo, proporcionan soluciones completas a partir de la identificación de requerimientos, diseño personalizado, provisión e instalación de equipos, todo con el debido respaldo postventa que incluye provisión de repuestos y servicio especializado con el personal técnico capacitado en fábrica.

Productos Asimismo, la empresa ofrece equipos de protección contra rayos y sobretensiones marca DEHN desde Alemania, baterías libres de mantenimiento CSB Battery procedente de Taiwan, grupos genera-

dores Grupel de Portugal, ATP y FG Wilson; aires de precisión Stulz de Alemania; reconectadores de media tensión NOJA Power hecho en Australia, unidad de productos de baja tensión ABB de Suiza y bancos de capacitores Lifasa importados desde España.

La empresa fue fundada en julio de 1992 en la ciudad de La Paz, con el objetivo de brindar soluciones de energía con productos y servicios de calidad al mercado boliviano. Con oficinas en la ciudad de La Paz y Santa Cruz de la Sierra, expande sus actividades en los países de Estados Unidos y Ecuador.

Con el transcurso de los años, la empresa creció tanto en la oferta de productos como en la experiencia de relacionarse con el cliente y satisfacer no solamente los requerimientos de ellos, se trabajó para diferentes instituciones en el país com la provisión de productos y servicios de calidad. La diversidad permitió que sea reconocida. ▲

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PETRÓLEO & GAS

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b-sisa. con esta tecnología se pudo controlar el comercio de combustibles

Surtidores perciben la misma comisión en los últimos 11 años ┣ Con 0,18 centavos por litro de diésel y 0,22 de gasolina de margen, los propietarios de las estaciones de servicio del país tienen dificultades al momento de cubrir sus gastos operativos.

faguirre@reporteenergia.com

"En el país existen 759 estaciones de servicio de las cuales 487 comercializan combustibles líquidos (gasolina y diésel oil) y 272 que ofrecen Gas Natural Vehicular (GNV)."

⇒ Susy Dorado, Gerente general de Asosur.

11 años

Perforadoras de EEUU sumaron 2 pozos a su lista.

L

as comisiones que perciben los surtidores en Bolivia permanecen congeladas desde el 2006, las mismas que no llegan a cubrir los gastos operativos que afrontan los propietarios de surtidores, como ser la inflación registrada anualmente, incrementos salariales, el pago del doble aguinaldo, beneficios, subsidios, impuestos, entre otros, indicó la gerente general de la Asociación Departamental de Propietarios de Estaciones de Servicio de Combustibles Derivados de Hidrocarburos en General (Asosur), Susy Dorado.

Las estaciones de servicio perciben 0,18 centavos de boliviano por litro de diésel y 0,22 centavos de boliviano por litro de gasolina, en este sentido los surtidores más afectados son los que se encuentran en provincia, por la complejidad de logística que se requiere al momento de transportar el combustible hasta su lugar de distribución.

“Es en las zonas rurales donde existe mayor dificultad en el tema logístico debido a que la mano de obra calificada para el mantenimiento de los dispenser y todos los equipos que componen a las estaciones de servicio, tienen un costo elevado, además de que les falta un buen servicio de internet para las comunicaciones correspondientes”, indicó Dorado.

Asimismo, indicó que existen poblaciones que no tienen un centro de suministro de combustibles por lo cual sus pobladores ven la necesidad de trasladarse hasta la población más cercana que cuente con una estación para poder abastecerse.

Una de las limitantes ante este problema es la ley 100 del 04 de abril 2011, que dispone en su Artículo 9. (DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES EN ZONA FRONTERIZA).

I. A partir de la publicación de la presente Ley, se suspenden en zonas fronterizas, los procesos en trámite de solicitud de licencias, de autorización de construcción y operación de estaciones de servicio de combustibles líquidos y distribuidoras de gas licuado de petróleo. II. En las zonas fronterizas en las que el Consejo para el Desarrollo Fronterizo y Seguridad determine que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos – YPFB, será el único comercializador minorista, los procesos en trámite señalados en el parágrafo precedente serán,

cancelados definitivamente. En las demás zonas fronterizas, la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH dispondrá la continuación de los trámites suspendidos.

