Foto: Eduardo Zabala
Foto: Reporte Energía
eNTREVISTA
CON EL GAS BOLIVIANO, ARGENTINA PUEDE REACTIVAR VENTA DE GAS A CHILE Según Ernesto López, ex presidente del IGU, la venta de gas boliviano a Argentina, no implica una integración energética real, aunque si un buen neP. 8 gocio para ambos países.
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ISSN 2070-9218 O
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CA
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I
Nº 41 1 al 15 de Septiembre 2010
Petróleo & Gas I Electricidad I Energías Alternativas I Minería I Medio Ambiente I Agua I RSE Foto: Ecuardo Zabala / Reporte Energía
INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE COTIZACIÓN DEL PETRÓLEO | SEPTIEMBRE 2010
Foto: Archivo
ESPECIAL
200 aniversario
cochabamba avanza en el fortalecimiento de su matriz energética Con una inversión programada de 505 millones de dólares en 6 proyectos eléctricos y anuncios de actividad hidrocarburífera, el panorama energético de CochaP. 4 bamba se muestra alentador.
3ER coNGRESO GAS & ENERGÍA DE LA CBH
p. 12-13
GOBIERNO SE ACERCA A PETROLERAS Y APUESTA POR la INDUSTRIALIZACIÓN En una clara estrategia de búsqueda de mayor inversión de las empresas privadas hidrocarburíferas, el propio Jefe de Estado, Evo Morales, junto al Ministerio del sector y YPFB, participó en el Congreso Gas y Energía de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos, donde mostró su plan industrializador y pidió inversiones.
A
unque se conformó la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos (EBIH), y se tiene un presupuesto inicial de 300 millones de dólares para los tres primeros proyectos que están en fase de diseño, el Gobierno Nacional, aún no se anima
a señalar fechas del arranque de las plantas que agregarán valor al gas natural. Expositores y conferencistas aconsejaron dar prioridad a la industrialización del metano, para producir principalmente úrea y metanol, por su demanda en mercados de Brasil y Argentina.
P. 17
Foto: Eduardo Zabala
Foto: Eduardo Zabala
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Gas Energy Brasil explicó las ventajas del Gas No Convencional
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Foto: Eduardo Zabala
Gazprom lanzó propuesta para almacenamiento subterráneo de gas
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Foto: Eduardo Zabala
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Foto: Eduardo Zabala
1 al 15 de Septiembre | 2010
Destacan proyectos de industrialización competitivos Resaltan a los biocombustibles para la inclusión social
Casa Alemana se constituye en una nueva opción amigable
LO ÚLTIMO
EDITORIAL
Encuentro de reciclaje con negocios inclusivos
La cercanía del gobierno a las empresas
La Fundación para el Reciclaje de Santa Cruz (Fundare), organizó el primer encuentro de Negocios de la Cadena del Reciclaje el pasado 18 de agosto en la Cámara de Industria, Comercio, Servicios y Turismo (Cainco). Durante el evento, las empresas participantes promocionaron sus productos y servicios a los visitantes a fin de incentivar el ingreso a este tipo de negocios. El objetivo del encuentro fue promover la valorización de los residuos reciclables a través de la creación de oportunidades de negocios en la cadena del reciclaje. Al evento asistieron pequeños proveedores, recolectores, industriales y exportadores, quienes intercambiaron experiencias sobre reducción de residuos sólidos que contaminan al medio ambiente. ▲
Más allá de consideraciones políticas, en las que no quisiéramos entrar a través de este espacio periodístico, el acercamiento del gobierno, léase, presivdente del Estado, Evo Morales,Ministerio de Hidrocarburos y energía y la empresa estatal más grande del país, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), es altamente saludable para la industria de los hidrocarburos y su efecto inmediato en la economía nacional. Los recientes descubrimientos o confirmación de reservas en algunos campos operados por las subsidiarias de YPFB, en asociación con las grandes compañías petroleras internacionales presentes en el país, así como los avances en materia de desarrollo por parte de empresas como Repsol, Petrobras o Total, son muestras de que existe voluntad de asumir el proceso de cambio de actitudes en ambos lados. La lectura que se recoge de la presencia y el discurso del presidente Evo Morales en la clausura del reciente congreso de las empresas privadas del sector, aglutinadas en la Cámara Boliviana de Hidrocarburos es que pasó, esperamos, la época de desencuentros entre
2 Semanas para solucionar problemas ciudadanos 2 Semanas, programa que ayuda al ciudadano a solucionar problemas de convivencia, con intermediación de autoridades correspondientes, lleva ya 16 programas con 10 episodios al aire. Actualmente se emite todos los sábados por la señal de PAT a las 19:00, con repetición el domingo a la misma hora. Esta es una propuesta del Programa de Formación Ciudadana del Centro de Estudios para el Desarrollo Urbano y Regional (Cedure). El programa es conducido por el cantautor cruceño Ronaldo Vaca Pereira, quien recibe las denuncias o reclamos de vecinos de la ciudad sobre distintos problemas, como el ruido de algún boliche, el tráfico, la falta de alumbrado público en su barrio y otros. El programa recibe denuncias, las evalúa y selecciona. Finalmente, con ayuda de un panel de expertos asesores, las estudia y diseña una estrategia para llegar a la solución del problema. El vecino que plantea la causa ciudadana compromete su tiempo y esfuerzo para resolver su denuncia. ▲
DIRECTOR : MIGUEL ZABALA BISHOP mzabala@reporteenergia.com
la Estado y las empresas internacionales que apuestan con inversión y tecnología al desarrollo del sector y se aguarda una nueva ley que, en la línea planteada por el presidente, se adapte a las necesidades de brindar las condiciones necesarias de seguridad jurídica para la inversión, sin necesidad de hipotecar la dignidad y la soberanía. El plan de inversiones planteado por YPFB, a través de su presidente, Carlos Villegas, y que fue ‘refrescado’ a los actores de la industria en el congreso mencionado, es ambicioso y se enfoca en la exploración e industrialización, dos factores fundamentales para el crecimiento económico de Bolivia, y se darán si y sólo sí las condiciones para la inversión y el riesgo en proyectos exploratorios y producción de derivados sean garantizadas con un marco legal apropiado, como el que parece venir de manos del Ministerio de Hidrocarburos en los próximos meses. José Magela, presidente de la CBH, ha mencionado con alguna frecuencia el último año, que “son tiempos mejores” que los vividos después de la nacionalización y que “hay una buena relación
ASOCIACIÓN NACIONAL
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P
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con el Estado”, ya que “finalmente se ve la luz al final del túnel”; siendo frases que sostienen la política de acercamiento de las empresas con las instancias gubernamentales y que han recibido de vuelta las gentilezas expresadas por el presidente Morales en Los Tajibos, hace unos días. Ahora bien, estos coqueteos deberán traducirse en la otorgación de algunas áreas reservadas a nuevos contratos exploratorios e inversión privada intensiva, para asegurar la producción futura, los contratos externos, la industrialización inminente y el incremento de las demandas. Algunos agoreros pronostican aún el fracaso de la política de hidrocarburos encarada por el gobierno y mientras las empresas parecen alistarse a realizar más negocios, porque de eso se trata todo esto finalmente, se aguarda la maduración del marco legal que, encarado de una manera coherente con las señales mostradas recientemente, podría aclarar definitivamente el panorama para los inversionistas y colocar al país nuevamente en la cartelera de la industria energética internacional.
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En Cochabamba se ubicarán seis importantes proyectos del sector eléctrico, con una inversión de 505 mil millones de dólares, inyectando 670 MW de potencia al SIN
“
Empresa Nacional de Electricidad
Foto: Consorcio publicitario
ESPECIAL COCHABAMBA
La Planta Termoeléctrica de Entre Ríos, inaugurada semanas atrás, consolidó el potencial eléctrico de Cochabamba
BICENTENARIO
Cochabamba fortalece su matriz eléctrica e hidrocarburífera Se ubicó en el 2010 como el tercer departamento con mayor producción de gas natural del país. En Cochabamba se encuentra el más reciente proyecto termoeléctrico de Bolivia, Entre Ríos, que inyectará 104 MW al Sistema Interconectado Nacional.
