Edición 116 Reporte Energía

ISSN 2070-9218

INFORMACIÓN ENERGÉTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE
PETRÓLEO & GAS / ELECTRICIDAD / ENERGÍAS ALTERNATIVAS / MINERÍA / MEDIO AMBIENTE / AGUA / RSE / QHSE

www.reporteenergia.com

PETRÓLEO & GAS

116

PARAGUAY: IGEF MOSTRARÁ
POTENCIAL ENERGÉTICO

Nro.
Del 15 al 28 de Febrero de 2014

El evento se realizará del 23 a 25 de
abril en Asunción y congregará a expertos internacionales, representantes
del gobierno y compañías inversoras.

Precio en:
Bolivia
Bs.
10
Perú
S/. 10
Colombia
COP 7.000
Ecuador $us 4
Sudamérica $us 10
Centroamérica $us 20
Norteamérica $us 30

Foto: YPFB / LLegada de equipos para la nueva unidad de crudo en la Refinería Gualberto Villarroel - Bolivia

P-5

ALISTAN MONTAJE DE
NUEVA UNIDAD DE CRUDO
EN GUALBERTO VILLARROEL
P-14-15

SUSCRíBASE QR

PETRÓLEO & GAS

ESPERAN REGLAMENTO
PARA IMPLEMENTAR
REFORMA ENERGÉTICA
Tomará por lo menos tres años
desde las firma de nuevos contratos para que México incremente
su producción de petróleo.
P 16

PETRÓLEO & GAS

PETROBRAS BOLIVIA
SUMA 16 PROYECTOS
Y 28 CURSOS DE RSE
Las áreas de ejecución abarcarán
cinco ciudades y 20 poblaciones
del área de influencia de los activos operados por la compañía.

Foto: dconstruccion.cl

P-8

estatales lideran inversión
petrolera en latinoamérica
En el último informe de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe se señala que la inversión petrolera alcanzó
su valor máximo, cercano a $us 70.000 millones, un 11% de la torta a nivel mundial, proveniente casi en su totalidad de cinco
empresas estatales, Petrobras (Brasil), Pemex (México), Pdvsa (Venezuela), Ecopetrol (Colombia) e YPF (Argentina).
P-12-13
Con el auspicio de:

WTI ($us/BBl de petróleo)
Febrero Febrero Febrero Febrero Febrero Febrero
07
10
11
12
13
14

99.8 100.1 99.9 100.3 100.3 100.3

8.64 $us/MMBTU

Precio / gas boliviano p/ Brasil
Precio / gas boliviano p/ Argentina

10.17 $us/MMBTU

Precio / diésel internacional

9.30 Bs/lt

Precio / gasolina internacional

8.91 Bs/lt

Henry Hub Natural
Gas Price / 12/02

4.82 dollars
per million BTU

Fuentes: hidrocarburosbolivia.com, theice.com, anh.gob.bo

ELECTRICIDAD

59% DE PROYECTOS
ELÉCTRICOS SERÁN
RENOVABLES EN CHILE
En el perIodo 2010-2013 se autorizaron proyectos de generación para el SIC y el SING, en
base a energías renovables no
convencionales.
P-6-7

4

16 al 28 de Febrero | 2014

EDITORIAL
DIRECTOR: MIGUEL ZABALA BISHOP
mzabala@reporteenergia.com

¿SEGUIRÁ INVIRTIENDO PDVSA?

Staff

E

ra el año 2009 y en el auge de la alianza entre Bolivia
y Venezuela, la sociedad entre YPFB y PDVSA, denominada YPFB Petroandina S.A.M., anunció la exploración
de 3.651.311 hectáreas en Bolivia y la perforación de 17 (!)
nuevos pozos exploratorios para incrementar las reservas
de hidrocarburos de Bolivia.
Venezuela, a través de su estatal petrolera, PDVSA dijo
disponer de 888,3 millones de dólares como capital de riesgo, por lo que YPFB anunciaba concederle 12 de sus 33 áreas
bajo reserva fiscal, para la operación a través de la sociedad
YPFB Petroandina.
Según los Planes Mínimos de Inversión de esta sociedad mixta, para exploración y explotación de los bloques
petroleros en el Subandino Norte y Sur, como consecuencia
de las adendas a los contratos de PDVSA Bolivia entre 2007
y 2008, se prometieron actividades exploratorias, sísmica en
Lliquimuni, alquiler de un equipo de perforación de origen
chino operado por venezolanos para la perforación de dos
pozos en el campo Víbora y la perforación del pozo Timboy
X2 en Tarija con una inversión de 35 millones de dólares, que
se inició finalmente en septiembre de 2013.
La alianza petrolera entre ambos Estados generó grandes planes, pero pocos se concretaron y habrá que ver hasta

Miguel Zabala Bishop Director General
Franco García
Lizzett Vargas
Edén García
Cristina Chilo
Doria Añez
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Perú

dónde llegará la sociedad con PDVSA, ahora que la situación
crítica en la economía venezolana obliga a su gobierno a
restringir los gastos y quizás deba reorganizar sus inversiones fuera del territorio venezolano.
La gran pregunta es si los compromisos con Bolivia en
materia petrolera se van a cumplir.
No se se ve muy claro el panorama de la política petrolera internacional de este país ya sea dentro de la ALBA o
fuera de ella.
Las donaciones a Cuba o los intentos de conformar un
bloque en el caribe a través de Petrocaribe, parecen haber
quedado en papeles, porque no llegan las inversiones prometidas por Hugo Chávez en el momento de su mayor crecimiento político, antes de caer enfermo y dejar el poder a
su heredero político actual.
De todas maneras, habrá que ver la reacción del gobierno boliviano respecto a una crisis de inversión de PDVSA en
el futuro próximo. Existen contratos avalados por la fe del
Estado, constitucionalizados a impulsos del gobierno, por
tanto consideramos que deberán cumplirse o adoptar las
medidas que los mismos contratos prescriben ante el incumplimiento de los planes de inversión.
Por ahora, se cierne la incertidumbre. ▲

¿Quién es quién?

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

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DE LA

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Publicación Destacada

Enrique Ochoa Reza,
se desempeñó hasta hace poco como
subsecretario
de
Hidrocarburos, un
cargo que asumió
al inicio del Gobierno de Peña Nieto, en diciembre de 2012.
Además, es miembro del Consejo de
Administración de Pemex y de sus organismos subsidiarios. De 1997 a 1999 fue
asesor del secretario de Energía.

Este documento pretende
ser una contribución de la
CEPAL para la Comunidad
de Estados Latinoamericanos y Caribeños.
En este marco busca delinear con los datos, el análisis y las perspectivas de los recursos naturales una agenda de desarrollo regional en América Latina y el Caribe.
Fue puesto en circulación en diciembre
de 2013 por las Naciones Unidas.

Enrique Ochoa, dir. Comisión Federal de Electricidad de méxico

recursos naturales, situación
y tendencias para una agenda

La frase
Javier Saldaña,
Director EA del
Con los reViceministerio de
sultados de
Minas y Energías
de Paraguay.
estos estudios
el panorama
cambiará rotundamente, y
la idea es que la inversión la
haga el sector privado y
no el Estado de Paraguay
p. 9

Resumen de la edición

9

Paraguay: energía
eólica y solar en
matriz energética
Prevén instalación de
parques con estas fuentes
para asegurar electricidad
a largo plazo a toda su
población.

10

Chihuido adicionará 637 MW al
sistema eléctrico
El emprendimiento puede
ahorrarle a este país $us
385 millones por no utilizar
combustible importado de
forma directa.

17

YPFB abasteció
con carburantes a
zonas afectadas
Se desplegó una acción
logística para garantizar el
abastecimiento de gasolina,
diesel oil y GLP en poblaciones afectadas por riadas.

20

Alianza eléctrica
reforzará mercado
de baja tensión
Novelec, será la empresa
distribuidora mayorista de
Schneider Electric y Electrored Bolivia SRL comercializará a nivel minorista.


5

Foto: Cesar Bourdon / flicker.com

evento

Paraguay tendrá un congreso energético de alto nivel.

TEXTO: Cristina Chilo

E

l “International Gas & Energy Forum- (IGEF), continuará promoviendo el intercambio de experiencias y
análisis de la industria energética latinoamericana con la organización del “Paraguay Energy Summit & Expo 2014”, que
busca reunir a compañías que empiezan
a explorar oportunidades de inversión en
ese país y otras que tienen interés en la
provisión de servicios con un mercado de
gran potencial.
“Esta iniciativa surge primero por la
apertura demostrada por el nuevo gobierno a la inversión extranjera en el país
y particularmente en el sector energético y de hidrocarburos, además del papel
gravitante del Paraguay como principal

organizado por IGEF y reporte energía

Paraguay mostrará potencial
energético en congreso
El evento se realizará del 23 a 25 de abril en Asunción y congregará a expertos internacionales, representantes del gobierno y compañías que buscan invertir en ese país.
exportador mundial de energía eléctrica”,
dijo Miguel Zabala Bishop, presidente del
IGEF.
El evento se realizará del 23 al 25 de
abril en el Hotel Bourbon Conmebol de
Asunción y congregará a conferencistas
de alto nivel, autoridades de gobierno
y representantes de empresas locales y
mundiales.
Entre algunos de los participantes
destacan representantes de la compañía Petróleos de Paraguay (Petropar), del
proyecto de generación eléctrica Itaipú
Binacional y de la Asociación Regional de
Empresas de Petróleo y Gas Natural en
Latinoamérica y El Caribe, (ARPEL), entre
otras.
El IGEF y Brücken Consult de Berlín, en
alianza con el Instituto de la Competencia
y Derecho Energético de la Universidad
Von Humboldt de Alemania y la presti-

giosa consultora Pflüger, además del respaldo del Gobierno de la República del
Paraguay, sienta las bases para un evento
internacional de alto prestigio que apunta a las áreas de hidrocarburos, electricidad, energías renovables y minería.
Emilio Buongermini, viceministro de
Minas y Energía, se ha constituido en la
cabeza del evento y se ha invitado a Gustavo Leite, ministro de Industria y Comercio y Ramón Jiménez Gaona, ministro de
Obras Públicas y Comunicaciones, para
dar conocer la política de inversiones de
este país.
“El evento es una excelente oportunidad para mostrar el potencial del Paraguay, pero también para compartir experiencias de otros países de la región”dijo
Zabala. “Se ha invitado a todas las empresas del upstream que cuentan con
concesiones petroleras en el Paraguay,

así como a aquellas que son parte de la
actividad comercial de combustibles, servicios, sísmica y otros”.
El IGEF organiza además una Misión
Empresarial de Alemania al Paraguay, en
alianza con Pflüger y la Asociación Empresarial de América Latina (LAV Lateinamerika Vereins) con quienes promueve
oportunidades de inversión y negocios
en la región. La visita al Paraguay incluirá
encuentros con autoridades, organizaciones y empresas, además de la participación en la cumbre energética, según los
organizadores.
La cumbre podrá ser aprovechada
por delegados de Europa, Estados Unidos
y Asia para visitar las Cataratas de Iguazú
y la hidroeléctrica de Itaipú, además de
participar en la Noche Guaraní, y disfrutar de la cultura gastronómica y folclórica
del Paraguay. ▲

6


“

Energía
renovable

Hay que destacar el despegue de las tecnologías renovables, tanto en proyectos de generación que se pusieron en marcha, como los desarrollos que están en construcción

“

Jorge Bunster, ministro de Energía de Chile

REporte Estadístico 2010-2013

59% de proyectos
de generación
aprobados en
Chile serán
renovables
Un total de 17.315 megavatios se adicionarán en los siguientes años, destacándose la iniciativa solar y eólica.
Proyectos aprobados por TECNOLOG

22%

Hidro > 20MW

32%

TEXTO: Edén García S.

