Memoria Figas 2010

MEMORIA

FIGAS

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TARIJA 17, 18 Y 19 de noviembre 2010 Los nuevos escenarios del negocio energĂŠtico.

Hidrocarburos y electricidad ante demandas crecientes

Miguel Zabala Bishop COMISARIO GENERAL DEL FIGAS Y DIRECTOR DE REPORTE ENERGÍA Branko Zabala Peris GERENTE GENERAL DE BZ GROUP Boris Gómez Úzqueda MIEMBRO DEL COMITÉ TÉCNICO Y DIRECTOR DEL CIDEA Iver Von Borries MIEMBRO DEL COMITÉ TÉCNICO Y DIRECTOR DEL CIDEA Bernardo Prado Liévana MIEMBRO DEL COMITÉ TÉCNICO Y DIRECTOR DEL CIDEA Yussef Akly Flores MIEMBRO DEL COMITÉ TÉCNICO Y DIRECTOR DEL CIDEA

EQUIPO DE APOYO FIGAS 2010 Ema Peris Serrate ADMINISTRACIÓN GENERAL Lauren Montenegro Montes de Oca GERENCIA COMERCIAL René Mendoza Justiniano LOGÍSTICA Isabel Ocampo /Luis Rivera APOYO TARIJA

EQUIPO EDITOR MEMORIA FIGAS 2010 Franco García Salazar JEFE DE REDACCIÓN DE REPORTE ENERGÍA/COORDINADOR MEMORIA Lizzett Vargas Ordoñez Edén García Salazar COLABORADORES J. David Durán R. DISEÑO y DIAGRAMACIÓN FOTOGRAFÍA Reporte Energía FORO INTERNACIONAL DEL GAS (FIGAS) y REPORTE ENERGÍA SON PRODUCTOS DE BZ GROUP SRL I Av. Roca y Coronado (entre 3er. y 4o. anillo), calle 8 Nro. 97 I Tel. (+591-3) 356-5859 copyright bz group 2011 Impreso en SIMMER

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Memoria Figas 2010

ÍNDICE Presentación del FIGAS ´10

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Discurso de bienvenida Rodrigo Paz Pereira, Presidente H. Concejo Municipal de Tarija

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Discurso inaugural

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Desafíos y demandas del sistema de generación y distribución eléctrica de Tarija

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Imágenes de la 2da versión del Foro Internacional del Gas

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Los ductos en la construcción de la industria del gas en Bolivia

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Radiografía del mapa energético del Cono Sur

33

Comportamiento del mercado energético del Noroeste argentino y sur de Bolivia

37

La demanda de gas en el sector industrial

43

Imágenes de la 2da versión del Foro Internacional del Gas

49

Contratos de servicios petroleros

51

Proyectos de Ciclo Combinado y Optimización de Recursos Energéticos

57

Esquema de Seguridad del GNC aplicado en Argentina

63

Penetración del gas natural en el contexto público

69

Imágenes de la 2da versión del Foro Internacional del Gas

73

Fiscalización de hidrocarburos a través de monitoreo, medición y análisis del CNMCH

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Gas y desarrollo en el horizonte económico de Tarija

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Perspectivas de los pueblos indígenas sobre los recursos naturales y las actividades hidrocarburíferas

83

Imágenes de la 2da versión del Foro Internacional del Gas

97

Gas por redes y el proceso de sustitución de GLP en Bolivia

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¿Dónde estamos en el sector eléctrico boliviano?

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Situación actual del mercado eléctrico desde la perspectiva de CRE

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El norte de Chile: Una opción para la industrialización del gas boliviano

119

La integración energética y la generación termoeléctrica en Brasil

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Posición del Ministerio de Hidrocarburos y Energía de Bolivia

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Discurso de clausura del FIGAS

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Conclusiones y propuestas FIGAS 2010

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MEMORIA

FIGAS

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Presentación del Figas ´10

Miguel Zabala Bishop Comisario General del FIGAS y Director de Reporte Energía

Presentación del FIGAS ´10

Miguel Zabala Bishop

“El diálogo arrojó conclusiones que apuntaron a llamar la atención de los administradores del Estado respecto a la política energética del país. Los participantes del foro se enfocaron en los ejes de la política energética y brindaron insumos para mejorarla

Buenas noches. Quiero saludar a Rubén Ardaya, representante del gobernador del Departamento de Tarija; a Mario Cavero, secretario de Hidrocarburos de la Gobernación; Rodrigo Paz, presidente del Honorable Concejo Municipal de la ciudad; a Patricia Galarza, presidente del Comité Cívico de Tarija, y al presidente de la Comisión de Hidrocarburos de la Asamblea Departamental.

Asimismo, a los señores concejales; a Victorio Oxilia, -que creo que está aterrizando en este momento en Tarija- Secretario ejecutivo electo de la Organización Latinoamericana de Energía que esperamos tenerlo en instantes más.