L
os 200 años de aniversario de la gesta libertaria de Cochabamba, encuentran a este departamento con un avance significativo en proyectos eléctricos e hidrocarburíferos, con que se asegura el impulso a su desarrollo. Según, el Boletín Estadístico de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Cochabamba mantiene su producción hidrocarburífera. El documento de la estatal petrolera difundido hace poco señala que la producción de gas natural de Cochabamba de enero a junio del 2010, registró 2,37 MMm3/día (6,37%). Cochabamba se ubicó como el ter-
cero en producción de gas natural del país. En el primer semestre de 2010 la producción de hidrocarburos líquidos fue de 6,81 MBb/día (16,4%), lo que le otorga la segunda ubicación en el país. Cochabamba se convirtió en el corazón energético de Bolivia, porque a lo largo de su geografía, se ubicarán seis importantes proyectos del sector eléctrico, con una inversión de 505 millones de dólares, inyectando 670 MW de potencia al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Para el departamento de Cochabamba, en el sector eléctrico se desarrollaran seis proyectos entre los años del 2010 al 2020, de los cuales cinco se destinaron a la generación de electricidad con una inversión de 441 millones de dólares.
PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL POR DEPARTAMENTO (MBbl/día)
PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL POR CAMPO SUJETA AL PAGO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES (MMm3/día) DATOS COCHABAMBA
40,00
ENE FEB MAR ABR MAY JUN PROM %
35,00 50,00 45,00 MMm3/día
TEXTO: lizzett vargas o.
30,00
2009
2010
2,32 2,34 2,28 2,41 2,85 2,81 2,50 7,25%
2,08 2,36 2,42 2,15 2,57 2,64 2,37 6,31%
25,00 20,00
PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS SUJETA AL PAGO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES EN COCHABAMBA ENERO - JUNIO 2010 (MBbl/día)
15,00 10,00
DATOS COCHABAMBA
5,00 0,00
ENERO
FEBRERO
ABRIL
MARZO
COCHABAMBA
CHUQUISACA
TARIJA
TOTAL
JUNIO
MAYO
SANTA CRUZ
ENE FEB MAR ABR MAY JUN PROM %
2009
2010
9,09 8,65 8,36 8,30 8,30 8,12 8,47 20,3%
7,16 6,90 6,83 6,67 6,66 6,62 6,81 16,4%
Fuente: Boletín estadístico 2010, YPFB
El último es un proyecto de transmisión Cochabamba-La Paz con una inversión de 64, 3 millones de dólares y estará operando en el 2013. Los cuatro proyectos de generación en este departamento se realizarán en
Entre Ríos, ciclo combinado en Entre Ríos, Carrasco, Bulo Bulo y San José. Los recientes proyectos en el área rural, se dieron en servicios de internet telefonía IP y multimedia, según el Ministerio de Energía e Hidrocarburos. ▲
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petróleo & gas
En el primer semestre de 2010, la producción certificada de petróleo alcanzó 5,00 (MBbl/ dia), mientras que la que corresponde al mismo periodo en el 2009 llegó a 5,92 (MBbl/dia)
“
Boletín Estadístico de YPFB
en comparación con el primer semestre de 2009
2010:leve declinación en producción de petróleo y condensado en el país Según el boletín estadístico de YPFB de enero a junio de este año, los campos que aportaron más a la producción total de hidrocarburos líquidos fueron Sábalo y San Alberto, que producen condensado asociado al gas natural. PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL (MBbl/día) ENERO - JUNIO 2010
PETRÓLEO
CONDENSADO
GASOLINA NATURAL
PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL
TOTAL
2009
2010
2009
2010
2009
2010
2009
2010
0,00
ENE
6,18
5,78
27,00
24,05
6,78
6,67
39,97
36,50
0,00
FEB
5,99
4,89
28,07
28,65
7,14
7,62
41,20
41,16
0,00
MAR
5,82
4,93
27,21
29,09
6,70
7,93
39,73
41,96
ABR
5,84
4,78
27,18
27,01
6,78
7,52
39,80
39,31
MAY
5,87
4,84
31,16
31,33
7,49
8,28
44,51
44,45
0,00 25,00
JUN
5,82
4,76
31,92
31,62
7,35
8,50
45,08
44,88
PROM
5,92
5,00
28,76
28,63
7,04
7,75
41,72
41,38
14,2% 12,1%
68,9%
69,2%
%
16,9% 18,7%
100,0% 100,0%
Fuente: Boletín Estadístico de enero a junio de 2010 de YPFB
44,45 36,50
41,16
41,96
44,88
39,31
0,00
20,00 15,00 10,00
L
a producción certificada de petróleo del país disminuyó en promedio en 0, 92 MBbl/día el primer semestre del 2010 en relación al mismo periodo en el 2009, de acuerdo a datos del Boletín Estadístico de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) divulgados recientemente. Asimismo, el informe señala la merma en 0,16 MBbl/día en promedio, de producción certificada de condensado entre enero y junio de este año, en relación al 2009. En cuanto a la gasolina, se registró en el mismo periodo un aumento de producción en 0,71 MBbl/día. En total hubo una declinación de producción de los hidrocarburos líquidos (petróleo, condensado y gasolina) de 0,34 MBbl/día. La información oficial de Yacimientos, con datos de su Gerencia Nacional de Fiscalización, detalla que en el primer semestre de 2010, la producción certificada de petróleo alcanzó 5,00 (MBbl/día), mientras que la que corresponde al mismo tiempo en el 2009 llegó a 5,92 (MBbl/día). En el caso de la producción certificada
5,00 0,00 ENE
FEB
PETRÓLEO
MAR
CONDENSADO
ABR
JUN
MAY
GASOLINA NATURAL
TOTAL
Fuente: Boletín Estadístico de enero a junio de 2010 de YPFB
PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL POR CAMPO - ENERO - JUNIO 2010
44,45 41,16 40,00
41,96
44,88
39,31
36,50
35,00
MBb/día
TEXTO: redacción central
de condensado, en promedio este año se obtuvo 28,63 (MBbl/día), mientras que en el 2009 se llegó a 28,76 (MBbl/dia). En el caso de la gasolina natural, la producción este 2010 en promedio fue de 7,75 (MBbl/ día), mientras que en el año pasado se logró 7,04 (MBbl/dia). La producción certificada de petróleo, condensado y gasolina natural es aquella que es medida en el punto de fiscalización de los campos. Según YPFB, tanto la producción certificada de condensado, que de enero a junio representa el 69,2 % del total, como la de gasolina natural que representa el 18,7% del total, se encuentran asociadas a la de gas natural, por lo que la producción de condensado como la de gasolina natural alcanzan su valor más alto en el mes de marzo. En el mes de enero de 2010 la producción total de hidrocarburos líquidos es menor en relación a la de enero de 2009, debido específicamente a que la de condensado fue menor. En los meses de febrero, abril, mayo y junio la producción total de hidrocarburos líquidos es similar a la de la gestión 2009 y en marzo de 2010 supera en un 6% a la que corresponde al mes similar del año
30,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 0,00
ESCONDIDO* SÁBALO* SURUBÍ**
BULO BULO* SAN ALBERTO* SURUBÍ NOROESTE**
CARRASCO FW* MARGARITA* OTROS CAMPOS***
VUELTA GRANDE* PALOMA** TOTAL
Fuente: Boletín Estadístico de enero a junio de 2010 de YPFB
pasado. El informe también detalla que los campos que aportan más a la producción
total de hidrocarburos líquidos son Sábalo y San Alberto, que producen condensado asociado al gas natural. ▲
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petróleo & gas PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL POR CAMPO (MBbl/día) ENERO - JUNIO 2010 ESCONDIDO*
ENE FEB MAR ABR MAY JUN PROM %
09 0,46 0,43 0,40 0,57 0,76 0,74 0,56 1,3 %
10 0,65 0,58 0,51 0,53 0,78 0,81 0,64 1,6 %
BULO BULO * 09 1,84 1,79 1,75 1,67 1,68 1,69 1,74 4,2 %
10 1,59 1,61 1,64 1,64 1,73 1,83 1,67 4,0 %
CARRASCO FW * 09 1,14 1,05 1,04 1,01 0,95 0,82 1,00 2,4 %
10 0,71 0,67 0,64 0,60 0,56 0,52 0,62 1,5 %
VUELTA GRANDE * 09 1,20 1,17 1,15 1,16 1,17 1,15 1,17 2,8 %
10 1,16 1,13 1,12 1,12 1,16 1,10 1,13 2,7 %
SABALO * 09 14,11 15,22 14,73 12,83 15,14 15,53 14,59 35,0 %
10 13,77 14,99 15,04 14,89 16,01 16,29 15,17 36,7 %
SAN ALBERTO* 09 6,11 6,15 5,93 7,68 9,41 9,54 7,47 17,9 %
MARGARITA *
10 6,39 8,23 8,60 7,28 9,40 9,58 8,24 19,9 %
09 3,00 3,30 3,21 3,40 3,39 3,68 3,33 8,0 %
10 2,19 3,51 3,81 3,03 4,07 4,25 3,48 8,4 %
PALOMA** 09 0,99 0,95 0,93 0,90 0,97 0,97 0,95 2,3 %
SURUBI ** 09 1,37 1,27 1,26 1,35 1,37 1,38 1,33 3,2 %
10 0,73 0,80 0,82 0,83 0,82 0,82 0,80 1,9 %
10 1,11 1,07 1,05 1,01 1,00 0,94 1,03 2,5 %
SURUBI NOROESTE ** 09 10 2,13 1,57 2,04 1,44 1,90 1,46 1,91 1,46 1,89 1,45 1,87 1,45 1,96 1,47 4,7 3,6 % %
OTROS CAMPOS *** 09 10 7,61 6,63 7,84 7,14 7,41 7,26 7,33 6,94 7,78 7,49 7,71 7,30 7,61 7,13 18,2 17,2 % %
TOTAL 09 39,97 41,20 39,73 39,80 44,51 45,08 41,72 100,0 %
10 36,50 41,16 41,96 39,31 44,45 44,88 41,38 100,0 %
Fuente: Boletín Estadístico de enero a junio de 2010 de YPF
Producción promedio de 37 MMm3/día de gas natural mientras que la de Bulo Bulo, Tacobo y Yapacaní, representó el 3,56%, 4,18% y 3,08% del total de gas natural. Asimismo, la producción del resto de los campos, que incluye a los que tienen volúmenes menores a 0,7 MMm3/día, representó un 18,77% del total. La producción sujeta al pago de IDH, regalías y participaciones es la producción medida en punto de fiscalización, más los volúmenes de producción sujetos a penalidades por quemas. La producción sujeta al pago de IDH, regalías y participaciones es menor a la producción bruta, debido a que ésta última es medida en boca de pozo antes de que se separen los componentes licuables y se realicen las actividades de uso de gas como combustible en los campos, quema y venteo.