Demanda de carburantes Según la gerente general de Asosur, actualmente en el país existen 759 estaciones de servicio de las cuales 487 comercializan combustibles líquidos (gasolina y diésel oil) y 272 que ofrecen Gas Natural Vehicular (GNV). Por otro lado, en el departamento de Santa Cruz de las 201 estaciones de

servicio en funcionamiento, 98 se encuentran en la ciudad y 103 en provincia. Estas mismas son 192 de carácter privado y 9 pertenecientes a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.

De manera específica, la ciudad de Santa Cruz de la Sierra registra actualmente 87 surtidores de combustible líquido y 68 que comercializan estos productos junto a GNV, mientras que las estaciones que solo ofrecen el gas vehicular son 46.

Otra de las modalidades de suministro de carburantes es la

Fotos: David Durán / RE

TEXTO: Fernando Aguirre G.

PETRÓLEO & GAS

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de consumo propio denominados Grandes Consumidores (Gracos), encargados de abastecer a las líneas de micros o a empresas privadas, así mismo las compras para el abastecimiento del sector agrícola a través de la Asociación de Productores de Oleaginosas y Trigo (Anapo), en ambos casos el combustible es comercializado directamente por YPFB sin intervención de las Estaciones de Servicio.

Dorado indicó que los sectores con mayor demanda del país son los departamentos de Santa Cruz, Cochabamba y La Paz. Esto debido al crecimiento automotor considerado como un termómetro del progreso de las capitales.

En cuanto a la demanda, es de carácter sostenible por la buena coordinación entre ANH, Sustancias Controladas, YPFB y Asosur, para proveer el combustible en el tiempo y cantidad requerida por el usuario final.

Aplicación B-SISA Para la implementación de este sistema, las estaciones de servicio invirtieron un monto significativo con la finalidad de estar conectados y dar un salto tecnológico en referencia a la facturación y el control de venta de combustible en línea, manifestó Dorado.

Con respecto al tema de seguridad, el sistema permite el bloqueo de los vehículos que utilizan GNV y que no cumplen con la obligación de mantenimiento y recalificación de cilindros, se tiene una actualización constante para cubrir el desarrollo de esta actividad.

De la misma manera se brinda un servicio a la Aduana Nacional con el control de las placas clonadas. ▲

"Es en las zonas rurales donde existe mayor dificultad en el tema logístico debido a que la mano de obra calificada para el mantenimiento de las dispenser y todos los equipos que componen a las estaciones de servicio, tienen un costo elevado"

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MINERÍA

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inversionistas. Existe interés de Brasil, Perú, Venezuela, Irán, China y Australia.

Bolivia invertirán US$ 63 millones para construir planta de estaño y zinc ┣ La planta de concentración para la EMC se encargará de la refinación de los minerales. Las exportaciones de minerales del sector cooperativo ascendieron cerca de un 15 por ciento en el primer semestre del año.

redaccion@reporteenergia.com

400 Utilidades

MMdd por año

En la nueva factoría, la producción permitirá a Colquiri obtener utilidades por encima de esta cifra.

2006 año

No fue posible este proyecto por falta de garantías.

E

l Gobierno boliviano anunció la inversión de US$ 63 millones para la construcción de una planta de concentración de estaño y zinc para la estatal Empresa Minera Colquiri (EMC). El plan tiene un costo total de US$ 77 millones, el resto será financiado por la estatal minera, según información de plataformaenergetica.

En 2016 el gobierno de Evo Morales propuso financiar la obra a la financiera estadounidense Nalex pero faltaron las garantías. Ahora, parte de recursos serán aportados por el Fondo para la Revolución Industrial Productiva (Finpro).

“Con esta inversión, Colquiri saltaría de las 1.100 toneladas que trata por día a 2.000 toneladas por día; por lo tanto, lo que incrementa sus niveles de producción y productividad y la característica del ingenio”, señaló el ministro de minería César Navarro.