Gas Natural
Carbón

E

Petróleo

4%

Biomasa
Hidro < 20MW
Eólicas

14%

1%

0%
1%
1%

25%

Geotermia
Solar

Fuente: Reporte Estadístico Ministerio de Energía, Chile

DISTRIBUCIÓN DE PROYECTOS APROBADOS
POR ENRC Y ENERGÍA CONVENCIONAL
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0

2010

2011

2012

2013

Convencional

ERNC

n el período 2010-2013 el Servicio de
Evaluación Ambiental (SEA) de Chile autorizó proyectos de generación
para el Sistema Interconectado Central (SIC)
y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), de los cuales un 59% corresponde a emprendimientos en base a energías
renovables no convencionales, según el
documento Reporte Estadístico del Ministerio de Energía, al que tuvo acceso Reporte
Energía.
El reporte señala que la iniciativa solar y
eólica es la que más se destaca entre todos
los proyectos aprobados por el SEA y que se
construirán en los próximos años, ya que de
un total de 17.135 MW (megavatios) que se
pretende generar en base a diferentes fuentes, 32% provendrá de energía fotovoltaica y
25% de aerogeneradores.
Mientras que un 22% se generará de
centrales hidroeléctricas que tengan una
potencia mayor a 20 MW y un 14% del carbón.
La importante entrada de las energías
renovables no convencionales representa
un cambio relevante con respecto a lo que

ha ocurrido en este país durante en los últimos cuatro años, donde más del 50% de los
proyectos eléctricos puestos en operación
tuvieron como fuente al carbón, el recurso
más contaminante para la generación eléctrica.
Mientras que la energía solar, eólica,
biomasa y microcentrales hidroeléctricas
(menor a los 20 MW) alcanzaban una participación del 19%. El total de potencia añadido
en este periodo tanto al SIC como al SING
alcanzó los 4.253 MW.
La situación mejora con los complejos
que actualmente están en construcción
y suman los 2.796 MW, en los que el 40%
corresponde a centrales hidroeléctricas de
más de 20 MW, 22% a plantas a carbón y un
34% aproximadamente a proyectos renovables no convencionales, destacándose la
amplia participación de la energía eólica.
Cabe señalar que las centrales hidroeléctricas mayores a 20 MW son consideradas como generadoras de energía renovable convencional.
“Hay que destacar el despegue que
están evidenciando las tecnologías renovables, tanto en lo referido a proyectos de
generación, que se pusieron en marcha en
este periodo, como a desarrollos que se
encuentran actualmente en construcción”,


proyectos aprobados en el SIC y SING (en MW)
Tip o de ge ner ación
Hidro > 20 MW
Gas Natural
Carbón
Petróleo
Biomasa
Hidro < 20 MW
Eólicas
Geotermia
Solar
Total

2010
174
-
1.172
13
48
65
508
-
18
1.998

2011
2.952
12
460
5
49
53
350
-
441
4.322

2012
20
-
740
18
7
70
1.889
50
2.568
5.363

2013
674
670
-
30
46
65
1.526
70
2.372
5.452

líneas puestas en servicio en el SIC y SING (en km.)
Total
3.820
682
2.372
67
150
252
4.273
120
5.399
17.135


Te nsión (kV)
500
345
220
154
110
100
69
66
33
Total

2010
-
-
1.273
7
116
-
-
-
-
1.396

2011
-
-
589
140
78
-
-
62
-
870

2012
-
-
368
-
56
-
-
75
-
498

2013
-
-
652
-
152
-
8
-30*
22
804

Total
2.881
147
402
8
107
22
3.567



7

Se construyeron en Chile más de 3.500 líneas de transmisión eléctrica en los último cuatro años, principalmente de 220 KV.

manifestó Jorge Bunster, ministro de Energía.
En Chile existen cuatro sistemas eléctricos interconectados, el SIC que se extiende
entre las localidades de Taltal y Chiloé con
un 71,03% de la capacidad instalada en el
país, el SING que cubre el territorio comprendido entre las ciudades de Arica y Antofagasta con un 28,06%, el Sistema de Aysén
que atiende el consumo de la Región XI con
un 0,29% y el Sistema de Magallanes que
abastece la Región XII con un 0,62%.
Más de 3.500 km
de líneas de transmisión
De acuerdo al Ministerio de Energía, se
construyeron 3.567 kilómetros (km) de redes eléctricas en el SIC y el SING en el pe-

riodo 2010 – 2013, dando mayor énfasis a las
líneas de 220 kilovoltios (KV) de tensión que
ocuparon el 81% del total.
El 52% de las nuevas líneas que se pusieron en servicio en el periodo se localizó en
el SIC, ubicadas mayoritariamente en las regiones Biobío y Los Lagos, mientras que en
el SING la gran mayoría de los proyectos de
transmisión que entraron en operación se
localizaron en Región de Antofagasta, y en
total, comprenden 1.697 km de extensión.
Por su parte, las líneas de transmisión
troncales actualmente en construcción o
en proceso de licitación suman 1.455 km de
longitud e involucran una inversión de $us
857 millones. Se localizan mayoritariamente
en el SIC y se estima que estarán operativas
entre 2017 y 2019.

En mayo se realizará
cumbre de energía solar
Las empresas CSP Today y PV Insider
anunciaron la realización de la 2º Cumbre
de Energía Solar en Chile (Chilesol), la que
reunirá a la industria de concentración solar de potencia (CSP) y fotovoltaica (FV) en
la ciudad de Santiago los días 27 y 28 de
mayo próximo.
De acuerdo a un comunicado de CSP
Today, el encuentro contará con un primer día enfocado en los problemas macro
de ambas industrias, mientras que la segunda jornada se orientará a las características que presenta cada tecnología por
medio de sesiones en paralelo.
Es así como durante el evento se
abordarán tópicos como el desarrollo de
la red eléctrica y opciones industriales
para la industria solar, mecanismos de
financiamiento de proyectos, desafíos

de la conexión de las iniciativas solares
al sistema, desarrollar de la energía solar
en Sudamérica, y aspectos críticos en el
proceso de construcción de los proyectos
energéticos.
Mercedes Galindez, directora de Latam en CSP Today y PV Insider, ha confirmado la participación de ejecutivos de
diversas empresas CSP, como es el caso
de Abengoa, SolarReserve, BrightSourceEnergy y el Grupo Ibereólica, junto con
compañías FV como Enel Green Power,
SolarPack, Solairedirect y SunEdison.
“Reuniremos a los líderes internacionales del mercado fotovoltaico y a las
mejores empresas de ingeniería para que
se consolide una alianza perfecta entre
delegados, ponentes y sponsors”, señala
la empresa organizadora.
Foto: diariolatercera.com

Foto: dconstruccion.cl

Energía
renovable

Chile es líder en la Región en generación de energía solar.

8


RSE
TEXTO: Edén garcía s

C

on el fin de fomentar el mejoramiento de ingresos y la generación
de empleos, Petrobras Bolivia desarrollará este año un total de 16 proyectos y
26 cursos de responsabilidad social con un
fuerte componente de transmisión de conocimientos, según un comunicado de la
compañía de origen brasileño.
Petrobras ejecutará este programa de
responsabilidad social empresarial (RSE)
principalmente en las comunidades localizadas en las áreas de influencia de sus operaciones, como ser Villa Montes, Yacuiba y
Caraparí, además de la ciudad de Santa Cruz
de la Sierra y Tarija.
El portafolio de proyectos, desarrollados en su totalidad en alianza con autoridades departamentales, regionales y locales, involucra un monto global de $us 1,2
millones y será ejecutado, en conjunto con
15 entidades, entre fundaciones, organizaciones civiles, institutos de formación, ONG
y otros.
Uno de ellos es el fortalecimiento de los
programas de Cualificación de Experiencia
Laboral, que incluye 26 cursos a ser dictados en el Chaco tarijeño, donde los beneficiarios podrán reforzar sus habilidades,
aprender nuevos oficios y aumentar sus
opciones laborales.
A ello se suma la promoción de emprendimientos productivos a través de asistencia técnica agropecuaria, cualificación
de microempresarios, desarrollo integral de
las comunidades y el otorgamiento de becas de estudios universitarios.
A través de los proyectos Habilidades
Digitales y Habilidades para el Éxito, se
prepara a los jóvenes en computación y se
brinda apoyo a los bachilleres en nivelación
de estudios, orientación vocacional y charlas motivacionales.
La compañía también anunció que por
segundo año consecutivo, se enfatizará en
la educación ambiental y el respeto de los
derechos de la niñez y la adolescencia, mediante microprogramas radiales educativos,
a ser difundidos en Yacuiba, Villa Montes y
Caraparí.
El respaldo al deporte y el desarrollo
integral está dado a través del proyecto
denominado Clínicas Deportivas Petrobras
Juego Limpio que, en alianza con la Academia Tahuichi Aguilera.
Asimismo, la compañía dará continuidad a su participación en el concurso para
la mejora y mantenimiento de espacios
públicos denominado Barrios Pintudos, en
Tarija y Santa Cruz, así como al concurso intercolegial Unidos y Movilizados por el Medio Ambiente.
En los últimos 13 años, Petrobras Bolivia
aseguró que destinó más de $us 14 millones al desarrollo y ejecución de proyectos
de responsabilidad social y ambiental, principalmente en las regiones aledañas a sus
áreas de operaciones. ▲

Programa de Responsabilidad social empresarial

Petrobras bolivia ejecutará
16 proyectos de rse este 2014
Las áreas de ejecución abarcarán cinco ciudades y 20 poblaciones del área de influencia de los activos operados por la compañía. Involucran una inversión de $us 1,2 MM.


9

energías
alternativas
Foto: dasem.es

Medirán su potencial este año

Paraguay incluirá
energía eólica y
solar en su
matriz energética
Prevén instalación de parques con estas fuentes y asegurar a largo plazo, electricidad a toda su población.
TEXTO: lizzett vargas

E

ste 2014, Paraguay asume el desafío
de incluir la energía solar y la eólica
en su matriz energética, para lo que
planifica la medición de su potencial con el
fin de aprovechar estos recursos y promover atractivos negocios en esta área.
“Es importante aclarar que existen varias investigaciones que comprueban el
potencial para el aprovechamiento solar
y eólico a nivel país, especialmente en el
oeste del Chaco paraguayo”, dijo a Reporte
Energía Javier Saldaña, director de Energías
Alternativas del Viceministerio de Minas y
Energías de Paraguay.
La autoridad explicó la importancia de
tener conocimiento sobre estas fuentes
de energía, a fin de promocionarlos como
país y poder ubicar a Paraguay, dentro del
mapa renovable mundial.
Respecto a la medición del potencial
de estas fuente renovables, aclaró que si

bien cuentan con estadísticas “muy buenas”, de la Dirección de Meteorología e
Hidrología de la Dirección Nacional de
Aeronáutica Civil (DINAC), estos datos no
fueron tomados con este objetivo, más
bien, obedecen a criterios relacionados a
la meteorología.
En este sentido, detalló que los estudios sobre el potencial solar y eólico, se
desarrollarán bajo los estrictos criterios
científicos y técnicos. Estas investigaciones, serán tomadas con cierta frecuencia, a
ciertas alturas, dependiendo de la orografía de la zona donde se levantará la muestra.
Una vez se cuenten con estos datos,
servirán de base para un análisis de factibilidad o prefactibilidad que atraiga a la
inversión y acerque al capital a este tipo de
proyecto.
“De esta manera será posible la instalación en el corto y mediano plazo, de
parques solares y eólicos en todo el país,
mediante los cuales podamos seguir asegurando, en el largo plazo, el suministro de

Paraguay se alista para conocer su potencial solar y eólico, los resultados permitirán diseñar proyectos de este tipo.

energía eléctrica a toda la población”, proyectó Saldaña.
Cabe destacar que Paraguay comparte
las grandes centrales hidroeléctricas Itaipú
y Yacyretá, junto con Brasil y Argentina, y
esos 8.000 megavatios de energía hidráulica lo convierten en un gran exportador de
electricidad, sobre todo a Brasil.
A pesar de esta considerable fuente
de energía, Saldaña anticipó que su país
tiene 15 años para desarrollar mecanismos que permitan sustituir la generación
hidroeléctrica y así evitar que para el 2030
el país quede desabastecido por la electricidad que producen estas dos centrales.
Actualmente la energía solar y la eólica no figuran en la matriz energética, solo
existen proyectos de aplicación de ambas,
en lugares muy aislados, y en tamaños muy
poco considerables.
Según datos proporcionados por el director de Energías Alternativas de este país,
la matriz energética nacional de consumo,
está compuesta en mayor proporción de
biomasa (46%), derivados del petróleo