cifras al primer semestre 2010 • producción bruta de gas. Alcanzó un promedio de 39,58 MMm3/día durante los primeros seis meses de 2010. • PRODUCCIóN bruta de PETRÓLEO, condensado y gasolina natural alcanzó a
50,00
41,72 MBbl/día. • Tarija.Registró la mayor producción con un promedio de 26,78 MMm3/día (71,23%) • Mercado, interno y externo recibieron el 94% del total de la producción de GN.
40,00
37,27
38,17
43,02
41,73 35,00
30,36
30,00 20,00 10,00 0,00
FEBRERO
ENERO
MARZO
SÁBALO
SAN ALBERTO
MARGARITA
BULO BULO
ABRIL
MAYO
JUNIO VUELTA GRANDE TACOBO
Fuente: Boletín Estadístico de enero a junio de 2010 de YPF
MMm3/día
En el primer semestre de 2010 la producción de gas natural, sujeta al pago del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), regalías y participaciones por campo, alcanzó un promedio de 37,59 MMm3/día, y en relación al primer semestre de 2009 se incrementó en 8,9%. Esta producción fue entregada en su totalidad a YPFB por las diferentes empresas que operan los campos bajo contratos de operación, incluyendo YPFB Chaco y YPFB Andina, en las que la estatal petrolera cuenta con participación accionaria. Los campos con mayor producción fueron Sábalo y San Alberto, que representan el 34,95% y 25,32% del total respectivamente. Otros campos que tuvieron una producción significativa son Vuelta Grande y Margarita, con el 5,06% y el 5,07% respectivamente,
PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL POR CAMPO SUJETA AL PAGO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIONES
VOLÚMENES DIARIOS DE EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL ENERO- JUNIO 2010
38 36 34 32 30 28 26 24 22 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 O
1 3 5 7 9 11 13 17 19 21 23 25 27 29 31 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 1 3 5 7 9 11 13 15 17 21 23 25 27 29 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30
ENERO
FEBRERO
MARZO
ABRIL
MAYO
JUNIO
Fuente: Boletín Estadístico de enero a junio de 2010 de YPF
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Petróleo & gas
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AMBOS PAÍSES TIENEN QUE HACER INVERSIONES, bOLIVIA TIENE QUE DESARROLLAR LOS CAMPOS Y ARGENTINA TIENE QUE HACER EL GASODUCTO
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Ernesto López, inmediate past president del IGU
Ernesto Lopez / unión internacional del gas (igu)
“argentina podrá exportar gas al norte de chile y recibir gnl de este país” Foto: Eduardo Zabala Reporte Energía
Sugirió que los países de la región tengan un organismo que planifique las necesidades energéticas. También hizo énfasis en el aumento de la flexibilidad, la seguridad del sistema y la redución de costos, pero en base a una estrategia regional. TEXTO: paola méndez l.
¿Cree que es posible hablar de integración energética entre Argentina y Bolivia? De lo que se está hablando en este momento no es de una integración, sino de la construcción de un gasoducto que permita a Bolivia venderle gas a Argentina. Cuando hablo de integración energética es en un concepto mucho más amplio en sentido de que los países de la región tengan un organismo que planifique las necesidades energéticas del mercado para que actúen en consecuencia en el futuro. Cada país tendrá su plan a futuro, pero ese plan tiene que estar basado en la integración a largo plazo, en una integración regional, que aumente la flexibilidad, la seguridad del sistema y reduzca los costos. Si se hace así, podemos hablar de integración de lo contrario estamos hablando únicamente de proyectos independientes. ¿Cómo evalúa el contrato de compraventa de gas entre Bolivia y Argentina? Pienso que ambos países tienen que hacer inversiones, Bolivia tiene que desarrollar los campos y Argentina tiene que hacer el gasoducto. Una vez que se haga esto creo que es factible que se cumpla el contrato de compra-venta de gas. El mercado argentino es muy desarrollado y cada vez se va a requerir más gas. ¿Argentina cuenta con financiamiento para la construcción del ducto? Sí, Argentina cuenta con los medios para financiar el ducto, la idea que se tiene es vía fideicomiso. Argentina ha
El ejecutivo destaca el contrato de compra-venta de gas entre Argentina y Bolivia
anunciado que en breve puede volver a los mercados internacionales y en ese caso conseguiría financiamiento para este tipo de proyectos. Entonces, creo que si bien no está garantizado ese financiamiento del que hablamos, Argentina sí cuenta en estos momentos con condiciones como para
poder financiar este proyecto ya planificado. ¿Existe la posibilidad de que Argentina vuelva a venderle gas a Chile? Sí, pienso que sí. Argentina importa GNL, gas de Bolivia y Chile importa GNL. Hablamos de integración, porque proba-
blemente el flujo de gas puede ir de Chile a Argentina. Argentina podría exportar gas al norte de Chile y Chile exportar gas a Argentina vía GNL. Sería lógico que ocurra esta figura. ¿Cree que los volúmenes previstos en el contrato de compra-venta de gas entre Argentina y Bolivia son reales? Es muy difícil de decir. El mercado opera de acuerdo a muchos factores internos y externos. Si la expansión mundial aumenta y China sigue creciendo como hasta ahora y Argentina crece en su actividad, probablemente se requiera más gas de lo previsto. Si hay algunas demoras quizás requiera menos gas, pero lo importante es que las cantidades están evaluadas en función de un crecimiento razonable del mercado y mi opinión es que si no son suficientes probablemente haya un desplazamiento hacia los líquidos para subsanar los faltantes, pero no va a ser dramático. Es posible que en Argentina se utilice GNL para suplir esos faltantes de gas y esto quizás lleve a ampliaciones. Considero que estos mercados son dinámicos, si Bolivia tiene más gas se podría ampliar el ducto. De momento sólo están previstos entre 20 y 25 millones de metros cúbicos por día. Me parece que es una cifra que Argentina la puede absorber perfectamente en los próximos años. ¿Qué opina de la idea que tiene Bolivia de venderle gas a Uruguay y Paraguay vía Argentina? No sé cómo lo están acordando, me imagino que será vía swaps de gas. Argentina está interesada porque eso le puede ayudar a financiar el gasoducto y vender transporte a Uruguay y Paraguay. Creo que es un proyecto que complementa muy bien lo que es la importación de Argentina. ▲
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petróleo & gas aLMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO de gas natural
gAZPROM OFRECE NUEVA TECNOLOGÍA La compañía rusa abrió el debate sobre los almacenamientos de gas bajo tierra. Lanzó su tecnología a países como Bolivia. Por otro lado, explicó que para el almacenamiento se pueden utilizar los yacimientos agotados de petróleo, minas, acuíferos, cavernas salinas y rocas de granito, entre otros, donde se puede almacenar desde gases como helio hasta emisiones industriales, principalmente CO2, con un aporte importante en la lucha contra el efecto invernadero. Gazprom posee nuevos objetivos para el desarrollo de las tecnologías ASG en el mundo, entre los que se encuentran la creación de almacenamientos temporales para el gas asociado del petróleo y la creación de ASG inteligentes. ▲
TEXTO: paola méndez l.
