Edicion 115 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

MINERÍA

115

AVANZAN OBRAS EN
NUEVO INGENIO HUANUNI

Nro.
Del 1 al 15 de Febrero de 2014

Buscan triplicar la producción promedio
de 1.000 t/d de estaño y proveer concentrados a Vinto. La entrega de la planta está prevista para abril próximo.

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: diariolatercera.com/ Presidente del Perú, Ollanta Humala y su homólogo de Chile, Sebastián Piñera.

P-16-17

SUSCRíBASE QR

PETRÓLEO & GAS

YPFB: RECURSOS PARA
EXPLORACIÓN LLEGAN
A $US 425,43 MM
YPFB Corporación anunció la
perforación de 23 pozos exploratorios, 14 adquisiciones sísmicas
2D/3D y 2 magnetotelúricas.

FALLO DE LA HAYA
ABRE VÍA PARA
FACILITAR ACUERDO
ENERGÉTICO

P 6-7

PETRÓLEO & GAS

PETROBRAS CON ALTO
ÍNDICE EN REPOSICIÓN
DE SUS RESERVAS
Durante el 2013, por cada barril de
petróleo equivalente extraído por
Petrobras se incorporaron 1,14 barriles dentro y fuera de Brasil.

Foto: YPFB Corporación

P-8

P-15

ronda petrolera de colombia
‘mueve’ la agenda regional
Con el fin de subir la relación de reservas/producción a 10 años, la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia tiene previsto lanzar este año las bases de la licitación para una nueva subasta de exploración, que se espera esté dirigida mayormente
al descubrimiento de crudo pesado, un desafío de la industria petrolera de ese país. Esperan grandes inversiones.
P-12-14
Con el auspicio de:

WTI ($us/BBl de petróleo)
Ene
24

Ene
27

Ene
28

Ene
29

Ene
30

8.64 $us/MMBTU

Precio / gas boliviano p/ Brasil
Ene
31

96.6 95.7 97.4 97.3 98.2 97.4

Precio / gas boliviano p/ Argentina
Precio / diésel internacional
Precio / gasolina internacional

10.17 $us/MMBTU
9.30 Bs/lt
8.91 Bs/lt

Henry Hub Natural
Gas Price / 30/01

5.011 dollars
per million BTU

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

PETRÓLEO & GAS

‘CONTENIDO LOCAL’
LLEGA AL 90% EN
PLANTA ITAÚ
En las últimas obras que inauguró la estatal petrolera boliviana se
destacó la calidad de las empresas
bolivianas y mano de obra local.
P-10-11

4

1 al 15 de Febrero | 2014

EDITORIAL
DIRECTOR: MIGUEL ZABALA BISHOP
mzabala@reporteenergia.com

¿inversión suficiente?

Staff

E

l presidente interino de YPFB, Carlos Villegas, ha estado reuniéndose con los medios de comunicación
estos días, para dar a conocer el programa de inversiones de la estatal en toda la cadena de hidrocarburos.
Debemos tener muy claro que la ejecución en el rubro
más importante de la cadena, la exploración (upstream),
recibió en 2013 sólo el 12,7% del total de inversiones en
la cadena, con una inversión programada de $us 286.2
MM para la perforación de 11 pozos, en tanto que para
este año, la inversión programada es de $us 425,43, para
23 pozos, lo que, a pesar de casi duplicarse aún es bajo,
ya que solo representa el 14% del total de inversiones en
la cadena. De este monto la inversión privada será de $us
198,19 y la de YPFB $us 227,24, recursos que provienen de
la reinversión de utilidades.
El análisis nos sigue mostrando cifras bajas en inversion exploratoria y no vamos a comparar los números con
los de antes de 2006, como la hace el presidente del Estado, porque no corresponde. La inversión debe corresponder a las demandas futuras de reservas y producción para
abastecer los mercados, sobre todo si se tiene la seguridad
de que Brasil ampliará el GSA más allá del 2019, lo que está
casi 100% garantizado por la politica energética brasilera,
según anuncios oficiales.

Miguel Zabala Bishop Director General
Franco García
Lizzett Vargas
Edén García
Cristina Chilo
Doria Añez
Johnny Auza
David Durán

Jefe de Redacción
Periodista
Periodista
Proyectos Especiales
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Corresponsal USA
Diagramación

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Lima 15074, PERÚ

El retraso considerable en la certificación de nuevas
reservas, aumenta la incertidumbre por el futuro, que pretende ser soslayada con las grandes cifras proyectadas en
toda la cadena de hidrocarburos. Está claro que las inversiones anunciadas por las empresas operadoras, no responden precisamente a un gran entusiasmo exploratorio.
Todas estas empresas están orientando su inversión a sostener una producción de petróleo, más que de gas, en condiciones desfavorables por los altos costos de producción.
Los grandes conglomerados petroleros han enfocado este
año sus intereses en zonas con potencial de producción de
“bajo” costo, con precios de producción arriba de los $us
40/bbl, teniendo en cuenta que existen zonas en las que
la producción de un barril está bordeando la franja de los
$us 80-90/bbl.
Mientras este es el escenario de inversión exploratoria
en Bolivia, en Colombia y Ecuador se lanzan nuevas rondas
exploratorias para atraer más inversiones con el objetivo
de incremenar las reservas tanto de crudo como de gas natural. Perú se encuentra en un franco proceso de destrabar
su aparato burocrático preparando un nuevo despegue
del sector y Brasil reencamina las inversiones privadas en
Libra (Pre-Sal) y grandes objetivos onshore.▲

Publicación Destacada
Elaborado
por
Gerencia de la Subgerencia de
Planificac
Planificación,
Coordinación ión Estratégica
y Control
Nacional de
Energía Atómica

La frase

Comisión

Es una publicación quincenal de Reporte Energía
S.R.L. Distribución nacional e internacional.
Todos los derechos reservados. All rights reserved.
© Copyright 2008. ISSN 2070-9218

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ASOCIACIÓN
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PRENSA

DE LA

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SÍNTESIS

DEL MERC

ADO ELÉC
TRICO MAYO
BLICA ARGE
RISTA
NTIN

DE LA REPÚ

Emilio Buogermini es viceministro de Minas y Energía
de Paraguay, después de
varios cargos en el Ministerio de Obras Públicas. Recientemente anunció que comenzará las
exploraciones en búsqueda de petróleo a
partir de abril de 2014 en este país.
El alto funcionario, es además Presidente
del Comité Organizador del Paraguay Energy Summit & Expo 2014, que se realiza por
iniciativa del IGEF y Reporte Energía.

Este documento analiza el
desempeño del sector eléctrico en Argentina, donde
muestra la evolución de la
demanda del MEM desde
el año 2003 a diciembre de 2013.
Asimismo señala el promedio diario de la
generación neta para cubrir la demanda,
donde destaca un crecimiento del 14,3%
en 2013, en comparación a los datos de
diciembre de 2012, además el mayor en
los últimos cuatro años.

Emilio Buongermini,
viceministro de Minas y Energía de
Paraguay

Síntesis del mercado eléctrico
mayorista de argentina, Cnea

A

Diciembre

2013

Comisión
Nacional
de Energía
Atómica

Eleodoro

El fallo reciente
Mayorga
exgerente de
del Tribunal de
Petroperú
La Haya disipará en algo tensiones y traerá
algún tipo de tranquilidad...
puede abrir las puertas al inicio
de un comercio bilateral
de energía más fluido
p. 15

Resumen de la edición

6

YPFB anuncia $us
3.029 millones en
inversiones el 2014
Se prevé destinar $us
425,43 millones, monto
superior en $us 139,23
millones a los previsto en
el 2013 ($us 286,2 millones).

9

Contratos deben
cubrir cambios a
las normas
Sugieren que contratos de
servicios deberían incluir
disposiciones que establezcan para qué casos resulta
aplicable una u otra ley.

18

Perú y Chile
anuncian grandes
inversiones mineras
Ambos países compiten en
Latinoamérica por captar
la preferencia de capitales
externos para el desarrollo
de sus cuantiosas reservas.

19

Llegaron columnas
para montaje en
Gran Chaco
Avanza la construcción de
la Planta Separadora de
Líquidos Gran Chaco. Las
columnas son parte de los
sistemas de procesamiento.


“

Vamos a aprovechar todos los recursos renovables para dejar de lado el
uso de los no renovables, los que podemos usar para la industrialización

Hortensia Jiménez, viceministra de Electricidad y Energías Alternativas de Bolivia

“

Breves
Foto: hashplace.com

Suben calificaciones de 12
aseguradoras bolivianas
Reaseguros, BUPA Insurance, Compañía de
Seguros y Reaseguros Fortaleza, Crediseguro Seguros Personales, La Boliviana Ciacruz
de Seguros y Reaseguros, La Boliviana Ciacruz Seguros Personales, La Vitalicia Seguros
y Reaseguros de Vida, Latina Seguros Patrimoniales, Nacional Vida Seguros de Personas y Seguros Illimani.
Las calificaciones de fortaleza financiera
de seguros de Moody’s son opiniones de
la capacidad de compañías de seguros de
pagar con puntualidad reclamos de asegurados y obligaciones.
Foto: eiq.cl

La agencia calificadora de riesgo
Moody’s Latin America subió calificaciones
de fortaleza financiera de seguros en escala
global, moneda local y escala nacional en
Bolivia de 12 empresas como resultado de la
mejora en el ambiente operativo de seguros
en este país, según un comunicado de esta
entidad enviado a Reporte Energía.
De acuerdo a la opinión de Moody’s, la
suba de calificaciones de las aseguradoras
refleja en qué medida los perfiles crediticios
de las compañías se benefician de la mejora
del ambiente operativo de Bolivia, que toman en cuenta el impacto de factores como
mejora de la fortaleza económica, institucional y susceptibilidad a eventos del país.
También destaca que la mejora del
ambiente operativo de las aseguradoras es
particularmente importante, ya que las tendencias y los desarrollos específicos del país
pueden con el tiempo “afectar tanto el perfil
crediticio de largo plazo de las aseguradoras
y su viabilidad como la fortaleza intrínseca
de sus propias operaciones”.
Entre las aseguradoras contempladas
están Alianza Seguros y Reaseguros, Alianza
Vida Seguros y Reaseguros, Bisa Seguros y

5

Calificaciones muestran una perspectiva estable.

Bolivia tiene un gran potencial de recursos naturales para la generación de energía.

para 2025 Prevén 165 MW
de energías alternativas
La viceministra de Electricidad y Energías Alternativas de Bolivia, Hortensia Jiménez, informó que hasta el 2025, se planifica
incorporar por lo menos 163 megavatios
(MW) al Sistema Interconectado Nacional
(SIN) con energías alternativas, como la solar,
eólica, geotérmica y biomasa.
“Vamos a aprovechar todos los recursos
renovables para dejar de lado el uso de los
no renovables, los que podemos usar para
la industrialización”, apuntó Jiménez a una

radio estatal.
La autoridad explicó que antes del 2006
no existía en el país generación eléctrica a
través de energías alternativas dentro del
SIN y que se debe hacer un aprovechamiento sostenible y amigable con el medio
ambiente. “Nuestra Constitución establece
que el Estado desarrollará y promoverá la
investigación y el uso de nuevas formas de
producción de energías alternativas”, puntualizó.

