Introducción al curso

7/18/2019 Introducción al curso

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Ms Ingº Jhonny Valverde Flores

SESION N.º 1:

INTRODUCCION AL CURSO

Docente:

Ms Ingº Jhonny Valverde Flores [email protected]

CURSO: SEMINARIO DE ACTUALIZACION I

ESCUELA DE INGENIERIAMECÁNICA

mailto:[email protected]

mailto:[email protected]



Energías Alternativas o No

Convencionales



Energía No Convencional

• las energías no convencionales o alternativas sonaquellas no usadas comúnmente. También se lesconoce como "energías limpias", ya que por lo generalno combustionan, no contaminan (aunque todas

tienen algún impacto en el medio ambiente) y no dejandesechos (excepto la madera).• Una de las características de las energías no

convencionales es que éstas no se pueden almacenar.Estas energías son: solar, eólica, geotérmica (volcanes y

géisers), energías de los océanos (mareas, diferenciasde temperaturas, olas).



• La energía solar: es la primera fuente de energía y se dispone deella en cantidad ilimitada. Se utiliza de manera termodinámica

cuando los rayos solares se concentran por medio de espejos,calentando un fluido que, después de la vaporización, accionalos alternadores o de manera fotovoltaica cuando las células depaneles solares transforman la radiación en electricidad. Lassuperficies que necesitan son relativamente pequeñas y lascapacidades de conversión, hacen de la energía solar un recursocon gran potencial



• La energía eólica: es la energía del viento y es uno de los recursosenergéticos más antiguos. Ha sido usado por el hombre paramover embarcaciones, molinos, drenaje de agua, etc. La energía

del viento es recuperada por aerogeneradores (motor de vientocon un dínamo y un alternador) y es transformada en energíaeléctrica. Al igual que la energía solar, la eólica constituye un granbeneficio, ya que su instalación es rápida. En Dinamarca la energíaeólica cubre el 2% de las necesidades eléctricas, lo que representauna capacidad instalada de 250 MW. En Estados Unidos operan7.500 aerogeneradores para producir hasta 1,33 millones de KW/h.



• La energía geotérmica se dividen en tres categorías:a) Geotermia de alta energía: En este caso el calor del magma, queproviene de las profundidades (3 a 10 kilómetros) se explota en aquelloslugares en que la temperatura del agua es suficiente para producir vapor(150 a 400° C), el que es enviado hacia turbinas que permiten generarelectricidad.b) Geotermia de energía media: Aquí los fluidos acuíferos están a unatemperatura menos elevada (70 a 150 ° C) y la conversión de vapor aenergía produce un rendimiento menor, por lo cual es necesario incluir un

fluido volátil como intermediario.c) Geotermia de baja energía (60 a 80° C) y de muy baja energía (20 a 60°C). Éstas se usan exclusivamente para necesidades urbanas domésticas(como calefacción de hogares) o agrícolas (en la calefacción deinvernaderos)



• La energía de los desechos:la producción de desechos

está aumentandopermanentemente, por loque se le considera unaenergía con desarrollo muy

promisorio. Los desechospueden ser sometidos almismo tipo de explotaciónque la biomasa:combustión, fermentacióno hidrólisis



• La energía del mar: las centrales de lasmareas no consumen combustibles parafuncionar, por lo que las hace muy

económicas, aunque tienen altos costosde instalación. Estas centrales sólo sepueden construir donde el desnivel entrelas mareas altas y bajas es elevado, esdecir, superior a 5 metros. Este

movimiento periódico de las aguaspuede utilizarse para accionargeneradores eléctricos instalados a lolargo de obstáculos especiales, los cualesabsorben la energía producida en

centrales llamadas mareomotrices, comolas del estuario de Severn en Inglaterra yla de bahía de Fundy en Canadá.