La planta de concentración para la EMC se encargará de la refinación de estaño y zinc. En la actual planta se procesa entre 900 y 1.200 toneladas. Cuando ingrese en funcionamiento la nueva factoría, la producción permitirá a Colquiri obtener utilidades por encima de los $us 40 millones por año.

Interés Asimismo, Navarro informó que la empresa canadiense Adventus Zinc Corp. tiene interés de desarrollar una iniciativa minera de gran magnitud en el proyecto boliviano Santa Isabel de Potosí.

En una reunión con el representante de la firma extranjera, David O´Connor, Navarro abordó la posibilidad de realizar inversiones en la actividad minera boliviana.

Es gratificante saber que proyectos mineros despiertan el interés de firmas nacionales e internacionales, manifestó Nava-

Foto: comunicacion.gob.bo

TEXTO: Redacción Central

⇒ El minisro de Minería indicó que las ventas de minerales en el exterior y la producción también tuvieron un repunte.

rro. De acuerdo con el ministro, el O´Connor dijo que su empresa quiere desarrollar una mina 'lo más grande posible' en el área minera Santa Isabel.

Ambas partes acordaron reunirse nuevamente en agosto con propuestas y contrapropuestas para ver la factibilidad y viabilidad del proyecto.

Los yacimientos de Santa Isabel cuentan con reservas de minerales de zinc, plomo, plata, cobre, galio, indio entre otros.

Recientemente Navarro señaló el buen estado de las relaciones con países e inversionistas extranjeros interesados en proyectos mineros en la nación andino-amazónica debido a la estabilidad económica y política del país.

Muestra de ello son los encuentros entre representantes bolivianos y delegaciones de Brasil, Perú, Venezuela, Irán, China, Ecuador y Australia.

Exportación de minerales Las exportaciones de minerales del sector cooperativo ascendieron cerca de un 15 por ciento en el primer semestre del año, con respecto a igual período del pasado año, confirmó Navarro, el 20 de julio.

Según la alta autoridad, las ventas en el exterior y la producción también tuvieron un repunte. A ello se sumó que la comercialización en otros países de las empresas privadas subió un 10 por ciento en similar etapa.

Además, las industrias estatales también tuvieron un equilibrio y un incremento mínimo en el nivel productivo.

De acuerdo con Navarro, cuando los precios internacionales se desploman, la minería boliviana incrementa de manera importante la producción para mantener una eventual estabilidad y generar márgenes de utili-

dad al sector privado, cooperativo y estatal.

Al primer trimestre del año, de acuerdo con el Instituto Nacional de Estadística (INE), las exportaciones mineras experimentaron un mayor crecimiento debido al repunte de los precios de los minerales en los mercados externos.

En ese período de análisis, el valor de las exportaciones de la esfera creció de 386,6 millones a 521,8 millones de dólares, con un ascenso del 36 por ciento, según el INE. Además, confirmó la construcción de una planta de concentración de minerales en Colquiri, municipio ubicado en el departamento de La Paz, con un aporte del Gobierno de 63 millones de dólares.

La industria permitirá incrementar los niveles de producción de estaño y zinc de mil 100 a dos mil toneladas por día. ▲

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AGENDA

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HIDROCARBUROS Fecha

Cushing, OK

Europe Brent

Cushing, OK

Europe Brent

WTI Spot Price

Spot Price FOB

WTI Spot Price

Spot Price FOB

FOB (Dollars

(Dollars per

FOB (Dollars

(Dollars per

per Barrel)

Barrel)

per Barrel)

may 24, 2017 50,99 may 25, 2017 48,57 may 26, 2017 49,58 may 29, 2017 may 30, 2017 49,63 may 31, 2017 48,29 jun 01, 2017 48,32 jun 02, 2017 47,68 jun 05, 2017 47,4 jun 06, 2017 48,13 jun 07, 2017 45,8 jun 08, 2017 45,68 jun 09, 2017 45,82 jun 12, 2017 46,1 jun 13, 2017 46,41

53,29 52,25 50,84 52,25 50,65 49,4 50,41 48,46 48,25 48,11 47,08 46,3 46,64 47,18 46,95