6


“

petróleo
& gas

El sector hidrocarburos signa su esperanza de futuro intensificando exploración,
con el descubrimiento de nuevas reservas de gas natural, petróleo y condensado

“

Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación

YPFB CORPORACIÓN ANUNCIA PERFORACIÓN DE 23 POZOS

gas: Prevén aumentar en 32.7% la inversión
De acuerdo al Programa de Inversiones 2014 de la estatal petrolera boliviana se prevé destinar en esta gestión $us
425,43 millones para exploración, monto superior en $us 139,23 millones a lo presupuestado el 2013.
TEXTO: franco garcía S.

E

l requisito esencial para reponer y aumentar las reservas de hidrocarburos
es el incremento de las actividades
de exploración, por lo que se presupuestó
para este 2014 un incremento del 32.7% en
relación a lo programado el año anterior,
según los planes anunciados para este
sector por Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Bolivianos (YPFB).
De acuerdo al Programa de Inversiones
2014 de la estatal petrolera boliviana se

prevé destinar $us 425,43 millones, monto
superior en $us 139,23 millones a los previsto en el 2013 cuando se presupuestó
$us 286,2 millones (aunque no se conoce
su porcentaje de ejecución). Del total a invertirse en exploración este año, $us 17,40
millones corresponden a YPFB Casa Matriz,
209,84 a las empresas subsidiarias y 198.19
a las compañías operadoras.
Para este año se tiene previsto contar
con 23 pozos exploratorios, 14 adquisiciones sísmicas 2D/3D y 2 magnetotelúricas.
A ello se suma un 20% de avance en la
adquisición sísmica 2D Cuenca Madre de
Dios: licencia ambiental, topografía e inicio

de adquisición (perforación y registración),
13 prospectos exploratorios en 28 áreas
de estudio, 7 nuevas áreas con contratos
aprobados para actividades exploratorias,
2 convenios de estudio concluidos e inicio
de actividades en 4 contratos protocolizados.
Los pozos exploratorios a perforarse
en esta gestión son: Itaguazurenda-X3,
Caigua-X1001D, Dorado Oeste-X1001, Dorado Oeste-X1002, Junín Este-X1000, Junín
Este-X1001, Caigua-X12, Boquerón-04, Río
Grande-4Re, Sirari-13e, Boquerón-5, Lliquimuni Centro-X1, Timboy-X2, Iiguazu-X1,
San Isidro-X1, Tacobo-X1002ST, Curiche-

Evolución de Inversiones en el Sector Hidrocarburos

Fuente: Plan de Inversiones 2014 de YPFB Corporación

RENta petrolera (expresada en millones de dólares)

Fuente: Plan de Inversiones 2014 de YPFB Corporación

X1007D, Tacobo-X1003, Escondido-10,
Aquio-1002, Margarita-1001 y San Alberto104i.
A su vez los 14 proyectos programados
de sísmica 2D y 3D son: Río Beni 2D, Nueva
Esperanza 2D, Palacios Norte 2D, Sararenda
2D, Iñau 2D, Aguarague Sur B 2D, Aguarague Norte 2D, Tacobo 3D, San Antonio 3D,
Huacaya 2D, Huacaya 3D, Margarita 2D,
Aguarague Centro 2D, Itau 2D.
Al respecto el presidente ejecutivo de
YPFB Corporación, Carlos Villegas, manifestó que se requiere intensificar la exploración y que se constituya en la política y
el objetivo estratégico fundamental del
presente y del futuro de Bolivia.
“El sector hidrocarburos signa su esperanza de futuro intensificando exploración, con el descubrimiento de nuevas
reservas de gas natural, petróleo y condensado”, remarcó.
De acuerdo a Villegas, YPFB Corporación y las empresas operadoras, que tienen contratos con el Estado boliviano, destinarán para este año una inversión de $us
3.029 millones para todas las actividades
de la cadena hidrocarburífera.
El 61,4% del presupuesto programado corresponde a YPFB Corporación y sus
empresas subsidiarias ($us 1.860 millones)
y el restante 38,6 % a las compañías operadoras ($us 1.169,5 millones). Este monto
se destinará a la explotación, almacenaje,
transporte, refinación, plantas de separación, instalación de redes de gas y comercialización de hidrocarburos.
Paralelamente a las actividades netamente hidrocarburíferas, YPFB Corporación invertirá en el mejoramiento de la
calidad ambiental del campo Sanandita,
la reestructuración de YPFB, del edificio
YPFB La Paz, del Complejo Deportivo Villa Fátima, del edificio de YPFB Santa Cruz,
del edificio VPACF Villa Montes, proyectos
de infraestructura para Redes Gas, y otros
proyectos de infraestructura, construcción
de accesos viales a la Planta Río Grande y la
Central Termoeléctrica Bulo Bulo.
La Corporación petrolera estatal está
conformada por las empresas subsidiarias,
YPFB Casa Matriz, YPFB Andina SA, YPFB
Chaco SA, YPFB Petroandina SAM, YPFB Logística SA, YPFB Aviación SA, YPFB Refinación SA, YPFB Transporte SA y las empresas
filiales GasTransboliviano, Flamagas y Bulo
Bulo.
Las empresas privadas que operan en
el país, como socias de YPFB Corporación
son Repsol E&P Bolivia, Petrobras Bolivia,
Total E&P Bolivia, PlusPetrol, BG Bolivia,
Petrobras Argentina, Vintage Petroleum,
GTLI, Canadian Energy y Matpetrol. ▲


7

petróleo
& gas
OPINIÓN

inversión en exploración

Boris Santos Gómez Úzqueda, Analista Energético

programa de inversiones 2014 ( en millones de $us)
ACTIVIDAD

YPFB

EMPRESAS

TOTAL

EMPRESAS

TOTAL

CASA

SUBSIDIARIAS

YPFB

OPERADORAS

SECTOR

MATRIZ

CORPORACIÓN

198,19
971,33

1.169,52
38,60%

425,43
1.249,26
5,42
168,81
182,88
279,63
416,24
248,51
5,46
47.95
3.029,59
100,00%

Exploración
Explotación
Almacenaje
Transporte
Refinación
Plantas de separación
Industrialización
Redes de gas
Comercialización
Otras inversiones
TOTAL
Porcentajes

17,40

4,01

279,63
416,24
248,51
4,98
41,95
1.012,72
33,43%

209,84
277,93
1,41
168,81
182,88

0,48
6,00
847,35
27,97%

227,24
277,93
5,42
168,81
182,88
279,63
416,24
248,51
5,46
47,95
1.860,07
61,40%

Foto: YPFB Andina

Fuente: Plan de Inversiones 2014 YPFB Corporación

YPFB Andina, subsidiaria de YPFB Corporación, incrementó en 120% su presupuesto de inversión en exploración y desarrollo.

Andan ofreciendo presupuesto de exploración en hidrocarburos para 2014
cercano a USD 425,43 millones aunque
no hay un dato oficial de la ejecución
del presupuesto para ese rubro en 2013.
Inicialmente la cifra de 400 millones
USD -de ser oficial- no es suficiente.
En 2014 y por esfuerzo de compañías
privadas ojalá se llegue a producir hasta 80 millones de metros cúbicos por
días (MMm3d) pero como va el ritmo
de inversiones en exploración/producción de parte del Estado boliviano seguramente no superará la barrera de 70
MMm3d.
Seguramente a Argentina la exportación subirá hasta 4 MMm3d dependiendo de la disponibilidad.
Gracias a la venta de gas natural, Bolivia
puede mantener su economía: las exportaciones de hidrocarburos (genéricamente) llegaron a $us 5.986 millones
hasta noviembre de 2013, con apenas
$us 1.958 millones de inversión (explotación, exploración e industrialización
de gas natural).
Califican de “histórica” la producción de
gas con 58 MMm3d que producen las
operadoras privadas. Sin embargo, sería
bueno que ya tengan lista la Ley de Hidrocarburos (esperándola desde 2006)
y necesaria para el apalancamiento de
nuevas inversiones en donde el Estado
sea proactivo socio en proyectos de exploración, industrialización, comercialización, reforma y renovación de refino y
gasoductos, acomodando como aporte
de capital un porcentaje de hasta el

40% de las RIN (reserva internacional neta),
que están semi-dormidas haciendo ganar
intereses a bancos
multinacionales.
Las cifras anunciadas de inversión estatal (aprox $us 3.029 MM para proyectos de exploración y construcción de
plantas procesadoras) es –lamentablemente- pequeña para el tamaño de los
negocios en infraestructura energética,
si comparamos con la reciente reforma
energética mexicana que modificó su
Constitución para permitir el ingreso de
miles de millones de dólares a la cadena
de gas/petróleo de México, o el upgrade de una refinadora de Perú (Talara)
que llegará a costar $us 2 mil millones.
No olvidemos que desde 2014 se consumirá un trillón de pies cúbicos (TCF)
anuales de reservas de gas natural, pero
no se reponen esos niveles de consumo
encontrando mayores volúmenes de
gas.
A su vez no se está explorando a mejor
ritmo ni menos certificando reservas
que permitan tener un ratio/equilibrado consumo/explotación. Las reservas
probadas de gas en el territorio boliviano actualmente llegan a 7,45 TCF.
Hay que considerar la creciente demanda interna que no terminan de satisfacerse, la exportación (variable) a Brasil
(hasta 31 Mmm3d) y Argentina (hasta
16 Mmm3d) y los proyectos como planta de urea y las plantas de separación de
líquidos.

Foto: Archivo RE

Perspectiva financiera energética 2014

8


PETRÓLEO
& GAS

“

el balance entre incorporaciones y ventas resultó en un incremento de 0,985 mil millones
de boe a las reservas probadas, contra una producción de 0,861 mil mILLONES de boe

“

Comunicado de Petrobras

DE ACUERDO AL CRITERIO DE LA ANP de brasil Y SPE

petrobras incorporó 1.14 barriles
por cada uno que extrajo el 2013
Foto: wikimedia.org

Durante el 2013 se adicionó un volumen de 1,141 mil MM de barriles de petróleo equivalente (boe) a las reservas probadas.
Ese año se realizaron ventas de participación de campos con reservas probadas de 0,156 mil MM de boe.
TEXTO: Franco García S.