L
a compañía rusa Gazprom promocionó en Bolivia su alta tecnología gasífera en proyectos estratégicos como el Almacenamiento Subterráneo de Gas (ASG) dada su experiencia en este negocio, que considera rentable. Georgio Ruban, director del Centro de Almacenamiento Subterráneo de Gas de Gazprom Vniigaz, señaló que el ASG es una unidad técnica dedicada a la transformación de las irregularidades de suministro gasífero en un régimen estacionario. Asimismo, el ejecutivo de Gazprom Vniigaz habló de los proyectos de construcción de los almacenes en países como Polonia, Bulgaria, Eslovaquia, República Checa, Austria, Alemania, Irán y China, donde se ha tenido bastante éxito. Respecto a las irregularidades en el suministro de gas natural, Ruban dijo que se puede provocar picos en la entrega, alterando la producción en la economía.
cARACTERÍSTICAS DEl aSG • Yacimiento. Es artificial y está en operación durante varias decenas de años. • Pozos. La cantidad de pozos normalmente es mayor que en los campos. • Presión. Los valores de presión y temperatura varían en el diapasón amplio. • Extracción. Se utiliza la inyección y extracción de compresión.
PROYECTOS DE CONSTRUCCIÓN DE LOS ASG EN LOS PAÍSES EXTRANJEROS Finlandia Noruega Estonia
Suecia
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Rusia
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Hungría Rumania
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Alba
España
Grecia
Turkia Fuente: Gazprom Vniigaz
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petróleo & gas
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Bolivia tiene que invertir ahora, para que pueda tener más capacidad de producción, sino Argentina y Brasil encontrarán otras alternativas
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Sylvie D´Apote, directora-partner de Gas Energy-Brasil
a mediano plazo
Advierten que gas no convencional será competencia para Bolivia Una especialista indicó que Bolivia debe invertir en la producción de GNL, para no perder sus mercados de exportación. En Latinoamérica, el gas no convencional avanza en Argentina, Colombia y Brasil. El único país donde se produce es Australia. POTENCIAL DE AMERICA DEL SUR TEXTO: lizzett vargas o.
E
l gas no convencional o shale gas amenaza en el mediano y largo plazo a Bolivia, puesto que se coloca como un competidor, para las exportaciones de gas natural hacia Argentina y Brasil, apuntó Sylvie D´Apote, socia directora-partner de Gas Energy-Brasil. La especialista, alertó que Bolivia como importante suministrador de gas para la región tiene una “ventana de oportunidad limitada”. Explicó que actualmente los mercados naturales de Bolivia son Argentina y Brasil, y ahora están incrementando su capacidad de importación de Gas Natural Licuado. Mencionó que en Brasil realizan grandes inversiones para incrementar sus reservas y producción doméstica. Además, en Argentina se está comenzando a estudiar también esta posibilidad, del gas no convencional. La expositora brasilera indicó que para que Bolivia pueda ser competitiva en el largo plazo frente al gas no convencional, tiene que abrir una ventana de oportunidades para la inversión. “Bolivia tiene que invertir ahora para que en cinco o siete años pueda tener más capacidad de producción para ofrecer a Brasil y Argentina, sino esos dos países encontrarán alternativas”, afirmó. Existen grandes recursos de gas no convencional en el mundo, con la ventaja que están mucho más distribuidos geográficamente que los recursos de gas convencional. El desarrollo de gas no convencional recién empieza pero ya está delineando un cambio de paradigmas en la industria de gas. El desarrollo de este energético en los EE.UU. pone en juego una nueva fuente doméstica competitiva, que puede desplazar al carbón. El gas no convencional norteamericano está redefiniendo los equilibrios de oferta y demanda a nivel mundial y se configura
COLOMBIA CBM: 17 Tcf de recursos in situ; 7 Tcf recuperables Shale: 30 Tcf Tight gas: 10 Tcf
BRASIL Segundas reservas de shale más grandes del mundo Producción de shale oil ANP haciendo sísmica
ARGENTINA Tight Gas: Reservas probadas en Neuquén de 20 Tcf Primeros pozos de Shale Gas
Fuente: Gas Energy-Brasil
como una nueva variable importante en la definición del precio “piso” del gas. Hay limitaciones y retos importantes para exportar la experiencia norteamericana a otras regiones del mundo, pero hay un gran interés, especialmente en la regiones muy dependientes de importaciones como Europa y Asia. En Latinoamérica, el gas no convencional avanza en Argentina, Colombia y Brasil. En Australia, es el único país donde se produce shale gas. En Neuquem, Argentina, se está desarrollando gas no convencional, de tipo tigth gas (gas en arcillas gasíferas y en arenas compactas). Allí existen reservas probadas de 20 TCF y ya se están perforando los primeros pozos de shale gas (gas alojado en la roca madre). En Colombia existen 17 TCF de recursos de coalbed methane in situ, y volúmenes im-
EL GAS NO CONVENCIONAL DEFINICIONES TIGTH GAS
▪ Gas de arenas compactas ▪ Poca permeabilidad ▪ Explotación conocida
SHALE GAS
▪ Gas de esquisto ▪ Poca porosidad y permeabilidad ▪ Tecnología en desarrollo
COALBED GAS
▪ Gas alojado en yacimientos de carbón ▪ Fracturas naturales ▪ Explotación conocida
EL TIGHT GAS PRODUCIDO DESDE HACE 40 AÑOS Fuente: Gas Energy-Brasil
portantes aún no probados de tigth y shale gas. Mientras que Brasil cuenta con la segunda reserva más importante del mundo de
shale gas. La especialista concluyó que Bolivia pueda ser competitiva en el largo plazo frente al gas no convencional. ▲
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petróleo & gas Incremento de Producción hasta 18,4 MMm3d 700
20.000 18.000
Producción desarrollo
600
Líquidos
14.000 12.000
400
10.000 300
Bpd
Mpcd
500
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8.000 Producción base
6.000
200
4.000 100
2.000 0
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
San Alberto - SAN Inversiones hasta 2015: 542.80 millones de dólares Inversiones 2010: 52.71 millones de dólares
Actividades: Perforación SBL-7 (2010) Cons. Tercer Tren Planta (2010 - 2011) Perforación SBL-8 (2012) Perforación SBL-6 (2013) Impactos: Producción actual 13,4 MMm3d Producción adicional por revamping 2 MMm3d, llegando a un total de 15,4 (Enero de 2011) Producción adicional de 6,7 MMm3d (Enero 2012), llegando a un total de 22,1 MMm3d Fuente: YPFB Corporación
según plan 201o-2015 de ypfb
petrobras producirá 18,4 mmM3/d en san antonio Para incrementar la producción de este campo se invertirá más de $us 52 millones hasta el 2010 y 542 hasta el 2015. TEXTO: paola méndez l.
E
l Plan quinquenal de Inversiones de YPFB revela que el campo San Antonio, operado por la compañía brasileña Petrobras, incrementará su producción hasta llegar a los 18,4 MMm3/d. Según un informe presentado por Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación, para alcanzar esta capacidad de producción se invertirá 52,71 millones de dólares este año. Hasta el 2015 se pretende invertir un total de 542.8 millones de dólares. En ese marco, el documento indica que este incremento será posible a través de diferentes actividades como la perforación SBL-7 en el 2010, la construcción del tercer tren planta hasta el 2011 y la perforación SBL-8 en el 2012, además de la perforación SBL-6 en el 2013. Actualmente la producción del campo San Antonio es de 13,4 MMm3/d, pero de acuerdo a YPFB la producción adicional por revamping será de 2 MMm3/d hasta el 2011 a fin de producir 15,4 MMm3/d.
“Incrementaremos la producción de gas principalmente a través de la perforación de cuatro pozos petroleros”, subrayó Villegas. Asimismo, el titular de YPFB hizo referencia al plan estratégico de inversiones que el Gobierno Nacional aprobó para llevar adelante actividades hidrocarburíferas en el país. “La política del Gobierno está enmarcada en la producción de gas, pero primero para el mercado interno. Luego se cumplirán los contratos de exportación de gas a los mercados de Brasil y Argentina”, explicó el presidente de YPFB Corporación. ▲
Plan de exploración • Reservas. El Plan de Exploración 2010-2020 de YPFB Corporación tiene por objetivo el incremento sustancial de las reservas probadas de hidrocarburos de Bolivia. • Plan. Incluye 73 áreas de exploración en zonas tradicionales y no tradicionales de hidrocarburos. • Exploración. Pretende licitar todas las áreas libres disponibles en el país.