Fecha

Barrel)

jun 14, 2017 44,79 jun 15, 2017 44,47 jun 16, 2017 44,73 jun 19, 2017 44,24 jun 20, 2017 43,34 jun 21, 2017 42,48 jun 22, 2017 42,53 jun 23, 2017 42,86 jun 26, 2017 43,24 jun 27, 2017 44,25 jun 28, 2017 44,74 jun 29, 2017 44,88 jun 30, 2017 46,02 jul 03, 2017 46,02 jul 04, 2017

45,47 45,61 45,7 45,93 43,98 44,62 44,46 44,14 44,09 46,17 46,45 47,02 47,08 49,13 49,15

Fuente: eia.gov

MINERÍA

COTIZACIONES OFICIALES Y ALÍCUOTAS DE REGALÍAS MINERAS Primera Quincena de Julio de 2017

Mineral

Unidad

Cotización

Alícuota Regalías

Alícuota Regalías

en $us

Mineras Export.

Mineras

Ventas Internas

ZINC

LF

1.21

5.000

3.000

ESTAÑO

LF

8.93

5.000

3.000

ORO

OT

1249.24

7.000

4.200

5.000

3.000

ORO Minerales Sulfurosos ORO Yacimientos Marginales

2.500

1.500

PLATA

OT

16.64

6.000

3.600

ANTIMONIO

TMF

8440.00

5.000

3.000

LF

0.99

5.000

3.000

TMF

11866.50

1.967

1.180

COBRE

LF

2.61

5.000

3.000

BISMUTO

LF

4.65

1.708

1.025

PLOMO WOLFRAM

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

PRECIOS FINALES AL CONSUMIDOR JUNIO 2017 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 Internacional 2,55 Bs/m³ JET FUEL

6,65 Bs./Lt

Fuente: eia.gov

Fuente: ANH

ELECTRICIDAD

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

Ago 1,349.1 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 1,372.3 1,303.3 1,201.4 1,188.9 1,304.4 1,302.8 1,328.1 1,340.8 1,322.9 1,279.6 1,251.0 1,403.3 1,416.1 1,348.8 1,365.8 1,399.6 1,346.4 1,309.8 1,343.4 1,375.8 1,400.5 1,448.1 1,332.6 1,259.2 1,196.3 1,372.6 1,443.7 1,470.0 1,489.3 1,475.1

1,489.3

GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (Agosto 2016 - Julio 2017) Oct 1,289.0 1,293.8 1,408.2 1,381.9 1,357.4 1,367.4 1,386.5 1,335.0 1,262.6 1,441.3 1,421.6 1,447.0 1,463.0 1,415.8 1,361.7 1,303.7 1,446.6 1,477.4 1,486.8 1,407.9 1,324.0 1,336.0 1,318.7 1,442.0 1,447.6 1,315.4 1,385.7 1,356.0 1,299.2 1,254.0 1,415.8 1,486.8

Nov 1,358.1 1,098.0 1,273.0 1,348.2 1,325.7 1,281.7 1,432.6 1,338.7 1,389.2 1,427.5 1,410.3 1,284.8 1,242.4 1,384.5 1,407.0 1,369.9 1,300.2 1,323.1 1,254.3 1,230.7 1,401.4 1,320.9 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

Dic 1,411.3 1,336.6 1,289.1 1,221.7 1,371.3 1,346.5 1,377.5 1,389.4 1,328.5 1,179.7 1,175.0 1,286.0 1,383.6 1,362.1 1,381.5 1,390.3 1,325.7 1,240.8 1,365.9 1,385.7 1,419.2 1,402.5 1,363.6 1,311.3 1,169.0 1,167.1 1,314.2 1,302.0 1,347.3 1,343.0 1,312.1 1,419.2

