Foto: RE
ELECTRICIDAD
Consumo eléctricO subió 3.8 %.potencia bajó - 1.4 % CNDC HABLA DE PRECIOS En el estudio de precios de nodo para el periodo de mayo a octubre de este año, se incrementó la potencia de 5.360 $us/kW-mes a 7.187 P. 8 $us/kW-mes.
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ISSN 2070-9218
Distribución Gratuita Nº 17 16 al 31 de Agosto 2009 Petróleo & Gas I Electricidad I Energías Alternativas I Medio Ambiente I Desarrollo Limpio I Agua I RSE Foto: YPFB
INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE
COTIZACIÓN DEL PETRÓLEO | AGOSTO 09
Foto: Bolinter
DESTACADO
PETRÓLEO & GAS
Recuperar confianza entre países es desafío para la integración
En un escenario energético complejo en el cono sur, dónde productores y mercados sufren desencuentros, Medinaceli, de OLADE cree que el avance en P. 14 la integración es tenue. ENERGÍAS ALTERNATIVAS
Gobierno prioriza cobertura eléctriCa antes que nuevas fuentes alternativas
La producción de energías alternativas a gran escala en el país todavía requiere de mucho análisis y sobre todo recursos económicos subvencionados P. 6-7 por el Estado.
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exploración en el chaco es prioridad para ypfb en 2009
Con el anuncio de inversiones cercanas a los 500 millones de dólares, la estatal petrolera anuncia operaciones en Camiri que podrían cambiar el mapa hidrocarburífero boliviano. Hay acuerdos políticos y expectativa nacional.
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l potencial de Sararenda y Carohuaicho podría equipararse a los megacampos del sur, según los estudios de YPFB Andina, por lo que la estatal apuesta en grande por los prospectos exploratorios en un momento en que hay grandes expectativas sobre
el futuro hidrocarburífero del país frente a los mercados externos tradicionales, el incremento de las importaciones de combustibles y la baja inversión. El Chaco boliviano podría darle nuevas satisfacciones al país, pero hay que trabajar en la exportación
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Camiri
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Licitarán Reservas
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Bloque Azero
Petroazero SAM
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Integración Energética
Consumo Eléctrico
LO ÚLTIMO
EDITORIAL
Bolivia ENTRA AL DEBATE para sustituir Protocolo de Kyoto
Se quedaron todos y vienen nuevos
Bolivia formó parte de la discusión llevada a cabo en la primera quincena de este mes en Bonn (Alemania), como parte de una serie de encuentros llevados a cabo por la Organización de las Naciones Unidas (ONU) para negociar el tratado global que sustituirá al Protocolo de Kyoto, que expira en 2012. Antes de que el nuevo convenio sea sometido a aprobación en Copenhaguen en diciembre, las negociaciones continuarán en Bangkok, Tailandia en septiembre y en Barcelona, España en noviembre. “Las organizaciones indígenas deben incluir áreas focales de cambio climático y deforestación evitada. Los mecanismos de consulta deben vincular a organizaciones locales e internacionales, y los beneficios de la Reducción de las Emisiones por Deforestación y Degradación (REDD) deben llegar directamente a nuestros pueblos”, expuso en Bonn Jaime González de la Confederación de Pueblos Indígenas de Bolivia. Si no hay avances durante las reuniones de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (CMNUCC), será mucho más difícil obtener resultados satisfactorios y asumir compromisos financieros durante las próximas reuniones de alto nivel político en la Asamblea General de las Naciones Unidas y la Cumbre G20 en EE.UU. en septiembre, expresó WWF, organización mundial de conservación. ▲
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asi todas las empresas petroleras que operaban en Bolivia antes de la nacionalización de 2006 siguen en el país y a ellas se suman otras que anunciaron su llegada o se encuentran abriendo maletas. Está claro que las inversiones bajaron considerablemente en los últimos 5 años, sólo en 2008 fueron de menos de $US 400 MM, pero también es evidente que prácticamente ninguna de las empresas -salvo un par ligadas a transporte y una operadora- se fue del país por causa de la “inseguridad jurídica” alegada por algunos analistas que han sido parte de procesos políticos anteriores al actual. La firma de los nuevos contratos, la renuncia a arbitrajes internacionales y la adecuación a la tutela estatal en toda la cadena de los hidrocarburos, parece no haber sido tan traumática como algunos quisieron hacernos creer. Un solo vistazo a las principales operaciones petroleras en el país nos permite ver que las mismas compañías siguen operando con normalidad, a pesar de las rebajas y recortes presupuestarios evidentes. Todas llegaron finalmente a puntos de coincidencia y equilibrio con el Estado y se quedaron según las condiciones impuestas por la ley. El momento de reclamar pasó y a pesar de
DIRECTOR : MIGUEL ZABALA mzabala@reporteenergia.com
que los procesos burocráticos son lentos, hoy las empresas manifiestan haber llegado a “la luz al final del túnel”, después de varios años de intentar establecer con claridad los límites del Estado a través de YPFB y los entes llamados por ley y el papel de las empresas/inversionistas en este escenario altamente politizado. Ahora bien, no sólo que las empresas como Petrobras de Brasil, Repsol de España, BG del Reino Unido, Pluspetrol y Tecpetrol de Argentina y otras de no menor tamaño, no se fueron, sino que a pesar de los discursos agoreros, la situación del país irónicamente se volvió atractiva para otros actores. Gazprom de Rusia, PDVSA de Venezuela, Jindal de la India, NIOC de Irán y otras están poniendo los ojos e inversión en el potencial gasífero del país y a pesar de quejarse por la pesada burocracia estatal o los vacíos regulatorios, aún hacen fila por su turno y el país empieza moverse. Si miramos hacia afuera, Ecuador y Venezuela no están mejor en términos de relación Estado-empresas. El primero enfrenta un arbitraje internacional luego de conflictos añejos entre una petrolera americana y el Estado y en el segundo caso, la ola estatizadora toma operadoras y hasta empresas de servicios, lo cual no
ha ocurrido aquí. En este escenario, las empresas y el Estado se reúnen en un evento importante convocado por la CBH estos días en Santa Cruz, a fin de hacer el ejercicio de compartir experiencias exitosas y alimentar el conocimiento del sector desde la óptica de las empresas petroleras estatales (NOC’s) y la interacción con las privadas. Casos como el de Perú, Colombia o Trinidad Tobago serán expuestos junto a los de Cuba, Argentina o Brasil y será fundamental la palabra del principal gestor de la cadena hidrocarburífera boliviana YPFB, entre otros. Como vemos, la “recuperación” de la industria de los hidrocarburos fue en contramarcha al proceso anterior de liberalización complicando legalmente a las empresas que invirtieron con ciertas reglas de juego, pero que finalmente decidieron continuar en el país, reduciendo su inversión, pero buscando la forma de seguir haciendo negocios. Las que llegan saben a qué atenerse y anuncian inversiones. Lo que todos esperamos es que “la luz al final del túnel” anunciada por las empresas de cómo resultado el crecimiento de las reservas, la producción y sobre todo devuelva la credibilidad a los mercados. ▲
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La principal ventaja para la implementación de este tipo de proyectos es la generación de energía limpia, además de utilizar un recurso renovable disponible en los tejados de las residencias
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Roberto Zilles, de IEE – USP de Brasil, promotor de isofotones Foto: Reporte Energía
ENERGÍAS ALTERNATIVAS
Fotos: Reporte Energía
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Paneles de isofotones son instalados en áreas rurales.
Un taller internacional reunió a expertos en energía solar para el desarrollo. El gobierno envió a Rosalio Tinta (primero de la izq.)
DIRECTOR DE ENERGÍAS ALTERNATIVAS
Gobierno prioriza cobertura eléctrica antes que nuevas fuentes alternativas
Aunque el gobierno manifiesta comprender su importancia y apoyo a este tipo de iniciativas, deja claro que una producción de energías alternativas a gran escala en el país todavía requiere de mucho análisis y sobre todo recursos económicos porque demandan aún una importante subvención del Estado. La prioridad hoy es ampliar la cobertura eléctrica tradicional. TEXTO: Nancy Castro Z.
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as energías alternativas en Bolivia tendrán que recorrer un largo camino antes de alcanzar un desarrollo a gran escala que le permita alimentar a la red eléctrica del país (Sistema Integrado Nacional), ya que actualmente la prioridad del gobierno está centrada en la cobertura eléctrica antes que en las nuevas fuentes renovables. “Hoy por hoy, la prioridad del gobierno es la cobertura porque no se debe olvidar que hay gente en el campo que no tiene energía eléctrica”, dijo a RE Rosalio Tinta, director de Energías Alternativas, entidad creada de manera reciente como contraparte de cuatro programas nacionales en el área y dependiente del Viceministerio de Energía. El primero y con el cual el gobierno ha tratado de llevar cobertura al país, después
de las redes eléctricas, es el sistema fotovoltaico. Aunque a la fecha se tenía previsto instalar alrededor de 15 mil paneles solares (isofotones), el plan no pudo ejecutarse por diversos factores, especialmente logísticos y de personal, por lo que sólo se instalaron 6.500 unidades. Sin embargo, se tienen conversaciones con el Banco Mundial para el financiamiento y continuidad de las instalaciones de los sistemas fotovoltaicos en las áreas donde no llega la red. Para Miguel Fernández, gerente de la ONG Energética, una de las principales entidades dedicadas a incrementar la penetración de esta fuente energética, los sistemas fotovoltaicos han alcanzado un grado de madurez más alto que el resto de las energías renovables con excepción de las hidroeléctricas de mediano tamaño, una tecnología confiable sobre todo para la electrificación rural descentralizada.