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petróleo & gas
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El 2010 se sentará las bases del proceso de industrialización de los recursos naturales estratégicos y de generación de valor agregado, que se gestará desde las regiones
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Plan Nacional de Desarrollo del Gobierno
PLAN 2010-2015 DEL MINISTERIO DE HIDROCARBUROS
Gobierno se juega por industrialización Aunque está conformada la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos y se afinan los estudios a diseño final de tres proyectos que generarán valor agregado al gas natural, aún no se tienen definidos tiempos de ejecución. Hay expectativa. PROYECTOS DE INDUSTRIALIZACIÓN EN CADA POLO
TEXTO: REDACCIóN CENTRAL
E
l Plan quinquenal 2010-2015 para industrialización de los recursos energéticos, presentado por el Gobierno Nacional en el Congreso Gas y Energía de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), se basa en ocho polos de desarrollo en diferentes zonas del país, aunque inicialmente se dará prioridad a tres proyectos que están aún en fase de estudio. El ministro del sector, Luis Fernando Vincenti, prefirió no hablar de tiempos de ejecución, pero se estima que sólo la construcción de las plantas demore cinco años. Para asegurar el éxito de su estrategia de industrialización, el Gobierno Nacional, decidió acercarse a los privados, por lo que el propio Jefe de Estado, Evo Morales, participó de manera histórica en un congreso de las empresas petroleras, donde les solicitó entre otras cosas, invertir en el país, ofreciéndoles a cambio seguridad jurídica. Para los primeros tres proyectos avanzados de industrialización, se cuenta con un presupuesto de 300 millones de dólares, provenientes de los 1.000 millones de dólares que el Banco Central de Bolivia (BCB) le prestó a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), que se quedará con el resto del empréstito. Sin embargo, los 300 millones de dólares alcanzarán sólo para el inicio, puesto que uno de los “proyectos avanzados”: la instalación de una planta de úrea, tiene un costo de 1.250 millones de dólares, dinero con el que no cuenta la recientemente creada Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH). Los otros dos proyectos son: una planta para obtener diesel del gas o GTL (gas to liquid, por sus siglas en inglés), y otra para la instalación de cañerías y accesorios para las conexiones de gas domiciliario. El Gobierno Nacional no cuenta con el dinero requerido para los planes de industrialización, que tienen diseño final, pero se buscará financiamiento, inicialmente en empresas similares de países amigos y luego
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1. Polo Industrial del Centro: Carrasco, Cbba.: a) Amoniaco-Urea b) GTL (15000 BPD) c) EE 2. Polo Industrial del Oeste: Sica Sica, La Paz. a) Refineria b) Petroquímica (base craking de nafta) 3. Polo Industrial del Sur: Villamontes, Tarija. a) Petroquímica (base etano y propano) b) Amoniaco-Urea 4. Polo Industrial de Sur Oeste, Uyuni, Potosi: a) Petroquímica (base etano propano) b) GTL c) PVC d) Metanol
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5. Polo Industrial del Este: Mutún, Santa Cruz: a) Hierro (DRI) b) Petroquímica (base etano) c) GTL d) Amoniaco Urea Nitrato de Amonio e) EE 6. Polo Industrial del Norte: Riberalta, Beni. a) Refinería b) Aceites
Fuente: Ministerio de Hidrocarburos
en otro tipo de organismos financieros internacionales. De acuerdo con el Plan Nacional de Desarrollo 2010-2015, una de las prioridades para este año es “sentar las bases del proceso de industrialización de los recursos naturales estratégicos y de generación de valor agregado, que se gestará desde las regiones”, en base a ocho polos industriales. El polo industrial del centro se localiza en Carrasco - Cochabamba, donde se prevé
instalar plantas de amoniaco, úrea y de gas to liquid (GTL) (15000 BPD) . Asimismo, en el polo industrial del oeste, ubicado en Sica Sica – La Paz se instalará una refinería y una planta petroquímica en base a cracking de nafta. En el caso del polo industrial del sur situado en Villamontes – Tarija se instalará una planta petroquímica (base etano y propano), de amoniaco y úrea. Luego está el polo industrial del sur oeste ubicado en Uyuni – Po-
tosí, donde se proyecta construir plantas de petroquímica (base etano y propano), GTL, PVC y metanol. En el caso del polo industrial del Este en el Mutún – Santa Cruz, se prevé alimentar con gas la siderurgia, plantas petroquímicas (base etano), GTL, amoniaco, úrea y nitrato de amonio. Finalmente, en el polo industrial del norte ubicado en Riberalta – Beni, se prevé la instalación de una refinería y extracción de aceites. ▲
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del gas y se acerca a privados productos Úrea • El consumo de úrea en Bolivia está en constante crecimiento. • Las importaciones de Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, México y Perú podrían constituir mercados potenciales para la úrea producida en Bolivia, así como mercados más lejanos. • La posibilidad de ofrecer úrea a un precio y cantidad altamente competitivo con relación a la producida en la región. Amoniaco • Es posible impulsar la industria local de explosivos para usos productivos, que demanda para su crecimiento volúmenes adicionales de nitrato de amonio. Polietilenos • Existe un mercado creciente en la importación y utilización de productos plásticos en Bolivia (polietilenos, polipropilenos y PVC), llegando a 60.000 toneladas de productos importados el año 2009. • La diversidad de productos que pueden industrializarse a partir de polietilenos y polipropilenos tiene enorme impacto en el desarrollo de la industria nacional basada en pequeños y medianos microempresarios. • Existe demanda insatisfecha de polietilenos en la región. Complejos petroquímicos • La tendencia mundial es desarrollar complejos petroquímicos integrados en lugar de plantas aisladas para optimizar costos de operación e infraestructura instalada. • Permite determinar prioridades en la provisión y utilización de materia prima. • La industrialización del gas en Bolivia deber priorizar el metano, dada su abundancia con relación a otros componentes del gas natural.
el gobierno DECIDIÓ ACERCARSE A LOS PRIVADOS, POR LO QUE EL PROPIO JEFE DE ESTADO, EVO MORALES, PIDIÓ CUMPLIR CON INVERSIONES Y LES OFRECIÓ SEGURIDAD JURÍDICA
CADENA DE VALOR DE PROCESOS PETROQUIMICOS 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 Gas
Etileno
Propileno
Producto final
Pilares de operación de la EBIH En la gestión 2010 se ha iniciado la operación de la EBIH y en adelante esta empresa desarrollará sus actividades en función a cinco pilares, que permitirán dar operatividad a la industrialización de los hidrocarburos. • El Plan Estratégico Institucional de la EBIH, que contiene el proceso de planificación estratégica de mediano y largo plazo. • Ejecución de proyectos en desarrollo, consistente en completar los perfiles, proyectos de industrialización, estudios de mercado, factibilidad económica, social y ambiental. • Gestión administrativa que comprende la gestión administrativa-financiera de la EBIH y la conformación de su estructura corporativa. • Gestión empresarial estratégica. Desarrollo y puesta en funcionamiento de las plantas industrializadoras de hidrocarburos. • Imagen institucional que comprende el posicionamiento de la EBIH en el escenario nacional e internacional.
Fuente: Ministerio de Hidrocarburos
Aplicaciones de productos industrializados del gas El Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) impulsará y garantizará las mejores condiciones para la industrialización del gas natural boliviano. Amoniaco. Nitrato de amonio (fertilizantes y otros usos como explosivos para la explotación minera y construcción vial). Úrea. Mejora la productividad de las tierras
Petroquímica es posible en Bolivia Carlos Brenner, director de proyectos de Braskem, indicó que la compañía evalúa la posibilidad de encarar un proyecto petroquímico en Bolivia basado en el etileno y polietileno. Destacó el Proyecto Etileno XXI llevado a cabo en México, cuyos resultados han sido bastante favorables. Además, tiene previsto arrancar con una planta de producción de polietileno en base a metanol en Brasil.
agrícolas en procura de la soberanía alimentaria y sirve de alimento para ganado. Polietileno. El polietileno de baja densidad es utilizado principalmente para elaboración de film, envases flexibles y otros, mientras que el de alta densidad se usa principalmente para elaboración de cestos, cajas, recipientes y otros. Polipropileno. Se aplica como “tappers”
para alimentos, tuberías para transporte de líquidos calientes, juguetes y utensilios varios. PVC. Se usa para tuberías de saneamiento básico (construcción) y perfiles. GTL . Producción de combustibles líquidos “verdes” como diésel ecológico a partir del Gas Natural.