P

ara cada barril de petróleo equivalente
extraído en 2013 se incorporaron 1,14
barriles, resultando en un Índice de
Reposición de Reservas (IRR) del 114%, con lo
que la relación Reserva/Producción (R/P) de
Petrobras se situó en 19,2 años, según el criterio de la Agencia Nacional de Hidrocarburos
(ANH) y la Sociedad de Ingenieros Petroleros
(SPE por sus siglas en inglés).
Estos datos, que forman parte del informe de reservas probadas del año pasado de
Petrobras al 31 de diciembre, muestran que
las reservas probadas de crudo, condensado
y gas natural de Petrobras alcanzaron 16,565
mil millones de barriles de petróleo equivalente (boe), representando un aumento del
0,8% frente a 2012.
Durante el 2013 se incorporó un volumen de 1,141 mil millones de boe a las reservas probadas. Este año se realizaron ventas
de participación de campos con reservas
probadas que totalizaron 0,156 mil millones
de boe.
A su vez, el balance entre incorporaciones y ventas resultó en un incremento
de 0,985 mil millones de boe a las reservas
probadas, contra una producción de 0,861
mil millones de boe, no habiéndose considerado, en estos volúmenes, la producción de
las Pruebas de Larga Duración (TLD) en bloques exploratorios en Brasil ni la producción
de Bolivia, ya que su Constitución prohíbe la
divulgación y el registro de sus reservas.
Según la compañía entre los aspectos
destacados del 2013, en términos de reservas probadas en Brasil, figuran la declaración
de comercialidad de dos áreas de la Cesión
Onerosa del Presal de la Cuenca de Santos
- campo de Búzios (Franco) y campo Sul de
Lula (Sul de Tupi). En esos campos se incorporó un volumen de 0,720 mil millones de
boe como reserva probada en 2013, correspondiendo al 23% del volumen contratado
para estas áreas.
Se informó que Petrobras tiene el derecho de extraer un volumen de petróleo de
hasta 5 mil millones de boe, adquirido en
2010 a través del Contrato de Cesión Onerosa en áreas del presal. Los nuevos campos
contemplan el derecho de extraer 3,186 mil
millones de boe, siendo 3,058 mil millones
de boe de Búzios y 0,128 mil millones de boe
de Sul de Lula. El volumen contratado remanente de estos dos campos será incorporado

Los aspectos destacados de
2013, en términos de reservas probadas de Petrobras en el exterior,
fueron la venta del 50% de los activos en África, a través de la constitución de un joint venture para la
exploración y producción de crudo,
condensado y gas natural, y de participación en campos localizados en
el Golfo de México estadounidense,
totalizando 0,111 mil millones de
boe.
Incorporaciones en función de
la extensión del contrato de concesión en Argentina y de la ejecución
de la campaña de pozos prevista
en campos onshore de Argentina y
offshore en el Golfo de México.
Las reservas probadas (0,166 mil
millones de boe) de los activos vendidos por Petrobras en 2013 en Perú
y en Colombia permanecen contabilizadas como tal hasta la aprobación
de las transacciones por los órganos
competentes.

La estatal petrolera brasileña cumplió con los objetivos de reposición de reservas.

como reserva probada a medida que los proyectos vayan siendo implantados.
Otro asunto relevante de la gestión anterior para Petrobras tiene que ver con la declaración de comercialidad del campo de Lapa
(Carioca), en el presal de la Cuenca de Santos,
bajo Contrato de Concesión y la de los campos de Baúna Sul, en la Cuenca de Santos, y
Paturi y Maçarico, en la Cuenca Potiguar.
Asimismo, se considera importante la
incorporación, a partir del éxito continuado
de la actividad exploratoria en diferentes
cuencas brasileñas, de volúmenes relativos a
descubrimientos de nuevas acumulaciones,
cercanas a la infraestructura existente que
incluye: Para el presal, en los campos de Albacora, Caratinga y Marlim Leste, en la Cuenca de Campos y para el postsal, en el campo
de Piracaba, en la Cuenca de Santos, en los
campos de Taquipe y Araçás, en la Cuenca
del Recôncavo, y en el campo de Rio Urucu,
en la Cuenca de Solimões.
Un tercer elemento igualmente relevante es el incremento de reservas probadas, en
el presal, en función de la creciente actividad
de perforación de pozos y respuestas positivas de los sistemas de producción en operación, tanto en la Cuenca de Santos como en
la Cuenca de Campos. De esta incorporación
de reservas, el 65% se originó de las concesiones de Lula, Lula/Área de Iracema y Sapinhoá,
en la Cuenca de Santos y el 35% de las concesiones del Parque das Baleias y Marlim Leste,
en la Cuenca de Campos.
A su vez, se pondera el incremento del

destacan gran
actividad
petrolera
fuera de brasil

factor de recuperación de los campos de
Marlim Sul, Tartaruga Verde y Tartaruga Mestiça, en la Cuenca de Campos, y Leste de
Urucu, en la Cuenca de Solimões. Las citadas
incorporaciones compensaron la venta de la
totalidad de la participación en las concesiones de Atlanta y Oliva, en la Cuenca de Santos, y en el Parque das Conchas (Concesiones
Argonauta, Abalone, Náutilus y Ostra), en la
Cuenca de Campos. ▲

Evolución de las Reservas Probadas
de petrobras (criterio ANP/SPE) en 2013.
Composición de las reservas probadas

Brasil
(mil
millones
de boe)

a) Reservas Probadas Diciembre/2012
b) Incorporaciones de Reserva Probada en 2013
c) Ventas en 2013
d) Balance de 2013 (b+c)
e) Producción del Año 2013
f) Variación Anual (d+e)
g) Reservas Probadas Diciembre/2013 (a+f)

15,729
1,089
-0,045
1,044
-0,800
0,244
15,973

Internacional
Total
(mil
Petrobras
millones
(mil
de boe)
de boe)
0,711
0,052
-0,111
-0,059
-0,061
-0,120
0,592

16,440
1,141
-0,156
0,985
-0,861
0,124
16,565
Fuente: Petrobras

Indicadores de Reservas (criterio ANP/SPE) en 2013
Indicadores
IRR (%)
R/P (años)

Brasil
131%
20,0

Internacional
-97%
9,8

Total Petrobras
114%
19,2
Fuente: Petrobras

9


Polina Chtchelok - Mauricio Becerra, del estudio Becerra de la Roca Donoso & Asociados

L

as consecuencias del incremento salarial mínimo del 8%, junto con el segundo aguinaldo (a ser reglamentado por
el Ministerio de Hidrocarburos para las empresas del sector), puede materializarse en
un aumento de hasta el 30% en el costo de
la realización de obligaciones contractuales
de un contrato de servicios suscrito por una
empresa petrolera, para efectuar las actividades de exploración o explotación.
El mayor impacto se relaciona con el
porcentaje de los costos laborales en comparación con otros costos del contrato, el
cual disminuye el margen de ganancia de
los operadores y proveedores e inclusive
ocasiona pérdidas.
En la industria petrolera, las partes
usualmente eligen la ley que regula el contrato. Sin embargo, el mismo también establece disposiciones relacionadas con las leyes aplicables (las leyes, ordenanzas, reglas,
reglamentos, estatutos, decretos, órdenes
y similares, emitido por el Gobierno u otras
autoridades que tienen jurisdicción sobre
las partes del contrato y la locación donde
el trabajo se realiza, y que son o pueden ser
aplicables), que usualmente son diferentes a
la ley que gobierna el contrato (norma que
regula y se utiliza para la interpretación del
contrato).
Los contratos de servicios deberían incluir disposiciones que establezcan para
qué casos resulta aplicable una u otra ley,
además de la prioridad de aplicación en
caso de inconsistencias, conflictos o contradicciones entre la norma que gobierna el
contrato y las leyes aplicables.
Si el contrato está bien redactado, contendrá provisiones que cubran las consecuencias económicas o costos derivados de
un cambio de las leyes aplicables después

Para evitar pérdidas económicas

Contratos deben cubrir
impacto de leyes aplicables
Los expertos en derecho energético Polina Chtchelok y Mauricio Becerra analizan las implicaciones que conllevan las modificaciones a las normativas en un contrato petrolero.
Foto: Gobernación de Santa Cruz

TEXTO: P. Chtchelk - M. Becerra

“

Petróleo
& GAS

Es fundamental fijar mecanismos de recuperación de costes para las empresas de servicios.

de la firma de dicho acuerdo.
Un ejemplo práctico es que el operador
petrolero se comprometerá a reembolsar a
sus proveedores el aumento sustancial en
el costo del contrato sobre la base de documentos que prueben satisfactoriamente al
operador, que el cambio en la norma tuvo
un efecto sobre el precio del contrato. Puede haber también una disposición específica que cubra el aumento de los impuestos.
Sin embargo, por lo general el contrato
podría incluir un porcentaje acordado por
las partes para limitar la cantidad conside-

rada como incremento sustancial del precio
del mismo. La presentación de la solicitud
de reembolso por parte del proveedor de
servicios debe seguir el proceso de Orden
de Cambio, Change Order o Claim que se
detalla en el contrato. Es muy importante
que el proveedor de servicios pruebe y demuestre claramente el efecto sobre el precio del contrato como consecuencia de la
modificación de la ley.
También es necesario examinar las estipulaciones del contrato en caso que una
solución satisfactoria no pueda ser acorda-

da mediante una Orden de Cambio y cuáles
son los próximos pasos a seguir, que pueden incluir la negociación y conciliación a
nivel ejecutivo o, en su caso, el arbitraje.
Es importante observar también si existe alguna limitación contractual en relación
a las inclusiones y exclusiones del precio
para verificar si el ejemplo antes mencionado es aplicable, puesto que algunos contratos ya incluyen los incrementos salariales y
el aguinaldo.
Pueden surgir dificultades si el contrato
ha excluido expresamente el aumento de
impuestos, salarios y similares, de la consideración o definición de “cambios en las
leyes” o que estos deben ser asumidos por
los operadores o proveedores.
El efecto de los “Cambios en las leyes”
podría crear posibles reclamos a un operador petrolero en especial aquellos que
están realizando campañas de perforación
o construcción, ya que no solo incluirán
los montos por cambio de ley reclamados
por la empresa que efectúa dicho servicio
de perforación sino también de sus subcontratistas.
Es por ello que los mecanismos de recuperación de costes que el operador haya
acordado en sus contratos de servicios
serán fundamentales para analizar la posibilidad de recuperarlos como costos de
operación. ▲

Energizando Bolivia.
Confiabilidad, estabilidad y control
para toda la cadena del suministro eléctrico

T
F: 951 2 2 445466

© 2013 BZ Group.com

“

Si el contrato está bien redactado, contendrá provisiones que cubran las
consecuencias económicas o costos derivados de un cambio de las leyes aplicables

10


petróleo
& gas

“

para mejorar la capacidad de procesamiento de gas natural, invertimos en
los últimos cinco años $us 685 millones para tener en el país 11 nuevas plantas