Actualmente, se trabaja en el proceso de información y formación de técnicos, esto para asegurar que indistintamente del mecanismo de financiamiento ya sea subsidio, crédito o tarifa, se pueda asegurar la calidad y sostenibilidad de la tecnología. En el segundo programa del gobierno, están las micro centrales de generación hidroeléctrica, que se han ido desarrollando en los lugares donde existen recursos hídricos. Este programa que cuenta con el apoyo de la agencia alemana KFW, también ha pasado a formar parte de la cartera de proyectos que podría impulsar la Dirección de Energías Alternativas, según lo aseguró Rosalio Tinta. Los restantes dos programas, referidos a generación eólica y biomasa, aún no han sido abordados por la nueva Dirección, aunque se han producido acercamientos con universidades para conocer las potencialidades y posibilidades de implementar estos
sistemas en el país.
Generación de energías alternativas requiere normativa A propósito del primer enlace de electricidad solar a la red en el Valle, realizado por Energética con un panel solar instalado en la SIB-Cochabamba, Rosalio Tinta indica que aunque la experiencia es importante otra cosa sería alcanzar una producción a gran escala cuya inversión en sistemas fotovoltaicos se tardaría en recuperar entre 80 a 100 años. En ese sentido, cualquier alternativa debe ser analizada desde todo punto de vista normativo y técnico; es decir, se debe generar un marco legal que disponga las reglas para el funcionamiento de este tipo de sistemas considerando tarifas eléctricas, en franjas horarias predeterminadas. Sin embargo, siguiendo el mandato de
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COBERTURA EXCLUSIVA DE REPORTE ENERGÍA (RE) la nueva Constitución Política del Estado que sostiene el acceso a la electricidad como un derecho, la Dirección de Energías Alternativas realizará los esfuerzos necesarios para promover el sistema fotovoltaico pero sobre todo marcar un ritmo de cobertura en las poblaciones rurales, en base a las redes existentes. El funcionario de gobierno, ratifica, finalmente que aproximadamente 2 millones de personas todavía no cuenta con energía eléctrica por lo que el primer objetivo es la cobertura y recién en una segunda etapa se pensará en inyectar energía a la red con los sistemas fotovoltaicos.
Ventaja y desventaja de la diversificación de fuentes La principal ventaja para la implementación de este tipo de proyectos es la generación de energía limpia, además de utilizar un recurso renovable disponible en los tejados de las residencias que permiten ahorrar recursos primarios como hidrocarburos e incluso agua, apunta Roberto Zilles del Instituto de Electrónica y Energía de (IEE de la Universidad de Sao Paulo - USP) de Brasil. La desventaja es el alto costo de la energía, se trataría de un costo tres veces mayor a la tarifa eléctrica. Para mencionar algunas cifras, por ejemplo, en Brasil se
produce un megavatio a un costo de 300 a 400 dólares. Sin embargo, países como Alemania, España o Japón están bajando precios con mecanismos de incentivos que permitan de manera gradual su integración, creando capacitación y el desarrollo de la industria para estos sistemas. En la región, se ha ido consolidando un grupo de países interesados en la actividad motivados por el Programa Iberoamericano de Ciencia y Tecnología para el Desarrollo (CYTED), “pese a que el financiamiento que pone en la mesa es escaso y sólo da para talleres, seminarios y eventos de esta naturaleza”, señala David Pérez, director de CYTED, con sede en La Habana. Sin embargo, resalta que como efectos colaterales han surgido multitud de proyectos financiados por otras entidades. El más reciente y exitoso fue un proyecto de ecoturismo en el área del Salar de Uyuni, reserva Eduardo Abaroa, donde la ONG Energética en colaboración con la ONG española Ingeniería sin Fronteras y el financiamiento de la Comunidad de Madrid, pusieron en marcha 75 sistemas fotovoltaicos para albergues ecoturísticos. Esto supuso una enorme ventaja para las comunidades locales, principalmente en ahorros de combustible, permitiendo proveer servicios de iluminación a los usuarios locales. ▲
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Desarrollo de tecnología boliviana En el común de la población poco se conoce de la capacidad y tecnología boliviana fotovoltaica, que es demandada desde México hasta Chile, con excepción de Brasil y Argentina. Estos componentes y equipos son fabricados en el país por la empresa PHOCOS Latin America cuyas fábricas se encuentran en Cochabamba, principalmente lámparas de 12 voltios y reguladores electrónicos. En el caso de baterías para uso solar, está Toyo Solar, de la empresa Batebol de Santa Cruz, también con presencia importante en los proyectos fotovoltaicos de Sudamérica. Según los conocedores, la industria boliviana ha desplazado a marcas tradicionales de Europa y Estados Unidos sin mayores problemas, debido a su buena calidad. “No tenemos que ir al primer mundo a comprar tecnología cuando existen desarrollos propios en nuestra región, lo que pasa es que no nos conocemos unos a otros”, manifiesta Miguel Ángel Egido del Instituto de Energía Solar de la Universidad Politécnica de Madrid (IES – UPM). Por ello, el CYTED impulsa el intercambio de información, experiencia y tecnología entre países Iberoamericanos
orientado al desarrollo socioeconómico de la región. En el caso específico de Bolivia, se busca potenciar a las empresas en el tema Litio (elementos principal en la fabricación de baterías electrónicas) tomando en cuenta los recientes yacimientos descubiertos. El CYTED organiza encuentros entre empresas y expertos para potenciar las capacidades de Bolivia y afrontar este reto que puede ser un gran aporte desde el punto de vista económico por la demanda actual de litio que existe en otros países para la fabricación de baterías, vehículos y otros. “Se espera que en el futuro la demanda de litio crezca más, por eso venimos a ayudar para que haya un desarrollo en esta temática”, señala Miguel Ángel Egido a tiempo de resaltar que no sólo la energía fotovoltaica, sino también otras energías renovables, pueden contribuir a reducir el consumo de energía fósil y darle otros usos. Por ejemplo, sería más provechoso exportar el gas que quemarlo para generar electricidad porque en Bolivia el gas para generar energía es barato, si algo se puede hacer todavía por la energía fósil es extender su vida útil, comenta Egido.
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El Programa de Eficiencia Energética influyó en la disminución de la demanda de potencia
“ Foto: Ministerio de Hidrocarbros
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Arturo Iporre, presidente a.i.del CNDC
DATOS 2009 DEL SECTOR ELÉCTRICO EN EL PAÍS
Se logró economizar entre 70 y 80 MW gracias al Programa de Eficiencia Energética. El consumo de energía creció de 4,686 GWh el 2007 a 5,138 GWh en 2008, o sea 9.6 por ciento. La potencia tuvo un estancamiento, de 895 MW en 2007 a 899 MW en 2008, o sea un 0.4 % Como parte de las nuevas instalaciones están las líneas de transmisión Caranavi - Trinidad (2010) y Tarija - Puntuma (2011). La termoeléctrica Entre Ríos operará desde noviembre del 2009.
El ministro de Hidrocarburos, Oscar Coca (izq), y el presidente del CNDC, Arturo Iporre inauguraron las oficinas del ente planificador eléctrico. TEXTO: FRANCO GARCÍA S.
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a demanda de energía eléctrica en el país en el primer semestre del 2009 fue de 2,640 GWh superior en un 3.8 por ciento al periodo similar el año pasado cuando se registró 2,543 GWh; mientras que la potencia máxima coincidental experimentó un decrecimiento desde 897 MW en la primera mitad del 2008 a 884 MW en esta gestión, es decir, un -1.4 por ciento, según el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC). ¿Cómo se interpreta entonces la ampliación de la demanda de electricidad sin que haya aumentado la potencia?, la respuesta radica en que está en marcha el Programa Gubernamental de Eficiencia Energética que sustituye luminarias incandescentes por las de alta eficiencia, modificando el consumo que influye en las horas de punta, lográndose economizar unos 70 a 80 MW, explica el presidente a.i. del CNDC, Arturo Iporre. Adicionalmente, se tiene la influencia de la disminución del precio de los minerales que ocasionó la merma del requerimiento eléctrico del sector minero, indica.
CNDC
Consumo eléctricO subió 3.8 % y la potencia bajó en - 1.4 % En el estudio de precios de nodo para el periodo de mayo a octubre de este año, se incrementó el de la potencia de 5.360 $us/kW-mes a 7.187 $us/kW-mes. Ello se debe a que la base de cálculo está ligada a la variación del precio por turbina a nivel internacional. La mayor demanda de electricidad no es de ahora, puesto que el consumo de energía creció de 4,686 GWh el 2007 a 5,138 GWh en 2008, o sea 9.6 por ciento, mientras que la potencia tuvo un estancamiento, de 895 MW en 2007 a 899 MW en 2008, o sea un 0.4 por ciento, que demuestra también la influencia del Programa de Eficiencia Energética durante el año pasado, ratifica el CNDC. Por otro lado, en el estudio de precios de nodo para el periodo de mayo a octubre de este año, se incrementó el de la potencia de 5.360 $us/kW-mes a 7.187 $us/kW-mes. A nivel de generación, para los siguientes períodos, tanto en el precio básico de la potencia, como en el de energía no se tiene previsto
incrementos en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). El incremento del precio de la potencia, es parte de la metodología de cálculo en base a una publicación especializada que da los precios de turbina en el mercado internacional, por lo que si sube o baja repercute en el país. La diferencia es cargada a un Fondo de Estabilización que actúa como un colchón financiero para las generadoras.