ESQUEMA DE DESARROLLO DE PROYECTOS DE LA EBIH Trabajo de Coordinación - MHE Empresas que realizan la Ingeniería Conceptual (Documento Base para solicitar Financiamiento)
Financiamiento
Empresas Proveedoras de Licencia Tecnológica
Empresas Constructoras de Plantas y Equipos Críticos.
EBIH Proyectos de Industrialización del Gas Natural Complejo de Fertilizantes
Olefinas a partir de Metano
Propileno a partir de Metano
Tecnología MTO
Tecnología MTP
Planta de Olefinas a partir de etano (Craker)
Planta de GTL
Otros Proyectos (Planta de Metanol, MTBE, Acido Acetico, y Otros)
Fuente: Ministerio de Hidrocarburos
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petróleo & gas
Es evidente que siendo el número uno en la fabricación de explosivos mineros de nitrato de amonio, nos falta una producción propia en Latinoamérica de la materia prima
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Robert MacDonald, Especialista de Orica Nitratos Perú S.A.
INDUSTRIALIZACIón en perú
POSIBILIDAD DE TRANSPORTE DE ÚREA Y METANOL PARA LA REGIÓN CENTRAL DE BRASIL
invertirán $US 500 MM en planta de nitrato de amonio
Cobija
Empresa australiana producirá 300 mil TM/año de nitrato de amonio en Perú. Fabricante principal de explosivos mineros.
Trinidad
Cochabamba
CARSELAND (Calgary)
Oruro
Potosí
GENEVA (Salt Lake City, UT)
YARWUN (Gladstone)
Metanol y Urea: Sudamérica Consumos Aparentes y Tarifas de Importación
TERRA (Jackson.MI)
MONCLOVA (Monterrey, Mexico)
BONTANG (Kalimantan)
TNC (Bangkok)
Metanol NCM 2905.11.00 País
Argentina Brasil Bolivia Chile Venezuela( 4 )
MARCONA (Nasca, Perú)
Plantas de propiedad de Orica KOORAGANG ISLAND (Newcastle)
Proveedores de Orica
Tarija
Chile
EL DORADO (Little Rock, AR)
BANCOG (Manila)
Santa Cruz Sucre
Consumo Aparente
Tarifas de Importación
206.264 576.866 124.784 317.164
12% + 0,5% (*) 12% - 0%( 1 ) 5% 6% 5%
Urea NCM 3102.10.10 Consumo Aparente 958.993 3.401.131 14.000 ( 2 ) 457.738 ( 3 ) 93.544
(*) Tasa de Estadística, valor máximo de US$ 500,00 . Excepto para Mercosur, Bolivia y Chile que son exentos (1) Importaciones de metanol provenientes de Chile e Venezuela (100% hoy) tiene II = 0% , definido por Acuerdos (2) Fuente: Ministerio de Desarrollo Productivo y Economía Plural (3) Datos disponibles de 2007 (4) Datos disponibles de 2006
Proyectos de Orica
Tarifas de Importación 6% + 0,5% (*) 0% 0% 6% 5%
Fuente: Gas Energy
Fuente: Orica Nitratos Perú S.A.
TEXTO: LIZZETT VARGAS O.
R
obert MacDonald de la compañía Orica Nitratos Perú S.A, presentó en Santa Cruz, el proyecto de la Planta de Nitrato de Amonio ubicado en San Juan de Marcona en Perú. Actualmente cuenta con 300 empleados y el 60% del mercado peruano de nitrato de amonio. Orica es una corporación australiana presente en 50 países de los cinco continentes y es única compañía global de explosivos para minería. Es un proveedor clave de las principales empresas mineras del mundo. Esta empresa producirá nitrato de amonio grado industrial, que es la base para la fabricación de explosivos para minería. La compañía es netamente exportadora de este elemento. “Es evidente que siendo el número uno en el producto, nos falta una producción
propia en Latinoamérica”, afirmó el experto. Es así que se proyecta en Perú, la puesta en marcha de una planta de nitrato de amonio con una producción de 300. 000 TM/año, con una inversión estimada en aproximadamente 500 millones de dólares. Explicó que si bien la industria del gas en Perú es emergente, existe una creciente demanda en el mercado de nitrato de amonio. En 2008 produjeron 250.000 TM y fue satisfecha por importaciones valuadas en 100 millones de dólares. Además, la minería está creciendo en este país, con una fuerte promoción gubernamental de inversiones. Sin embargo, presentan un déficit de infraestructura (agua, energía, distribución de gas, y otros) e inexperiencia en conformación de polos industriales y de transporte. Este proyecto, impulsará en Perú, el desarrollo petroquímico, el reemplazo de importaciones de nitrato de amonio y la introducción de tecnología de vanguardia. ▲
DINAMICA DE UN CLUSTER MÁS COMPETIVIDAD
MÁS EMPLEO
Proveedores de insumos
Entidades de apoyo
Canales de distribución
Academia
Clientes
Proveedores de servicios empresariales
Entidades financieras Proveedores Organismos gubernamentales
I&D Apoyo técnico Empresas
MÁS CAPACIDAD INSTITUCIONAL
TEJIDO EMPRESARIAL FORTALECIDO MÁS INGRESOS Y RENTABILIDAD
Fuente: Orica Nitratos Perú S.A.
PLANTEAMIENTO
la industrialización del metano debe ser prioridad para bolivia, según experto Materia prima de industrialización, representa el 60 a 70% del costo de producción de petroquímicos básicos y “commodities” TEXTO: FRANCO GARCÍA
D
ebido a que los derivados del metano (metanol y úrea) tienen mercado potencial en los países vecinos y mayor facilidad de transporte, se recomienda a Bolivia dar prioridad a su producción como parte de la política de industrialización del gas natural, sugirió el experto de la Consultora Gas Energy, Carlos Alberto López. Según el especialista, en el caso de la úrea la región central de Brasil es un destino natural, puesto que existe una elevada demanda para la cadena productiva de alimentos. Respecto al metanol, también Brasil muestra un consumo atrayente, además de Venezuela y Argentina. Asimismo, explicó que los derivados de etano tienen mayor utilización en empresas con fuerte economía de escala y alcance. De acuerdo al estudio de mercado, presentado por López, en Bolivia se utiliza derivados de metano como úrea en 14.000 t/a y amoniaco en cantidades muy
pequeñas. Además la producción de derivados de etano y propano es de 28.000 t/a de polietilino,14.000 t/a de polipropileno y 18.000 t/a de policloruro de vinilo. Sin embargo, como para la implantación de un complejo a base de gas natural será necesario considerar, además del mercado boliviano los de los países vecinos. A la pregunta de ¿Cómo agregar valor al gas natural de Bolivia?, el especialista responde que se debe considerar factores claves como: la disponibilidad de materias primas, dimensionamiento del mercado objetivo, precios competitivos (vinculados a los precios de los productos del mercado final), escala y alcance de plantas industriales y tecnología e innovación. En este marco, destacó la necesidad de acceder a la materia prima de la industrialización, de manera competitiva, puesto que representa el 60 a 70% del costo de producción de los petroquímicos básicos y de los
commodities. Indicó que es necesario contar con disponibilidad y garantía para 15 o 20 años, en condiciones predefinidas de calidad. ▲
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petróLEO & GAS
última tecnología para el transporte de gnl
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nes. El transporte por carretera dentro de un rango de 4.000 Km, contiene un volumen de almacenamiento de 44m ³ por cada camión, a fin de abastecer las estaciones satélites. Explicó que existe otra forma de transporte de GNL, a través de barco o camión, que es realizada en Suecia. Para ello, utilizan equipos claves y unidades modulares para aplicaciones de GNL, así como intercambiadores de calor tipo placa, espiral, cajas frías (cold boxes) y columnas de rectificación. El grupo Linde, tiene clientes también en América del Sur, donde instaló plantas de separación de aire, de procesamiento de gas e instalaciones petroquímicas. ▲ Foto: Linde
aime Basurto, director del Grupo Linde presentó lo último en tecnología para el transporte de Gas Natural Licuado (GNL), para plantas de perqueña y gran escala. El grupo empresarial Linde, impartió sus experiencias en instalaciones a escala pequeña y mediana carga y transporte de GNL, en China, Noruega y Suecia. El especialista, detalló que en China la capacidad del sistema de almacenamiento de GNL, está diseñado para llenar 100 camiones o contenedores dentro de 16 horas y consiste de seis estaciones de carga de contenedores (fijas en los coches de la plataforma ferroviaria) y cuatro estaciones de carga para camio-
Transporte por carretera en un rango de 4.000 km contiene un volumen de almacenamiento de 44 m3 por cada camión
los estados deben encarar exploración competitiva
L
a consultora R. García presentó un estudio que da pautas a los gobiernos de la región para trabajar de manera efectiva en actividades de exploración, pero de menera competitiva y permanente. Raúl García, presidente de R. García Consultores S.A., dijo que si las acciones del Estado no son previsibles, se reduce el beneficio de incorporar reservas y se eleva el costo de la actividad exploratoria. “Estamos de acuerdo en que el Estado no puede modificar el riesgo geológico pero sí puede afectar el riesgo político-regulatorio”, indicó. Asimismo, explicó que está de acuerdo
en que los impuestos no gravan necesariamente la renta, porque igualmente extraen participación y pueden resultar muy distorsivos. Respecto a la actividad exploratoria, el ejecutivo señaló que debe existir una política fiscal acorde a las dificultades para encontrar hidrocarburos a fin de reducir costos. “Se emprende la actividad exploratoria en la medida que los beneficios netos de incorporar las reservas superan los costos esperados de aquella”, aclaró. Finalmente, acotó que los recursos hidrocarburíferos generan renta, que en parte es apropiada por el Estado.