“

Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación

ubicación del CAMPO ITAÚ

TEXTO: lizzett vargas

R

Fuente: YPFB Corporación

obra conllevó una inversión de $us 136 MM

Destacan ‘contenido local’
en construcción de plantas
de procesamiento de gas
El 90% del personal que trabajó en la construcción del complejo de procesamiento de gas Itaú,
es boliviano. El montaje de equipos fue prefabricado por empresas locales.
Foto: YPFB

ecientemente fue inaugurada la onceava planta de procesamiento de
gas en Bolivia, cuya construcción y
montaje de este complejo gasífero, forma
parte del Plan de Desarrollo del campo Itaú,
que permitirá aumentar la capacidad de
procesamiento de gas natural hasta 5,7 millones de metros cúbicos por día (MMmcd).
La construcción de esta obra tuvo una
inversión de $us 136 millones y destaca
entre otros aspectos por tener la más alta
tecnología disponible y por haber contado
con un gran participación de empresas y
mano de obra boliviana.
En la oportunidad, el presidente de
YPFB Corporación, Carlos Villegas, resaltó que más allá de la importancia para el
sector gasífero nacional, esta planta tuvo
un alto impacto económico y social, al
posibilitar la contratación de empresas de
servicios, bienes y mano de obra local, precisando que más del 90% del personal que
participó en la construcción es boliviano.
“En la edificación de este tipo de plantas requerimos técnicos de alta calificación,
mucha gente dedicada a la soldadura fina,
a la electricidad, mecánica y otros técnicas
y especialidades. Ahora los resultados son
importantes como ocurrió en el caso de
Itaú en el levantamiento y el montaje de
la planta. En todas las plantas que inauguramos hoy en día los profesionales y técnicos bolivianos son los que tienen mayor
presencia, lo que permite mejorar la cualificación de la mano de obra nacional”, dijo
Villegas.
Consultado sobre la característica de
una planta de procesamiento, la autoridad
explicó que el gas natural que sale de una
determinada profundidad de la tierra, lo
hace conjuntamente determinados fenómenos combinados.
“Una planta de procesamiento separa
componentes como el gas, condensado,
gasolina, agua, lodo y eso es producto de
las inversiones que hemos realizado para
aumentar la producción y llevar directamente al gasoducto, al oleoducto para su
entrega al mercado interno o externo. Sin
plantas de procesamiento todos los esfuerzos de aumento de producción prácticamente se interrumpirían porque no
tendríamos posibilidad de hacer este fraccionamiento”, explicó.
A su vez Villegas sostuvo que este año
Bolivia producirá gas natural por primera
vez por encima de la demanda, lo que le
permite iniciar con Brasil una negociación
para firmar un contrato para proveer gas a
una planta termoeléctrica de la localidad
brasileña fronteriza de Cuibá.
Por su parte, en su discurso inaugural,
el Presidente del Estado, Evo Morales, recordó el 1 de mayo de 2006, fecha en la que
nacionalizó el campo San Alberto, donde
actualmente se encuentra la nueva Planta
de Procesamiento de Gas Natural Itaú.

cifras

136
MM/$US

685
MM/$US

es la inversión que
demandó la planta
de
procesamiento
de gas Itaú, con una
capacidad de 5,7
MMmcd de gas.
se han invertido en
mejorar la capacidad
de procesamiento de
gas natural en varios
campos del país en los
últimos cinco años.
Así luce la Planta de procesamiento de gas Itaú, ubicada en dentro del megacampo San Alberto, Bloque XX.

“

técnicos locales tienen
mayor presencia, lo que
permite mejorar la cualificación de la mano de
obra boliviana

“

“Queríamos socios y no patrones de
nuestros recursos naturales”, recordó Morales a tiempo de recalcar que antes del
2006, el 82% de los ingresos por hidrocarburos eran para las empresas petroleras.
Mientras que Bolivia sólo quedaba con el

18%. “Ahora el 70% es para los bolivianos
y el 30% para las empresas. Ahora nosotros somos dueños y la mayor cantidad
de los recursos son para el pueblo de Bolivia. Nuestra economía no se privatiza, se
socializa”, sostuvo. ▲


11

petróleo
& gas

ubicación. La planta Itaú se encuentra dentro del megacampo
San Alberto, Bloque XX, en el municipio de Caraparí de la provincia
Gran Chaco del departamento de
Tarija.
Itaú es operada por Petrobras Bolivia (30%), en sociedad con Total
(41%), BG (25%) e YPFB Chaco con
una participación del 4%.
proceso. Hasta 5,7 millones de
metros cúbicos día (MMmcd) de
gas natural. La planta se encarga de
eliminar los contaminantes, separar
el gas de los hidrocarburos líquidos
y del agua, para estabilizarlo y tratarlo antes de ser enviado a YPFB,
que a su vez lo reparte al mercado
interno y externo.
VOLUMEN. El complejo Itaú permitirá aumentar este año la oferta de
gas natural hasta un volumen global de 67 MMmcd y la capacidad de
procesamiento del país hasta 97,9
millones, según el presidente de
YPFB, Carlos Villegas.

97 mmmcd de capacidad en complejos
Para 2014 Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) programó una producción de gas natural de 67 milllones de metros
cúbicos por día (MMmcd). A su vez con la
planta Itaú se alcanzó una capacidad de procesamiento de 97 MMmcd.
“Los aumentos de producción que van a
venir en el transcurso de estos próximos meses y años no necesitan de capacidad de procesamiento porque hoy en día lo tenemos”,
destacó su presidente Carlos Villegas.
De 2009 hasta inicios de 2014, YPFB invirtió más de $us 685 millones en la mejora de
capacidad de procesamiento de gas natural
en once plantas de procesamiento de gas
natural.
Se trata de trabajos de ampliación en
Tacobo, San Antonio, Margarita, Yapacaní y
la construcción de la nueva planta de procesamiento de gas natural Itaú. La Nacionalización de los Hidrocarburos ha generado una
época de bonanza en Bolivia y la estatal petrolera gracias a las significativas inversiones
destinadas en el sector.
“YPFB está viviendo una época de oro
porque en los años de la Nacionalización
hemos invertido $us 7.071 millones y este
2014 vamos a destinar $us 3.029 millones y
tenemos resultados incuestionables”, pon-

Foto: ABI

NUEVo complejo itaú

El presidente boliviano, Evo Morales, (der) junto al ejecutivo de Petrobras Bolivia, Erick Portela, (izq) inauguran la planta Itaú.

deró Villegas.
Como dato, el Gobierno boliviano aseguró el año pasado que sus reservas aumen-

taron de 9,9 a 11,2 trillones de pies cúbicos
(TPC), equivalente a unos 317.000 millones de
metros cúbicos.

12


“

Alejandro Martínez Villegas, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo

GESTIÓN ANTERIOR DEJÓ CIFRAS POSITIVAS

Colombia apuesta
por elevar la
producción
petrolera el 2014

producción histÓRIca promedio anual de crudo - kbpd
1.200
1.007

1.000

800

600

400

200

Se estima contar con 1 millón 30 mil barriles diarios de crudo
e incrementar actividades sísmicas en 6%. Se mantendrá perforación de pozos exploratorios del 2013.

-

1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013e

“

Estamos trabajando con las autoridades públicas para superar estos retos y poder aportar,
según las proyecciones, a la estabilidad macroeconómica de corto y mediano plazo

Producción promedio año - kbpd

especial
colombia

Producción petróleo (KBD)

16.000
30%

14.000

50%
32% 41% 38% 32%
37%
35%
40%
34%
30%

20% 21%
16%16% 11%

12.000
10.000

20%

6%

8.000

-5
%

6.000
4.000

-34% -16%

10%
0%
-10%

2.000

-20%

0

% Participación sector petrolero

18.000

-30%

2013e

2012

2010

2011

2009

2008

2007

2005

Inversión al sector petrolero

2006

2004

2003

2001

2002

-40%
2000

Las cifras de la anterior gestión
Colombia mantuvo durante el 2013 un
nivel promedio de producción por encima
del millón de barriles, superior en un 7 por
ciento al alcanzado el año anterior. De la
misma manera, se registraron altos niveles
de actividad exploratoria, destacándose la
sísmica marina en el mar caribe con una cifra histórica en el año que termina.
De esta forma, el sector generó ingresos fiscales por cerca de $us 15.3 mil millones (22 por ciento de ingresos corrientes
del Gobierno Nacional y alrededor de $us
3.9 mil millones en regalías para las regiones) y representó más del 50 por ciento del
total de las exportaciones del país y un tercio de la inversión extranjera directa total
del país.
Esto consolida a la industria como la

Fuente: ANH

INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA A COLOMBIA

1999

T

ras las cifras positivas que dejó la
anterior gestión, la industria petrolera de Colombia esboza los nuevos
desafíos para este 2014, que incluye contar
con una producción diaria de un millón 30
mil barriles de petróleo en promedio, que
a su vez implica un incremento de más de
20 mil barriles diarios respecto a 2013.
El análisis del año anterior y la proyección para esta gestión corresponde a la
Asociación Colombiana del Petróleo (ACP),
agremiación que agrupa a las compañías
privadas que desarrollan actividades de
exploración, explotación, transporte y distribución de petróleo, la distribución de
combustibles líquidos y lubricantes, y el
gas natural en ese país.
De acuerdo a los datos de la ACP, a los
que tuvo acceso Reporte Energía, en materia de actividad sísmica el incremento
oscilaría el 6 por ciento frente a lo que la
industria esperaba el 2013, mientras que
para la perforación de pozos exploratorios
se mantendrá el nivel de programación de
año pasado (209).
Por otro lado, se calcula en regalías un
incremento del 21% frente a 2013, con $us
4.9 mil millones. En impuestos, derechos
económicos y dividendos de Ecopetrol se
calcula un incremento del 12 por ciento
frente a 2013, con $us 12.4 mil millones.
Con esto, el total del aporte al Estado
por parte del sector se estima en $us 17,3

Todas las cifras de 2013 son proyectadas a diciembre por la ACP.

USD Millones - Corrientes


mil millones, es decir 14 por ciento más que
el 2013. Así, el Estado continuará siendo el
que mayor participación tiene de la renta
petrolera total generada (81 por ciento).
La dinámica de inversión, en 2014, estará sujeta a un mejoramiento en la seguridad de las operaciones y en el proceso
de consulta previa, en la prevención de los
bloqueos a las actividades petroleras, así
como en la reducción de las restricciones y
demoras en las licencias ambientales.
“Estamos trabajando con las autoridades públicas para superar estos retos y
poder aportar, según las proyecciones, a
la estabilidad macroeconómica de corto y
mediano plazo”, afirmó el presidente de la
ACP, Alejandro Martínez.

Inversión al resto sectores

(%) participación sector petrolero

mejor oportunidad que tiene el país para
acelerar su desarrollo económico y social.
Sin embargo, el 2013, fue relevante el
impacto de las dificultades que tuvo el sector para poder ejecutar sus operaciones. A
pesar de que se mantiene el interés por invertir en Colombia, se estima que este año

Fuente: Banco de la Republica.

habrá una disminución del 5 por ciento de
la inversión extranjera directa en el sector
hidrocarburos.
Esto es reflejo de la disminución del
12 por ciento en el número de pozos exploratorios perforados, del 10 ciento de la
contratación de taladros y del 52 por cien-

13


“

Asociación Colombiana del Petróleo

PIB TOTAL Y DEL SECTOR PETROLERO

SISMICA (MILES DE KMS EQUIVLENTES)
35,00

20%
30

30,00
26
24

20,00

20
18
16

15,00
12

1

1

1999

2000

2

15%

12%
10%
8%

7%

7%

-1%

0%

4%

4%
2%

0%

Fuentes: ANH, ACP y Ecopetrol

Crecimiento PIB petrolero


Fuente: DANE.