Expansión del Sistema Entre los ingresos previstos para el presente año en el plan de expansión del Sistema Interconectado Nacional están el Repotenciamiento de la turbina a vapor de
BALANCE DE POTENCIA MENSUAL (MW) 30/01/2009 FECHA HORA hrs. 220:15 Capacidad Bruta 1133.01 Mantenimientos 95.12 Limitación de potencia 7.12 Demanda nivel Generación 894.42 Demanda nivel Retiros 858.65 Reserva Rotante Existente 99.44 Reserva Parada 27.59 Generación no asignada 38.37 Reserva Total 165.39 Inyecciones SMEC 868.59 Reserva Real (%) 10.0 Fuente: CNDC
18/02/2009 hrs. 220:15 1137.82 132.87 11.50 899.37 863.25 103.73 0.00 22.53 126.26 874.69 10.0
31/03/2009 hrs. 220:15 1145.17 180.41 19.08 903.00 871.03 79.02 0.00 0.00 77.92 881.93 7.4
16/04/2009 hrs. 220:15 1152.86 153.39 11.69 918.20 884.78 98.19 0.00 2.52 100.71 894.58 10.0
22/05/2009 hrs. 220:15 1145.19 127.58 11.75 902.30 867.83 80.01 0.00 54.86 134.87 873.50 10.0
22/06/2009 hrs. 220:15 1146.22 157.56 5.66 881.30 849.36 90.83 0.00 34.25 125.09 860.42 10.0
la empresa Guabirá Energía de 16 MW a 21 MW, mejorando el suministro en Montero (29/05/09). También se sumarán los proyectos comprometidos por la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), que comprende: la puesta en operación comercial de la central de 100 MW de Entre Ríos, iniciando con la primera unidad para noviembre de 2009 y la última unidad en febrero de 2010, que permitirá asegurar el abastecimiento al SIN. Del mismo modo está previsto el ingreso de la línea Caranavi – Trinidad en 115 kV, misma que permitirá el suministro en poblaciones del Beni y su capital Trinidad. A ello se suma la línea de interconexión con Tarija, Punutuma – Tarija en 230 kV, mejorando la calidad de suministro en Tarija y Camargo, al final del año 2010. Sigue el proyecto hidroeléctrico Misicuni con 120 MW de potencia para ingresar el año 2013 y Laguna Colorada con 96.6 MW, para el 2015. Por su lado, la Transportadora de Electricidad (TDE) tiene comprometido el proyecto Sur que consiste en el cambio de transformador en Potosí de 25 MVA a 50 MVA, la elevación de tensión de la línea Punutuma – Telamayu, la línea Telamayu – Atocha y bancos de capacitores en Potosí y Telamayu. Este proyecto que se concluye en el mes de octubre de 2009, mejorará la capacidad y calidad de suministro en el área sur (zona minera). Sin embargo, el CNDC advierte que para suministrar electricidad en forma confiable y segura, es necesario que para los próximos años ingresen más unidades de generación
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Fuente: CNDC
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y refuerzos en transmisión que aún no se encuentran comprometidos por ninguna empresa, pero que el Estado participará a través de ENDE para la implementación de los proyectos necesarios en el sector.
referencias y no se tienen sus requerimientos de electricidad.
Seguridad del servicio
Según Arturo Iporre, en el primer semestre del 2009, los agentes del Mercado Nuevas instalaciones Eléctrico Mayorista respondieron de manera Las nuevas instalaciones que se encuennormal a los criterios de despacho económitran en etapa de construcción corresponden co, manteniendo la seguridad y calidad del al proyecto de la línea Caranavi-Trinidad. Se servicio en niveles habituales, determinados beneficiarán las poblaciones de San Borja, por las condiciones de desempeño mínimo. Yucumo, Moxos y Trinidad en el Beni, con De manera particular, existieron espacios una demanda de potencia de aproximacon déficit de reserva en el sistema, por fadamente 16 MW y un consumo anual de llas no previstas en las unidades del parque aproximadamente 77 GWh para el 2010. de generación y en algunos momentos se Otras instalaciones en proyecto de inrealizó administración de carga. greso al MEM corresponden al proyecto de Los mantenimientos solicitados por los interconexión de Tarija al SIN mediante la agentes se coordinaron con el CNDC para línea Tarija - Punutuma. Serán favorecidas las mantener en todo momento la seguridad poblaciones de Camargo y alrededores y la de suministro, las condiciones de desemciudad de Tarija, a cargo de la empresa Setar, peño mínimo y la normativa vigente, imcon una demanda de potencia de aproxiplementando un programa para permitir la madamente 27 MW y un consumo anual de operación en condiciones confiables y seguaproximadamente 129 GWh para el 2011. ras para el suministro de electricidad. Existen muchos proyectos de nuevas El programa determinado y las condiindustrias, dentro el nuevo escenario planciones económicas de operación no han teado por el Gobierno, como la industria de evitado la ocurrencia de fallas fuera de lo papel en el Chapare, la explotación del litio previsto. Estas condiciones de operación deen Potosí, la Planta Separadora de Líquidos terminaron periodos de riesgo en el sistema, en el Chaco, la Planta de Polímeros en Caen los cuales la reserva disminuyó, se tuvo racollo, y otros de los que se conocen sólo que generar con más agua de la prevista y en algunas situaciones se VENTAS VALORIZADAS EN EL MERCADO MMBs. tuvo que administrar carga.
Generación Inyecciones de Energía 349,321 Inyecciones de Potencia 274,104 Subtotal Ventas de Generadores 623,425 Transmisión Peaje generadores 47,439 Peaje de Consumidores 156,340 Ingreso Tarifario por Energía y Potencia 5,235 Sub Total Ventas de transmisores 209,014 Ttoatal Ventas 832,440 Fuente: CNDC
Rol del CNDC El CNDC cumple las funciones de operar y administrar el Mercado Eléctrico Mayorista y participar en la planificación del sector, cumpliendo la Ley 1604 y sus reglamentos. Debe coordinar con la Autoridad del sector de manera permanente para la aprobación de nuevas reglas, modificación
de las existentes y la solución de problemas, que por sus atribuciones, no pueda resolver. El CNDC participa en la planificación del sector eléctrico. El pasado año fue conformada una Comisión Interinstitucional para este fin, en la que está presente el Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas, habiéndose efectuado un plan de expansión
que será actualizado con el actual escenario legal y político - económico. Además, el CNDC está desarrollando algunas actividades relacionadas con la inclusión de energías renovables al MEM, inserción de consumidores de áreas rurales y pequeños productores. ▲
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Retraso de plantas de separación de gas aleja industrialización
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a anhelada industrialización del gas ha sido retrasada junto con la construcción de las dos plantas de separación de Gas Licuado de Petróleo (GLP) y gasolina natural, la primera para el 2011 a ser construida en Río Grande en el departamento de Santa Cruz y la segunda prevista para el 2012 en la región del Chaco boliviano. En el caso de la planta de Río Grande, el inicio de la construcción fue inaugurada en julio de 2008 por el presidente Evo Morales y de acuerdo al plan inicial debía ser concluida el presente año. Sin embargo, las obras quedaron paralizadas tras el escándalo de corrupción suscitado en Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). El mismo proyecto acordado con la empresa Catler Uniservice, será reactivado en su momento. En lo que respecta a la planta del Chaco, el consorcio Tecna & Asociados ya concluyó los estudios económicos, financieros, ambientales, de ingeniería conceptual y básica preliminares para su construcción y el gobierno debe definir el lugar dónde será instalada. El estudio establece una serie de probables microlocalizaciones para su construcción en la región del Chaco boliviano. La capacidad de ambas plantas separadoras de líquidos estará en función de los volúmenes que se estarían exportando tanto al Brasil como a la Argentina, mencionó José Luís Gutiérrez, vicepresidente de operaciones de YPFB, al mencionar que el energético exportado a estos países contiene combustibles que pueden ser aprovechados al separarlos en plantas de extracción de licuables. Aunque actualmente no se cuenta con el
financiamiento, este se puede conseguir tomando en cuenta que la industria petrolera se mueve con financiamiento externo, apuntó la autoridad. Por otra parte, Carlos Villegas, presidente de YPFB, en declaraciones a la agencia de noticias ABI, confirmó la construcción de las plantas de refinación y su importancia para superar el déficit de producción de GLP y gasolina natural. “Bolivia sigue exportando gas en todos sus componentes, el gobierno garantiza la puesta en marcha de la planta de separación de la planta de Río grande y otra de separación en el Chaco tarijeño, para que dejemos de exportar el gas rico y que éste beneficie al Estado boliviano para ser industrializado”, remarcó, La planta de Río Grande, tendría un costo de alrededor de 86millones de dólares y una capacidad de producción de 260 toneladas diarias de GLP y 450 barriles diarios de gasolina. Según, reflejan los diarios nacionales, el proyecto de la planta del Chaco boliviano, procesaría 988 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) de gas, con una producción diaria de 1.911 toneladas de etano, 1.704 toneladas de GLP y 2.964 toneladas de gasolina natural. El gobierno también anunció que se tiene previsto instalar otras dos plantas pequeñas y ampliar las dos refinerías de propiedad de YPFB (Guillermo Elder Bell de Santa Cruz y Gualberto Villarroel de Cochabamba), en actual funcionamiento para garantizar el abastecimiento interno y la exportación de gas licuado de petróleo y gasolina. ▲
ABB en la línea eléctrica más larga del mundo