Quiero saludar también al señor Nelson Bartolo, secretario de Recursos Naturales y representante de la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG), a los senadores, diputados representantes de las provincias del departamento de Tarija y de otras regiones del país; a los señores del comité técnico y miembros del Centro de Investigación para el Desarrollo Energético y Ambiental (CIDEA), co-organizadores del Foro Internacional del Gas (FIGAS), al gerente de BZ Group, Branko Zabala, empresa organizadora del FIGAS, a los representantes de todas las compañías presentes en la Expo FIGAS, a los auspiciadores de este evento y a todos los participantes del FIGAS que vienen del exterior y del interior del país. Señoras y señores.

Llevar adelante un foro internacional como el que nos reúne en esta ocasión no es tarea fácil, máxime si se debe tropezar con innumerables imponderables propios de un evento de esta magnitud.

El año pasado en la primera versión del FIGAS propusimos la idea fuerza de analizar los desafíos energéticos del tiempo de cambio con una visión desde el sur, en este mismo escenario.

En aquella ocasión y con la presencia de un renombrado grupo de panelistas y participantes intentamos acercarnos a la realidad de la exploración, producción, comercialización de hidrocarburos en Bolivia y tuvimos la oportunidad de conocer los avances en esta materia y en política energética que se llevan adelante en otros países especialmente latinoamericanos.

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Escuchamos atentamente el plan de inversión de la corporación más importante de Bolivia, YPFB, en la palabra de su presidente y creo que todos suspiramos esperanzados con las cifras y los proyectos que el país debía desarrollar.

El diálogo arrojó conclusiones que apuntaron fundamentalmente a llamar la atención de los administradores del Estado respecto a la política energética del país. En aquella ocasión los puntos de vista de los participantes del foro se enfocaron en los ejes fundamentales de la política energética y brindaron insumos para mejorarla. Se sugirió mayor participación de las regiones e inversión en exploración para renovar y ampliar las reservas de hidrocarburos del país, cumpliendo de esta manera con los compromisos asumidos, pero sobre todo porque es importante atraer más inversiones en el upstream, desarrollando campos existentes y ejecutando una gran campaña exploratoria en las áreas reservadas a YPFB, lo que redundaría en un incremento en la producción de gas natural y líquidos, que en definitiva generan ingresos para el país y que se traducen en mejores condiciones de vida para los bolivianos.

Hoy a un año de aquel primer FIGAS será positivo evaluar los avances del país en política energética y sugerir los ajustes que se vean convenientes porque este es un escenario que ha sido creado para la sana confrontación de ideas, la propuesta, el debate propositivo y el conocimiento de las experiencias de otros países que llevan delante de manera exitosa y que pueden servirnos de luz para crecer en beneficio de todos, especialmente del pueblo que espera respuestas a sus carencias y que es finalmente el que merece todos nuestros esfuerzos.

No voy a extenderme más, solo quiero decirles que este FIGAS 2010 es producto de un esfuerzo de un medio de comunicación especializado como es Reporte Energía, de una empresa como BZ Group y de nuestro equipo técnico de apoyo, el CIDEA. El evento no busca otra cosa que abrir espacios para el diálogo sobre este derecho de la energía para todos y en las mejores condiciones para los actores con un profundo respeto por el medio ambiente.

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Debo agradecer profundamente al Creador que nos da la oportunidad de reunirnos, al equipo técnico del FIGAS, Boris Gómez, Iver Von Borries, Bernardo Prado, Yussef Akly, Danilo Franulic y Raúl Alonso que nos acompañan en las decisiones.

Los invito a disfrutar de estos días de foro y feria especializada en el agradable clima de Tarija con el cariño de su gente.

Muchas gracias.

Agradezco asimismo a las empresas que hacen posible el FIGAS, puesto que sin ellas, todo esto no sería más que una utopía; a Emy mi esposa, mi gran apoyo en toda la organización, a Branko mi hijo por todos los empeños que llevamos adelante, a mis hijas Carolina, Stefanie y Priscila, sin cuyo apoyo esto no sería posible y a todo el maravilloso equipo de BZ Group y Reporte Energía.

Perfil Periodista y abogado especializado en hidrocarburos y energía, con más de veintidos años de experiencia.

Director de Reporte Energía y BZ Group S.R.L. Fundador de los más importantes medios especializados en la materia en Bolivia; de la Federación Latinoamerica de Periodismo Especializado en Energía (FLAPEE); el Centro de Investigación para el Desarrollo Energético y Ambiental (CIDEA); corresponsal y representante de The International Herald Tribune (de propiedad de The New York Times y Washington Post), Colaborador de Petróleo Internacional (edición Kansas-New York), columnista, editor, redactor, productor de prestigiosos medios impresos y de televisión nacionales; ha cubierto varias versiones del Congreso Mundial del gas, Congreso Mundial del Petróleo, Congreso Mundial de Energía y asisitido a congresos internacionales de la industria de la energía en Argentina, Brasil, Canadá, Ecuador, Reino Unido, Estados Unidos, México, Paraguay, Perú, Venezuela y otros. Asesor de empresas del sector energético; consultor internacional en materia de energía.