REALIDAD ENERGETICA DEL PERU

PORCENTAJE DE ENERGIA GENERADA POR EL TIPO

DE GENERACION EN EL PAIS (2004)

E. Eolica, 0.1

E. Termica,

49.2E.Hidraulica,

50.7



La Matriz Energética Peruana ylas Oportunidades de Negocios

en el Sub Sector Hidrocarburos



Proyección del coeficiente de electrificación

FUENTE : PNER 2006-2015

78,7%

80,5%

83,7% 85,3%

86,9%88,5%

89,8%

91,0% 92,1%93,1%

70,0%

72,5%

75,0%

77,5%

80,0%

82,5%

85,0%

87,5%

90,0%

92,5%

95,0%

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015



70`s

Grandes Inversiones enExploración / Producción

Descubrimiento dePetróleo en la Selva

Firma de gran numero decontratos

Grandes Inversiones enTransporte yProcesamiento deHidrocarburos

Oleoducto Nor-Peruano

Refinería Iquitos

Construcción del FCC –Ref.Talara

Planta de Fertilizantes

Planta de Solventes

Planta de Negro de Humo

Grandes Inversiones enComercialización deHidrocarburos

Modernización de losGrifos y Estaciones deServicios

Planta de deProcesamiento de GasNatural de Aguaytia

80`s 90`s2000-2005

2006-..

Grandes Inversiones enGas Natural

Desarrollo del Lote 88

Planta de Separación deGas – Líquidos enMalvinas

Planta deFraccionamiento de LGNen Pisco

Sistema de Transporte deGas Natural y Líquidos

Sistema de Distribución deGas Natural en Lima y

Callao

Grandes Inversiones:

Exploración/Producción

Record de Contratos

Tecnología para la explotaciónde crudo pesado

Plantas de ProcesamientoModernización de lasRefinerías y Desulfurización

Ampliación Malvinas y PiscoGran Petroquímica

Gas Natural

Micro licuefacción (Irradia,

Pluspetrol)GNC (Galileo)

Ductos Regionales

Comercialización

GLP automotor

GNV (Chip Inteligente)

Biocombustibles (Etanol –Biodiesel)

Inversiones en la Cadena de Hidrocarburos



Política de Estado

La política de Estado que se ha mantenido en los últimosaños:

– Estabilidad Jurídica y Contractual.

–

Respeto a las Reglas del Mercado. – Respeto a las Comunidades Nativas y al Medio Ambiente.

– Marco Legal Promotor de las Inversiones.

Ha permitido alcanzar los siguientes importantes resultados:



Contratos Petroleros

2001 15 14 29 0

2002 16 13 29 02003 16 11 27 -22004 17 14 31 42005 17 28 45 142006 18 43 61 162007 19 61 80 19

TOTAL NUEVOSCONTRATOS

AÑO EXPLOTACIÓN EXPLORACIÓN

Al cierre del año 2006 se han suscrito 16nuevos contratos petroleros superando el

record de contratación del año 2005.

(*)

(*) Estimado



Regalías cobradas por el Estado

71 6943

66

123 140

206234

308

543

672

0

100

200

300

400

500

600

700

M M U S $

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006



Últimos descubrimientos y

confirmaciones

Los descubrimientos de nuevas reservas han

originado proyectos importantes para el país.



Descubrimiento comercial de petroleocrudo en el Lote 67 - Barret

Estudio de Impacto Ambiental para elDesarrollo del Lote.

Extensa campaña de adquisiciónsísmica 3D para la locación másventajosa para la perforación.

Construcción de baterías deextracción de 100 MBPD de crudo

pesado. Construcción de facilidades para el

mejoramiento del petróleo pesado(upgrading).

Construcción de 400 Km. deoleoducto de 16‘’ para transportarpetróleo desde el lote 67 hasta laestación N° 5 del Oleoducto

Norperuano.

Inicio de producción: 2010estimándose llegar a una producciónpico de 100 mil barriles diarios.

Inversión: aprox. US$ 1600 Millones



Lote 39 - REPSOL

De confirmarse las reservas de Hidrocarburos se necesitará laconstrucción de facilidades para la produción del lote: perforaciónde pozos de desarrollo, oleoductos, estaciones de bombeo,facilidades de mejoramiento de crudo, etc.

Pozos perforados: Delfin 2X, Raya 3X Descubrieron crudo pesado enel año 2005



Lote Z-1 - BPZ Energy

Perforación de pozos de desarrollo.

Construcción de gaseoducto hasta la Costa en Zorritos.

Construcción de Planta de Generación Eléctrica (160 MW) conGas Natural.

Posterior construcción de gaseoducto desde Zorritos hastaEcuador, de confirmarse reservas suficientes.



Lote Z-2B - Petrotech

Perforación de pozos Campo San Pedro producción promedio3746 BPD de crudo liviano que ya se envía a la Refinería deTalara.

Construcción de ducto en proyecto.