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BB, el grupo especialista en tecnologías eléctricas y de automatización, consiguió pedidos por valor de 540 millones de dólares del Grupo Abengoa, para aplicar la tecnología HVDC (alta tensión en corriente continua), a la línea eléctrica de transporte más larga del mundo en Brasil La línea de 2.500 km. unirá dos nuevas centrales hidroeléctricas en el noroeste de Brasil, con Sao Paulo, el mayor centro económico de ese país. Ésta será la segunda línea HVDC a 600 kV de Brasil, que por ser de alta tensión minimiza las pérdidas de transmisión. El proyecto Itaipú, con dos líneas de transporte es el mayor sistema de este tipo actualmente en funcionamiento en el mundo, mismo que fue construido por ABB en 1984, compañía pionera en la tecnología HVDC desde hace más de 50 años. Peter Leupp, Director de la División Power Systems de ABB comentó que “la tecnología HVDC es ideal para el transporte eficiente de la energía renovable que se genera en áreas remotas, como la hidroeléctrica. El proyecto de Itaipú celebra este 2009 sus primeros 25 años de funcionamiento con éxito, y nuestra empresa se enorgullece
de seguir apoyando a Brasil en sus esfuerzos por reforzar la red eléctrica del país”. ABB suministrará dos estaciones convertidoras HVDC de 3.150 MW, y una estación HVDC de paso de 800 MW, para transportar la energía a Sao Paulo y a la red de CA (corriente alterna) del noroeste de Brasil. Está previsto que las estaciones convertidoras, que forman parte del programa de Desarrollo Acelerado del gobierno, se terminen en 2012. Las líneas HVDC tienen menos pérdidas y requieren menos espacio que las tradicionales de CA, y pueden estabilizar las fuentes intermitentes de generación para evitar que alteren el funcionamiento de la red. Por estas razones, es considerada la mejor tecnología para los proyectos de transporte a larga distancia, desde la generación remota a los grandes centros de consumo. ABB es un líder en tecnologías eléctricas y de automatización, que hace posible que las compañías de servicios básicos (electricidad, gas y agua) y las industrias, aumenten su eficiencia, reduciendo el impacto ambiental. El Grupo ABB opera en unos 100 países y emplea a alrededor de 120.000 personas. ▲
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YPFB realizará la exploración del área reservada Carohuaicho, en el sector de Camiri (Santa Cruz)
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Según el acuerdo entre cívicos y el Gobierno Central
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Tras 13 años de inactividad, Camiri vuelve a la actividad hidrocarburífera Después de superar un conflicto político, amenazas de bloqueo y tras negociaciones entre cívicos y el MHE, Camiri, la ex capital petrolera del país, se apresta a recibir una millonaria inversión para exploración en el Chaco. El pozo Sararenda X - 1 a perforarse desde el 2010 tiene un 23 por ciento de posibilidades de ser exitoso, de acuerdo a previsiones de YPFB. TEXTO: franco garcía S.
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os conflictos quedaron atrás y tras un acuerdo entre el Gobierno y la dirigencia cívica de Camiri se viabilizó la exploración en Sararenda (Camiri Profundo) y Carohuaicho, que permitirá asegurar en el primer caso reservas por 1.2 TCF de gas y 34 millones de barriles de condensado, provenientes del reservorio Huamampampa. En el caso del proyecto Sararenda, la exploración y explotación estará a cargo de YPFB Andina, cuyos socios privados invertirán 55 millones de dólares para el pozo X-1. La ejecución del Bloque Camiri Profundo implica la perforación de 5 pozos profundos, para alcanzar la formación Huamampampa, dos de ellos en Campo Guairuy y tres (3) en Campo Camiri; además de la construcción de una planta de procesamiento de la producción, a implementarse en la zona en los próximos cuatro años. A su vez, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) realizará la exploración del área reservada Carohuaicho, en el sector de Camiri (Santa Cruz), y no así YPFB-Andina, según el acuerdo entre el ministro de Hidrocarburos, Óscar Coca, y la dirigencia del Comité Cívico de Camiri. El “área de operación reservada para YPFB” fue identificada por el DS 29130 del 2007. La inversión total anunciada por el titular de YPFB, Carlos Villegas, a concretarse en los próximos cuatro años es de 485 millones de dólares destinada a la perforación de nuevos pozos, plantas y líneas de recolección de petróleo y gas.
tareas inician Este mes Según el presidente de YPFB, Carlos Villegas, la licitación para la construcción del camino y la planchada en Sararenda comenzará este próximo 24 de Agosto en Camiri, mientras que la construcción
Lucha por regalías del 11% inició en Camiri. del camino troncal, planchada del pozo y del campamento, además del camino de acceso, iniciará en Septiembre y se espera concluir a mediados de marzo del 2010. Para el 10 de Abril del 2010 se tiene previsto arrancar la perforación, que estará cargo de una empresa a ser contratada tras una licitación que será dada a conocer en los próximos días por YPFB. Con la puesta en ejecución de este proyecto, que es uno de los mayores anhelos de Camiri, se podría dar pie a uno de los mayores descubrimientos de gas y líquidos explotados en esa zona. Según los estudios geológicos, las posibilidades de encontrar gas y petróleo son alentadoras, dado que se parte de un índice probabilístico de un 23 por ciento, según Villegas. Camiri, la otrora capital petrolera del país, retorna a la actividad hidrocarburífera con el prospecto Sararenda X-1 después de aproximadamente 13 años de inactividad. El acuerdo llega tras un largo periodo de espera en el que se compatibilizaron los estudios geológicos, la licencia medio-
Gran expectativa en la ex- Capital Petrolera por los anuncios de perforación en Sararenda. ambiental y la aprobación final de la Casa Matriz y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía.
Características de la perforación El proyecto consiste en la perforación de un pozo vertical de 4.800 metros de profundidad, tiene como objetivo principal el reservorio Huamampampa (similar a Margarita y Sábalo más al sur). El proyecto cuenta con una red de líneas sísmicas 2D que fueron interpretadas y tiene un sistema petrolero sólido por estar en la zona tradicional de explotación comercial. El tamaño de la potencial reserva abarca los bloques Guairuy y Camiri en una extensión de 40 kms. de longitud por 5 kms. de ancho. Según el tamaño del depósito se ha pronosticado un perfil de producción de 1.2 millones de metros cúbicos por día, alcanzando un máximo de producción estimado en 6 millones de metros cúbicos día (6 MMmcd) de gas. ▲
Sararenda inició en 1923 Los trabajos de prospección geológica en busca de hidrocarburos en el área se iniciaron el año 1923 por la compañía Standard Oil Company, que a la postre condujo al descubrimiento del Campo Camiri en el año 1927. Entre los años 1939 y 1940, YPFB, perforó su primer pozo en el campo Camiri, el CAM-5, que resultó productor. El Campo Guairuy, fue descubierto posteriormente en el año 1947, con la perforación del pozo GRY-X1. En el año 1963 se perforó el pozo CAM-X201 (profundo que fue negativo). Con el pozo GRY-X24, en los 90, se descubre por primera vez hidrocarburos. Los descubrimientos en Bermejo y San Alberto motivan la exploración de reservorios profundos. Los descubrimientos de Itaú, Sábalo, Margarita y los últimos de Tacobo y Huacaya aumentaron el conocimiento de la cuenca subandina. (Fuente: YPFB Andina)
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PFB Corporativo dio a Bolivia los ingresos más grandes registrados en toda la historia de las empresas públicas, más de 5.111 millones de dólares, por concepto de impuestos, regalías, participación, patentes y otras participaciones que se distribuyen entre las Prefecturas, Alcaldías, universidades y el Tesoro General de la Nación (TGN). A tres años, estos son los resultados del Decreto Supremo 28701 que nacionalizó los hidrocarburos y determinó la refundación de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Corporación). Según información de la estatal petrolera, entre 1998 a 2004, con la vigencia de la antigua Ley de Hidrocarburos Nº 1689, los ingresos por hidrocarburos llegaron a sumar 2.140 millones de dólares mientras el proceso de la nacionalización prácticamente duplicó las ganancias del período de la capitalización. Con la Ley Nº 3058 se introdujo la escala impositiva del 32% por concepto de Impuesto a los Hidrocarburos (IDH) y 18% de regalías, sumando un 50% de participación tributaria a favor del Estado. Asimismo, la aplicación de los 43 contratos de operación que el Estado firmó con las empresas petroleras que operan en el país, desde octubre de 2006, genera mayores participaciones adicionales que los contratos de riesgo compartido (joint ventures) pactados
Nacionalización
En tres años, YPFB generó ingresos por $us 5.111 millones en anteriores gestiones. El 2008, YPFB Corporativa captó más de 2.104 millones de dólares, el monto más alto percibido en los últimos 10 años, por la comercialización de hidrocarburos. Por concepto de IDH, regalías y participación al TGN, el Estado recaudó en esta gestión 1.381 millones de dólares, a los cuales se indexan otros impuestos (IUE, IVA, IT, RC-IVA, SURTAX y patentes petroleras) por otros 340 millones de dólares. Por otro lado, los ingresos por los contratos de operación sumaron 382,4 millones de dólares. Los ingresos de 2008 son superiores en 43.4% respecto a los percibidos en 2006 desde que se aplicó por primera vez la nacionalización cuando el Estado llegó a recaudar 1.192 millones de dólares, incluida la participación adicional a la producción de los mega-campos gasíferos entre tanto entraban en vigor los contratos de operación con las empresas operadoras. El gobierno anunció que para el 2009, YPFB Corporación realizará inversiones por 1.048 millones de dólares para dinamizar la
industria petrolera nacional. De igual manera, a través de los contratos de operación y la firma de los acuerdos de entrega, las empresas petroleras movilizarán 625 millones de dólares en tareas de exploración y explotación de
hidrocarburos. Por su parte, la empresa YPFB Petroandina SAM programó para este año una inversión de 89 millones de dólares en el norte petrolero de La Paz. ▲
Fuente: YPFB
TEXTO: nancy castro Z.