EXPORTACIONES TOTALES Y DE PETRÓLEO Y SUS DERIVADO
70.000

140
126
112

115

99

80

75

70
56

11 11

14

30%

2%
20%

20.000

10%

2012

2011

2010

2009

21

2008

0%
2007

35

Exportaciones de Petróleo y derivados

10

Total Exportaciones del país
2013e

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1995

1996

25% 26% 26% 24%

10.000

0

Fuentes: Minminas, ANH y Ecopetrol.
*Orden público, consulta previa, bloqueos, licencia ambiental y restricción ambiental.
Al 10 de diciembre había 101 pozos perforados, 11 en perforación, 2 en movilización y 4 firmes

to de la exploración sísmica en tierra firme,
frente a los resultados de 2012. De igual
manera, se estima una disminución del 10
por ciento en la perforación de pozos de
producción.
Al cierre de 2013, según la ACP, se calcula que la producción de crudo (1.007 kbd)

26%

2006

28

16

30.000

50%

2013e

13

40.000

60%

40%

32% 31%

2003

16

50.000

2005

40

42%

2004

60

Millones de USDFOB

Numero de pozos exploratorios

120

60.000

131

55%
53%
50%
-3
%

% Participación sector petrolero

PERFORACION POZOS EXPLORTRIOS

100

2013e

Crecimiento PIB Total

2012

2011

2009

2008

2007

2006

2013e

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

*Orden público, consulta previa, bloqueos y restricción ambiental.
Al 10 de diciembre se había ejecutado 28,500 Kms de sísmica equivalente.

13

4%

-2%

0,00

20

7%

5%

7%
4%

2%

3

17%

14%

4%

10

7
2

15%

6%

10,00
5,00

17%

16%

26

25,00

18%

Crecimiento anual

Miles de Kms - Equivalentes

especial
colombia

2010

“

Al cierre de 2013, se calcula que la producción de crudo (1.007 kbd) estaría por debajo de
lo proyectado en enero (1.060 kbd), debido a restricciones operativas y de orden público

estaría por debajo de la proyección hecha
en enero (1.060 kbd), debido a restricciones
operativas y de orden público. En cuanto
al nivel de producción de gas (1.180 mpcd)
éste estará por debajo de la meta para 2013
(1.230 mpcd), debido a una demanda inferior a la proyectada a inicio del año. ▲

(%) Participación Exportaciones Petróleo y derivados

Fuente: DANE, Banco de la Republica.

Actividad esperada para este año
1. Se estima para 2014 un nivel promedio de producción de un millón 30 mil
barriles diarios de petróleo.
2. Sísmica: 30 mil km eq.
• Incremento del 6% frente a programa
de inicio 2013.
• Aprox. 17 mil kms eq. en tierra firme.
• Aprox. 13 mil kms eq. en costa afuera.

3. Pozos exploratorios: 209 pozos.
• Se mantiene el nivel de programación
de 2013 (206).
• 3 pozos costa afuera.
4. Pozos de desarrollo: entre 900 pozos
y 1.000 pozos.
Fuente: Asociación Colombiana del Petróleo.

14


especial
colombia

“

No estamos en el mejor momento para esta actividad y ruidos de proyectos en
el Congreso para aumentar esos gravámenes se pueden espantar a la inversión

“

Ministro de Minas y Energía de Colombia, Amylkar Acosta

LA META PARA LOS PRÓXIMOS 10 AÑOS

piden incrementar pozos exploratorios
y recobro de campos existentes
Según la ACP se debe mantener las reglas de juego tributarias y contractuales, que implican un government take competitivo,
sin que sea baja la participación estatal en la renta petrolera. El Gobierno de Colombia apoya esta posición.

1.350

1.237

Amylkar Acosta, ministro de
Minas y Energía de Colombia

Promedio anual = 1.143 kbpd

1.150

1.089

950
Kbpd

L

os colombianos están conscientes
que para mantener el aporte positivo del petróleo a su desarrollo
económico y social se requiere destinar
altos niveles de capital de riesgo en exploración de nuevas áreas y en campos
existentes, que les permitan incrementar
las reservas actuales de crudo de 6,9 años
a por los menos 10 en el mediano plazo.
Para ello es fundamental que este país
sea competitivo a nivel global para atraer
dichas inversiones.
Según declaraciones del presidente
ejecutivo de la Asociación Colombiana
del Petróleo (ACP), Alejandro Martínez Villegas, a su revista institucional, se debe
aumentar el nivel de reservas de hidrocarburos para hacer posibles las metas
macroeconómicas de Colombia.
“Para alcanzar la metas fijadas en el
marco fiscal de mediano plazo del país,
durante los próximos 10 años, es necesario un aumento significativo en el número de pozos exploratorios perforados y en
el mejoramiento del recobro en campos
existentes”, manifestó.
En esta línea, Martínez indicó las reglas de juego tributarias y contractuales
implican un government take que es
competitivo en el plano internacional sin
que sea baja la participación estatal en la
renta petrolera en el país. De hecho para
un campo petrolero con 50 millones de
barriles de reservas el Estado de Colombia participa con el 70 por ciento de la
renta que genera cada barril producido.
“Tenemos un sistema de gravámenes
contractuales como tributarios que se
autoajusta y se asegura de que el Estado
esté haciendo un buen negocio, y que es
flexible en la medida en que responde a
las variables que determinan la competitividad económica de un país”, aseveró.
Por esta razón y tomando en cuenta
que este sistema ha funcionado correctamente y ha generado incrementos en
la actividad exploratoria y de producción
no requiere cambios, aún más si se necesita aumentar las reservas de hidrocarburos. En este sentido les preocupa los proyectos de ley que en la actualidad cursan
en el Congreso de Colombia porque de
ser aprobados cambiarían negativamente un modelo que ha funcionado correc-

OPINIÓN

META FISCAL DE PRODUCCION VS DECLINACION ESPERADAS

Las metas fiscales del gobierno implian
una producción de 1.237 kbpd en 2018
y de 1.089 kbpd en 2023.

750
550
350
150

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Meta Fiscal de producción*

Promedio Meta Fiscal

* Tomado del Marco Fiscal de Mediano Plazo junio 2013 - Minsterio de Hacienda y Crédto P{ublico
Fuente: Marco Fiscal de Mediano Plazo 2013 de Colombia.

META FISCAL DE PRODUCCION VS PRODUCCION DE CAMPOS EXISTNTES
1.350
1.150

Las proyeccion de la produccion en
campos existentes segun ANH señala
una declinacion promedio anual de 15%

950
Kbpd


750
550

‘No es momento de
más cargas y
tributos’
No es tiempo de
pensar en ponerle
mayores cargas y
tributos a la actividad minera y petrolera, entre otras razones, por lo que
ya expuse anteriormente. No estamos
en el mejor momento para esta actividad y esos ruidos de proyectos en el
Congreso tendientes a aumentar esos
gravámenes se pueden convertir en
una especie de espantapájaros para la
inversión en momentos en los que el
país más la requiere. No es oportuno ni
conveniente.
Desde luego hay que estar abierto para
ver de qué manera las empresas que
desarrollan los proyectos, por la vía de
su responsabilidad social empresarial,
se pueden comprometer más con la
suerte de las regiones donde operan.

350
150

Principales retos

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Produccion estimada ANH
Promedio Meta Fiscal

Meta Fiscal de producción*

* Tomado del Marco Fiscal de Mediano Plazo junio 2013 - Minsterio de Hacienda y Crédto P{ublico
Fuente: Marco Fiscal de Mediano Plazo 2013 de Colombia

tamente, se afirmó.
Según la ACP se pretende introducir
cambios importantes en materia fiscal y
contractual, pero también más allá, en
otras áreas de gran impacto para la competitividad del país y la atracción de inversiones.
“Proyectos de ley como el cobro de
ICA a las petroleras, la no deducibilidad
de regalías en imporenta, las restricciones
en contratación laboral y de bienes y servicios, las ventas de tierras a extranjeros,
y la licencia ambiental para la actividad
sísmica, afectan dicha competitividad.”,
señaló.
De todos modos, la expectativa es
grande en Colombia tomando en cuenta
que este año la Agencia Nacional de Hi-

drocarburos (ANH) tiene previsto lanzar
las bases de la licitación para la nueva
ronda de exploración, que se espera esté
dirigida al descubrimiento de crudo pesado, uno de los desafíos de la industria
petrolera nacional. ▲

“

TEnemos un sistema de
gravámenes contractuales como tributarios
que se autoajusta y asegura que el estado haga
buen negocio y que es
flexible porque responde a la competitividad
económica del país

“

En lo ambiental:
• Nuevo modelo de licenciamiento
ambiental.
• Evitar obstáculos innecesarios a
través de reglamentaciones de uso
de suelo.
Orden público y conflictividad social:
• Reducción de ataques a la infraestructura petrolera.
• Esquema de coordinación Industria-Gobierno para la prevención
de crisis, además de su atención.
• Mejoras en el proceso de consulta
previa
Competitividad del sector:
• Estabilidad del Government Take
• Impulsar competitividad y viabilidad de crudos pesados, yacimientos no convencionales y campos
costa afuera.
• Impulso al desarrollo de infraestructura de transporte y de servicios petroleros.

15


“

Petróleo
& GAs

El fallo reciente De la haya disipará en algo tensiones y, mirando hacia el largo plazo,
puede abrir las puertas al inicio de un comercio bilateral de energía más fluido

“

Eleodoro Mayorga, ex gerente de Petroperú

en un mediano y largo plazo

Fallo de la Haya coadyuvará a
integración energética Chile - Perú
Foto: perulng.com

En un principio se habla de venta de energía eléctrica, aunque existe cierto recelo de los agentes del sector eléctrico chileno. Por
su parte, el gobierno peruano analiza la posibilidad de exportar el GNL, que actualmente vende a México.
TEXTO: Edén García s.

E

Se requiere voluntad política de ambos países para generar un proceso energético de cooperación.

tituido con gas natural licuado (GNL) del
mercado mundial.
ANALIZAN EXPORTACIÓN DE GNL
Al respecto, el gobierno peruano mostró su interés para vender a Chile el GNL
que actualmente exporta a México, con lo
cual resultaría más beneficioso para Perú
en cuanto a recibir mayor cantidad de regalías.
“Ahora que con Chile ya se definieron
las cosas del pasado, tenemos que mirar al
futuro. Son nuevos momentos, una nueva
visión. Siempre que sea un buen negocio para el Perú”, manifestó el ministro de
Energía y Minas, Jorge Merino en el programa televisivo La Hora.
Explicó que existen contratos de exportación de gas a México que se deben
volver a evaluar, ya que se paga un precio
menor y, por lo tanto, Perú recibe menos
regalías gasíferas, cuando existen mercados más lucrativos. La alternativa de reemplazo podría ser “Chile, o el mismo mercado local peruano”.