(38%) y energía eléctrica (16%, que proviene en un 99% de fuentes hidroeléctricas).
Al respecto, Saldaña explicó que para
contar con un mapa solar y eólico, se necesita cuatro meses para diseñar la planificación, pero adelantó que ya existen varias
etapas, con sus correspondientes metas,
dentro de su Plan de Mediciones.
Entre ellas, señaló que se realizará un
primer avance, el cual definirá, a pequeña
escala, la planificación del gran Plan Nacional. Este trabajo se financia con fondos
propios del Viceministerio de Minas y Energía, asesoría técnica nacional e internacional, y con estaciones de medición desarrolladas por la capacidad científica y técnica
paraguaya, a través de los laboratorios de
la Fundación PTI Paraguay, específicamente el Centro de Innovación en Automatización y Control (CIAC).
Existen diferentes proyectos para este
tipo de energía renovable, señaló Saldaña,
pero que aún están en etapa de estructuración, por lo que aún no se puede dar detalles sobre los mismos.▲

10


electricidad

“

El combustible para la potencia producida por el Aprovechamiento
Multipropósito Chihuido I es de 420 millones de litros gas-oil

“

Secretaría de Energía de la República Argentina

APERTURA DE SOBRES DE LICITACIÓN EN ABRIL PRÓXIMO

Hidroeléctrica Chihuido I aportará 637
El emprendimiento puede recuperar para este país $us 385 millones por ahorro de combustible generado al no ser
importado de forma directa. Además la obra proveerá energía media anual de 1.750 gigawatts/hora (GWh).
TEXTO: FRANCO GARCÍA S.

ev0lución de la matriz energética argentina

U

to Chihuido I contará con una presa tipo
CFRD, de 105 m de altura y un volumen de
6.300.000 m3. La longitud de coronamiento será de 1.039 m y el volumen de embalse
de 5.496 Hm3.
La central del aprovechamiento contará con 4 turbinas tipo Francis, con una potencia unitaria de 159,25 MW.
Actualmente, este país cuenta con
numerosos ríos que se constituyen en recursos hídricos disponibles y que, a través
de las obras a desarrollarse en algunos de
ellos, permitirán incrementar el aporte hidroeléctrico al sistema argentino de interconexión.
El mercado eléctrico mayorista en Argentina se compone de una oferta integrada por: generadores independientes, generadores del Estado nacional y provincial,
generadores binacionales e interconexiones internacionales.
Los generadores satisfacen la demanda de los distribuidores, grandes usuarios e
interconexiones internacionales.
A su vez el mercado está conformado por operaciones spot y de mercado a
término. La autoridad encargada de administrar y controlar el mercado eléctrico
mayorista(MEM) es la Presidencia de la
Nación, a través del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, que cuenta con dos organismos para
esa tarea: el Ente Nacional de Regulación
Eléctrica (ENRE) y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico
(Cammesa). ▲

41% de participación
renovable al 2025
La estrategia desarrollada por la gestión de la Secretaría de Energía de Argentina para incorporar una mayor participación de fuentes renovables en la matriz
eléctrica nacional prevé al 2025 alcanzar
una mayor diversificación, llevando la
participación hidroeléctrica al 41% y reduciendo la generación de energía térmica
a la mitad.
Desde 2003 a la fecha se lograron importantísimos avances en ese sentido, con
la finalización de Yacyretá, Atucha II y la
Presa Caracoles, entre otras. Este proceso
de diversificación de la matriz se realiza de

forma gradual, mediante la incorporación
progresiva de emprendimientos de distinta naturaleza.
Para afrontar el desafío de impulsar
el desarrollo de las energías renovables,
como la hidroelectricidad, se tiene que
analizar los recursos naturales, que posee
la Argentina y su factibilidad de aprovechamiento.
Cabe destacar que la Argentina se encuentra entre los lugares del mundo con
mayor potencial hidroeléctrico sin utilizar,
y es por ello que el Gobierno ha avanzado
con este tipo de obras.
Foto: yacyreta.org.ar

no de los proyectos importantes de
fuente renovable que aportará 637
megavatios (MW) de potencia al
Sistema Argentino de Interconexión (SADI),
avanza sin demora en su cronograma de
licitación, por lo que se prevé para este 23
de abril próximo la apertura de sobres.
Además la obra proveerá energía media anual de 1.750 gigawatts/hora (GWh) y
se prevé que la construcción de la represa
abarcará cuatro años.
Según datos de la Secretaría de Energía de la República de Argentina, a los que
tuvo acceso Reporte Energía, el aprovechamiento multipropósito Chihuido I conlleva
también la regulación del río Neuquén
para asegurar la provisión de agua para
consumo humano, satisfacer las demandas
de uso previstas, brindar seguridad aguas
abajo frente a crecidas extraordinarias del
río y por último obtener el líquido vital para
riego y propósito industrial.
El 20 de diciembre de 2013 fue publicada en el Boletín Oficial de la Secretaría
de Energía de la República Argentina la
convocatoria a participar de la Licitación
Pública Nacional e Internacional del Aprovechamiento Hidroeléctrico Chihuido I, en
la provincia de Neuquén. Se demandará
una inversión de $us 2.103 millones.
La obra se encuentra ubicada en el
centro de la provincia del Neuquén sobre
el río homónimo, aguas arriba del complejo Cerros Colorados, y se emplaza a 5,5 kilómetros aguas abajo de la confluencia del
río Neuquén con el río Agrio.
Geográficamente, el área de implantación de las obras de Chihuido I se encuentra en la Región del Comahue, al norte de la
Patagonia argentina.
Chihuido I permitirá maximizar la generación energética del tramo medio del
río Neuquén, ya que se emplazará en ese
lugar del Departamento de Confluencia,
aguas arriba de Chihuido II.
El combustible que hoy se requiere
para generar la potencia producida por el
Aprovechamiento Multipropósito Chihuido I es de 420 millones de litros gas-oil/
año, que equivalen a $us 402 millones a
precio internacional.
Si se contempla que el costo operativo de la central es de $us 17 millones al
año, el emprendimiento puede ahorrarle a
Argentina $us 385 millones por ahorro de
combustible generado al no ser importado
de forma directa.
El aprovechamiento multipropósi-

La central hidroeléctrica binacional Yacyretá aporta más de 1.200 MW al Sistema Eléctrico Argentino.


“

el aprovechamiento multipropósito Chihuido I conlleva también la regulación
del río Neuquén para asegurar la provisión de agua para consumo humano

Secretaría de Energía de la República Argentina

“

electricidad

MW al sistema eléctrico argentino
el proyecto
El Aprovechamiento Multipropósito Chihuido I contará con una presa
tipo CFRD, de 105 m de altura y un
volumen de 6.300.000 m3. La longitud de coronamiento será de 1.039
m y el volumen de embalse de 5.496
Hm3.
La central del aprovechamiento contará con 4 turbinas tipo Francis, con
una potencia unitaria de 159,25 MW y
una potencia instalada de 637 MWh,
lo que permitirá una energía media
anual de 1.750 GWh.

DATOS

16

MM/$US

es el costo operativo
de
funcionamiento de la Central Hidroeléctrica Chihuido
I al año, ubicada en
Argentina.

aporte hidroeléctrico al sistema argentino de interconexión

11

12


petróleo
& gas

“

En Brasil y Colombia, se han tomado medidas para la atracción de capital privado
como medio de asegurar inversiones en exploración y recuperar el nivel de reservas

“

Informe 2013, Comisión Económica para América Latina y el Caribe

Informe 2013 de cepal

Cinco empresas estatales petroleras llevan
la delantera en inversiones en latinoamérica

Un 11% de los recursos financieros mundiales destinados al petróleo provienen en su mayor parte de Petrobras (Brasil), Pemex
petrol (Colombia) e YPF (Argentina). A nivel del Cono Sur Colombia y Brasil concentran las principales inversiones extranjera
TEXTO: Lizzett vargas

E

n 2012 la inversión petrolera alcanzó
su valor máximo, cercano a $us 70.000
millones, un 11% de la torta a nivel
mundial, proveniente casi en su totalidad de
cinco empresas estatales, Petrobras (Brasil),
Pemex (México), Pdvsa (Venezuela), Ecopetrol (Colombia) e YPF (Argentina), señala el
último informe de la Comisión Económica
para América Latina y el Caribe (CEPAL).
De acuerdo a este documento, la inversión corresponde a gastos de capital en
procesos de exploración y desarrollo de reservas en la región de las mayores empresas
estatales y extranjeras, sin incluir inversiones
por la compra de propiedades o áreas, destinadas a actividades de refinación, distribución y comercialización a nivel mundial.
El análisis muestra, que de 70 empresas
analizadas a nivel de la región en la gestión
2012, se sitúa en primer lugar la empresa estatal Petrobras de Brasil, con un total de $us
23 mil millones. En el caso de Petróleos de
Venezuela SA (PDVSA) comparte el segundo lugar con Petróleos Mexicanos (Pemex),
con lo que cada compañía invirtió $us 15 mil
millones.
En este mismo análisis, figura la Empresa Colombiana de Petróleos (Ecopetrol) con
$us 4 mil millones, haciendo énfasis que la
compañía posee cerca del 70% del mercado
en su país. El último puesto en este informe
lo ocupa la petrolera argentina Yacimientos
Petrolíferos Fiscales (YPF) con $us 3 mil millones.
Asimismo la investigación, estima que
cerca del 77% del total (promedio mundial
de estas inversiones) será destinado a actividades de exploración y producción, y el
resto a refinación, distribución o comercialización.
Según el informe de Cepal, este escenario es producto de dos tendencias
relativas a las políticas de participación del
capital extranjero, que tienen distinta incidencia en la inversión en el sector petrolero,
específicamente en el área de exploración
y desarrollo.
El segundo aspecto, se refiere a que
estos países (Argentina, Brasil, Colombia,
México y Venezuela), emprendieron procesos de nacionalización o de ampliación del
control estatal, como fue el de Venezuela a
partir de 2000 y la Argentina en 2012.
Esta situación se caracterizó, entre otros

cifras

70

MIL MM/$US

400

MIL MM/$US

es la inversión en exploración
petrolera
que destinaron cinco
empresas estatales de
este rubro en ALC.
destinarán Argentina,
Brasil, Venezuela, México y Colombia en
hidrocarburos no convencionales.

motivos, por el establecimiento de la propiedad pública con respecto a la producción y los activos petroleros, renegociaciones que se materializaron en contratos de
operación, de servicios y mixtos, además
de una mayor participación de las empresas
petroleras estatales y una imposición fiscal
creciente.
Estos puntos señalados, en todo caso,
parecen no haber impedido que varios de
estos países representen importantes destinos de la inversión extranjera.
En el Brasil y Colombia, por un lado, se
han tomado medidas para la atracción de
capital privado como medio de asegurar inversiones en exploración y, de esa manera,
recuperar el nivel de reservas y de producción que empezó a declinar hacia fines de
los años noventa.
Por lo tanto, resalta que estos países
permitieron una mayor participación privada en la producción, al suscribir contratos de
concesión con socios estratégicos privados;
adjudicaron áreas tradicionales y no tradicionales en subasta internacional (en que las
compañías petroleras nacionales, como Petrobras y Ecopetrol, también compitieron);
efectuaron reformas fiscales incorporando
regalías escalonadas, y emitieron licencias
exploratorias con plazos más amplios.
Por otro lado, México mantiene desde
1932 un monopolio estatal que limitó la participación del capital privado en la industria.
Sin embargo, podrían surgir a mediano plazo nuevas oportunidades para la inversión
extranjera a medida que se implemente
la reforma energética aprobada, en la que
está previsto mantener la propiedad estatal sobre el recurso y los activos de Pemex
y permitir un incremento de la producción
por medio de contratos de exploración y
producción más activos, entre otros.