Inversiones en Exploración / Explotación deHidrocarburos (2000 – 2006)

0

100

200

300

400

500

600

M i l l o n e

s d e U S $

Exploración 12 31 31 12 43 96 136

Explotación 113 166 352 347 233 254 552

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Las inversiones en las actividades de exploración petrolera estuvieron deprimidas hasta el año 2003. A partir del año2004 como resultado de los nuevos contratos suscritos, las inversiones se han visto incrementadas llegando hasta 688MMUS$ en el año 2006; año en el que se suscribieron 16 nuevos contratos petroleros (totalizando 43 en exploración

y 18 en explotación).



Estimado de Inversiones en el Subsector Hidrocarburos

0

200

400

600

800

1000

1200

M M U S

$

Inv. Refinación Transporte y

Comercialización

681 494 380 217

Inv. En exploración y Prod.

de Petróleo y Gas Natural

340 1209 1080 128

2007 2008 2009 2010

Inversiones en Refinación, Transporte y Comercialización

Incluye:

Modernización Petroperú

Ampliación Refinería Pampilla

Ampliación planta de fraccionamiento en Pisco

Grifos y Estaciones de Servicio (Incluye CombustiblesLíquidos, GLP y GNV)

Plantas Envasadoras de GLP

Plantas de GLP Planta de LNG

Gasoducto Proyecto de Exportación

Sistema de Distribución GN

Distribución de Gas Sierra Central

Distribución de Gas Ica

Construcción Planta Separación Líquidos (Tumbes

Otros (Incluye Bocombustibles, Micro licuefacción ygasoductos virtuales)



0,0%

4,6%

69,4%

19,6%

6,4%

0 100 200 300 400

Gas Natural

+LGN

Hidroenergía

Petróleo

Carbón Mineral

Uranio

58,4 %

3,4 %

6,6 %

8,5 %

23,1 %

0 5 10 15 20

Gas Natural

+LGN

Hidroenergía

Petróleo

Carbón Mineral

Uranio

Reservas Probadas (millones

de TJ)

Uso Comercial de Energía

(miles de TJ/año)

Matriz Energética 2003

TJ: Terajoule (2003)

Total : 530 x 103 TJTotal : 25,8 x106 TJ

Antes de Camisea

(TJ) (TJ)

(Local + Import.)

(Local + Import.)



21,7%

13,4%

60,1%

4,8%

0,0%

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Gas Natural+LGN

Hidroenergía

Petróleo

Carbón Mineral

Uranio

5,6%

3,4%

8,6%

23,1%

59,3%

0 5 10 15 20

Gas Natural+LGN

Hidroenergía

Petróleo

Carbón Mineral

Uranio

Matriz Energética 2005

Total: 25,9 x106 TJ Total 602 x 103 TJ

Reservas Probadas (millones

de TJ)

Uso Comercial de Energía

(miles de TJ/año)

TJ: Terajoule (2005) Después de Camisea

(TJ) (TJ)

(Local + Import.)

(Local + Import.)



Cambio de la Matriz Energética:

Objetivos Modificar la actual matriz energética del Perú mediante el

desarrollo de las fuentes primarias disponibles en el país.

La idea es: consumir lo que tenemos en abundancia (gas

natural) y dejar de consumir lo que el país no produce eimporta (principalmente diesel).

Promover el desarrollo de las fuentes renovables de energía:

hidroenergía, energía geotermica, eólica, solar ybiocombustibles.



Situación Actual

27%

17%

56%

Petróleo

Gas Natural +LGN

EnergíasRenovables

34%

33%33%

Objetivo

• Hidroenergía

• Biocombustibles

• Energía no Convencionales

69%24%

7%

Antes de Camisea

Cambio de la Matriz Energética:Gas pasa de 7 a 34%, Petróleo baja de 69 a 33%.



Demanda promedio Total deHidrocarburos en el año 2006

Producto MBPD %

Diesel 2 60 35

Gas Natural (*) 29 17

GLP 24 14

Residuales 20 12

Gasolinas 20 12

Turbo 9 6

Otros 4 3

Kerosene 2 1

Total 168 100

(*) Expresado en miles de barriles equivalentes depetróleo por día

Diesel 2

35%

Residuales

12%

Gasolinas

12%

Kerosene

1%

Otros

3%

Turbo

6%

GLP

14%

Gas Natural

17%



El gas natural ya forma parte importante del

consumo de combustibles en el mercado

nacional

La prioridad en el uso de las reservas de Gas

Natural en el país ha sido, es y seguirá

siendo la satisfacción del mercado interno.