En esta misma línea, el expresidente de
Perupetro, Aurelio Ochoa, afirmó que una
vez superado el dilema de La Haya, no existe obstáculo geopolítico para hacer factible la exportación de GNL a Chile y que la
única limitante radicaría en los aspectos
comerciales.
“Actualmente, no existe integración
energética entre Perú y Chile. Los últimos
acontecimientos geopolíticos derivados
del fallo de La Haya, seguramente coadyuvarán a revertir ese panorama”, puntualizó.
Para la gerente general de Energética
SA, María Isabel Gonzáles, el fallo de La
Haya significa una oportunidad para superar los problemas entre Chile y Perú y que
los únicos obstáculos que existen para la
integración energética son políticos.
“Esperamos que en el futuro cercano
contemos con interconexión eléctrica entre ambos países. Respecto a la venta de
gas, creo que podría ser beneficioso para
ambos, Chile requiere este energético y
Perú venderlo mejores precios” apuntó la
consultora chilena. ▲

Foto: minem.gob.pe

l reciente fallo emitido por la Corte
Internacional de Justicia de La Haya
sobre los límites marítimos entre
Chile y Perú coadyuvará a aliviar las tensiones geopolíticas entre ambos países y
puede facilitar la ejecución de planes de
integración energética, según analistas
consultados por Reporte Energía.
Sin embargo, este proceso de vinculación, que se vaticina principalmente para
el área eléctrica, no se dará en un corto
plazo por los diferentes escenarios energéticos de ambos países y la necesidad de
una decisión política para encarar proyectos en conjunto.
Para Eleodoro Mayorga, exgerente de
Petroperú, la economía de Chile demanda
una mayor cantidad de energía de la que
produce internamente y necesita, por lo
tanto, asegurar un suministro económico
y continuo en el largo plazo. En el caso
de Perú se tiene igualmente un consumo
creciente, pero se cuenta con recursos internos, de gas natural en particular, para
hacer frente.
“El fallo reciente del Tribunal de La
Haya disipará en algo tensiones y traerá
algún tipo de tranquilidad y, mirando hacia el largo plazo, puede abrir las puertas
al inicio de un comercio bilateral de energía más fluido”, indicó.
De momento, el también consultor de
Laub & Quijandría indicó que Perú realiza
esfuerzos de inversión para desarrollar la
infraestructura de transporte y crear un
mercado para el gas natural.
Por ello se construirá el Gasoducto
Sur Peruano (GSP), que permitirá poner a
disposición de las ciudades del sur gas natural como electricidad y, posiblemente,
exportar el excedente de energía eléctrica a Chile.
A su turno Sebastián Bernstein, ex director ejecutivo de la Comisión Nacional
de Energía de Chile y socio de la consultora Synex, señaló que una posible importación de energía eléctrica desde Perú
no tiene un “visto bueno” de los agentes
del mercado eléctrico chileno, quienes lo
consideran riesgoso para el sistema de
este país.
En cambio, aseguró que se ve positiva la importación de gas, ya que ante un
eventual corte del mismo puede ser sus-

“

Existen contratos de
exportación de gas a
México que se deben
volver a evaluar, ya
que se paga un precio
menor y Perú recibe menos regalías gasíferas,
cuando existen mercados más lucrativos

“

Jorge Merino, ministro de Energía y Minas del Perú

16


“

minería

La empresa tiene muchas obligaciones, pero no se las puede dejar de lado, pese
a las dificultades económicas, continuamos con las operaciones mineras

“

Hugo Tola, gerente de la Empresa Minera Huanuni

la inversión asciende a $us 50.3 mm

Nuevo ingenio de Huanuni
triplicará producción

L

a Empresa Minera Huanuni (EMH)
registra un avance general del 85%
en la construcción de su nuevo ingenio de estaño y un 60% en obras civiles, una vez concluidas incrementará su
producción promedio de 1.000 a 3.000
toneladas diarias (t/d) de estaño.
La mega obra se construye en el cerro
Posokoni, ubicado en el departamento de
Oruro, Bolivia. Se trata del mayor productor de estaño de este país, que para el
mes de abril tiene prevista su entrega.
La empresa inició el proyecto con
el propósito de aumentar sus niveles de
producción y así sostener sus costos de
operación. Según el Ministerio de Minería
y Metalurgia, con el nuevo ingenio, que
demanda una inversión de $us 50.3 millones, se triplicará su producción y agregará
mayor cantidad de concentrados al horno
Ausmelt, de la Metalúrgica Vinto.
Al respecto Walter Arias, fiscal general
del ingenio de la EMH, aclaró que, desde mayo se realizarán pruebas al vacío y
posteriormente con carga para que de
manera paulatina se alcance las 3.000 t/d
de capacidad que tiene el ingenio. Estas
pruebas se harán de manera sistemática
hasta fines de diciembre, adelantó.
En cuanto a los detalles técnicos de la
obra, informó que actualmente en el lugar se tiene todo el equipo de baterías y
ciclón falcon (aparato que sirve para recuperar partículas finas del estaño) además
ya están instalados todos los molinos con
sus clasificadores y los dos ejes vibratorios
que formarán parte del circuito.

Señaló que en la parte inferior del
ingenio se instalarán las mesas concentradoras, permitiendo un proceso de gravimetría y posibilitando la recuperación
del estaño. Para ello resaltó que todo el
cuerpo técnico está preparando y acumulando la carga de manera paulatina hasta
alcanzar los volúmenes que requiere el
ingenio.
Asimismo, destacó que el equipo y
maquinaria para el ingenio se encuentra
en Huanuni, en los containers enviados
desde la República de China, tomando en
cuenta que la empresa Vicstar es la encargada de la construcción de la obra bajo la
supervisión de la compañía Caduch.
Precisó que los equipos ya están listos
para su montaje una vez terminadas las
obras civiles, las instalaciones mecánicas
y eléctricas y todo lo concerniente a la
puesta en marcha de la planta.
Por otro lado, añadió que la EMH está
construyendo un dique de colas provisional al lado del nuevo ingenio, que
permitirá hacer las pruebas metalúrgicas
correspondientes, por un tiempo de seis
a siete meses.
Según datos del Ministerio del rubro
de Bolivia, los bajos precios internacionales de los minerales registrados en 2013
no afectaron a Huanuni, puesto que pese
a este hecho obtuvo utilidades por Bs 6.7
millones (alrededor de un millón de dólares). La firma estatal pagó por concepto
de regalías Bs 36.4 millones en igual periodo.
En la actualidad, alberga a 4.700 trabajadores y tiene previsto ejecutar varios
proyectos en 2014. También fabricará su
propia tecnología, además de abrir nuevos yacimientos de zinc y plata, que di-

Antecedentes de la EMH
• Ubicación. El distrito minero de Huanuni está ubicado en las faldas del cerro
Posokoni, en el departamento de Oruro.
• Construcción. El nuevo ingenio tiene
seis plataformas escalonadas, en la primera se instalará el ingenio de trituración, en la segunda los molinos, luego
las mesas concentradoras, después las
celdas de flotación de pirita, en la quinta
la remolienda y mesas concentradoras,
y en la última estarán las bodegas de
depósito.

• Cronograma. La empresa china Vicstar
entregará la obra en abril próximo.
La EMH inicirá las pruebas en mayo
de manera paulatina hasta el mes de
diciembre donde se pondrá en marcha operaciones con su capacidad
máxima.
• Situación actual: La capacidad de producción de Huanuni es de 1.000 t/d por
día, volúmenes que son tratados en el
ingenio de Santa Elena y en Machacamarca.

versificarán su producción, que por ahora
se concentra en el estaño.
Asimismo, figura la prospección y exploración del cerro Posokoni y Cuchillani
en busca de nuevas reservas de minerales, además de la construcción de un ingenio para concentrados complejos en
Sajsani y la implementación de una rampa auxiliar. ▲

cifras

6.7
MM/BS

es lo que Huanuni
obtuvo de utilidades
el 2013, a pesar de los
bajos precios internacionales.

BOORING: S. Elena reemplaza
explosivos por tecnología
Foto: Archivo / Reporte Energía

TEXTO: Lizzett vargas O.

Foto: minem.gob.pe

El proyecto, que estará listo en abril de este año, Subirá la producción a 3.000 t/d de
estaño y proverá concentrados a Vinto. Hasta la fecha registra un avance del 85%.

Trabajadores de la empresa Vicstar apuran la construcción de una de las plataformas del nuevo ingenio.

Con el propósito de retomar los niveles
de producción, la Empresa Minera Huanuni
(EMH) está realizando, paralelamente a la
construcción del nuevo ingenio, una serie
de trabajos en el ingenio de Santa Elena,
que actualmente procesa 1.000 toneladas
al día.
Al respecto, el gerente de la EMH, Hugo
Tola, informó que la empresa atraviesa con
algunas dificultades técnicas que deben
ser solucionadas y por ello están implementando nuevos equipos, entre ellos el
empleo del taladro de raíz booring.
Esta tecnología permitió que la perforación mediante el uso de explosivos quedara atrás, además deja abrir chimeneas de
ventilación al interior de la mina para una

mayor eficiencia.
En cuanto a los actuales trabajos que
se ejecutan detalló que consisten en el reconocimiento de nuevas áreas al interior de
la mina con taladros a diamantin. Asimismo
encaran la construcción del dique de colas
para el ingenio de 3.000 t/d y la habilitación de la rampa Dolores.
Manifestó que uno de sus propósitos
es el cambio en el sistema de explotación
al interior de la mina; es decir, pasar del sistema selectivo al convencional para realizar
trabajos de recortes, desarrollos y preparaciones, además del cambio de los equipos
(taladros y máquinas pequeñas) por taladros largos para subir el rendimiento del
trabajador en la mina.


17

Foto: Foto: Archivo / Reporte Energía

minería
OPINIÓN
José Padilla, experto en
minería y metalurgia

Hugo Tola, gerente de la
Empresa Minera Huanuni

‘Huanuni debe
generar mayores
utilidades’

‘Cambiaremos los
sistemas de
explotación’

La empresa minera Huanuni tiene
importantes proyectos con la finalidad de mejorar
su tecnología y subir la producción de
estaño, pero principalmente para suministrar materia prima al nuevo horno de
fundición de Vinto.
Ahora se tiene que esperar que la inversión realizada en el ingenio genere
mayores utilidades a futuro y garantizar
ese retorno de recursos, considerando
que tienen cerca de cinco mil trabajadores, los que les generan un gran costo de mano de obra.
Por otro lado, es destacable la adquisición de nuevos equipos de perforación
puesto que les permitirá explotar sus
potenciales reservas de este mineral en
el ingenio Santa Elena.

Nuestra intención
es volcar la mano
de obra a trabajos
convencionales. En
este momento estamos trabajando la mina de una manera
rudimentaria. Queremos tecnificar la mina
cambiando los sistemas de explotación y
así subir la producción de la EMH.
La producción en la mina debe subir en
los próximos meses tomando en cuenta
que el nuevo ingenio requerirá mayores
volúmenes de estaño. Para ello los trabajadores han puesto todo su esfuerzo, la
parte ejecutiva está apoyando con materiales, insumos, equipos y maquinaria,
más adelante se evaluará su renovación.
La empresa tiene muchas obligaciones,
pero no se las puede dejar de lado. Pese a
las dificultades económicas, continuamos
con las operaciones.

Complejo minero Huanuni, ubicado en el cerro Posokoni de Oruro. Produce actualmente 1.000 toneladas de estaño por día.