La brasileña Petrobras destina el 57% porcentaje de su presupuesto anual en exploració

AMéRiCA LATINA Y EL CARIBE: INVERSIóN EN EXpLORACIóN Y
DESAROLLO DE HIDROCARBUROS (2005 - 2012)
(en millones de dólares y porcentajes del total mundial)

Fuente: Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL)

De manera general para la región, el
informe proyecta que en la medida en
que el financiamiento de infraestructura
y de actividades del sector petrolero esté
ligado a la producción y entrega futura de
petróleo, (petróleo por préstamos) que
mantienen Colombia, Ecuador o Venezuela con bancos o compañías petroleras de
China, podrían presentarse riesgos, debido
a eventuales crisis de deuda y déficits públicos influidos por la volatilidad de los pre-

cios del crudo y los mercados de capitales.
En este sentido, se asegura que la administración y control de los anteriores
proyectos de inversión en una gestión eficiente, transparente e independiente por
parte de las empresas estatales, junto con
una alianza entre los grupos de interés en
aspectos socioambientales y económicos,
son consideraciones que propician una
adecuada gobernanza de los recursos naturales. ▲


“

Brasil proyecta replicar el éxito que se logró a partir de las rondas de licitación pasadas,
con el nuevo esquema contractual que regirá a partir de la primera ronda del presal
Informe 2013, Comisión Económica para América Latina y el Caribe

“

13

petróleo
& gas

puntos destacados del informe de cepal

llevan
latinoamérica
Foto: diario.latercera.com

x (México), Pdvsa (Venezuela), Ecoras directas de hidrocarburos.

ón y producción de hidrocarburos; incluyendo las operaciones en el presal.

Producción. México fue el principal
productor regional tanto de petróleo (2,9
millones de barriles al día) como de gas
natural (5.600 millones de pies cúbicos al
día) en 2012.
Precios. Si supera los 100 dólares por barril podría representar la antesala de una
recesión económica y, por ende, de una
reducción del consumo mundial de petró-

leo. Podría poner en peligro los ingresos fiscales de algunos países productores y que
dependen en gran medida de sus materias
primas.
desafíos. Una tarea pendiente consiste
en crear condiciones regulatorias, tecnológicas y de inversión que permitan el
desarrollo de reservorios de recursos no
convencionales en la Argentina y México,

yacimientos del presal en el Brasil, crudos
extra pesados en Venezuela o recursos
convencionales en los otros países.
tendencias. Disponer de una oferta
de energía proveniente tanto de fuentes
renovables como no renovables. Buscar
un desarrollo sostenible del recurso, que
abarque: gestión económica, social y ambiental.

Brasil y Colombia acaparan
la IED en hidrocarburos
A nivel de país, Brasil y Colombia son los
principales destinos de Inversión Extranjera
Directa de Hidrocarburos (IED), principalmente por suscribir contratos de concesión con socios estratégicos privados. Entre
ambos concentran un 50% del ingreso de
capitales a nivel región, según estudio de
Cepal en base a datos de 2012.
La IED corresponde a los montos anuales medios de los periodos y en algunos
casos pueden estar incluidas todas las actividades de la industria. Se consideran los
montos de inversión en nuevas plantas, y
las fusiones y adquisiciones de empresas o
activos por parte de empresas no residentes en el país declarante.
El informe señala que Brasil, en las nueve rondas anuales de licitación efectiva
que se realizaron hasta 2008, se observa el
importante flujo de inversión por parte de
empresas extranjeras y nacionales en la re-

AMéRiCA LATINA Y EL CARIBE: invErsión ExtranjEra
dirEcta (iEd) En hidrocarburos (1996-2012)
(En miles de millones de dólares y porcentajes del total)

Fuente: Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL)

caudación por bonos a la firma de contrato,
compromisos de exploración mínimos y
contenido local en bienes y servicios. La recaudación media por bonos en cada ronda
ascendió a $us 289 millones y las máximas
expectativas de los inversionistas se reflejaron en 2007 (año de descubrimiento de los
recursos del presal) cuando ofertaron casi
$us 39.000 por kilómetro cuadrado (km2).
Para actividades exploratorias se comprometieron en promedio $us 500 millones
en cada ronda, y 2007 fue el año en que se
alcanzó el mayor valor comprometido, que
ascendió a $us 25.000 por km2. El promedio
del contenido local por ronda ascendió a
cerca del 57% para actividades de exploración, desarrollo y producción.
Actualmente se proyecta replicar el
éxito en la captación de inversiones que
se logró a partir de las rondas de licitación
pasadas, con el nuevo esquema contractual

que rige a partir de la primera ronda de licitación de áreas del presal efectuada a finales de 2013, caracterizado por contratos
de producción compartida, con una cuota
inicial mínima del 30% para Petrobras, en un
escenario de mayor regulación estatal.
En Colombia, una limitada capacidad
del sistema de transporte, junto con una
menor seguridad física, podría contribuir
a demorar la ejecución de inversiones en
exploración y desarrollo, y restringir los volúmenes exportables a los Estados Unidos.
Asimismo, la balanza comercial energética entre ambos países podría verse
influida por la importación de servicios
petroleros e inversión con transferencia
tecnológica estadounidense para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales
en campos colombianos, aspectos dados
por la potencialidad del acuerdo de libre
comercio suscrito en 2012.

En 4 años el presupuesto
para shale se duplicará
El monto de inversión presupuestado
para hidrocarburos no convencionales asciende a más de $us 400.000 millones para su
ejecución en los próximos cuatro años, cifra
que duplica el monto ejecutado en el 2013.
En la región, la asociación entre compañías privadas y estatales en proyectos relacionados con los hidrocarburos no convencionales en la Argentina, México y Colombia, los
yacimientos del presal en el Brasil o el crudo
extrapesado en Venezuela, entre otros, enfrenta desafíos asociados al financiamiento y
ejecución de este considerable monto destinado a este tipo de recursos.

Según el análisis de Cepal, este fenómeno se da ante la eventualidad de una futura
caída de los precios internacionales y la urgente necesidad de desarrollar el recurso de
hidrocarburos. Una eventual extracción acelerada del recurso petrolero, presionada por
condicionantes financieras, podría asimismo
poner en discusión aspectos asociados a su
valoración en condiciones de incertidumbre,
su disponibilidad, la generación sostenible
de beneficios futuros para la sociedad y la
vulnerabilidad que representa la dependencia respecto de mercados de exportación
limitados.

14


“

TEXTO: Lizzett vargas o.

L

a nueva Unidad de Crudo de la Refinería Gualberto Villarroel en Bolivia,
registra un 51% de avance, lo que
le permitirá el montaje de los equipos de
gran dimensión y alta ingeniería, arribados
recientemente hasta el lugar.
“Este importante proyecto tiene una
inversión de $us 93,6 millones y se constituirá en la segunda Unidad de Crudo de
esta refinería”, destacó hoy Guillermo Achá,
gerente General de YPFB Refinación.
Para cumplir con este hito histórico del
sector de hidrocarburos desde la construcción de los complejos refineros, YPFB a
través de su subsidiaria YPFB Refinación,
realiza todos los esfuerzos para la llegada
temprana de los equipos que forman parte
de la ruta crítica del proyecto.
“Prueba de ello es el arribo de la columna debutanizadora y el separador de
nafta, además de la columna diésel Stripper y el separador de antorcha. También
se suman acumuladores, tambores, separadores de drenaje, filtros de gas combustible, accesorios de instrumentación, de
control, y más de 500 toneladas de tuberías”, detalló Achá.
Aclaró que estos equipos serán mon-

la experiencia y dedicación de los responsables de este proyecto permiten garantizar que
todos los equipos llegarán a la refinería Gualberto Villarroel hasta marzo de 2014

“

Guillermo Achá, gerente general de YPFB Refinación

Refinería boliviana gualberto Villarroel

Unidad de crudo con 51%
de avance y alistan montaje
Recientemente arribó parte del equipo de la “ruta crítica” del proyecto, que fue transportado vía marítima y terrestre.La construcción tiene una inversión de $us 93.6 MM.
tados en las bases de hormigón ya construidas y de esta forma el cronograma del
proyecto siga de acuerdo a lo planificado.
“Estos equipos están siendo trasportados vía marítima-terrestre. Son equipos
del orden de los 25 a 30 metros de largo
y unos 3 a 5 metros de ancho, para esto se
han considerado unidades de transporte
especiales como ser sistema de módulos,
lowboy deprimido, lowboy extensibles,
coordinando constantemente para una
logística efectiva con la obtención de los
permisos viales correspondientes”, dijo
Achá.
Los equipos fueron fabricados en España, Corea, China, México, Francia, Italia,
Portugal, entre otros y son construidos a
medida, resultado de la ingeniería desarrollada para el proyecto.

Foto: YPFB

petróleo
& gas

Los equipos serán montados en las bases de hormigón ya construidas en la refinería Gualberto Villarroel .


15

“El tiempo de fabricación de los equipos mayores generalmente se convierte en
una variable crítica, sin embargo por la experiencia y dedicación de los profesionales
responsables de este proyecto permiten
garantizar que todos los equipos llegarán a
la refinería Gualberto Villarroel hasta marzo
y de esta manera concluir la planta hasta
septiembre de 2014”, indicó Achá.
El proyecto se inició en febrero de 2012
con el desarrollo de una ingeniería conceptual, seguida de una ingeniería básica
e ingeniería básica extendida.
Inició su etapa más importante el 7 de
septiembre de 2013 con la inauguración
del inicio de obras (construcción), misma
que concluirá con la entrega de la nueva
planta en septiembre de este año.
Una vez concluida, la planta tendrá una
capacidad de procesamiento de 12.500
barriles por día (BPD) de petróleo crudo de
59° 61°
a
API.
Permitirá principalmente contar a Bolivia con mayores volúmenes de producción
de diésel oil por un volumen de aproximadamente 20 millones de litros por mes, 63
toneladas métricas por día de Gas Licuado
de Petróleo.
Además volúmenes adicionales de
gasolina media que serán procesados en
la Nueva Unidad de Reformación Catalítica (proyecto en ejecución), permitiendo

entregar al mercado interno a partir de la
gestión 2016, 34 millones de litros de gasolina especial por mes, garantizando de esta
forma un autoabastecimiento y finalizando el periodo de importación de gasolina
para elpaís.
El beneficio socio económico de esta
Planta considerando los ahorros por concepto de subvención, mayor recaudación
de Impuesto Especial a los Hidrocarburos y
sus Derivados (IEHD) e ingresos generados
por la comercialización de diésel y GLP, serán en promedio $us 275.692.954 anuales.
Esta cifra permite que la inversión pueda ser recuperada en un promedio de cuatro meses y medio, haciendo de esta Planta
un proyecto de inversión económicamente viable, con retorno garantizado, indicó
en una nota de prensa YPFB Corporación. ▲

“

esta obra Permitirá a Bolivia con mayores volúmenes de producción de
diésel oil por un volumen de aproximadamente 20 millones de litros
por mes y 63 toneladas
métricas por día de Gas
Licuado de Petróleo.

“

Foto: YPFB

petróleo
& gas

Llegada de los equipos críticos destinados a la construcción de la nueva Unidad de Crudo. Arribaron más de 500 t de tuberías.

16


“

TEXTO: Edén gArcía S.