367 209
139
132
Dem Actual (2010)
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Potencialidad de Demanda de Gas Natural (ARG+BOL+BR+CH+PE+UY)
Dem Proy (10 años) Fuente: R. García Consultores S.A. -Argentina
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Fase I 4.199.200 horas hombre de trabajo 16.200 toneladas de tubería 96.600 metros de ductos 800.000 horas de máquinas trabajando 562.071 toneladas de equipos en planta 7.793 m2 en construcciones 550 toneladas de estructuras metálicas 15.000 m3 de excavación 20 meses de trabajo
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Se presenta una mayor importancia económica en la producción de etanol, en relación con los derivados del petróleo
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Cinthia Costa da Cabral de la universidad Federal de San Carlos de Brasil
BIOCOMBUSTIBLE PARA INCLUSIÓN SOCIAL SÍNTESIS DE INDICADORES PARA LOS SECTORES ANALIZADOS (2008) SECTOR Caña de azúcar Etanol TOTAL Caña y etanol Extracción de petróleo Derivados de petróleo TOTAL Petróleo
UF 24 25
MUNICIPIOS 1.024 248
EMPLEOS *268.334 226.513
26 22
1.086 128
494.847 69.100
24
107
25
196
ESTABLECIMIENTOS 19.762 584
EDAD MEDIA 33,9 32,9
ESCOLARIDAD MEDIA 4,2 7,7
20.346 870
33,6 39,3
11,7
21.186
391
38,4
11,3
90.286
1.261
39,1
-
* Número de empleados ponderado por la proporción de caña de azúcar destinada al etanol en la safra 2007/08
EL ETANOL GENERA MÁS DE 100 MIL EMPLEOS EN BRASIL
L
a sustitución de gasolina por etanol en Brasil, en un 15%, genera más de 100 mil empleos y 200 millones de dólares en compensación total, según la investigación de Cinthia Cabral da Costa de la Universidad Federal de San CarlosBrasil. El estudio muestra una elevada generación de empleo en los dos eslabones de la producción de etanol: industria de la caña de azúcar para el etanol. Actualmente se emplea cerca de 500.000 trabajadores y más de 5,5 veces el sector que emplea a la producción de aceite. En Brasil 1.139 municipios se dedican
a la producción de azúcar y etanol, en comparación con 196 municipios, dedicados a la industria del petróleo y derivados, explicó la investigadora brasilera. Asimismo, indicó que se presenta una mayor importancia económica con la producción del etanol, en relación con los derivados del petróleo para el desarrollo productivo de los municipios en Brasil. Finalmente, afirmó que estos resultados muestran que las políticas públicas para impulsar el consumo de etanol, tienen un beneficio social y económico, al considerar la ubicación y el número de empleos generados. ▲
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energía renovable
Se requiere aplicar políticas de promoción de energías renovables
A
excepción de Argentina, Chile, México, Perú y República Dominicana, los demás países de América Latina, incluyendo Bolivia, cuentan con incipientes políticas de promoción de energías renovables, por lo que requieren un mayor incentivo estatal para lograr un mayor desarrollo de este sector, según el estudio realizado por Eduardo Zolezzi, consultor del Banco Mundial. La investigación denominada Energías Renovables, Situación Mundial y en América Latina, basa su medición en parámetros como, tarifa garantizada (“Feedin-Tariff”), sistemas de cuotas o portafolio de renovables (RPS), subsidios al capital, donaciones, descuentos, rebajas impositivas, a la inversión y otras formas, reducción de Impuestos VAT, a las ventas, de regulación, certificados transables de energía renovable (RECs), pagos por producción de energía renovable, medición neta, inversión directa, préstamos o financiamiento públicos, licitaciones públicas de renovables.
Según Zolezzi, a nivel mundial el enfoque más utilizado para el apoyo tarifario para las energías renovables es la denominada tarifa “feed-in”, en la cual los proveedores de electricidad están obligados a comprar la que es generada por energías renovables a un precio tec-nológico específico basado en la estimación de los costos del productor. El segundo enfoque más generalizado es que el Gobierno provee una tarifa preferencial basada en los costos evitados por el comprador. Aunque este sistema es económicamente racional, tiene oposición entre quienes apoyan las energías renovables porque a menudo la tarifa no da paso a las tecnologías de mayor costo. Por otro lado, el estudio también identificó algunos problemas que enfrentan las energías renovables en diferentes países para su promoción, así como trámites de permisos, autorizaciones o diversas concesiones, y algunas veces complejas, ante diversas autoridades. ▲
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Fotos: Eduardo Zabala
EVENTOs
Evento. Mas de 300 ejecutivos de diferentes empresas del sector de hidrocarburos y energía participaron del 3er Congreso Internacional Bolivia Gas & Energía 2010 en Santa Cruz de la Sierra.
CONGRESO gas & energía EN IMÁGENES El evento contó con una masiva asistencia y con la exposición de reconocidos ejecutivos de diferentes países. Fue destacable el esfuerzo emrpesarial en la muestra paralela de promoción corporativa, productos y servicios. Reporte Energía participó con un stand y premió a los asitentes con un GPS.
Participantes. Ejecutivos de diferentes empresas se dieron cita en el evento.
premios. Javier López (izq) ganó un pasaje de AeroSur y William Montero (der) un GPS,
REPORTE ENERGIA SORTEÓ UN GPS y un pasaje EN SU STAND
stand. Bolinter fue una de las empresas que participó con su stand en el Congreso de la CBH
Reporte Energía participó con un stand como media partner en el Congreso Gas y Energía, organizado por la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH). En esta oportunidad y con la participación de 400 personas se desarrolló una actividad novedosa, puesto que se sorteó un GPS GARMIN Nüvi y un pasaje a Tarija, que incluye además el pago de la inscripción para participar en el Foro Internacional del Gas (Figas), cuya segunda versión se
realizará el 18 y 19 de noviembre próximo en el Hotel Los Parrales. El ganador del GPS fue el gerente de SSMS de Gas TransBoliviano (GTB), William Montero, y el acreedor del pasaje a Tarija fue Javier López, jefe de proyectos de YPFB Corporación. El sorteo permitió aumentar considerablemente el número de nuevos suscriptores del periódico y tener un contacto directo con los actuales lectores. ▲
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petróleo & gas
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Casa Alemana mostrará las diversas posibilidades que se tienen a disposición para diseñar y construir edificios con eficiencia energética y de una forma sostenible
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Casa Alemana
CONSTRUCCIÓN CON EFICIENCIA ENERGÉTICA Y SOSTENIBLE
un nuevo concepto habitacional
Foto: BMWi
La Casa Alemana exhibe la tecnología de vanguardia en energía renovable, que ya puede ser utilizada en mercados como el boliviano. Cuenta con 300 millones de dólares, pero se busca más financiamiento. Tendrá un stand en la Expocruz 2010. TEXTO: REDACCIÓN CENTRAL
C
on el apoyo del Ministerio Federal de Economía y Tecnología (BMWi), el Ministerio Federal de Transportes, Obras Públicas y Urbanismo de Alemania y la Cámara Boliviano-Alemana, la Casa Alemana, un pabellón de exposiciones móvil de las iniciativas de energías renovables y eficiencia energética de Alemania, estará presente en la Expocruz 2010. Según la Casa Alemana, se trata de un prototipo de casa energéticamente eficiente que está realizando un tours de 16 meses por 13 ciudades latinoamericanas, mostrando nuevas tecnologías para la construcción de viviendas y el abastecimiento energético mediante el aprovechamiento solar y otras técnicas de construcción futuristas. Durante su participación en esta muestra ferial, Casa Alemana mostrará las diversas posibilidades que se tienen a disposición para diseñar y construir edificios con eficiencia
La vivienda sostenible que se adapta a la realidad boliviana. Este es un ejemplo que podría ser aplicado en el corto plazo en el país
energética, y de una forma sostenible. Alemania se ha constituido en un referente de innovación energética, hasta el 2008 el 15% del consumo provenía de fuentes re-
novables, para el 2020 se espera que la cifra alcance el 30% y para el 2030 un 50%. Se informó que durante la presencia de la casa en Expocruz, se realizará un panel sobre
ARTE SIMMER
este tipo de soluciones al impacto ambiental, en la que participará la consultora de seguridad y medio ambiente Safety vIntegral Solutions, junto a otros expertos del área. ▲
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electricidad
En la actualidad existen dos millones de bolivianos que no cuentan con el servicio eléctrico y otro monto similar que sólo accede a ese derecho ya sea por horas o días
TEXTO: LIZZETT VARGAS O.