Santa Cruz: Calle Turquesa L-34, Barrio El PeriodistaTelf.: +591 352 4244

18


“

minería

Para 2021, Chile producirá unas 6.400.000 toneladas anuales de cobre fino,
lo que representa un aumento del 6,6% respecto de la producción de 2012

“

Orlando Castillo, gerente general de la Corporación de Bienes de Capital de Chile

Análisis y proyecciones

chile y perú disparan inversiones
mineras mientras bolivia se rezaga
TEXTO: lizzett vargas o.

C

hile y el Perú compiten en Latinoamérica por captar la preferencia de
capitales externos para el desarrollo de sus cuantiosas reservas mineras. Para
este año ambos países destinarán más de
$us 88 mil millones para su desarrollo.
Al respecto, analistas consultados
coinciden en que el buen desempeño
económico, la estabilidad política y el interés en “abrir las puertas” al capital privado
le han dado un matiz especial a estas naciones, a diferencia de otros países, como
Bolivia que cuenta con atractivas reservas
pero que no acompañan las mismas con
un alto nivel de inversión en este sector.
Según un reciente sondeo del centro
de estudios canadiense Fraser Institute,
Chile se ubica en el octavo lugar a nivel
global como destino potencial para las
inversiones mineras, mientras que el Perú
aparece en el puesto 48.
En esta línea, por ejemplo las inversiones mineras de Chile se destinarán unos
$us 47.500 MM en el periodo 2013-2017,
mientras que en el vecino país, Perú, suman $us 14 mil millones para esta gestión.
Perú tiene un potencial mineralógico
bastante interesante y lo está desarrollando, “pero en Chile estamos en presencia de
cifras históricas, que son consecuencia del
incremento en los últimos años de la demanda de minerales por parte de los paí-

“

Orlando Castillo, gerente general de CBC de Chile.
Foto: Archivo / RE

“

Uno de los desafíos
más importantes de
la minería chilena es
enfrentar la escasez
hídrica y energética...
mayores estándares de
protección del medio
ambiente

La producción minera en cobre aumentará en un 6.6% en Chile.

ses emergentes (especialmente China). Por
otra parte, de la necesidad de reemplazo y
adaptación de gran parte de la infraestructura minera en los principales yacimientos
mineros en operación del país (Escondida,
Chuquicamata, Teniente, Collahuasi, Andina, entre otros)”, opinó el gerente general
de la Corporación de Bienes de Capital
(CBC) de Chile, Orlando Castillo.
Un punto destacado por el analista
es que en el caso del cobre, de acuerdo
con la Comisión Chilena de Cobre (Cochilco), los yacimientos en operación más los
proyectos que actualmente se ejecutan y
aquellos cuya construcción es probable,
producirán en el año 2021 unas 6.400.000
toneladas anuales de cobre fino (mina), lo
que representa un aumento de 6,6% respecto de la producción de 2012.
En el caso de Perú, su gobierno nacional definió como prioridad para este año el
destrabar los proyectos de inversión que
se están desarrollando. De acuerdo con
analistas y actores de este rubro, uno de
los sectores más dinámicos del país l andino es la minería, y con la entrada en operación de los proyectos Toromocho (Junín),

Las Bambas (Apurímac) y la ampliación de
Cerro Verde continuaría el auge.
Para el analista chileno, este año y al
igual que el 2013, las empresas chilenas del
sector estarán enfocadas en la reducción
de sus costos operacionales. “Uno de los
desafíos más importantes de la minería
local, que no sólo es para este año, es enfrentar la escasez hídrica y energética en
las zonas mineras, y los mayores estándares de protección del medio ambiente que
exige la comunidad y el Estado, a través de
nuevas normativas más exigentes” remarcó Castillo.
A comparación de estas importantes
inversiones en estos dos países, Bolivia tiene un nivel muy bajo de inversiones tanto
programadas y peor ejecutadas, según el
análisis del ex ministro de Minería de este
país, Dionisio Garzón.
El experto nota que en el informe de
gestión 2013, la inversión minero metalúrgica fue de $us 118 millones en el sector
público y $us 80 millones en la privada, y
que se proyecta una inversión de $us 5.000
millones para la minería manejada por el
Estado hacia el 2025 y de $us 4.000 millo-

nes para el sector privado. Esto daría promedios anuales mucho menores a los $us
1.000 millones anuales que se menciona
como inversión para la presente gestión
que habría anunciado el Gobierno.
Para Garzón, las tareas inmediatas debieran apuntar a concretar la Ley Minera,
desarrollar una política de apertura a la inversión privada con estímulos tributarios,
arancelarios y administrativos para las nuevas inversiones en exploración; garantizar
la seguridad física y jurídica de las actuales
operaciones mineras, formalizar las operaciones mineras artesanales y cooperativas
en unidades empresariales técnica y tributariamente eficientes.
“También en la escala mayor de operaciones mineras, diseñar los términos de
referencia para los Contratos de Asociación con el Estado que permitan el flujo de
capitales y el diseño de lo que será el papel
de la empresa privada en el sector” señaló.
Según los expertos, el 2014 será un
año de crecimiento moderado para la minería en la región, a la espera de mejores
condiciones de precio y costos.
Estará marcado por una estructura
de precios bajos, y pocas perspectivas de
aumento. Entre los precios de los principales minerales producidos por América
Latina, la proyección para el cobre es de
un promedio de alrededor de los $us 3.28
por libra. Para el oro, los pronósticos de
precio son de un promedio de $us 1.300
por onza. ▲

“

En Bolivia Las tareas inmediatas debieran apuntar a concretar la Ley
Minera y desarrollar la
apertura a la inversión
privada con estímulos
tributarios, arancelarios y administrativos

“

Dionisio Garzón, ex ministro de minería de Bolivia
Foto: Archivo / RE

Foto: nuevamineria.com

Las recursos para el periodo 2013-2017 en Chile suman $us 47.500 MM, mientras que en el Perú alcanzan a $us 14.000
MM solo en el 2014. En el caso boliviano, hasta 2025 se prevé contar con $us 9.000 MM en inversiones.


“

estos equipos están en Yacuiba y en el transcurso de los próximos días empieza su
montaje y para ello ya tenemos grúas para realizar el trabajo correspondiente

“

Carlos Villegas, presidente ejecutivo de YPFB Corporación

Avanza la construcción de la Planta Separado de Líquidos de Gran Chaco ubicada
en Yacuiba, Tarija, donde recientemente
llegaron las gigantes columnas de proceso
que serán montadas en el transcurso “ de los
próximos días”, según Carlos Villegas, presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Bolivianos (YPFB).
“Todos estos equipos están en Yacuiba
y en el transcurso de los próximos días empieza el montaje de los mismos y para ello ya
tenemos grúas para realizar el trabajo correspondiente”, indicó Villegas.
Las columnas que fueron construidas en
España, se trasladaron en un convoy compuesto por camiones de alto tonelaje desde
Puerto Zárate, República de Argentina hacia

Yacuiba, municipio donde se construye la
planta Gran Chaco.
Las columnas son parte de los sistemas
de procesamiento con los que contará la
Planta Gran Chaco. El complejo tendrá un
área criogénica en la que se efectuará la separación de líquidos de la corriente de gas
natural que se envía a Argentina.
Contará con columnas criogénicas y de
fraccionamiento para la obtención de etano,
Gas Licuado de Petróleo (GLP), isopentano
y gasolina natural. Otras columnas como la
deetanizadora, debutanizadora y deisopentanizadora también son trasladadas hasta el
complejo separador de líquidos. Las fundaciones para equipos de proceso están completadas.

La producción de gas natural en Brasil
en diciembre de 2013 alcanzó un volumen
récord de 81,6 millones metros cúbicos por
día (MMmcd), superando el promedio de
80.0 MMmcd registrado en junio del mismo
año, según un boletín de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP).
El total producido también aumentó
un 7,1%, respecto a diciembre de 2012 y de
3,2% en relación al mes anterior.
La producción de petróleo en Brasil fue
aproximadamente 2,1 millones de barriles

La llegada de las gigantes columnas generó expectativa y asombro en la ciudadanía de Yacuiba.

Foto: defonline.com.ar

Brasil logró
récord de
producción de
gas en diciembre

Cada vez es mayor la participación del Presal en la producción de hidrocarburos.

por día (MMBPD), un aumento de alrededor
de 0,2%, en comparación con el mismo mes
en 2012 y de 1,4% con el mes anterior.
También se destaca la producción del
Presal en diciembre, que alcanzó los 346,1

Recuento
quincenal
Foto: YPFB

gran chaco recibe sus
columnas criogénicas

19

mil barriles por día (MBPD) de petróleo y
12,1 MMmcd de gas natural, totalizando
422,1 mil barriles de petróleo equivalente
por día (Mboe/d), un aumento de 2,5% con
respecto el mes anterior.

Amigarse realizó
encuentro anual
con estudiantes
La Fundación Amigos de la Responsabilidad Social Empresarial (Amigarse) desarrolló
el IV Encuentro Eclipse Lunar, evento anual de
su programa Luz de Luna que apoya a estudiantes de excelente rendimiento universitario y de escasos recursos económicos.
Luz de Luna nació el 2008 con el propósito de crear lazos de colaboración entre
empresas, universidades e instituciones
para beneficiar a jóvenes de escasos recursos que se destacan por su gran desempeño académico, pero que no cuentan con los
recursos para profesionalizarse. A la fecha,
el programa cuenta con 20 jóvenes universitarios titulados.

20


empresa

“

la upsa apunta a reforzar la internacionalización de los estudiantes mediante programas
de intercambio y pasantías en el exterior e incentivar la movilidad académica

“

Lauren Müller de Pacheco, Rectora de la UPSA

ANIVERSARIO

La UPSA cumple 30 años formando
profesionales PARA El desarrollo

E

l año 1984 como una iniciativa de la Cámara de Industria, Comercio, Servicios
y Turismo de Santa Cruz, (Cainco) empieza a funcionar la Universidad Privada de
Santa Cruz de la Sierra (UPSA), que en estos
30 años de actividad ha contribuido formando profesionales enfocados al desarrollo productivo y tecnológico de la región.
Al respecto Lauren Müller de Pacheco,
rectora de la casa superior de estudios, destacó que en estas tres décadas de actividad,
la Universidad ha sido parte de la evolución
de la ciudad brindando profesionales competentes y con participación en el desarrollo
tecnológico y productivo local.
“Es un orgullo para quienes forman parte
de la UPSA, ya que con su esfuerzo continúan
consolidando a la institución como pieza
fundamental del progreso sostenido de la
región”, señaló.
Parte del prestigio de la UPSA se sustenta
en sus cinco certificaciones y acreditaciones
de la calidad académica, cuatro internacionales y una nacional. Además su reconocimiento institucional y el de sus programas, es
destacada por sus docentes y por sus más de
6.000 graduados de pregrado y más de 1.500
de postgrado, que se desempeñan en el ámbito laboral dentro y fuera del país.
“Nuestros estudiantes se forman con
270 docentes que integran nuestro cuerpo
docente y realizan prácticas de su aprendizaje teórico en los 40 laboratorios con los que
contamos en nuestro campus”, dijo la rectora.
En el área de investigación, en el 2009 se
suscribió el convenio con la Academia Nacional de Ciencias de Bolivia, departamental
Santa Cruz, que incentiva la producción inte-