T

omará por lo menos tres años desde
las firma de nuevos contratos con
compañías privadas para que México incremente su producción de petróleo,
que ha venido en descenso paulatino desde el 2005, según expertos de la consultora
estadounidense IHS consultados por Reporte Energía.
Si bien ya se aprobó la nueva Reforma
Energética, aún se espera la reglamentación que defina las sociedades, remuneraciones y el rol de empresas locales y foráneas, lo que puede llevar algún tiempo
más.
De acuerdo a Bob Fryklund, director
de Estrategia de Upstream, la reforma que
abre al capital privado nacional y extranjero los recursos energéticos de este país,
ayudará a proporcionar la inversión, tecnología y las alianzas que se necesita para incrementar la producción en aguas profundas y de hidrocarburos no convencionales.
“Estas inversiones llevarán algo de
tiempo para mostrar el crecimiento de la
producción, probablemente entre tres a
cinco años desde la firma inicial de los contratos”, señaló el experto en hidrocarburos.
En esta misma línea, Steve De Vito, director Senior Regional Equipos las Américas de IHS, aseguró que ahora que la industria petrolera mexicana abrió el segmento
de exploración y producción a empresas
multinacionales habrá un impacto positivo
importante en la producción de petróleo.
“Históricamente los principales problemas han sido la insuficiente inversión del
gobierno mexicano y la falta de acceso a
las nuevas tecnologías”, acotó De Vito.
México ha sufrido en los últimos años
un descenso considerable en la producción de petróleo pasando de explotar 3,4
millones de barriles por día (MMbpd) en
el 2004 a 2,5 MMbpd el 2013, según datos
de la Comisión Nacional de Hidrocarburos
(CNH).
Gran parte de este declive se debe a
que el gigantesco campo Cantarell entró
en un proceso acelerado de declinación. En
el mismo periodo mencionado, la producción pasó de 2,1 MMbpd a 380 mil barriles
por día (Mbpd).
Fue gracias al desarrollo de otros campos como Ku-Maloob-Zaap y Activo Litoral
de Tabasco que el descenso de la producción petrolera de México no fue aún mayor.
En este sentido, el director general de

La facultad que tiene el Gobierno para realizar contratos con privados detonará la inversión, sin necesidad de sacrificar recursos en otras áreas, como sucede hasta ahora

“

Oscar Roldán, director general de la Comisión Nacional de Hidrocarburos

expertos de IHS optimistas

México: esperan reglamento
a reforma energética para
elevar producción petrolera
Se tuvo un descenso en la producción de crudo en los últimos diez años, debido al declive acelerado del campo Cantarell. Se espera mejorar el desempeño a mediano plazo.
Foto: metalandsoul.blogspot

Petróleo
& GAS

Industria
Cantarell. Fue el principal activo de
producción de México y del mundo
hasta el 2008. Tiene más de 30 años de
vida productiva.
Gas. La producción de gas ha mantenido un nivel importante; sin embargo aún se importa GNL para cubrir el
consumo. En el 2013 se produjo 6.370
millones de pies cúbicos día.
Reforma. Luego de aprobarse la Reforma se espera la reglamentación que
defina las sociedades, remuneraciones
y el rol de empresas locales y foráneas.

Operación de la CNH, Oscar Roldán, señaló
a Reporte Energía que México posee una
gran cantidad de recursos petrolíferos en
diversos tipos de cuencas y que la reforma
recientemente aprobada permitirá multiplicar la capacidad de ejecución en exploración y extracción de hidrocarburos.
“La facultad que ahora tiene el Gobierno para realizar contratos con privados detonará la inversión en el sector, sin
necesidad de sacrificar recursos en otras
áreas prioritarias, como sucede hasta ahora”, puntualizó Roldán, al momento de señalar que los contratos que podrá realizar
el Estado mexicano permitirán atender los
distintos segmentos de la cadena petrolera, mientras Pemex (Petróleos Mexicanos)
se fortalece y concentra en aquellas áreas
donde tiene la mayor experiencia y conocimiento a nivel internacional.
Destacó que Pemex es actualmente la
empresa líder en producción de crudo en
aguas someras y es en esta área en la que
debe concentrar todos sus esfuerzos, ya
que además le genera la mayor rentabilidad en el país. ▲

La producción del campo Cantarell llegó hasta los 2,2 millones de BPD de petróleo en sus mejores momentos.

DATOS
Producción del proeycto 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Producción Nac. Aceite (mbd) 3,371 3,383 3,333 3,256 3,076 2,792 2,601 2,577 2,553 2,548 2,522
Cantarell
2,108 2,125 2,029 1,788 1,464 1,009 646 501 449 404 380

Akal
2,028
2,038
1,937
1,701
1,388 925 543 370 314 234 203

Otros
79 87 92 87 75 84
104
131
135
170
176
Chicontepec (ATG)
11 22 25 23 23 29 30 41 53 69 66
Ku-Maloob-Zaap
294 304 322 404 527 706 808 839 842 855 864
Ku
197 191 203 269 327 364 353 337 311 277 258

Maloob
50 53 47 54 73 113 170 218 243 279 298

Zaap
41 57 69 71
113
225
277
274
280
290
299
Otros
6 3 3
10
14 4 7
10 8 8 9
Activo Litoral de Tabasco
39
66
96
143
194
192
212
248
284
319
299
Crudo Ligero Marino
39
66
96
141
187
186
194
199
199
193
159
Y
axché
- - - 2 6 7
19
44
84
122
111

Tsimin-Xux
- - - - - - - - - 9
29

Otros
0 0 0 0 0 0 0 5 1 0 0
Región Sur
483 473 497 491 465 459 498 532 531 508 481
Otros
437 393 364 406 403 397 407 416 394 392 433


17

Breves

negociación, inclusive de los precios”, destacó Álvaro Arnez, viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y
Almacenaje de Hidrocarburos.
Actualmente, Bolivia exporta a Brasil
por el contrato GSA 31,6 MMmcd y a la Argentina 19 MMmcd de gas natural, mientras que la demanda en el mercado interno
bordea los 10 MMmcd.
“Bolivia llegaría a exportar aproximadamente cerca de 53 MMmcd, que es una
cifra histórica. Si incluimos el mercado interno llegamos a procesar 63 MMmcd, esto
genera certidumbre para la gestión 2014”,
puntualizó Arnez.
También afirmó que estos nuevos recursos beneficiarán económicamente a las
gobernaciones departamentales, municipios, universidades y los sectores de salud
y educación.
Foto: Archivo Reporte Energía

Los 20 día de exportación interrumpible de gas a Brasil significará para Bolivia
un ingreso de $us 16,6 millones, según el
Ministerio de Hidrocarburos y Energía de
este país.
Durante este tiempo la estatal petrolera,
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
(YPFB) enviará un volumen de 2,24 MMmcd
(millones de metros cúbicos día) con destino a la termoeléctrica de Cuiabá, Brasil.
Este incremento en la demanda brasileña se debe al movimiento económico
que genera la organización del Mundial de
fútbol el 2014 y las Olimpiadas el 2016.
El contrato suscrito permitirá trabajar
en un nuevo acuerdo interrumpible de largo plazo, a ser suscrito por los presidentes
de YPFB y Petrobras, una vez sean acordados los términos y condiciones del mismo.
“Este escenario hace favorable a la

Foto: radiopatuju.blogspot

Se recibirá $us 16,6 MM por
contrato interrumpible

Los 20 días de exportación interrumpible de gas a Brasil significará para Bolivia un ingreso de $us 16,6 millones.

Trinidad, Riberalta, Guayaramerín y Cobija cuentan con suficiente combustible, según YPFB.

abastecen con carburantes
a comunidades afectadas
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) desplegó una acción logística
para garantizar el abastecimiento de gasolina especial, diesel oil y Gas Licuado de
Petróleo (GLP) en las poblaciones afectadas
por las inundaciones en el norte de Bolivia,
señaló un comunicado de prensa de la estatal petrolera.
Las zonas comerciales de Yacimientos en Trinidad, Riberalta, Guayaramerín y
Cobija cuentan con el suficiente producto
almacenado para abastecer a la población
con los carburantes mencionados, afirmó
el gerente Nacional de Comercialización de
YPFB, Mauricio Marañón.
“En Trinidad existe afluencia de producto continuo desde Santa Cruz, vía terrestre;
en Guayaramerín la afluencia es continua
desde Trinidad vía fluvial; en Riberalta existe
afluencia normal de carburantes; y en Cobija

la comercialización es regular con productos que vienen desde Guayaramerín vía terrestre”, explicó Marañón.
Los puntos de despacho de los productos cuentan con un saldo de 1.800.000 litros
de gasolina, 2.900.000 litros de diesel oíl y
un equivalente a 22.812 garrafas de GLP, y
el transporte hacia los puntos de despacho
sigue sin restricciones.
En coordinación con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y Ademaf, se
busca dar soluciones al abastecimiento de
combustibles en los diferentes municipios.
“YPFB, en función a su obligación de abastecimiento y en base a las instrucciones y
acciones efectuadas desde la Presidencia
del Estado, realiza los esfuerzos para llegar
con combustible a las comunidades afectadas por las inundaciones”, indicó la estatal
petrolera.

18


Minería

“

Lamentamos que el grupo de la GNRE haya contratado directamente a la consultora alemana Ercosplan cuando debía haber dado oportunidad a las empresas bolivianas

“

Saúl Escalera, experto en ingeniería

Saúl Escalera, experto en ingeniería*

PLANTA DE POTASIO: ¡EN BOLIVIA SE CUENTA
CON EL CONOCIMIENTO TECNOLÓGICO!
El autor critica a la Gerencia Nacional de Recursos Evaporíticos de Comibol por contratar una empresa europea para
el diseño de una planta de flotación de KCI, siendo que existe los recursos humanos formados en el país para tal fin.

Proceso de Flotación
del Cloruro de Potasio
En el proceso para concentrar silvita (KCl),

Foto: evaporiticos.gob.bo

E

n varios discursos el presidente del Estado Plurinacional, Evo Morales, ha pregonado que “Bolivia debe liberarse de
la dependencia tecnológica que tiene de las
potencias extranjeras, formando profesionales de alto nivel científico para crear Ciencia
y Tecnología (C&T) en el país”, inclusive ha
otorgado becas a Corea, Francia y China a
jóvenes profesionales para entrenarse en tareas de Investigación y Desarrollo (I&D), que
les permita luego crear C&T cuando regresen
a su patria.
Aplaudimos todas estas acciones del
Gobierno Nacional porque apuntan a llenar
un sentido vacío en las áreas tecnológicas no
tradicionales en Bolivia, v.g. petroquímica y
espacial-satelital.
Pero cuando se trata de tecnologías para
concentrar minerales por el proceso de flotación, Bolivia tiene una rica tradición tecnológica, donde Comibol y las empresas mineras
medianas y pequeñas las utilizan actualmente con eficiencia para producir concentrados
de estaño, zinc, cobre y otros de calidad de
exportación.
Por lo expuesto, llama mucho la atención
que la Gerencia Nacional de Recursos Evaporíticos (GNRE) de Comibol haya contratado
en forma directa y pagado $us 4,8 millones a
la consultora alemana Ercosplan, financiados
con recursos del crédito del Banco Central
de Bolivia (BCB), para el diseño de una planta
de flotación para producir 700.000 toneladas
por año de cloruro de potasio (KCl) con 95%
de pureza, a partir de la salmuera del Salar de
Uyuni.
Cabe reconocer que Ercosplan es una
firma de ingeniería que tiene 50 años de experiencia en el diseño de plantas de cloruro
de potasio, por lo que estamos seguros que
realizó un buen trabajo.
Pero, si la licitación hecha por la GNRE
hubiera sido abierta, las consultoras bolivianas en ingeniería habrían respondido positivamente garantizando calidad de trabajo y
prontitud de entrega del diseño y especificaciones de la planta de flotación, e inclusive
ofertando precios más económicos que la
alemana Ercosplan.
Además y tal vez más importante, se
habrían abierto fuentes de trabajo para ingenieros y técnicos bolivianos expertos en
flotación, tal como demostramos en el presente artículo.