Ene Feb 1,101.1 1,377.4 1,179.2 1,357.6 1,349.0 1,374.3 1,331.0 1,306.0 1,306.9 1,258.8 1,284.7 1,302.3 1,265.5 1,400.8 1,212.8 1,423.3 1,362.3 1,416.0 1,389.0 1,395.3 1,382.1 1,265.2 1,392.6 1,238.5 1,399.0 1,393.5 1,325.2 1,395.8 1,237.4 1,375.7 1,393.2 1,363.0 1,394.2 1,351.2 1,382.3 1,297.6 1,434.1 1,226.6 1,446.9 1,407.9 1,267.0 1,423.2 1,200.2 1,427.8 1,265.5 1,428.8 1,294.3 1,388.7 1,359.1 1,242.7 1,359.9 1,161.9 1,361.8 1,150.5 1,307.3 1,131.5 1,236.8

1,408.0

1,414.9

1,446.9 1,428.8

Mar 1,277.7 1,347.8 1,351.7 1,294.8 1,259.5 1,343.6 1,442.1 1,437.4 1,428.8 1,422.4 1,354.2 1,314.6 1,371.9 1,419.3 1,423.6 1,322.2 1,336.8 1,292.3 1,239.6 1,413.0 1,384.4 1,404.1 1,451.8 1,436.5 1,348.8 1,305.9 1,388.7 1,440.2 1,423.8 1,418.5 1,431.4 1,451.8

Abr 1,311.9 1,265.0 1,382.4 1,368.4 1,381.0 1,379.5 1,381.8 1,322.9 1,236.0 1,312.2 1,330.6 1,334.6 1,327.6 1,187.2 1,287.5 1,216.5 1,351.3 1,364.0 1,370.1 1,335.2 1,326.1 1,265.4 1,217.2 1,371.8 1,410.8 1,317.6 1,323.9 1,322.6 1,243.5 1,147.9

1,410.8

May 1,195.7 1,359.0 1,422.8 1,385.3 1,368.5 1,324.0 1,277.0 1,416.4 1,361.8 1,331.2 1,358.3 1,374.5 1,314.5 1,199.8 1,317.1 1,342.1 1,353.9 1,353.9 1,327.9 1,240.8 1,192.0 1,324.4 1,363.5 1,402.5 1,413.0 1,391.0 1,214.1 1,191.5 1,334.8 1,334.6 1,344.3 1,422.8

Jun 1,331.9 1,314.3 1,272.1 1,226.8 1,366.4 1,346.5 1,354.9 1,395.3 1,313.9 1,237.6 1,207.2 1,324.5 1,364.0 1,341.3 1,265.8 1,365.6 1,286.6 1,257.7 1,306.8 1,311.6 1,261.9 1,359.1 1,346.7 1,260.5 1,247.6 1,377.0 1,405.9 1,346.4 1,348.8 1,329.8

1,405.9

Jul (al 9) 1,246.4 1,167.3 1,321.6 1,351.1 1,367.5 1,367.8 1,358.5 1,257.3 1,182.5

1,367.8

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 - (Agosto 2016 - Julio 2017)

TANTALITA

3.500

BARITINA

3.500

2.100

CRE - Santa Cruz EMDEECRUZ DELAPAZ - La Paz DELAPAZ - San Buenaventura DELAPAZ - Cumbre ELFEC - Cochabamba ELFEC - Chimoré ENDE DEORURO - Oruro (4) ENDE DEORURO - Catavi (4) 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

PIEDRAS PRECIOSAS Y METALES PRECIOSOS

5.000

3.000

(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. (4) A partir de Ene/17 la denominacion social de ELFEO cambia por ENDE DEORURO

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

PIEDRA CALIZA

T.M.

21.55

3.500

2.100

PIEDRA CALIZA DE TALLA O DE CONSTRUCCION

T.M.

85.00

3.500

2.100

CONCENTRADOS Y LUMPS

T.M.

58.82

4.000

2.400

PELLET

T.M.

90.78

3.000

1.800

HIERRO ESPONJA Y ARRABIO

T.M.