La historia de Camisea - El Lote 88

• Fue descubierto por Shell, pero se retiró en 1998(después de invertir más de US$ 400 millones) porcontroversias con el gobierno.

• En el 2000, el consorcio Camisea (Pluspetrol, Hunt Oil y

SK de Corea) ganó la licitación para el Lote 88).• El gas llegó a la costa en el 2004, después de atravesar

700 Km de selva y sierra andina.• El Lote 88 se reservó para el mercado interno.•

El precio del gas, en boca de pozo, para las centraleseléctricas es US$ 1 dólar por millón de BTU y US$1.80/millón de BTU para los industriales, residenciales yGNV.



Gas Natural en el Sector Eléctrico

En el sector eléctrico, el gas natural desplazó al Diesel. Alrededor del 20 % de la electricidad ya se genera con gas natural,

lo cual ha permitido mantener tarifas eléctricas bajas. Hay 5centrales eléctricas con gas natural: Santa Rosa, Ventanilla y Chilcaen Lima, Malacas en Talara y Aguaytía en Ucayali.

La Central de Ventanilla ha pasado de ser de ciclo simple a ciclocombinado con una potencia de 492 MW mejorando la eficiencia enla generación de energía.

El 11 de diciembre de 2006 se inauguró la nueva central

termoeléctrica de 170 MW de Enersur, ubicada en Chilca, y el 24 de julio de 2007 iniciará sus operaciones la central termoeléctricaKallpa de Globeleq (170 MW).



hidro

85.7%

Comb.

Líquidos

4.2%

Carbón

4.2%

Gas

Natural

5.9%

Hidro

73.2%

Carbón

3.1%

C.

Líquidos

1.3%

Gas

Natural

22.4%

Fuente: COES - DGE

MAYO 2007

GENERACIÓN DE ENERGÍAELÉCTRICA POR TIPO DEFUENTE

PROMEDIO 2003



Masificación del Gas Natural(sólo Camisea)

SECTORNÚMERO DE

CONSUMIDORES

Industrial 260

Residencial y Comercial 6 181

Eléctrico 4

Vehicular (*) (*) 12 000

Total 18 445(*) 10 Gasocentros de GNV +

02 Gasocentros autorizados para pruebas



Lote 56 Proyecto deExportación

(Perú LNG)

2,85

8,35

6,60

4,20

Lote 88

Reservas y Demanda de Gas Natural (TCF)

Demanda Local

(20 Años)Escenario

Térmico

Total11,93 TCF

Total10,8 TCF

0,73 Otras Áreas

Eléctrico: 3,8

Industria : 2,5

Residencial: 0,1

Vehicular: 0,2

Reservas Demanda



Potencial de gas en zonas aledañas a Camisea

Fuente: DGH

UBICACIÓN ANIVEL PAIS

CUSCO



Beneficios a Futuro

1. Consumir las elevadas reservas de gas natural que elpaís dispone en reemplazo de los combustiblestradicionales.

2. Disminuir el deficit de la balanza comercial al dejar de

importar productos sustituibles por el Gas Natural.3. Promover el crecimiento económico del país.

4. Generar ingresos para el Estado y para las Regionesbeneficiadas por el CANON y el FOCAM.



Oportunidades de negocio conmedianas y pequeñas inversiones

Estaciones de Servicio – GNV.

Conversión de autobuses, camiones y automóviles a GNV.

Servicios de Instalaciones Internas en los sectores: Industrial,

Comercial y Residencial. Servicio de Mantenimiento de instalaciones.

Transformación de equipos industriales al gas natural.

Comercializacion de gasodomesticos, materiales y equipos.

Reparación de Gasodomesticos: Calentadores de Agua, Hornos yestufas, secadoras de ropa.



Oportunidades de negociocon grandes inversiones

Proyectos relacionados con el procesamiento de gas natural:

Proyecto de Licuefacción de Gas Natural.

Proyecto de Fabricación de Fertilizantes Amoniaco, Urea,

Nitrato de Amonio.Proyecto de Fabricación de Metanol.

Proyecto Gas a Líquidos.

Proyectos de instalación de plantas criogénicas.