Escalera sugiere que se construya un módulo de flotación y no dos como tiene diseñado Ercosplan.

la primera operación que se realiza es la cosecha de la silvinita (KCl+NaCl) cristalizada de
las piscinas de evaporación, que es una operación mecánica realizada con bulldozers y
palas mecánicas, y luego es transportada a
una planta de molienda del mineral seguido
de una operación de tamizado para producir
mineral clasificado en tamaños apropiados
para su flotación.
Este material es luego enviado a la planta de flotación donde es colocado en buzones de alta capacidad para alimentar las
celdas de cada circuito de flotación grueso
y estándar.
La flotación de KCl se realiza para separarlo de la halita (NaCl) en medio de salmuera (solución supersaturada de sales en agua)
a un pH natural y una pulpa de 20% sólidos,
utilizando celdas de flotación revestidas con
material resistente a la corrosión y los ductos
de transporte son fabricados con PVC de alta
densidad.
En la industria canadiense, la mayor productora de potasio en el mundo, el proceso
para flotar silvita KCl se realiza en dos circuitos separados: granulado (–6+25 mallas) y
estándar (–25+150 mallas).
La flotación del circuito estándar
(–25+150 mallas) no presenta ningún problema y se usa una amina primaria (RNH2) de
cadena carbónica larga (R=C20) como colector catiónico y MIBC (alcohol compuesto)
como agente espumante.
La amina primaria es muy selectiva y se
adsorbe a las partículas de KCl para flotarlas
fácilmente y sacarlas de la celda por medios
mecánicos; las aminas primarias no tienen
ningún efecto sobre las partículas de NaCl

que se depositan el fondo de la celda, el concentrado obtenido sale con ley de 98% KCl y
la recuperación es del 93%.
La flotación del circuito granulado
(–6+25 mallas) es más difícil por el tamaño
grande de las partículas de KCl, por lo tanto, además del colector amina primaria hay
necesidad de añadir fuel-oil como “agente
extensor” para dar mayor hidrofobicidad a la
partícula, también se añade un óxido de amina como “promotor–espumante”, que actúa
sobre la espuma haciéndola más resistente
y estable para que las partículas flotadas de
KCl sean removidas de la celda con facilidad.
El agente “óxido de amina” fue ideado y
desarrollado por el autor del presente artículo cuando trabajó como investigador Senior
en la Sherex Chemical de USA y fue aplicado con éxito en la planta de COMINCO de
Saskatchewan, Canadá, para la flotación de
KCl gruesa (–6+25 mallas) produciendo concentrados de 96% KCl y una recuperación de
90%.
Estos excelentes resultados permitieron
que el autor del presente artículo obtenga la patente de invención: US PATENT No.
4.325.821 el 20 de Abril 1982. Desde el año
2009 el autor ha ofrecido transferir la tecnología de su invención al Ministerio de Minas y
Metalurgia y al grupo GNRE de Bolivia y hasta
hoy no ha recibido ninguna respuesta.
Proceso de Flotación de KCl
Desarrollado por la GNRE-Bolivia
Recordamos que el año 2008 el Gobierno Nacional conformó la Comisión Científica llamada CCII– REB de técnicos bolivianos
bajo la supervisión de Luis Alberto Echazú,

gerente de la GNRE de Comibol, para desarrollar el proceso de producción del litio y del
potasio del Salar de Uyuni con financiamiento inicial de $us 5,7 millones del Gobierno
Boliviano.
Luego de cuatro años de hermetismo
total, en Marzo 2012, José Bustillos, de la
GNRE en su conferencia Avance en la Industrialización de los Salares de Bolivia, en Codepanal, La Paz, presentó el diagrama de flujo
del proceso de flotación de KCl desarrollado
por esta gerencia en cuatro años de trabajo
y en base al que se construyó la planta de
Llipi-Llipi.
Explicó además que la demora se debió a que se trabajó en la investigación de
un proceso propio y luego se procedió a la
construcción de la planta piloto de 1.000 TM/
mes de silvinita (KCl+NaCl), con un costo total de $us 17 millones. Finalmente, la planta
de KCl en Llipi-Llipi fue inaugurada en Septiembre del 2012.
En Noviembre 2013, durante el Primer
Congreso de Ingeniería Industrial de la FNI–
UTO, el autor del presente artículo presentó
una ponencia con el análisis técnico sobre
los resultados obtenidos en la Planta de Llipi–Llipi y los comparó con los de la planta
Cominco de Saskatchewan en Canadá.
Esta comparación dio como resultado
las siguientes observaciones, las 21 piscinas
de evaporación que tiene la GNRE son muy
lentas y demoran más de un año en producir
la silvinita alimentada a la planta de flotación
de KCl. Además producen una silvinita con
ley pobre en contenido de K (40% KCl) para
ser alimentada en la planta de flotación. Esto
quiere decir que no se está controlando bien


“

Sugerimos que el Gobierno encargue a la GNRE que contrate firmas bolivianas para la
construcción de la infraestructura de la planta de KCl en Uyuni a ser adjudicada

“

Saúl Escalera, experto en ingeniería
el proceso de cristalización en las piscinas de
evaporación.
Otra observación es que la ley de la
mena alimentada a la planta de Llipi–Liipi es
de apenas 20% KCl, un material muy pobre
comparado con la alimentación a la planta
en Atacama, Chile, que es de 34% de KCl y la
planta canadiense que generalmente tiene
una ley de silvinita de 40% KCl.
Además, el concentrado de silvita obtenida en Llipi–Liipi es de baja calidad con ley
de 76 % KCl haciendo que el radio de concentración sea de 10, lo que quiere decir que
hay mucha pérdida de KCl en las colas (nonfloat).
La recuperación de KCl es de apenas
80%, esto quiere decir que hay mucha pérdida de KCl en las colas (non–float), mientras que el concentrado producido tiene un
tamaño de grano de –14+48 mallas (Serie
Tyler), que no es granulado ni estándar y no
se ajusta a las exigencias del mercado internacional de potasa (KCl) que tradicionalmente ofrece tres tamaños.
Ellos son: granulado (– 6+20 mallas) con
ley de 96% KCl, estándar (–20+65 mallas) con
ley de 98% KCl y fino (–65+150 mallas) con
ley de 95% KCl, donde el precio del granulado ($US 200/TM) es mayor al del estándar
($US 100/TM) porque es más apetecido por
los agricultores por tener un efecto residual
en su función como fertilizante para las plantas.
Entonces, consideramos que el producto concentrado de KCl de la GNRE no podrá
competir en el mercado sudamericano, especialmente Venezuela que compra KCl del
Canadá para su planta NPK en el Estado de
Valencia, porque no producen los tamaños
grueso y estándar que normalmente requiere la industria de fertilizantes NPK en el
mundo.
Como resultado del análisis concluimos
que el proceso de flotación de KCl desarrollado en laboratorio por el grupo GNRE no
ha seguido el protocolo científico de investigación acostumbrado, porque ha cometido
errores conceptuales y de procedimiento,
sin tomar en cuenta lo que se practica en la
industria mundial del potasio y por ello los
resultados son pobres.
Solo esperamos que la Ercosplan, como
expertos mundiales que son, hayan mejorado el proceso para luego diseñar la planta
industrial de KCl, según los estándares que
exige el mercado mundial de potasio; sólo
así se podría justificar el alto precio cobrado
por la consultora alemana para realizar el estudio y diseñar la planta.
Capacidad de la Planta de

bre y otros metales
Flotación Diseimportantes, y que
ñada por ERCOSEn la industria canainclusive operaron
PLAN
diense, la mayor proen plantas de hasta
El gerente de la
ductora de potasio en
1.000 TM/día en ColGNRE ha informado
el mundo, el proceso
quiri de Comibol.
que la capacidad de
para flotar silvita KCl se
Entonces operar
la planta diseñada
realiza en dos circuitos
una planta de flotapor la alemana ERseparados: granulado
ción de silvita será
COSPLAN es para la
(–6+25 mallas) y estánrelativamente fácil
producción de 700
dar (–25+150 mallas)
para los ingenieros
mil toneladas/año
bolivianos, tal vez el
de cloruro de potamanejo de algunos equipos modernos de
sio con 95% de pureza en términos de KCl.
flotación, celdas cilíndricas, sea un tanto diTambién informó que la planta utilizará
ferente que el de las antiguas celdas cúbicas
como materia prima 2,20 millones de mede flotación; sin embargo nada difíciles de
tros cúbicos por año (6.100 metros cúbicos/
aprender.
día) de KCl+NaCl cristalizada, que proveerán
Cabe resaltar que la Facultad Nacional
las piscinas de evaporación instaladas en el
de Ingeniería (FNI) de la UTO en Oruro, posee
salar de Uyuni. La planta será construida en
la capacidad de realizar pruebas de laboraun área de 500 por 500 metros y podría estar
torio para desarrollar tecnología de flotación
concluida el 2016.
de minerales. En la misma ciudad está SpecAhora bien, como el radio de concentratrolab, un centro donde se realizan estudios
ción en el proceso desarrollado por la GNRE
mineralógicos, composición, granulometría,
y probado en la planta de Llipi-Llipi es de 10
determinación de
(calculado por el auleyes de minerales
tor en base a los rey productos prosultados informados
La ley de la mena alicesados, utilizando
por la GNRE), para
mentada a la planta de
métodos modernos
producir las 700.000
Llipi–Liipi es de apenas
por espectrografía
TM/año de concen20% KCl, un material
de emisión, de ratrado KCl, en la planmuy pobre comparado
yos X y de absorción
ta diseñada por la
con la alimentación a
atómica.
Ercosplan se requiela planta en Atacama,
Asimismo, en
ren de 7 millones de
Chile, que es de 34% de
Bolivia existen emTM/año de mena silKCl
presas que poseen
vinita, o sea, 19.500
el
conocimiento
TM/día de silvinita,
para elaborar proyectos, dimensionar equiesto significa que cada una de las 21 piscinas
pos y diseñar plantas de flotación con solde evaporación que tiene la GNRE en Uyuni
vencia tecnológica y a un costo menor que
tendrá que producir 925 TM/dia de costra de
las firmas de ingeniería del exterior.
silvinita para ser cosechadas y alimentadas a
En efecto, en La Paz está la empresa
la planta de flotación de KCl.
Mineral Processing, una consultora de deLa pregunta obligada es ¿Podrán las 21
sarrollo y diseño de procesos metalúrgicos;
piscinas de evaporación producir suficiente
en Santa Cruz está la empresa metal mecácantidad de mena silvinita para alimentar a la
nica Carlos Caballero de Santa Cruz, que es
planta de flotación de KCl? dudamos que lo
la más grande y más completa de Bolivia y
hagan y al final tendremos una planta sobreconstruyó el horno Ausmelt y toda su estrucdimensionada al igual que la de Karachipamtura para la fundición de estaño de Vinto en
pa, que también fue diseñada y construida
Oruro.
por una empresa alemana Klockner, que por
En Cochabamba está la empresa
falta de mineral no entró en funcionamiento
Enabolco, con experticia en proyectos de inhasta el día de hoy.
geniería, construcción de estructuras metálicas y utiliza tecnología de punta aplicando
Expertos Bolivianos en Flotación
robótica para diseñar y construir sistemas de
Por lo expuesto anteriormente, la flotacontrol de calidad para diversas industrias.
ción de silvita para separarla de la halita no
También hay industrias nacionales exdebe ser un problema para los ingenieros y
pertas en la fabricación de equipos y accesotécnicos bolivianos, porque estamos acosrios para plantas de concentración de minetumbrados a flotar minerales con mucha
rales de buena calidad y precios económicos
eficiencia desde hace muchos años produque nada tienen que envidiar a las importaciendo concentrados de estaño, zinc, co-

“

“

“

“

19

Minería
das del exterior, v.g. Aceros Tesa en Oruro.
Habiendo demostrado en este artículo
que existen empresas bolivianas calificadas
para el diseño de la planta de KCl en Uyuni,
lamentamos que el grupo de la GNRE haya
contratado directamente a la consultora alemana Ercosplan cuando debía haber dado
oportunidad a las empresas bolivianas para
realizar dicho trabajo.
Sin embargo, con la finalidad de aportar
con ideas creativas, recomendamos al MMM
y la GNRE que tome las siguientes medidas.
Primero, consideramos necesario y urgente que el Gobierno Boliviano encargue al
MMM formar una Comisión Científico–Técnica de alto nivel, contratando a expertos
bolivianos en el rubro del procesamiento de
evaporitas para realizar una auditoría técnica
sobre el trabajo realizado por el grupo de la
GNRE así como el diseño de la planta entregado por la Ercosplan, con el fin de determinar si el proyecto de industrialización del KCl
del Salar de Uyuni elaborado garantiza una
viabilidad económica y financiera, antes que
la GNRE licite la construcción, el montaje, el
equipamiento y la puesta en marcha de la
fábrica este 2014.
Segundo, se ha informado que el diseño
de la planta entregada por la Ercosplan fue
hecha para dos módulos de flotación, llamados trenes por la GNRE, cada uno produciendo 350.000 TM/año de concentrado KCl.
Nuestra recomendación es que se construya solamente uno de ellos con el fin de
satisfacer la demanda nacional que es de
100.000 TM/año de KCl y el resto de la producción de 250.000 TM/año de KCl podrá ser
exportada para cubrir la demanda de fertilizantes potásicos de los países de la subregión andina, como Venezuela que importa
potasa desde el Canadá.
Finalmente, sugerimos que el Gobierno
Nacional encargue a la GNRE que contrate
firmas bolivianas de ingeniería para la construcción de la infraestructura de la planta de
KCl en Uyuni a ser adjudicada.
El tiempo de construcción civil, el montaje de los equipos y maquinaria, y la puesta
en marcha será de dos años a partir de la orden de proceder y terminada en 2016. Si se
les da la oportunidad, estamos seguros que
las empresas bolivianas participarán con solvencia. Esto significará hacer patria. ▲

(*) Saúl Escalera es Ph.D. en Ingeniería
en USA. Fue Investigador Senior de la Sherex
Chemical Co, USA, donde obtuvo la Patente:
US PATENT No. 4.325.821 en base a sus investigaciones sobre evaporitas del Canadá. Actualmente es Profesor Emérito de la UMSS y
Consultor en Procesos Industriales con sede
en CBBA.