171.00

2.000

1.200

2.100

MINERALES DE HIERRO

OTROS SIN COTIZACIÓN INTERNACIONAL

RECURSOS EVAPORÍTICOS

MINERALES DE BORO

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 575.2 0.3 262.6 2.4 63.9 212.8 19.5 61.1 21.4 51.8 0.0 44.4 5.3 12.7 6.7 28.2 9.2 34.4 6.4 13.8 47.5 20.0 3.8 1,433.6

Oct 588.0 0.3 271.2 2.3 60.5 212.1 19.8 60.9 21.0 52.8 0.0 43.4 5.6 12.5 6.6 29.0 9.0 35.5 6.6 14.3 47.9 20.9 3.8 1,431.4

Nov 553.4 0.4 262.5 1.9 103.2 214.5 18.5 61.0 21.3 51.9 0.1 43.9 5.3 12.0 6.6 28.0 8.9 34.0 7.0 14.7 46.1 20.9 3.7 1,384.0

Dic 540.5 0.5 259.3 1.1 96.9 206.1 16.4 59.5 21.1 45.5 0.0 47.7 5.1 12.2 6.2 27.3 8.7 35.5 6.6 15.0 46.4 20.6 3.4 1,369.7

Ene Feb 594.2 547.7 0.5 0.5 247.3 258.2 1.1 2.1 95.7 93.4 203.0 211.1 16.9 17.2 58.3 66.0 19.5 21.1 49.4 61.2 0.0 0.0 49.1 48.9 5.3 7.2 11.4 12.2 6.0 5.9 27.3 30.7 9.0 9.3 34.9 34.4 6.9 6.8 15.2 15.3 46.8 47.7 21.0 22.1 3.2 3.6 1,395.4 1,385.5

Mar 530.8 0.6 263.7 1.6 95.1 206.7 17.5 62.9 21.3 50.1 0.0 47.9 11.6 11.8 5.8 26.6 14.5 36.2 6.7 15.0 47.6 20.6 3.8 1,396.6

Abr 499.7 0.5 224.5 0.9 108.2 208.4 16.9 62.0 21.1 51.1 0.0 47.6 7.0 12.3 5.9 27.2 9.5 34.0 5.3 12.1 49.2 20.0 3.9 1,360.6

May 498.8 0.5 245.2 1.0 103.9 208.5 16.9 67.5 22.0 52.5 0.0 47.8 5.2 13.0 6.0 26.8 9.8 34.5 5.3 12.0 50.3 16.6 4.0 1,368.6

Jun 447.5 0.6 239.5 1.0 108.3 208.3 16.7 64.8 23.3 50.9 0.0 49.8 5.1 13.6 6.0 25.6 10.3 33.8 5.0 11.7 49.6 17.1 4.0 1,343.7

Jul (al 9) 446.1 0.6 242.4 1.6 86.6 203.7 16.0 61.1 21.8 46.6 0.0 49.3 4.9 12.6 5.6 24.0 9.8 34.0 4.8 11.4 48.3 16.5 3.8 1,309.7

DEMANDA DE ENERGIA DE CONSUMIDORES (GWh) EN NODOS DEL STI - (Agosto 2016 - Julio 2017)

CRE - Santa Cruz EMDEECRUZ DELAPAZ - La Paz DELAPAZ - San Buenaventura DELAPAZ - Cumbre ELFEC - Cochabamba ELFEC - Chimoré ENDE DEORURO - Oruro (4) ENDE DEORURO - Catavi (4) 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

Ago 249.0 0.1 128.9 0.7 28.0 104.4 8.1 28.6 11.2 25.5 0.0 22.7 2.2 6.3 2.7 12.2 4.5 16.9 2.5 5.6 32.5 12.6 1.4 706.6

Sep 255.7 0.1 124.6 0.6 27.8 103.3 8.1 28.4 11.2 25.3 0.0 23.5 2.2 6.2 2.8 11.9 4.3 16.6 2.6 5.7 26.4 11.3 1.2 699.9

Oct 285.5 0.1 130.2 0.7 24.1 107.2 8.6 29.0 10.9 27.4 0.0 24.0 2.2 6.3 2.9 13.8 4.5 17.4 2.9 6.1 31.9 13.3 1.3 750.5