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El éxito de una empresa estatal no sólo radica en el desempeño de ella, sino también, en la capacidad de la sociedad para tratar a esta empresa como debe ser tratada
Mauricio Medinaceli, coordinador de hidrocarburos de OLADE
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Recuperar la confianza entre países es el desafío para la integración energética Foto: Archivo
En un escenario energético complejo como el actual en el cono sur, dónde regiones productoras y mercados sufren desencuentros, el analista Mauricio Medinaceli, ex ministro boliviano y actual funcionario de OLADE cree que el avance en la integración energética regional es cada vez menor.
COORDINADOR DE HIDROCARUROS DE OLADE El Economista Sergio Mauricio Medinaceli Monrroy de nacionalidad boliviana, es el actual Coordinador de Hidrocarburos de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). Master en Economía, fue Ministro de Hidrocarburos. Se ha desempeñado en Funciones Directivas y de Asesoría en empresas públicas como privadas y entidades internacionales tales como Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), la Cámara Boliviana de Hidrocarburos, la CAF, el Banco Mundial y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID). Docente Universitario y autor de varios libros, artículos y boletines especializados en el tema energético.
TEXTO: REDACCIÓN CENTRAL ¿Cuál es su visión del panorama energético regional actual? Los elevados precios del petróleo registrados en los últimos años generaron, al menos, tres tipos de impactos: 1) posibilitaron la exploración y explotación de hidrocarburos en regiones antes poco rentables, desde un punto de vista económico – financiero, ello incrementó la inversión en determinadas áreas de interés hidrocarburífero; 2) dieron
industria petrolera? Ej. Modelo venezolano, brasileño y boliviano. En general se observa que ambas partes poseen características inherentes al sector de la energía, sobretodo, al petrolero. La literatura y evidencia empírica, muestran que aquellos ejemplos exitosos se dan cuando la empresa estatal otorga seguridad y confiabilidad en la comercialización de los hidrocarburos y, por su parte, la empresa privada, brinda el capital de riesgo suficiente en las etapas de exploración. Adicionalmente, existen casos donde la presencia de la empresa estatal mejora la distribución del ingreso dentro la economía, dado que no siempre persiguen objetivos económico – financieros. ¿Cuánto se ha avanzado y cuáles son los desafíos para la integración energética regional? En general el avance de los últimos años (2000-2009) es definitivamente menor al observado en la década pasada (1990-1999). Surgen varias hipótesis que intentan explicar este fenómeno, de todos ellos, me gustaría rescatar el conflicto, que tienen los países productores netos de hidrocarburos, entre suministro de mercado interno y los acuerdos de exportación. Esta situación generó que alternativas de suministro fuera de la región, proyectos de Gas Natural Liquidificado, sean ahora una alternativa real y tangible. El desafío es simple, recuperar la confianza entre países productores e importadores de energía. ¿Cómo ve la relación entre países ofertantes y demandantes de petróleo y gas? Bastante menos agresiva que en la década de los noventa, tal como se anotó anteriormente. Pero no por ello, “congelada” aún quedan iniciativas de integración que debieran tomarse en cuenta, definitivamente.
paso a la búsqueda de energías alternativas y, sobretodo, renovables, en este sentido, la corriente mundial sobre este tema también se hace latente en países de América Latina y el Caribe y; 3) en algunos países donde el sector hidrocarburos es importante dentro de la economía nacional, se incrementó la participación estatal en la renta petrolera, ello ocasionó algún desfase en la inversión sobre la exploración y explotación.
¿En el actual escenario Latinoamericano considera que es posible superar la crisis energética? Estimo que sí, dado que el potencial de reservas de energía en la región es mayor a la demanda de este producto. Sin embargo, el desafío es lograr desarrollar estas reservas en un afán de llevarlas al mercado. Brasil disminuyó la importación de gas boliviano y apunta a una autosuficiencia energética.
¿Cuál es su criterio respecto a la sinergia entre las empresas estatales y privadas en la
¿Cómo ve la relación entre ambos países en el mediano plazo?
La presencia del gasoducto de exportación entre estos dos países configuró, ya desde hace muchos años atrás, una relación de suministro estable hasta el año 2019, fecha en la que concluye el actual contrato de exportación. Sin embargo, la extensión de la frontera entre estos dos países, hace que sean socios casi naturales desde un punto de vista energético, haciendo suponer que esta relación de mediano plazo, podría convertirse fácilmente en una de largo plazo. ¿En su criterio cuál sería la vía de solución para resolver el acuerdo de compra y venta de gas de Bolivia a la Argentina? Es necesario definir con claridad los acuerdos de entrega de volúmenes y otorgar mayor certeza sobre el comportamiento de los precios a medida que el proyecto se desarrolle. ¿Es factible la venta de gas natural boliviano a nuevos mercados como Paraguay, Uruguay y Chile? Creo que en el corto plazo, no. Razones políticas, técnicas y económicas, hacen que estos mercados todavía no representan una alternativa cierta. Dentro del nuevo esquema de nacionalización, ¿es atractivo el negocio hidrocarburífero en Bolivia para la inversión extranjera? Siempre y cuando el precio internacional del petróleo se mantenga en los niveles actuales, el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (creado en 2005) y la participación adicional establecida en el decreto de Nacionalización y posteriores nuevos contratos, no alterarán severamente la actual producción petrolera. Sin embargo, aún queda la duda sobre la nueva inversión, dado que nuevos factores entran en escena, por ejemplo, la estabilidad jurídica. ¿Cuál es la evaluación del rol de YPFB Corporación a los tres años de la nacionalización petrolera en Bolivia? El proceso de institucionalización de la empresa estatal del petróleo boliviana ha sido difícil y creo que está en proceso de construcción. Sin embargo, quiero remarcar que el éxito de una empresa estatal no sólo radica en el desempeño de ella, sino también, en la capacidad de la sociedad para tratar a esta empresa como debe ser tratada, de forma irónica muchas veces es necesario respetar las “reglas de juego” para la empresa estatal tal como se haría con una empresa privada. ▲
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La compañía rusa busca encontrar garantías de contraparte de empresas serias y competitivas (refiriéndose a YPFB)
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búsqueda de acuerdo
YPFB y Gazprom negocian 4 puntos para conformación de SAM PetroAzero La estatal petrolera pretende tener el 60 por ciento de las acciones de la futura SAM con Gazprom. La compañía rusa por su parte apuesta a tener el 49 por ciento de participación porque deberá compartir esta cantidad al 50% con su socia Total. Trabajan en los lineamientos del contrato que regirá la futura sociedad. TEXTO: franco garcía S.