Fabricación de explosivos

Fabricación de Hierro Esponja



Ductos Virtuales y Gas Natural Licuefactado

• Permiten utilizar Gas Natural donde todavía no existen gasoductos.

• Se utiliza medios de transporte vehicular para trasladar el GasNatural a los lugares de consumo.

• Utiliza un sistema de compresión en el lugar de carga y

descompresión en el lugar de consumo.

• Una planta de licuefacción reducel el volumen del Gas Natural en600 veces pasándolo a estado líquido.

• La empresa Neogas está interesada en realizar proyectos de ductos

virtuales.• La empresa Irradia ha presentado un proyecto para desarrollar el

GNL y la empresa Pluspetrol ha planeado instalar una planta piloto.

Tecnologías de punta



Chip Inteligente GNV

• Se ha implementado un sistema de control inteligente para las operacionesde carga de GNV a los vehículos.

• El sistema permite que sólo los vehículos que han pasado por un taller deconversión autorizado puedan ser abastecidos de GNV.

También permite controlar una serie de información, como los pagos de

amortización por la conversión.

Chip Inteligente GLP

• Se está proyectando implementar sistemas inteligentes de control para el

abastecimiento de GLP de Uso Automotor.• Se espera mejorar las condiciones de seguridad en las instalaciones de

abastecimiento (sólo Gasocentros) y en los vehículos.

• Permitirá formalizar los talleres de conversión.

Tecnologías de punta



Exportación de Gas Natural – Lote 56

1. Explotación del Lote.

• Perforación de Pozos

• Expansiones de las plantas en Malvinas y Pisco.

2. Expansión del Gasoducto.

• Ducto de 400 kms (34”) desde el final del actual segmento de

selva hasta la Planta de LNG.

• El gasoducto sólo necesita expandirse en la sierra y la costa.

3. Construcción de la Planta de LNG.

• A cargo de PERU LNG en Pampa Melchorita.

• Capacidad de la planta 625 mmpcd.

C d d V l d l P t LNG D d l



Reference Price/ US Market

LNG

Transporte:

$US 650 MM

Regasificación$US 500 MM

Liquefacción:

$US 1,100 MM

Expasión delGaseoducto:$US 500 MM

Desarrollo del Lote 56:$US 550 MM

Cadena de Valor del Proyecto LNG - Desde elCampo hasta el mercado Final

Inversión en el pais: 2 150 MM US$Inversión fuera: 1 150 MM US$

TOTAL: 3 300 MM US$



Beneficios para el Perú al Exportar LNG1. Puestos de Trabajo

Creación más de 35 000 nuevos empleos (directos e indirectos) durante la fasede construcción del proyecto y 200 empleos en la etapa de operación.

2. Incentivos para Explorar

Exportación crea más incentivos para exploración y por ello más inversiones.

Posibles descubrimientos adicionales con mercado de exportación (lotes

aledaños lotes 57, 58, 90, 108, etc).

3. Ingresos adicionales al Fisco

Regalías; se estima que serán del orden de los 3 900 MM US $.

Impuesto a la Renta 3 000 MM US $



Biocombustibles• Normatividad Vigente

Ley N° 28054, Ley de Promoción del Mercado de Biocombustibles. D.S. N° 013-2005 EM Reglamento de la Ley de Promoción del Mercado

de Biocombustibles.

D.S. Nº 021-2007-EM Reglamento de Comercialización deBiocombustibles.

•

Organismos Competentes:

Autorización para lacomercialización deBiocombustibles y susmezclas con gasolinas y elDiesel 2

Autorización para lainstalación yfuncionamiento de lasplantas productoras deBiocombustibles

Supervisión yFiscalización

MEMDGH

MINAG Promueve el desarrollo delas áreas disponibles conaptitud agrícola para laproducción deBiocombustibles

http://www.portalagrario.gob.pe/index.php



Reglamento para la Comercialización deBiocombustibles

•

Biodiesel B100 y Diesel B20 pueden comercializarse por los DistribuidoresMayoristas a los Consumidores Directos autorizados por la DGH para adquirirestos productos.

• Obligatoriedad en los Porcentajes de Mezcla – Alcohol Carburante (Etanol Anhidro desnaturalizado) en las gasolinas

7,8% a partir del 2010 el Gasohol será de usoobligatorio en todo el país.