20


petróleo
& gas

“

Schneider Electric está posicionado en media tensión en sector minero, cementero e
ingenios azucareros. La fortaleza está el stock, porque garantiza marca y reposición

“

Jerome Julien, director de Novelec

FIRMA ALIANZA ESTRATÉGICA CON COMPAÑÍAS NACIONALES

Gigante eléctrico mundial
refuerza presencia en Bolivia
Foto: Franco García Salazar

Novelec, será la empresa distribuidora mayorista de Schneider Electric, fabricante transnacional de productos
para baja tensión. Electrored Bolivia SRL comercializará los mismos a nivel minorista.
TEXTO: FRANCO GARCÍA .S

A

unque el fabricante Schneider Electric ya es conocido en el rubro industrial de Bolivia por sus productos para
el área de media tensión, ahora la transnacional apunta al mercado de baja tensión con la
meta de brindar productos de calidad con la
experiencia y tecnología europea.
Para concretar este objetivo, Schneider
Electric firmó una alianza con la empresa
Novelec, que será la distribuidora mayorista
encargada de proveer estos insumos a sus
canales de comercialización como Electrored Bolivia SRL cuya central está en La Paz,
mientras que a nivel de tableros, ingeniería
y construcción se concretó un acuerdo con
la compañía Andia & Fernández de Cochabamba.
A su vez, para el sector domiciliario se
trabajará con la empresa con base en Santa
Cruz, denominada JH, y con el rubro de los
tableros industriales y breakers de distribu-

ción en plantas se tiene otra alianza con KG
Automation.
La idea según Jerome Julien, director
de Novelec, es ordenar el mercado actual
teniendo una red de canales “homogéneos
y coherentes” divididos por roles y secciones
como ser: distribuidores, que tienen el stock
y efectúan la venta de mostrador; integradores que están ligados a proyectos, y los
“tableristas”, enfocados en el área de construcción y armado de tableros.
En este marco, hizo conocer que rubricaron un contrato por cuatro años con Schneider para ordenar el mercado, posicionar
la marca, establecer una política de precios
y brindar un servicio de calidad, considerado
como uno de los factores más importantes
por los clientes.
Consultado acerca de la situación del
mercado de baja tensión en Bolivia, Julien
enfatizó que es el momento oportuno para
ingresar a este segmento, tomando en cuenta el accionar de Schneider orientado a la
optimización de la energía y el continuo crecimiento de la cobertura eléctrica en el país.
“Schneider Electric ya está posicionado
en media tensión en el sector minero, cementero y de ingenios azucareros. Entonces hay que seguir, mantener esa presencia
y aumentar la oferta del producto. El enfoque mayor será el tema del stock, puesto
que ello va a garantizar la marca y reposición”, aseguró.

René Jallaza, gerente general de Electrored Bolivia SRL, Jérome Julien, director de proyecto Novelec y Fernando Chaves, VP Partner Bussiness Unit dieron a conocer detalles de su alianza.

Ofrecen protección
diferencial a clientes
Uno de los productos novedosos que ofrece Schneider a sus clientes es la protección
diferencial, que es un interruptor que quita la energía del equipo cuando la electricidad
afecta accidentalmente a una persona, con lo que se evita desgracias personales mayores.
Los dispositivos diferenciales residuales (DDR), o interruptores diferenciales (ID), están
destinados a detectar las corrientes de defecto a tierra que pudieran producirse en una
instalación disparando en un tiempo mínimo para garantizar la seguridad de las personas
por un contacto indirecto y evitando la muerte por electrocución.
En una instalación eléctrica sin toma de tierra, cuando una persona toca un equipo con
falta de aislamiento, la corriente de defecto pasa a través del cuerpo de la persona, que al
estar en contacto con el suelo hace de conductor y provoca el disparo del diferencial, sin
embargo en una instalación con toma de tierra, el interruptor diferencial dispara cuando
la corriente de defecto se deriva a tierra a través de la propia instalación, evitando que la
persona reciba descarga eléctrica alguna.

Por su parte Fernando Chaves, VP Partner Business Unit de Schneider Electric, explicó que ofrecen energía segura, instalaciones
de distribución con interruptores y térmicos
para proteger casas y fábricas, además que
pueden ser considerados como “inteligentes”, porque miden el tiempo de vida útil del
equipo y la necesidad de mantenimiento.
Los equipos “inteligentes” de Schneider
Electric tienen que ver con instalaciones
eléctricas, componentes, tableros o la instalación completa, llegando a sistemas de monitores de consumo y producción.
Según Chaves, es posible utilizar la tec-

nología de los artefactos de Schneider para
medir el consumo y de esta forma reducir el
mismo. Por ejemplo, un proyecto ejecutado
en Perú conllevó el aviso del uso de potencia
en tiempo real, con lo que la compañía pudo
ahorrar $us 2 millones en los primeros seis
meses de aplicación de esta medida.
Schneider es un grupo multinacional
dedicado al rubro eléctrico en 180 países,
que factura $us 30 mil millones, focalizado
en equipos de baja y media tensión, que
coadyuva a la implementación de sistemas
de automatizaciones y es líder en soluciones
de energía segura. ▲

DATOS

30

MMM/$US

es lo que facturó en el
2012 la compañía multinacional Schneider
Electric en los 180 países en los que opera.

Electrored
será el
distribuidor
principal
En el marco de la alianza con Schneider y Novelec, Electrored Bolivia
SRL apunta a captar el 25% del presupuesto de la firma internacional,
manteniendo además similar porcentaje de crecimiento comercial a nivel
nacional, anunció su gerente general,
René Jallaza.
“Somos comercializadores de material eléctrico. Venimos trabajando
hace 16 años. El interés ha sido buscar líneas top y en esta oportunidad
se nos presenta de hacer alianza con
Schneider, una línea de primerísima
calidad, de procedencia europea.
Nuestros clientes buscan productos
de este nivel”, sostuvo.


21

22


ESTADÍSTICAS
HIDROCARBUROS
Fecha

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)

92,39
91,45
92,15
93,78
93,54
93,96

94,51
96,35
97,23
96,66
95,82
97,49
97,34

106,44
108,02
107,12
108,09
107,46
108,45
108,01
109,17
109,69
109,69
109,14
108,72
109,1
108,83

ene 10, 2014
ene 13, 2014
ene 14, 2014
ene 15, 2014
ene 16, 2014
ene 17, 2014
ene 20, 2014
ene 21, 2014
ene 22, 2014
ene 23, 2014
ene 24, 2014
ene 27, 2014
ene 28, 2014
ene 29, 2014

ene 30, 2014
ene 31, 2014
feb 03, 2014
feb 04, 2014
feb 05, 2014
feb 06, 2014
feb 07, 2014
feb 10, 2014
feb 11, 2014
feb 12, 2014
feb 13, 2014
feb 14, 2014
feb 18, 2014
feb 19, 2014

Barrel)

98,25
97,55
96,44
97,24
97,4
97,84
99,98
100,12
99,96
100,38
100,27
100,31
102,54
103,46

MINERíA

GNV

1,66 Bs./M³

GLP

2,25 Bs./Kg

GAS. ESPECIAL

3,74 Bs./Lt

GAS. PREMIUM

109,36
108,16
106,55
107,04
106,81
108,15
110,12
110,18
109,21
108,62
108,98
108,63
110,14
110,37

Fuente: eia.gov

PrecioS FINALES de
los combustibles
FEBRERO 2014

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

8.91 Bs./Lt

DIESEL OIL

9,30 Bs./Lt

JET FUEL

7,73 Bs./Lt

Fuente: eia.gov

Fuente: ANH

ESTANO
$us/L.F.

PLOMO
$us/L.F.

ZINC
$us/L.F.

COBRE
$us/L.F.

2
3
6
7
8
9
10
13
14
15
16
17
20
21
22
23
24
27
28
29
30
31

10,1990
9,7863
9,7500
9,8498
10,0017
9,8883
9,9042
9,9337
10,0879
10,0221
10,1605
10,1491
10,1083
10,0357
10,0856
10,0471
10,0244
9,9768
10,0244
10,0425
10,1151
9,9337

1,0031
0,9829
0,9680
0,9779
0,9646
0,9491
0,9507
0,9607
0,9893
0,9752
0,9970
0,9866
0,9920
0,9870
0,9895
0,9770
0,9730
0,9680
0,9643
0,9716
0,9593
0,9485

0,9439
0,9271
0,9185
0,9299
0,9278
0,9135
0,9160
0,9231
0,9507
0,9317
0,9442
0,9376
0,9412
0,9385
0,9410
0,9301
0,9156
0,9106
0,9058
0,9072
0,8902
0,8913

BISMUTO
$us/L.F.

3,3743
3,3271
3,3171
3,3353
3,3416
3,3026
3,3489
3,3135
3,3303
3,3149
3,3316
3,3471
3,3271
3,3255
3,3230
3,3042
3,2838
3,2795
3,2724
3,2695
3,2450
3,2160

8,70

8,90

8,90

9,00

ANTIMONIO
$us/T.M.F.

WOLFRAM
$us/U.L.F.

PLATA
$us/O.T.

ORO
$us/O.T.

9400,00

9400,00

9500,00

9600,00

204,82

204,82

201,49

204,64

19,9400
20,1800
20,0400
20,0200
19,5200
19,5400
19,8000
20,0900
20,2700
20,0900
20,0000
20,0100
20,2900
20,0300
19,8700
20,1100
20,1900
19,8300
19,7200
19,6800
19,4100
19,3100

1219,75
1232,50
1238,00
1237,50
1226,50
1226,00
1232,25
1246,00
1248,75
1238,00
1237,25
1241,00
1254,75
1247,75
1239,50
1244,25
1259,25
1270,00
1253,50
1254,75
1254,00
1246,50

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.