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a rusa Gazprom, junto a su socia Total, y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), iniciaron la negociación para la conformación de la Sociedad Anónima Mixta (SAM), con miras a establecer acuerdos que permitan su operación en el bloque Azero (456 mil hectáreas), ubicado entre Chuquisaca y Santa Cruz, a partir del 2010, una vez se cumplan con los requisitos legales correspondientes. Si bien existe predisposición de ambas partes para acordar la participación de la empresa rusa, e incluso se menciona el nombre de PetroAzero para la conformación de la SAM, su concreción, se asienta en cuatro puntos que son discutidos a profundidad entre ambas partes y para los que no existen tiempos fatales de resolución, según altas fuentes
que tuvieron acceso a las negociaciones. La compañía rusa tiene como política el enfoque en el campo hidrocarburífero para invertir grandes capitales a largo plazo, pero con la garantía de contraparte de empresas serias y competitivas, por lo que antes de firmar un acuerdo final con YPFB, pretenden discutir al detalle sus alcances. El primer punto tiene que ver con la cantidad de acciones que deben poseer los miembros de la futura SAM. YPFB pretende tener el 60 por ciento de participación, tal como ocurre con las sociedades conformadas con YPFB – Petroandina SAM y con GTLI – YPFB SAM, donde las compañías privadas sólo tienen 40 por ciento. Sin embargo en el caso de la sociedad con Gazprom, al tener un acuerdo previo otra empresa, propone la paridad accionaria de los participantes de la sociedad, reconociendo la
mayoría para el país, es decir que YPFB tenga el 51 por ciento de acciones, mientras que el restante 49 se repartiría, 24,5 para Total (su socia) y similar porcentaje para la rusa. El segundo punto que está en la mesa de discusión es la cuestión de los aportes en función a la participación accionaria, es decir, la propuesta de la rusa es que YPFB garantice la deuda de la inversión realizada por Gazprom y Total (insertando la misma en el documento de constitución de la SAM), con lo que se devolvería estos montos de lo que queda, tras pagar regalías e IDH y descontar los gastos recuperables. El tercer punto está referido a la búsqueda de independencia de gestión, basándose en el artículo 425 del Código de Comercio, que dice que las sociedad de economía mixta es de personas de derecho privado, por lo que proponen una administración más directa, que les permita eficiencia y un manejo más ejecutivo por parte del presidente del directorio. La idea según los proponentes, no es que se elimine controles, sino plantear una reglamentación que permita agilizar procesos administrativos bajo las normas de la Ley 1178 El cuarto punto que está en debate tiene que ver con el tema del arbitraje internacional, que está prohibido por la actual Constitución Política del Estado. Al respecto se conoció que Gazprom aceptaría someterse a las leyes bolivianas y a la jurisdicción de la Justicia en La Paz, sin embargo plantean que se utilice el procedimiento internacional francés, para garantizar la imparcialidad de los fallos. Un aspecto fundamental para Gazprom que busca negociar con YPFB, es el tipo de contratos, puesto que de acuerdo a la nueva Constitución Política del Estado, correspondería el de servicios, aunque el de operaciones podría ser tomado en cuenta, planteando un híbrido. Más allá del nombre, lo que definirá el futuro de esta SAM es el texto del acuerdo. Respecto a la conformación de la SAM con Gazprom, el vicepresidente de Adminis-
tración, Contratos y Fiscalización de YPFB Juan José Sosa evitó dar detalles de las negociaciones. Se conoce que en estos días hasta la realización del Congreso Gas y Energía de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), se reiniciarían las conversaciones.
Otras SAM Respecto al avance de las otras SAM, Sosa, informó que se envió el borrador de contrato de GTLI al Ministerio de Hidrocarburos aprobado por el directorio de la estatal petrolera, para que el titular de esta cartera, sea quien analice y envíe la misma al Congreso Nacional para su aprobación. Posterior a ello, el presidente de la República Evo Morales recién promulgaría la ley que le permitiría operar. Se trata de un contrato de exploración y explotación dentro de las áreas reservadas para el Estado. En el caso de YPFB – Petroandina SAM, se conoció que tiene una Ley para constitución de la sociedad, pero el contrato de exploración y explotación aún falta ser aprobado por las instancias estatales. ▲
10 TCF en Bloque Azero Azero es un bloque grande (456 mil hectáreas) ubicado entre Chuquisaca y Santa Cruz, cuyo convenio de estudio está otorgado a Total y Gazprom, donde en junio pasado, una misión de geólogos de ambas compañías confirmaron de manera preliminar que el área podría tener 10 TCF de gas. Pese a que no existe información de trabajos previos que confirmen el volumen de dicha reserva gasífera, los técnicos de Gazprom elaboraron tablas de posibles reservas extrapolando información existente en base a los bloques contiguos como Incahuasi, a cargo de Total (5848 metros de profundidad en el pozo X-1), Aquío (perforado hace dos años) e Ipati.
Bloque Azero 456 mil hectáreas Ubicado entre Chuquisaca y Santa Cruz A ser operado por Total - Gazprom - YPFB
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Ellos (empresas extranjeras) quieren que la contratación sea en el exterior y se pague allí
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Foto: Franco García
Foto: YPFB
Juan José Sosa, vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB
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Se calcula que el potencial hidrocarburfero disminuyó un 4 por ciento en los últimos 5 años.
El último estudio de certificación de reservas se remonta al 2005.
TEXTO: franco garcía S.
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acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), ultima detalles para lanzar en los próximos días una nueva licitación para certificación de reservas hidrocarburíferas, en el que se darán las condiciones para que las empresas del exterior participen, puesto que podrían ser contratadas y pagárseles sus servicios en su lugar de origen, sometiéndose la estatal petrolera en lo que corresponda a la legislación extranjera o arbitraje internacional. De este modo las compañías que realizan certificaciones de reservas hidrocarburíferas en el mundo, tendrían las garantías necesarias para habilitarse como proponentes para la licitación de esta actividad que se hará pública si no hay contratiempos hasta fin de mes, puesto que los detalles de la convocatoria están listos confirmó el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, Juan José Sosa. Dio a conocer que solicitaron a Asesoría Legal de la estatal petrolera que emita un informe para usar el Decreto Supremo 0224, promulgado el 24 de julio del 2009, a fin de realizar la convocatoria pública para contratar servicios especializados en el exterior. Anteriormente se lanzaron dos licitaciones para certificación de reservas, pero ambas quedaron desiertas, por falta de interés de las pocas compañías que realizan este trabajo en el exterior, puesto que no les interesaba establecerse en el país y someterse a las leyes bolivianas. “Lo que sucede es que las empresas que hacen certificación de reservas no son muchas en el mundo (y están fuera de Bolivia). Cuando se usa el texto del Documen-
ypfb
Ponen a punto nueva licitación para certificación de reservas El vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, Juan José Sosa, anunció que una vez obtengan el visto bueno de Asesoría Legal de la estatal petrolera y respaldados en el D. S. 0224 se licitará nuevamente la certificación de reservas. to Base de Contratación (DBC) que dice “se invita a las empresas legalmente establecidas en el país”, entonces ahí se para todo, porque ninguna está establecida en el país. Ellos quieren que la contratación sea en el exterior y se pague en el exterior”, precisó. El párrafo II del artículo 2 del Decreto Supremo 0224 dice “Se autoriza a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos – YPFB, realizar contrataciones directas o por comparación de ofertas en territorio extranjero, de bienes, obras y servicios especializados, cuando éstos no estén disponibles en el mercado nacional, o no se puedan recibir ofertas en el país, o la contratación de éstos sea de mayor beneficio económico para la empresa”. Del mismo modo el párrafo III del mismo artículo señala que: ”En la contratación de estos bienes, obras y servicios especializados, las entidades públicas e YPFB, podrán adherirse a los contratos elaborados por los proveedores y contratistas; asimismo, podrán someterse en lo que corresponda a la legislación extranjera o al arbitraje internacional”.
Reservas actuales Pese a la intensiva explotación, el Mi-
nistro de Hidrocarburos y Energía, Oscar Coca, declaró en junio de este año que las reservas nacionales de gas natural sólo disminuyeron 4 por ciento en los últimos cinco años y culpó a las empresas petroleras por la merma de casi el 7 por ciento en las reservas asociadas de líquidos en ese mismo período. Los cálculos del gobierno nacional en base a las reservas probadas y probables precisan que las reservas de gas mermaron 1.99 Trillones de Pies Cúbicos (TCF) y las de petróleo en 59.688 barriles entre los años 2005 y 2008, cuando se produce la transición de la privatización a la nacionalización de los hidrocarburos. De acuerdo a los datos oficiales, las reservas hasta 2008 se estimaron en 46.79 TCF y las de líquidos (petróleo y condensado) en 796.917 Bbl. “Se observa una leve disminución en los niveles de reservas de los últimos 5 años, cabe destacar que se trata de información pronosticada no oficial”, recalcó. En los últimos años, el gobierno nacional sólo reconoció como certero el último dato evacuado por la empresa De Golyer y Mcnaughton que en 2005 certificó en 48,78 TCF las reservas de gas natural boli-
vianas (entre probadas y probables). Esta calificadora fue expulsada del país por señalar que las reservas decayeron tras la nacionalización de los hidrocarburos. En el Foro denominado “Situación y Perspectivas del Sector Hidrocarburífero en Bolivia”, realizado hace dos meses, el ex viceministro del sector, Jorge Téllez, acusó a la consultora norteamericana De Golyer y Mcnaughton de inflar datos de certificación de reservas, los que alcanzaron a 54 trillones de pies cúbicos de gas natural, con el fin de atraer inversiones extranjeras, a la par de que las operadoras también tengan acceso a mayores créditos de la Banca Internacional.
Áreas fiscales En el país existen cerca de 55 millones de hectáreas que tienen interés petrolero (más del 48.83 por ciento del territorio nacional). El 11 por ciento produce hidrocarburos en la denominada zona tradicional y el 17 por ciento corresponde a áreas exploradas. Solamente el 5.3% tiene contrato: de exploración (4%) y explotación (1.3%). YPFB Corporación detenta 33 bloques bajo reserva fiscal para exploración petrolera.
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El gobierno tiene que tomar medidas, por cuanto Emtagas es una empresa pública que nació a través de un Decreto y a través de un Decreto tendrá que darse una solución
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José Luís Gutiérrez, vicepresidente de operaciones de YPFB
gas domiciliario
YPFB y la Prefectura de Tarija no logran acuerdo por el control de Emtagas La estatal petrolera tiene actualmente el control de todos los sistemas de redes de gas existentes en La Paz, El Alto, Oruro, Potosí, Santa Cruz, Sucre y Cochabamba. No sucede así con Emtagas donde la Prefectura de Tarija mantiene la administración “porque la empresa ya es pública” mientras que YPFB busca mayor participación. TEXTO: nancy castro Z.