TIPO
POTENCIA EFECTIVA (MW)
DESCRIPCIÓN
ENTRE RIOS
PROYECTO
INVERSION MMUSD
GENERACIÓN
INVERSIÓN MMUS$
ESTADO
ENTRADA EN OPERACIÓN
2010
100,0
86,0
Operación
CICLO COMBINADO GUARACACHI
82,0
80,0
Ejecución
TRASLADO DE DOS UNIDADES FRAME 5
24,0
4,0
Factibilidad
120,0
90,0
Ejecución
TERMOELECTRICA DEL SUR
CBBA SCZ
2011
50,0
50,0
Pre Factibilidad
CICLO COMBINADO SUR
60,0
60,0
Perfil
CICLO COMBINADO CARRASCO
60,0
60,0
Perfil
100,0
297,0
Factibilidad
80,0
100,0
Ejecución
CICLO COMBINADO BULO BULO
50,0
50,0
Perfil
2014
TERMOELECTRICA CHUQUISACA
100,0
86,0
Perfil
2014
CHU
SAN JOSÉ
130,0
195,0
Factibilidad
2015
CBBA
MIGUILLAS
250,0
375,0
Perfil
2016
LP
POTENCIA EFECTIVA (MW)
1367,0 INVERSIÓN MMUS$
ESTADO
ENTRADA EN OPERACIÓN
LOCALIZACION
990
2191,4
Diseño Final
2018
BEN
3000,0
5400,0
Perfil
2020
SCZ/CHU/CBBA
ESTADO
ENTRADA EN OPERACIÓN
LOCALIZACION
Operación/Parcial
2010
LAGUNA COLORADA MISICUNI
DESCRIPCIÓN CACHUELA ESPERANZA COMPLEJO HIDROELECTRICO RIO GRANDE TOTAL MM $US TIPO
DESCRIPCIÓN CARANAVI - TRINIDAD
LONGITUD (KM) 370,0
7591,4 INVERSIÓN MMUS$ 38,3
2012
LP TAR
CICLO COMBINADO ENTRE RIOS
TOTAL MM $US
TRANSMISIÓN
L
a Empresa Nacional de Electricidad (Ende), mostró sus proyecciones de inversión para los próximos 10 años, que ascienden a 9 mil millones de dólares, en proyectos de transmisión y generación. Al respecto, el gerente general de Ende, Rafael Alarcón, señaló que siguiendo la política de incrementar la presencia estatal en el sector, el objetivo es lograr que todo el país esté enlazado al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Por otra parte, la autoridad de Ende indicó que en el tema de inversiones, sólo para los proyectos orientados hacia la generación de electricidad se requiere 1.367 millones de dólares. Para los megaproyectos, que permiten pensar en la exportación de la energía, el monto de inversión aumenta hasta 7.591 millones de dólares y 184.3 millones de dólares para los programas de desarrollo que están en ejecución. Alarcón destacó algunos proyectos que permitirán incrementar significativamente la oferta eléctrica como la instalación de una planta geotérmica en Laguna Colorada, además de la hidroeléctrica Misicuni y la termoeléctrica de Entre Ríos. Ende también tiene previsto impulsar proyectos en energía renovable como explotar el potencial eólico en el altiplano y en Viru Viru (Santa Cruz), iniciar exploración de recursos geotérmicos en el Sajama y en el sur cruceño, además de biomasa en el norte boliviano. “Está claro que nos falta mucho dinero y esto es una oportunidad de inversión en condiciones en las que se respete la Constitución, donde el Estado, para hacer sociedades, debe tener el control mayoritario”, apuntó. De acuerdo con las proyecciones de Ende hasta finales del próximo año, ocho departamentos (La Paz, Oruro, Cochabamba, Chuquisaca, Santa Cruz, Potosí, Pando y Beni) estarán conectados al SIN,
“
Rafael Alarcón, gerente general de Ende
TAR 2013
252,0
52,0
Ejecución
2011
CHACO -TARIJA
120,0
30,0
Diseño Final
2012 2013
COCHABAMBA - LA PAZ
280,0
64,3
Diseño Final
200,0
40,0
Factibilidad
CHIMORE - SAN IGNACIO DE MOXOS
250,0
50,0
Factibilidad
TOTAL MM $US
CBBA POT CBBA
INTERCONEXIÓN TARIJA AL SIN
CARRASCO - MISICUNI
CBBA
CBBA
2015
184,3
Fuente: Ende
Hasta el 2020
Ende invertirá $us 9 mil millones en ELECTRIcIDaD La Laguna Colorada, hidroeléctrica Misicuni y la termoeléctrica Entre Rios, permitirán incrementar la oferta eléctrica. En el 2011, ocho departamentos estarán conectados al SIN. gracias a los proyectos que se desarrollan. “A finales de 2011 serán ocho los departamentos interconectados con sus ciudades capitales al SIN. Esperamos que en ese mismo periodo Tarija y el Chaco también estén interconectados”, manifestó. En la actualidad existen dos millones de bolivianos que no cuentan con el servicio eléctrico y otro monto similar que sólo accede a ese derecho ya sea por horas o días, añadió. “En este momento se puede hablar de una oferta eléctrica nacional de 1.300 MW, que garantiza el suministro” sostuvo. ▲
INVERSION MMBs
ETAPA
Proyecto Caranavi – Trinidad (Transmisión y Distribución)
38,25
270,43
En operación parcial
Proyecto de Generación Termoeléctrica Entre Ríos
86,00
608,02
En operación
Proyecto de Transmisión Tarija - SIN
52,00
367,64
En ejecución
Proyecto Múltiple Misicuni
114,10
806,69
En ejecución
Proyecto de Generación Termoeléctrica del Sur
120,00
848,40
OFID
15,00
106,05
TOTAL
425,35
3.007,22
En ejecución Por ejecutar
Fuente: Ende
Roberto Peredo, Viceministro de Electricidad
“San Ignacio de Moxos RECIBIRÁ ELECTRICIDAD DEL SIN“ La línea Caranavi –Trinidad, está en las pruebas finales de “energización” para el enlace al Sistema Interconectado Nacional (SIN), con lo que se suministrará próximamente electricidad a San Ignacio de Moxos. La ejecución física de ésta línea, fue terminada a principio de diciembre del año pasado, pero presentó problemas con el único contrato que se firmó para una de las subestaciones. Uno de los equipos registró fallas a la hora de instalarlo, lo que provocó un desperfecto que se materializó en la falla de un reactor. En esta instancia, se evita la elevación sustancialmente del voltaje al final de la línea y el mantenimiento de los parámetros adecuados. El equipo dañado fue reparado en fábrica y actualmente está siendo sometido a pruebas de energización en la zona. En este sentido, “Trinidad puede estar tranquila, porque tendrá suministro de energía conectado al Sistema Interconectado Nacional”, dijo Peredo. En los meses de marzo y abril se co-
Foto: Eduardo Zabala Reporte Energía
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nectaron a través de esta línea al SIN, las poblaciones de Yucumo, El Palmar y San Borja. Ahora con el reactor habilitado estará enlazado a San Ignacio de Moxos, actualmente en prueba final. Respecto, a la Planta Térmica del Sur, se va a inyectar aproximadamente 120 MW al SIN, con la ayuda de la interconexión de Tarija. Ésta interconexión, se encuentra en ejecución con llegada de conductores, ferretería de línea, suministros y está en fase de construcción. La inversión aproximada es de 52 millones de dólares, y se espera que inicie su funcionamiento el segundo semestre del 2011.