Nov 261.9 0.1 113.6 0.6 31.9 103.7 7.8 27.6 11.1 24.5 0.0 22.4 2.4 6.1 2.6 13.1 4.1 16.5 2.8 6.0 28.2 12.0 1.2 700.3

Dic 280.4 0.2 121.4 0.5 28.5 103.0 7.7 28.9 10.3 23.0 0.0 25.0 2.2 6.2 2.8 14.0 4.4 17.5 3.2 6.8 30.1 10.9 1.2 727.9

Ene Feb 288.3 248.4 0.2 0.2 109.6 104.7 0.5 0.4 34.9 29.6 100.1 93.9 7.7 6.8 28.8 26.4 9.1 8.8 24.1 23.8 0.0 0.0 26.6 24.1 2.1 2.0 5.8 5.4 2.5 2.2 13.7 11.4 4.4 4.4 17.3 15.4 3.5 2.9 7.4 6.3 28.9 27.7 12.6 12.1 1.1 1.1 729.1 657.8

Mar 285.3 0.2 121.3 0.5 35.5 102.5 7.8 31.2 9.9 23.0 0.0 26.3 2.9 6.0 2.6 13.4 4.6 17.3 2.9 6.3 30.7 11.9 1.3 743.4

Abr 241.7 0.2 112.3 0.4 36.6 99.5 7.2 29.7 10.0 25.3 0.0 26.1 2.5 6.1 2.5 12.3 4.3 16.3 2.3 5.1 31.2 11.7 1.3 684.6

May 243.4 0.2 119.9 0.4 40.2 103.5 7.6 31.5 10.8 27.1 0.0 28.0 2.4 6.5 2.7 12.3 4.8 16.9 2.4 5.5 32.9 9.9 1.4 710.3

Jun 223.2 0.2 112.5 0.4 41.7 99.6 7.1 30.2 11.1 25.0 0.0 27.0 2.4 6.3 2.6 10.9 4.9 16.2 2.2 5.3 31.6 9.5 1.4 671.4

Jul (al 9) 67.5 0.1 33.8 0.2 11.6 29.5 2.2 8.6 3.3 6.5 0.0 7.6 0.6 1.9 0.7 3.4 1.5 4.9 0.7 1.6 9.6 2.6 0.4 198.6

(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. (4) A partir de Ene/17 la denominacion social de ELFEO cambia por ENDE DEORURO

AGENDA ENERGéTICA

5-7 de OCTUBRE de 2017 | SUCRE, BOLIVIA

Gas y Renovables en el nuevo mix energético regional

23-24 de agosto de 2017

X Feria y Congreso Internacional Gas & Energía 2017 Energizando el futuro. Tendencias para viabilizar proyectos en energía. Organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía CBHE. Centro de Convenciones: Hotel Los Tajibos

DEL 8 AL 11 DE MAYO DE 2018 | PARANÁ, ARGENTINA

CITTES 2018 - VIII Congreso Internacional de Trabajos con Tensión

Contacto: eventos@cbhe.org.bo

16 de octubre de 2017

​​​​ curso tiene como objetivos estudiar, desde múltiples perspecEl tivas, cómo está abordando el sector energético la gestión de los riesgos empresariales y dar cobertura a los aspectos fundamentales del mismo, desde un punto de vista cualitativo y cuantitativo en sus diferentes dimensiones: estratégica, organizativa, metodológica y operativa.

En el marco de los cambios permanentes que se dan en el sector eléctrico y las exigencias impuestas por los mercados competitivos, la Comisión de Integración Energética Regional (CIER) y el Comité Argentino de la CIER (CACIER), presentan el VIII Congreso Internacional sobre “Trabajos con Tensión y Seguridad en Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica y Mantenimiento sin Tensión de Instalaciones de AT” (CITTES 2018) a llevarse a cabo durante los días 8 al 11 de Mayo de 2018.

Contacto: secier@cier.org

Contacto: cacier@cacier.org.ar

Gestión de Riesgos en el Sector Energético 3er. Workshop de sísmas y tecnología exploratoria para oil & gas" Contacto: figas.org

Fuente: CNDC

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