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acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y la Prefectura de Tarija no ceden en sus posiciones de reclamar cada cual a su favor, el control de la Empresa Tarijeña del Gas (Emtagas), lo que implica obtener la presidencia y la designación del gerente general de esta empresa. La estatal petrolera argumenta que Emtagas debe adecuarse a la nueva Constitución Política del Estado (CPE), lo que implicaría traspasar su dirección a YPFB, tal como lo estable el artículo 361 párrafo II al registrar que en todas las Asociaciones o Sociedades Anónimas Mixtas (SAM) que conforme YPFB “contará obligatoriamente con una participación accionaria no menor al cincuenta y uno por ciento del total del capital social”. Mientras, la Prefectura de Tarija sostiene
que la empresa ya está adecuada a la CPE, recurriendo al artículo 300 y 302 que establece la competencia del gobierno departamental junto con la entidad nacional competente, en este caso YPFB, en la industrialización, comercialización y distribución de hidrocarburos en la jurisdicción departamental. Emtagas conformada por la Prefectura de Tarija (con un 94% de los aportes), YPFB (5% de aportes) y el municipio de la capital (1% de aportes), es concebida como empresa pública a diferencia de las distribuidoras de gas domiciliario Sergas de Santa Cruz, Emdigas de Sucre y Emcogas de Cochabamba que ya pasaron a ser administradas por la estatal petrolera. En cumplimiento al Decreto Supremo de Nacionalización (28701), del 1 de mayo del 2006, no fueron renovados los contratos con estas empresas y paulatinamente pasaron a manos de YPFB que actualmente tiene el control de todos los sistemas de redes de gas exis-
tentes en La Paz, El Alto, Oruro, Potosí, Santa Cruz, Sucre y Cochabamba. Sin embargo la estatal petrolera aún no logra el traspaso de la administración de la Empresa Tarijeña del Gas pese a ver concluido el plazo de concesión para la distribución del gas domiciliario en dicho departamento. “El gobierno tiene que tomar medidas, por cuanto Emtagas es una empresa pública que nació a través de un Decreto y a través de un Decreto tendrá que darse una solución”, declara José Luís Gutiérrez, vicepresidente de operaciones de YPFB. Erick Magnus, gerente de Emtagas, responde que la Prefectura y el Municipio no están de acuerdo con un Decreto cuando la solución es fácil y pasa por aceptar que la empresa ya está adecuada a la CPE. “Yacimientos pide la presidencia y el nombramiento del gerente de Emtagas y nosotros queremos mantenernos como estamos, que
SIMMER
la presidencia siga en manos del aportante mayor, en este caso, la Prefectura del Departamento”, resalta. Luego de 21 años de conformación de la empresa, la Prefectura tarijeña habría aportado hasta la fecha alrededor de 194 millones de bolivianos, mientras la estatal petrolera mantiene un aporte de 12 millones de bolivianos, según Sebastián Daroca, secretario departamental de hidrocarburos y energía de la Prefectura del Tarija. Por otra parte, Gutiérrez sostiene que Emtagas al ser una empresa pública, sin fines de lucro, no tiene acciones sino buenas voluntades, en ese sentido, la estatal petrolera tiene la intensión de seguir aportando con recursos económicos para el desarrollo del departamento porque el patrimonio de la empresa seguirá siendo de los tarijeños. El verdadero conflicto surge porque “YPFB quiere cortar el cordón umbilical entre
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PETRÓLEO & GAS la Prefectura y la parte ejecutiva de la empresa. Todo lo que planifica la Prefectura lo tiene que hacer Emtagas sin velar los intereses como empresa, esas irregularidades hay que cortarlas y es justamente a lo que se oponen”, dice. YPFB predente participar como miembro activo de Emtagas, si bien antes no podía realizar inversiones, al convertirse en el brazo derecho de las operaciones del Estado ahora puede hacerlo, por consiguiente y de acuerdo a las nuevas normativas, reclama mayor participación. ▲
El cambio de la matriz energética De acuerdo a información oficial de YPFB, a través de la nacionalización de los hidrocarburos, en los últimos tres años, prácticamente se duplicó el número de instalaciones de gas domiciliario realizadas en los últimos 12 años. De 26.917 instalaciones domiciliarias se pasó a 45.640 conexiones en todo el país. Para el 2009, YPFB tiene proyectado realizar 100.000 nuevas conexiones de gas natural domiciliario con una inversión de aproximadamente 100 millones de dólares, a un promedio de 15 a 25 mil instalaciones para beneficio de las ciudades de Santa Cruz, Cochabamba, Sucre, Tarija y otras poblaciones rurales. EMTAGAS por su parte proyecta 5000 nuevas instalaciones en Tarija.
Planificación de YPFB Distribucion de Gas Natural por Redes Dpto. Regional o Ciudad Ciudad El Alto
La Paz La Paz Oruro Potosí
Oruro Potosí
Sucre
Sucre
Santa Cruz
Camiri
Cbba Tarija
Tarija
El Alto
Fuente: YPFB
Red Primaria (En Mts)
Red Secundaria (En mts)
25,000
200
40,000
7,300
55,000
La Paz Viacha Sica Sica
8,000 1,000 500
Patacamaya
1,000
Oruro
6,000
Caracollo
1,000
Potosí
6,000
Betanzos Sucre Tarabuco Muyupampa Villa Abecia Camargo Monteagudo Santa Cruz Camiri Chorety Boyuibe Cochabamba
TOTAL
Instalaciones Internas
Estaciones Distritales de Regulación
City Gate
Presupuesto por Dpto.
1 EDR
-
190,705,057.0
5 EDR
2 80,096,125.0
2 EDR
1
66,039,736.0
3,200
50,000
1,000 3,500 1,000 800 600 1,000
1,600
45,000
1 EDR
1
1,200
33,000
3 EDR
1
52,088,910.0
21,000
600
70,000
-
-
141,622,006.0
92,000 10,000
-
-
141,927,157.0 13,681,498.0
395,000
12
5
743,980,396
21,000 2,000 100,000
14,100
57,819,907.0
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Chaco retoma campaña de seguridad vial
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l Organismo Operativo de Tránsito y la Empresa Petrolera Chaco, reiniciaron desde el pasado 15 de agosto la campaña de Seguridad Vial, denominada “Dale luz verde a la vida “con el objetivo de reducir los altos índices de accidentes viales que se originan en el departamento de Santa Cruz. Esta campaña educativa, que estará a cargo de un equipo de instructores especializados, consiste en capacitar a 20 mil conductores del servicio público y privado, además de 20 mil niños en edad escolar. Los pilares fundamentales de la campaña son los conductores como usuarios de la vía pública y los niños como peatones. El programa contempla la instrucción y socialización de temas como: normas de circulación, señalización vial, exceso de velocidad, alcohol, distracción de conductores y peatones, cansancio y fatiga, hábitos de visión, uso de cinturón de seguridad e inspección de vehículos, entre otros. ▲
UPSA en el proyecto Alfa III para enseñar innovación
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a Universidad Privada de Santa Cruz de la Sierra participa en el Proyecto Alfa III: Kick Start: New Weys to Teach Innovación”, que se desarrolla bajo la coordinación de Glosgow Caledonian University, con el fin de consolidar una red de cooperación e intercambio de experiencias de buenas prácticas entre instituciones europeas y latinoamericanas, además de identificar y generar acciones tendientes a formar profesionales innovadores. El proyecto tiene una duración de 3 años es decir hasta diciembre del 2011 y está bajo la responsabilidad de la Mary Esther Parada, decana de la Facultad de Ciencias Empresariales de la UPSA. El mes pasado se recibió la visita de los representantes del proyecto ante la Comisión Europea que gestionan los proyectos Alfa. Por otro lado, se contará en la UPSA con un Centro Internacional de Innovación cuyo objetivo principal será el de coadyuvar al desarrollo multidisciplinario de la sociedad, con el fin de elevar los niveles de competitividad internacional de Santa Cruz y Bolivia, para ello se buscará aunar esfuerzo con instituciones del medio en busca de este objetivo. ▲
“El Péndulo del Gas” para entender el sector ENERGÉTICO