– Biodiesel en el Diesel

2% a partir del año 2009

5% a partir del año 2011 en reemplazo del B2 en eldiesel.

• Norma Técnica de Biocombustibles: Instalación del Subcomité de NormasTécnicas – INDECOPI.



ExploraciónProducción

Refinación yProcesamiento

Transporte Marítimo,Terrestre y Fluvial

Oleoductos,Gasoductos y

Poliductos

Ventaminorista

DistribuciónMayorista ,

PlantasEnvasadoras

Dinamización de lasOperaciones en Toda la Cadena

de Hidrocarburos



Ferrocarril Andino S.A. realizó pruebas de funcionamiento de la locomotora Nº 1004 utilizando el sistema

de combustible dual diesel – gas natural con buenos resultados llegando hasta los 4300 msnm .



INTEGRACIÓN ENERGÉTICAREGIONAL



Integración Energética Regional

• Proyecto de Estudio de Factibilidad de InterconexiónEléctrica con Bolivia, Colombia, Chile y Ecuador(PNUD), aprobado en noviembre de 2007 en Chile

• Carta de Intenciones de Interconexión Eléctrica conBolivia (Decisión 536 de la CAN), suscrita en diciembrede 2006. Ya se conformó el Grupo de Trabajorespectivo

• Interconexión eléctrica existente con Ecuador desde el2005 (LT 220 kV-100 MW)

• Primera Reunión de Trabajo Ad-Hoc sobre IntegraciónEnergética Perú-Brasil

Potencial Hidroeléctrico para la exportación de



Nº NOMBRE

UBICACIÓN POTENCIA

LAT. SUR LONG. OESTE (MW)1 Pongo de Manseriche 4º 27' 49'' 77º 32' 16'' 7550

2 Cumba 4 6º 04' 08'' 78º 32' 42'' 825

3 Chadin 2 6º 25' 26'' 78º 13' 24'' 600

4 La Balsa 6º 48' 38'' 78º 01' 06'' 915

5 Chaglla 9º 41' 17'' 75º 51' 45'' 444

6 Rentema 5º 20' 78º 30' 1525

7 La Guitarra 12º 16' 74º 43' 220

8 Man 270 12º 02' 74º 41' 286

9 Sumabeni 12º 09' 50'' 74º 04' 13'' 1074

10 Paquitzapango 11º 31' 04'' 74º 04' 30'' 1379

11 Tambo-Pto. Prado 10º 09' 10'' 74º 14' 21'' 620

12 Vizcatán 12º 25' 74º 17' 750

13 Cuquipampa 12º 17' 74º 19' 800

14 Ina 200 15º 12' 72º 18' 1355

15 Urub 320 12º 14' 72º 51' 942

TOTAL 19,285

Potencial Hidroeléctrico para la exportación deelectricidad a Brasil u otros países



C.H RENTEMA

1,525 MW

C.H MANSERICHE

7,550 MW

1,525 MW

C.H INA 200

1,355 MW

C.H URUB 320

942 MW

C.H CUMBA 4

825 MW

C.H CHADIN 2

600 MW

C.H BALSAS

915 MW

C.H TAMBO-P..PRADO.

620 MWC.H

PACHIZAPANGO

1379 MWC.H MAN 270

286 MW

C.H GUITARRA

220 MW

C.H

CUQUIPAMPA

800 MW

C.H VIZCATAN

750 MW

C.H SUMABENI

1074 MW

Potencial Hidroeléctrico para la

Exportación de electricidad

a Brasil u otros países

Potencia : 19 285 MW

Número de Proyectos: 15

De un total técnicamente

aprovechable, de másde 60 000 MW hidráulicos

C.H CHAGLLA

444 MW

Inversiones en Exploración/Explotación de Hidrocarburos (2000



Inversiones en Exploración/Explotación de Hidrocarburos (2000 – 2007)

0100200300400500600700800900

M i l l o n e

s d e U S $

Exploración 12 31 31 12 43 96 107 144Ex lotación 113 166 352 347 233 254 580 820

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007(*)

A partir del 2004, las inversiones han aumentado llegando a 800 MMUS$ en el año2007.



Regalías Cobradas por el Estado

71 6943

66123

140

206234

308

543

672

712

0

100

200

300

400

500

600

700

800

M M U S $

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

(*)(*) Cifra Estimada



GraciasIng Jhonny Valverde Flores

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