DATOS

7

HECTÁREAS

6.000
GRADUADOS

1.500
GRADUADOS

de terreno tiene el
campus de la UPSA,
siendo uno de los más
modermos del país.

de pregrado han optenido su título académico con orientación
empresarial.
de postgrado tiene la
UPSA, demostrando el
prestigio de esta unidad académica.

lectual de profesionales en diferentes áreas
científicas a través del financiamiento de
proyectos de investigación en Ciencias de la
Naturaleza y Ciencias de la Cultura.
Además cuenta con varios programas
de intercambio con instituciones educativas
en todo el mundo y ha consolidado programas que tienen un aporte significativo a la
sociedad. Algunos son: la Vivienda Germinal
de la Facultad de Arquitectura, Diseño y Urbanismo, los proyectos de valorización del
Patrimonio realizados para los municipios
de nuestro departamento, el Proyecto de la
Universidad para Policías en convenio con la
Gobernación de Santa Cruz y el concurso arquitectónico que premia la Obra Destacada
del Año en Santa Cruz.
En adelante, la UPSA apunta a reforzar el
apoyo a actividades de internacionalización
para los miembros de la comunidad universitaria, con seguimiento de las oportunidades
de intercambio internacional y pasantías en

ORION amplía sus oficinas
para la venta de buses
La empresa boliviana encargada de la
representación, distribución y asistencia
técnica de buses e implementos rodoviarios, “Orion S.R.L.”, inauguró sus nuevas y
modernas instalaciones ubicadas sobre el
cuarto anillo, entre avenidas San Aurelio y
3 Pasos al Frente.
Las nuevas oficinas administrativas,

el showroom, talleres y servicios de postventa suman en total 3.000 metros cuadrados, que requirieron una inversión de
más de 1 millón de dólares.
A su vez la compañía Orion S.R.L. es
representante exclusiva de los buses MarcoPolo y de las marcas Volare y Librelato,
se informó.

La Universidad UPSA entró en funcionamiento el año 1984 y desde entonces ha crecido en calidad educativa y alumnos

el exterior, a través de la Coordinación de
Internacionalización, unidad que inició sus
actividades este año y que busca incentivar
la movilidad estudiantil internacional.
Si bien a lo largo este año se dará a conocer el nuevo Plan de Acción Estratégico
2014-2017, que dará dirección a todas las actividades que se realicen en ese periodo, de
acuerdo a objetivos trazados en el plan, la

orientación para esta nueva etapa se enfocará en la investigación.
“Se hará mayor difusión de la investigación hecha en la Universidad, publicando
artículos basados en los trabajos finales de
grado y tesis que los mismos estudiantes
elaboran antes de graduarse y que consideramos un gran aporte al desarrollo científico”,
dijo Lauren Müller de Pacheco. ▲

Foto: ORION

TEXTO: CRISTINA CHILO

Foto: UPSA

Para esta nueva etapa, la Universidad Privada de Santa Cruz reforzará la investigación y la internacionalización de sus estudiantes mediante intercambios y pasantías para optimizar aún más el nivel académico de sus graduados.


“

Analizado a detalle el laudo, se decidirá la próxima acción legal a seguir. En
consecuencia cualquier otra comunicación de Rurelec no está basado en datos ciertos

Raúl Montero, procurador General del Estado Plurinacional de Bolivia

“

21

Lo último

$us 28,9 millones más intereses

Ordenan indemnizar a Rurelec; PGE
analiza opciones para revertir fallo
Concluye el proceso de arbitraje iniciado por la empresa del Reino Unido que vio afectada sus operaciones en mayo del 2010,
cuando el Estado boliviano nacionalizó las acciones que poseía en la Eléctrica Guaracachi S.A. (EGSA).

U

n fallo del Tribunal de la Corte Permanente de Arbitraje de La Haya
favorece a Rurelec y obliga al Estado
boliviano a indemnizar con $us 28,9 millones
más intereses a la compañía del Reino Unido,
por la nacionalización de sus acciones en la
Eléctrica Guaracachi S.A. (EGSA). Esta cifra fue
dada a conocer por la Procuraduría General
del Estado (PGE).
Sin embargo, según un comunicado
en la página web de Rurelec, el monto llega
a los $us 41 millones; $us 35,5 millones por
compensación total y $us 5,5 millones por
dividendos obtenidos antes de la nacionalización.
Rurelec, que desarrolla y posee plantas
de generación de energía eléctrica a nivel internacional, indicó que La Haya encontró ilegal la nacionalización del 50% de las acciones
que esta compañía poseía en EGSA, a través
de su filial Guaracachi America Inc. (GAI).
“Este reconocimiento pone fin a un
proceso iniciado en 1ero de mayo de 2010,
cuando el gobierno Plurinacional de Bolivia
nacionalizó todos los activos de generación
de Rurelec. Representa una reivindicación de
los esfuerzos de la dirección de esta empresa
para obtener a justicia para sus accionistas”,

añadió la compañía.
En contrapartida, el procurador General
del Estado, Raúl Montero, anunció que se
analizan dos opciones para revertir el fallo
dictado por La Haya. La primera es pedir la
nulidad del laudo o sino solicitar la reducción
de la compensación “a su mínima expresión”
Pese a ello, destacó que el fallo contiene
decisiones que son importantes para los intereses del Estado boliviano.
La más importante es que los demandantes (GAI y Rurelec) pretendían una compensación total de cerca de $us 143 millones,
por la nacionalización de las acciones, más
otros perjuicios considerados por Montero
como “totalmente irracionales, valuados con
datos exagerados”.
El laudo estableció un monto mucho
menor de $us 28,9 millones y solo para Rurelec. “Analizado a detalle el laudo, se decidirá
la próxima acción legal a seguir conforme
las reglas del arbitraje. En consecuencia cualquier otra comunicación de Rurelec no está
basado en datos ciertos”, expresó Montero.
Cabe recordar que el 1ero de mayo de
2010, mediante Decreto Supremo Nº 493, el
gobierno boliviano nacionalizó las acciones
de la GAI en EGSA. Como consecuencia el 24
de noviembre de 2010, Bolivia fue demandada en arbitraje internacional en materia de
inversiones por las empresas GAI y su controlante británica Rurelec. ▲

Foto: Archivo Reporte Energía

TEXTO: Edén García S.

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Santa Cruz - Bolivia

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)

93,41
92,05
92,55
93,61
95,83
96,97
97,14
97,48
97,1
98,32
97,25
97,21
96,27
97,18

112,04
111,32
111,07
111,49
113,06
113,27
112,07
111,5
110,07
108,91
109,47
108,99
108,08
110,3

Nov 26, 2013
Nov 27, 2013
Nov 29, 2013
Dic 02, 2013
Dic 03, 2013
Dic 04, 2013
Dic 05, 2013
Dic 06, 2013
Dic 09, 2013
Dic 10, 2013
Dic 11, 2013
Dic 12, 2013
Dic 13, 2013
Dic 16, 2013

Dic 17, 2013
Dic 18, 2013
Dic 19, 2013
Dic 20, 2013
Dic 23, 2013
Dic 24, 2013
Dic 26, 2013
Dic 27, 2013
Dic 30, 2013
Dic 31, 2013
Ene 02, 2014
Ene 03, 2014
Ene 06, 2014
Ene 07, 2014

Barrel)

96,99
97,59
98,4
99,11
98,62
98,87
99,18
99,94
98,9
98,17
95,14
93,66
93,12
93,31

MINERíA

GNV

1,66 Bs./M³

GLP

2,25 Bs./Kg

GAS. ESPECIAL

3,74 Bs./Lt

GAS. PREMIUM

108,91
109,56
110,78
112,15
111,58
111,57
111,65
112,06
110,47
109,95
107,94
106,57
106,71
107,01

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
898.5
1,094.5
1,108.2
1,070.8
1,040.8
1,158.1
1,167.1
1,143.0
1,136.7
1,159.0
1,107.0
992.1
1,155.5
1,174.5
1,138.0
1,166.3
1,180.6
1,112.6
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

Feb(al 3)
1,073.6
1,025.1
1,110.8

1,110.8

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 2014)

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
178.8
11.7
52.5
22.2
44.5
43.8
4.7
11.0
5.7
26.1
49.1
20.4
2.0
1,134.5

Feb(al 3)
359.3
276.6
173.2
9.5
50.0
16.9
36.1
39.4
4.6
10.8
5.5
18.9
47.2
19.1
1.9
1,055.7

(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 DE ENERGIA DE CONSUMIDORES (GWh) EN NODOS DEL STI - (Marzo 2013 - Febrero 2014)

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
138.3
87.9
5.0
27.9
8.4
20.6
23.8
2.4
5.8
2.6
10.6
32.5
10.6
0.7
602.1

Feb(al 3)
19.8
13.0
8.2
0.4
2.5
0.7
1.6
2.1
0.2
0.6
0.3
0.9
3.1
1.2
0.1
54.8

(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
29 y 30 de enero 2014 | bogotá - Colombia

Del 5 al 7 DE marzo 2014 | new orleans - EEUU

Del 17 al 21 de marzo | Bogotá - Colombia

Es un foro internacional para ejecutivos del sector hidrocarburos que radican en Sudamérica y Centroamérica. Ofrece una
excelente oportunidad para hacer nuevos contactos, amistades y aprender sobre oportunidades de negocios con los presidentes y directivos financieros de diferentes empresas.

Desde su lanzamiento en 2006, el Congreso Mundial de Petróleo Pesado ha sido el evento líder de la industria global de
este sector. La cita reúne a profesionales dando a los ejecutivos de negocios y expertos una plataforma para fomentar
las relaciones y avanzar en el desarrollo de petróleo pesado.

El curso tiene como objetivo formar profesionales capaces
de gestionar adecuadamente las relaciones con los pueblos
indígenas y sus organizaciones federativas, con la finalidad
de mejorar la interrelación con todos los actores.

Contacto: oilcouncil.com/event/latam

Contactos y registro: bradridler@dmgevents.com

Contacto: vferreira@arpel.org.uy

4 al 6 de febrero 2014 | Texas - usa

DEL 17 AL 19 DE MARZO 2014 | CALIFORNIA - eeuu

DEL 26 AL 28 DE marzo 2014 | lima - perú

Es organizado por la Sociedad de Ingenieros Petroleros a
nivel Internacional. El evento se centrará en la tecnología
para el desarrollo de los recursos no convencionales. Contará
con una mezcla dinámica de sesiones y demostraciones de
fracturamiento hidráulico.

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.

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.

Contacto: fernando.ferreira@olade.org

Contacto: www.latinvep.org

2014 Latin America Assembly

Hydraulic Fracturing Technology Conference

Contacto: spe.org/events/hftc/2014/

World Heavy Oil Congress

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

Pueblos Indígenas y la Industria
de Hidrocarburos

LatinvE&P

Fuente: CNDC

PRECIOS DE MINERALES - METAL BULLETIN (ENERO 2014)
DIAS

Fuente: Ministerio de Minería y Metalurgia

ELECTRICIDAD

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