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a Fundación Milenio publicó “El Péndulo del Gas”, un libro que reúne ocho estudios sobre la política hidrocarburífera aplicada en el país durante las dos últimas décadas, con textos que apuntan a ayudar al lector a comprender el proceso de cambio que experimentó el sector, que en casi dos décadas transitó de la capitalización a la nacionalización. Los trabajos académicos fueron escritos por Fernando Candia, Mauricio Medinaceli, Carlos Miranda, Fernando Navajas, Henry Oporto, Napoleón Pacheco y Juan Cristóbal Urioste. El presidente de la Fundación Milenio, Roberto Laserna, quien escribió el texto introductorio de la obra, dice que los estudios están vinculados a través del análisis crítico de las políticas de hidrocarburos que se han seguido en el país en las últimas dos décadas. El economista Fernando Navajas, en su ensayo, plantea que la Nacionalización pudo haber sido causada por las excesivas ventajas concedidas a los inversionistas en la Capitalización, que dejó al Estado con menos de lo que la gente esperaba, al menos el 50% de la producción, lo cual debió ser considerado como una restricción política; en el comentario a este primer texto, el también economista Fernando Candia hace notar que las decisiones no se las puede evaluar con datos posteriores o actuales, sino bajo las condiciones de riesgo e incertidumbre imperantes cuando se capitalizó el sector. El sociólogo Henry Oporto sitúa el debate sobre el gas en un contexto político, histórico y cultural. A su vez, el jurista Juan Cristóbal Urioste revisa los avatares de la conversión o ‘migración’ de los contratos de riesgo compartido. De su lado, el economista Napoleón Pacheco realiza una lectura del entorno macroeconómico del sector más importante del país. El petrolero Carlos Miranda analiza, con una visión geopolítica, el mercado internacional del gas y también los cambios en el sistema regulatorio. Finalmente, el especialista Mauricio Medinaceli, en un estudio contrafactual rebate lo que se considera logros de la nacionalización. ▲
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AGENDA ENERGÉTICA 2 al 4 de Septiembre | Lima – Perú 6to CONGRESO ANUAL EIC DE ENERGÍA DEL CONO SUR Entre los temas a tratarse en este congreso se destacan, los desafíos tarifarios: oportunidades y desafíos de los proyectos hidroeléctricos en Perú, Perú como exportador de gas natural: potencial y desafíos para el mercado interno, exploración gasífera y petrolera y licencia social y ambiental en el sector energético: lecciones aprendidas. Contacto: http://www.eiccongress.com/home_conosur.html
2 al 4 de septiembre I Panamá WIND EXPO 2009 El programa consta de 3 días de exposición y conferencias vinculadas al tema de la energía eólica y un importante espacio reservado para el desarrollo de negocios, busca desarrollar estrategias exitosas que permitan “Integrar la Energía Eólica dentro de la matriz energética Latino Americana”. Contacto: http://www.windexpo.org/2009
14 al 16 de Septiembre I New Delhi – India INDIAN ENVIRONMENT SUMMIT 2009 Exposición comercial con exhibiciones y conferencias relacionadas al agua, residuos, contaminación, energía y reciclado. Ofrecer una plataforma para innovadoras tecnologías multidisciplinarias con enfoque global para satisfacer la creciente demanda de un ambiente verde libre de contaminación. Contacto: http://www.iesummit.net/
27 al 30 de octubre I La Habana – Cuba Congreso OLADE: II Seminario Latinoamericano y del Caribe de Eficiencia Energética IV Foro de Integración y Eficiencia Energética de América Latina y el Caribe – FIER 2009 XL Reunión de Ministros OLADE Contacto: www.olade.org.ec
11 AL 13 DE NOVIEMBRE | ARGENTINA 1º CONGRESO INTERNACIONAL DE AMBIENTE Y ENERGÍA RENOVABLES Organizado por el Instituto de Ciencias Básicas y Aplicadas de la UNVM, la Delegación Argentina de la Fundación para la Promoción de la Investigación y el Desarrollo Tecnológico Industrial (ProDTI) y la Sala de Derecho Ambiental del Colegio de Abogados de Villa María. Contacto: http://energiasyambiente.com.ar
19 Y 20 DE NOVIEMBRE | TARIJA – BOLIVIA FIGAS - 1º FORO INTERNACIONAL DEL GAS El 1er Foro Internacional del Gas (FIGAS) congrega a la sociedad civil, Estado y empresas en un escenario de diálogo sobre la futura agenda energética de la región y el país. Con la presencia de expertos internacionales que comparten sus propias experiencias en la relación empresas-Estado y su impacto en la comunidad. Contacto: http://www.forodelgas.com/
24 y 25 de Septiembre I Buenos Aires – Argentina VII ENCUENTRO NACIONAL DE DERECHO MINERO Y VIII ENCUENTRO LATINOAMERICANO Y DEL CARIBE DE LEGISLACIÓN MINERA
22 DE AGOSTO | SANTA CRUZ IBNORCA –CURSO PARA SUPERVISORES DE OPERACIONES DE IZAJE
Contacto: mrodriguez@panoramaminero.com.ar
Contacto: patricia.duran@ibnorca.org
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30 de Septiembre al 2 de Octubre I Santiago de Chile ENVIROMINE 2009 I SEMINARIO INTERNACIONAL EN ASUNTOS AMBIENTALES EN LA INDUSTRIA MINERA
Objetivo: Brindar al participante los conocimientos fundamentales necesarios para la gestión de las operaciones de izaje, desde las normas de inspección hasta el análisis de riesgo.
18 AL 24 DE AGOSTO| SANTA CRUZ IBNORCA – CURSO REQUISITOS EN SISTEMAS DE GESTIÓN AMBIENTAL
RESALTADOS
SOMARÉ CONSULTING GROUP 27 Y 28 DE AGOSTO | GESTIÓN ESTRATÉGICA DE IMAGEN E IDENTIDAD CORPORATIVA Brindar las herramientas necesarias para gestionar la identidad e imagen corporativa, inducir en el como hacer frente a las situaciones de crisis que la deterioran, como fortalecerla por medio de las comunicaciones externas e internas y como llevar adelante las políticas de relaciones públicas. Horarios: 14:30 a 19:30 LUGAR: Hotel Cortez Contacto: Teléfono: (591) -3-3446352 E-mail: pablo.velasquez@somare.com 27 Y 28 DE AGOSTO |MODELO DE GESTIÓN ESTRATÉGICA: BALANCE SCORECARD Dotar a los participantes de herramientas que permitan, mediante la Construcción e Implementación de un Cuadro de Mando Integral; orientar y potenciar el Trabajo por Objetivos y Compromisos, con resultados Verificables y Medibles Horarios: 14:30 a 19:30. Lugar: Hotel Cortez. Contacto: Teléfono: (591) - 3- 3-446352. E-mail: pablo. velasquez@somare.com www.somare.com RECORTE ESTE AVISO Y OBTENGA UN 15% DE DESCUENTO
AGUA Y CAMBIO CLIMATICO UNESCO -IHE Institute for Water Education
1 AL 11 DE DICIEMBRE | CURSO EN LINEA Tratara temas relacionados al sistema de clima, ciclo hidrológico, impacto del clima en la sociedad, entre otros. Contacto: e.hes@unesco-ihe.org
Seminario internacional sobre medio ambiente e industria minera, el cual es organizado por la Universidad de Queensland.
El objetivo es profundizar en la metodología para la elaboración, revisión, aprobación y distribución de los diferentes niveles de la documentación de los sistemas de gestión para diversos tipos de organizaciones.
2º JORNADA DE ACTUALIZACIÓN OIL & GAS 2009
Contacto: patricia.duran@ibnorca.org
Contacto: info@enviromine2009.com
www.ibnorca.org
21 DE AGOSTO | SANTA CRUZ Finning, Caterpillar y la CBH invitan a esta jornada de actualización en soluciones para la industria petrolera, además de generar un espacio de diálogo entre especialistas en donde puedan compartir sus experiencias y estrechar lazos. Horario de 14:00 a 20:00. Cursan invitaciones especiales, cupo limitados. Mayores informes: Contacto: 800-100-832 Camila Salazar o al 3-538799 Cynthia Mocobono. Contacto: www.cbh.org.bo/
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CBH – CURSO
GLOSARIO Deshidratación: (Dehidratation). Acción de ex- Desintegración térmica: (Thermal cractraer líquidos de los gasoductos; también la extracción de king). Proceso utilizado originalmente para la producción agua del crudo emulsionado y de corrientes de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos.
Deshidrogenación: (Dehydrogenation). Proceso mediante el cual se remueve hidrógeno de compuestos químicos, por ejemplo, la remoción de dos átomos de hidrógeno del butano para formar butileno. Desintegración: (Cracking). Ruptura de moléculas grandes de hidrocarburos pesados (residuos no destilables) en moléculas más pequeñas de hidrocarburos ligeros, con el fin de convertir estos residuos en productos más valiosos, principalmente gasolinas, hidrocarburos ligeros y destilados.
de gasolinas y destilados ligeros; actualmente usado para la reducción de viscosidad de fracciones residuales o para la producción de coque. Se llama térmica debido a que la carga se somete a temperaturas elevadas de 455oC y presiones arriba de la atmosférica. Como en el caso de la desintegración catalítica los productos contienen hidrocarburos olefínicos.
Desintegración catalítica: (Catalytic Cracking, TCC). Proceso que se lleva a cabo a temperaturas
en el intervalo de 455-540° C y a presiones ligeramente arriba de la atmosférica, pero en presencia de un catalizador. El proceso convierte una carga (generalmente de gasóleos) en ga-
solina de mayor calidad que la obtenida en la desintegración térmica, además de otros hidrocarburos olefínicos ligeros y destilados.
Desorción: (Desorption). Proceso inverso a la adsorción en el cual el material adsorbido es removido del adsorbente. Desparafinación: (Dewaxing). Proceso mediante
el cual las ceras presentes en los aceites lubricantes se separan mediante su cristalización a temperaturas bajas. Los procesos convencionales consisten en poner en contacto el aceite con un disolvente por ejemplo: metil-etil-cetona, que disuelve el aceite y las ceras. Al enfriar la solución, las ceras cristalizan y pueden separarse por filtración.