Mar
1,156.0
1,089.1
1,043.8
1,118.6
1,134.4
1,127.5
1,160.9
1,150.0
1,093.2
1,048.0
1,101.4
1,162.5
1,084.7
1,098.6
1,094.0
1,033.5
1,003.5
1,097.6
1,060.1
1,070.4
1,116.8
1,129.8
1,094.5
982.4
1,128.0
1,113.9
1,131.3
1,072.7
941.0
1,024.0
1,009.3
1,162.5

Abr
1,141.4
1,176.4
1,095.5
1,114.6
1,094.8
1,060.2
994.6
1,089.1
1,134.5
1,147.7
1,142.8
1,096.7
1,024.3
976.2
1,100.7
1,117.1
1,136.0
1,129.6
1,127.7
1,062.2
999.2
1,119.7
1,148.9
1,151.9
1,169.7
1,139.9
1,046.0
1,021.1
1,153.7
1,147.2

1,176.4

GENERACIÓN máxima DIARIA en mw - (Marzo 2013 - Febrero 2014)
May
1,005.6
1,168.0
1,174.5
1,069.8
981.1
1,103.4
1,110.9
1,119.2
1,135.4
1,133.1
1,075.8
1,005.3
1,154.9
1,157.4
1,176.0
1,074.5
1,036.1
972.4
933.7
1,082.3
1,113.3
1,098.7
1,107.8
1,102.9
1,012.9
969.5
1,087.2
1,152.7
1,149.5
1,010.3
1,095.0
1,176.0

Jun
1,051.4
988.2
1,101.1
1,106.0
1,126.2
1,164.5
1,156.2
1,087.8
1,015.4
1,171.2
1,178.4
1,163.3
1,186.7
1,169.0
1,068.3
1,033.6
1,116.0
1,149.4
1,118.0
1,077.5
996.8
1,016.9
965.2
1,072.9
1,115.8
1,117.6
1,124.4
1,120.6
1,041.5
944.4

1,186.7

Jul
1,057.7
1,070.5
1,098.0
1,117.9
1,118.5
1,034.8
930.4
1,065.3
1,080.2
1,106.2
1,127.3
1,134.4
1,044.5
980.2
1,089.3
1,073.8
1,127.8
1,161.9
1,123.2
1,070.3
977.2
1,089.9
1,114.9
1,120.5
1,120.3
1,109.6
1,047.2
992.2
1,137.0
1,154.7
1,157.1
1,161.9

Ago
1,142.6
1,147.1
1,070.6
1,004.7
1,084.9
1,021.9
1,145.6
1,173.3
1,104.7
1,054.9
1,014.7
1,130.9
1,135.5
1,116.2
1,112.8
1,104.4
1,055.3
1,002.7
1,140.2
1,174.9
1,180.8
1,196.0
1,094.5
1,026.1
991.8
1,105.9
1,125.6
1,117.6
1,123.3
1,122.8
1,062.7
1,196.0

Sep
1,061.0
1,167.9
1,208.1
1,173.9
1,178.4
1,187.3
1,114.0
1,044.9
1,155.5
1,184.7
1,202.0
1,185.3
1,119.8
1,042.8
1,022.6
1,100.1
1,113.8
1,128.4
1,133.0
1,164.7
1,113.7
1,011.6
1,091.7
1,077.0
1,129.9
1,159.8
1,184.8
1,135.3
1,064.8
1,116.8

1,208.1

Oct
1,125.6
1,153.3
1,122.9
1,114.9
1,070.9
996.6
1,156.6
1,190.9
1,219.6
1,201.4
1,204.3
1,127.4
1,057.8
1,156.6
1,172.0
1,194.1
1,167.4
1,165.2
1,092.9
1,067.0
1,174.6
1,187.2
1,205.9
1,184.8
1,096.4
1,070.6
998.1
1,139.2
1,166.5
1,198.8
1,184.8
1,219.6

Nov
1,067.2
913.4
971.9
1,141.6
1,183.7
1,203.8
1,215.6
1,209.3
1,108.1
1,041.8
1,101.6
1,153.9
1,213.2
1,233.0
1,227.0
1,092.4
1,051.6
1,201.0
1,194.4
1,143.1
1,180.1
1,207.7
1,133.2
1,071.5
1,222.2
1,229.3
1,228.8
1,259.8
1,249.8
1,088.6

1,259.8

Dic
1,066.7
1,196.7
1,238.4
1,229.3
1,226.9
1,201.9
1,134.4
1,044.0
1,188.6
1,167.7
1,192.2
1,158.4
1,177.8
1,105.3
999.6
1,200.9
1,191.4
1,179.2
1,213.3
1,229.8
1,156.4
1,094.7
1,166.6
1,175.5
1,005.7
1,176.3
1,209.1
1,143.7
1,078.9
1,161.5
1,141.0
1,238.4

Ene Feb(al 18)
898.5
1,073.6
1,094.5
1,025.1
1,108.2
1,110.8
1,070.8
1,130.6
1,040.8
1,145.9
1,158.1
1,140.2
1,167.1
1,118.5
1,143.0
1,021.8
1,136.7
945.9
1,159.0
1,081.3
1,107.0
1,125.0
992.1
1,134.0
1,155.5
1,121.6
1,174.5
1,172.6
1,138.0
1,111.8
1,166.3
1,058.2
1,180.6
1,185.6
1,112.6
1,242.7
1,043.4
1,185.3
1,157.2
1,065.5
1,165.9
1,142.1
1,022.7
968.2
1,115.3
1,128.1
1,125.1
1,176.7
1,151.4
1,185.3
1,242.7

Los valores de potencia aquí informados corresponden a registros instantáneos obtenidos del sistema SCADA
Elaboración: Unidad de Politica Sectorial. Fuente: Metal Bulletin - LME. Fuente: Metal Bulletin - LME

DEMANDA MAXIMA DE POTENCIA DE CONSUMIDORES (MW) EN NODOS DEL STI - (Marzo 2013 - Febrero 2013)

Mar
CRE - Santa Cruz
430.4
DELAPAZ - La Paz
274.0
ELFEC - Cochabamba
178.3
ELFEC - Chimoré
10.2
ELFEO - Oruro
55.0
ELFEO - Catavi
27.9
CESSA - Sucre
40.3
SEPSA - Potosí
43.8
SEPSA - Punutuma
7.0
SEPSA - Atocha
11.5
SEPSA - Don Diego
6.2
ENDE - Varios (2)
19.9
SAN CRISTOBAL - C. No Reg.
47.7
Otros - C. No Regulados
16.4
Varios (1)
2.2
TOTAL COINCIDENTAL
1,106.4

PRECIOS DIARIOS - METAL BULLETIN (ENERO 2014)

Abr
415.3
279.3
179.2
10.4
56.0
19.4
41.5
42.4
7.2
11.7
6.4
20.2
49.0
17.6
2.4
1,115.2

May
418.5
283.0
180.0
10.4
54.3
19.8
41.7
43.6
7.7
12.1
6.4
20.2
48.4
16.7
2.4
1,120.4

Jun
391.0
297.0
178.9
10.2
57.7
20.9
44.5
44.5
8.4
12.3
6.4
19.4
47.3
20.0
2.7
1,127.6

Jul
386.4
290.3
182.3
10.4
57.8
19.0
45.1
43.6
8.0
12.1
6.3
18.9
49.1
16.6
2.8
1,111.1

Ago
422.4
290.5
183.3
11.0
58.6
18.8
45.7
44.0
8.2
12.1
6.6
20.1
49.0
16.9
2.8
1,141.2

Sep
432.6
285.5
185.1
11.1
58.9
19.0
45.6
43.8
7.5
12.0
6.6
20.3
49.3
17.3
2.8
1,157.5

Oct
449.0
283.5
188.2
10.9
57.6
19.1
45.9
44.5
7.1
11.7
6.6
20.7
51.6
17.5
2.7
1,166.4

Nov
492.6
283.9
188.3
11.5
54.7
19.1
45.5
44.6
7.0
11.5
6.5
22.3
46.8
20.0
2.7
1,201.8

Dic
472.9
285.7
186.1
11.5
54.6
18.1
45.0
44.3
7.1
11.2
6.3
23.9
48.5
20.9
2.5
1,181.6

Ene
436.9
284.0
178.4
10.5
52.6
22.2
44.5
44.5
4.8
11.1
6.1
22.1
48.2
20.7
2.1
1,134.3

Feb(al 18)
443.6
287.0
180.3
11.4
53.5
19.3
45.2
44.6
5.2
12.2
5.7
22.9
48.9
21.1
2.1
1,183.7

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

DEMANDA MAXIMA DE POTENCIA DE CONSUMIDORES (MW) EN NODOS DEL STI - (Marzo 2013 - Febrero 2013)

CRE - Santa Cruz
DELAPAZ - La Paz
ELFEC - Cochabamba
ELFEC - Chimoré
ELFEO - Oruro
ELFEO - Catavi
CESSA - Sucre
SEPSA - Potosí
SEPSA - Punutuma
SEPSA - Atocha
SEPSA - Don Diego
ENDE - Varios (2)
SAN CRISTOBAL - C. No Reg.
Otros - C. No Regulados
Varios (1)
TOTAL
ELABORACION: MINISTERIO DE MINERIA Y METALURGIA - UNIDAD DE ANÁLISIS DE POLÍTICA MINERA

Fuente: London Metal Exchange - MB

Mar
217.3
132.4
89.2
4.5
28.3
8.2
17.3
25.0
3.3
6.2
2.7
9.4
31.9
8.5
0.7
585.0

Abr
204.3
132.2
86.9
4.3
27.4
9.2
19.1
24.0
3.3
6.1
2.7
8.9
31.3
8.6
0.7
569.1

May
200.2
137.6
89.5
4.5
27.0
8.6
20.4
25.1
3.7
6.5
2.8
8.9
32.1
9.8
0.8
577.4

Jun
188.1
136.8
86.3
4.2
27.6
10.1
20.3
24.5
3.4
6.4
2.6
8.3
27.2
11.0
0.9
557.7

Jul
194.7
138.9
91.2
4.4
28.2
10.0
21.9
24.7
3.6
6.4
2.6
8.5
32.1
8.3
0.9
576.4

Ago
199.5
140.4
91.1
4.4
28.4
9.6
21.1
25.1
3.6
6.3
2.7
8.5
32.1
10.6
0.9
584.4

Sep
205.9
134.1
89.6
4.7
28.0
9.5
21.9
24.5
3.5
6.1
2.7
9.0
31.9
9.7
0.9
582.0

Oct
227.2
140.7
95.1
4.8
29.9
9.2
22.2
25.6
3.4
6.3
3.0
9.7
29.4
9.7
0.9
617.3

Nov
231.1
134.4
90.7
4.9
27.8
8.6
22.3
23.9
3.1
5.9
2.8
10.2
29.8
9.9
0.8
606.0

Dic
249.7
138.5
90.6
5.3
28.8
8.5
22.1
25.6
2.7
5.9
2.8
11.0
31.3
12.3
0.8
635.9

Ene
225.0
138.1
87.9
4.9
27.9
8.4
20.6
24.3
2.4
5.9
2.6
10.8
32.5
10.6
0.7
602.8

Feb(al 18)
125.4
81.6
51.5
2.8
16.1
5.4
11.2
14.5
1.5
3.6
1.5
5.6
15.8
7.4
0.4
344.3

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

AGENDA ENERGéTICA
Del 5 al 7 DE marzo | new orleans - EEUU

del 17 al 21 de marzo | bogotá - colombia

DEL 26 AL 28 DE marzo | lima - perú

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de mejorar la interrelaión con todos los actores.

Es un foro de diálogo y exposición de negocios enfocados tanto en la promoción de oportunidades de inversión
ofrecidas por gobiernos y empresas para el desarrollo de
negocios en la exploración y producción de petróleo y gas
en Latinoamérica y el Caribe.

Contactos y registro: bradridler@dmgevents.com

Contacto: vferreira@arpel.org.uy

Contacto: www.latinvep.org

DEL 17 AL 19 DE MARZO | CALIFORNIA - eeuu

del 18 al 19 de marzo| Río de Janeiro - Brasil

Del 23 al 25 de abril | Asunción- paraguay

El tema de este año es “El viaje continúa,” con la presencia de
más de 1.700 profesionales de la salud, seguridad y medio
ambiente, dentro y fuera del sector de petróleo y gas. El evento bienal promete grandes desafíos.

Una vez más, IADC (International Association of Drilling Contractors) celebrará su Conferencia Internacional de perforación en aguas profundas en Brasil, uno de los lugares preeminentes en aguas profundas del mundo.

Congreso y Exposición especializado en Electricidad, Hidrocarburos y Energías Renovables, organizado por IGEF, reunirá a
compañías que empiezan a explorar oportunidades de inversión
y otras en la provisión de servicios, aprovechando la apertura a
capitales extranjeros del Gobierno paraguayo.

Contacto: fernando.ferreira@olade.org

Contacto: joshua.sanchez@iadc.org

Contacto: info@gasenergyforum.org

World Heavy Oil Congress

Health, Safety, and Environment in Oil and
Gas Exploration and Production

Pueblos Indígenas y la Industria de
Hidrocarburos

IADC International Deepwater Drilling
Conference & Exhibition

LatinvE&P

Paraguay Energy Summit & Expo 2014

Fuente: CNDC

PRECIOS DE MINERALES - METAL BULLETIN (ENERO 2014)
DIAS

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

ELECTRICIDAD

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