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FIGAS

‘10 Discurso de bienvenida

Rodrigo Paz Presidente del Concejo Municipal de Tarija

Discurso de bienvenida

Rodrigo Paz

Hoy día toca el debate de las ideas sobre temas energéticos, sobre todo en áreas como el tema hidrocarburífero que afecta a nuestro departamento. En ese sentido agradezco por considerar una vez más a Tarija como el espacio idóneo para implementar estos encuentros

Muy buenas noches. Es para mí un honor a nombre de Oscar Montes, Alcalde del Municipio, -conjuntamente con nuestro vicepresidente José Gallardo, junto a Janeth García, secretaria ejecutiva de nuestra directiva- por estar presente en esta noche.

Saludar en primera instancia a nuestro gobernador, el primer Gobernador Autonómico Tarijeño representado por el señor Rubén Ardaya, al señor Mario Cavero y a su vez también a nuestro parlamentario Jhonny Torrez. Destacar la participación de don Victor Silva como secretario del Conalde, como una entidad representativa y a su vez saludar a todos los invitados, especialistas, expositores nacionales como internacionales.

Muchas veces no reconocemos el esfuerzo, que se realiza para desarrollar eventos como estos. Yo les rogaría con mucha humildad poder dar un fuerte aplauso a don Miguel Zabala como comisario del evento porque este evento se efectúa por segundo año en Tarija.

La verdad es que no se puede entender a Bolivia, si no se entiende a Tarija dentro de un concepto energético y específicamente hidrocarburífero a nivel nacional. En eso creo que el título de este encuentro “Nuevos Escenarios de Negocios” es adecuado para llevar adelante esta cita en la capital del departamento hidrocarburífero por excelencia en el país.

Por eso estamos agradecidos porque en nuestro municipio, a través del reconocimiento que le hemos hecho a las personalidades esta noche, está la política de desarrollar en consenso la Tarija amiga, la de los espacios amables, la que es un punto de encuentro y de diálogo. Hoy día toca el debate de las ideas sobre temas energéticos, sobre todo en áreas como el tema hidrocarburífero que nos afecta enormemente a nuestro departamento y en ese sentido quiero agradecer por pensar en Tarija como el espacio idóneo para llevar adelante estos encuentros.

Si hay algo que ha marcado la historia de los bolivianos en los últimos 30 años tiene que ver con dos eventos muy claros. Uno es la democracia instaurada a partir del ‘82, donde después se generan procesos dentro de esa democracia o puede ser la

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última Constitución, un ámbito que es de mucha importancia para los tarijeños en el ámbito autonómico. Sin duda alguna el tema hidrocarburífero ha hecho un giro, un cambio en la historia de nuestro país y considero que tanto la democracia como los hidrocarburos han hecho parte de esa nueva historia de nuestra patria y en este sentido Tarija es uno de los mayores exponentes de los beneficios que en el tema energético los hidrocarburos han podido causar.

Decenas de años atrás, en los departamentos y en especial de la provincia Cercado los índices de desarrollo humano estaban por abajo, pero en los últimos años gracias a los hidrocarburos logramos estar en los primeros niveles a nivel nacional como departamento y como provincia Cercado.

Por eso para nosotros el tema energético e hidrocarburífero es muy importante. Entendemos lo que significa esto para el país, puesto que hemos vivido en carne propia lo que significa llevar con aciertos y desaciertos todo la cuestión hidrocarburífera.

Tenemos claro que si no exportamos inmediatamente, nuestro mercado es muy pequeño para lograr aquellos recursos que puedan ser parte fundamental para el desarrollo de nuestra patria. Para eso hay que reforzar los mercados que tenemos, pero también tenemos que empezar a ver nuevos y ojala que este Gobierno, sea el que inaugure a futuro el desarrollo del mercado del Pacífico a través de Chile y ojalá lo pueda hacer con la voluntad y el respaldo que tiene popularmente nuestro presidente.

Ojalá que nuestro gobierno nacional pueda llevar adelante este esfuerzo desde una provincia muy humilde, como es la provincia Cercado. Esperamos haber podido saborear lo que es el desarrollo humano y lo que nos falta por desarrollar a futuro.

Entendemos que al acrecentar las exportaciones con la generación de inversión en exploración y explotación se dará pasos importantes en mejorar la economía, aunque no se garantiza alcanzar todo aquello que es desarrollo humano y capital humano, sobre todo lo referente al desarrollo del conocimiento. Por ello agradezco una vez más al pueblo tarijeño que me corres-

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ponde representarlo con mis compañeros del Honorable Concejo Municipal de que hayan hecho este esfuerzo esta noche de estar presentes en Tarija. Nosotros queremos que la gente gane, que gane nuestra democracia, nuestro futuro y por aquellos que un día fueron condecorados y por sobre todo a todos ustedes.

Bienvenidos a esta Tarija amiga que les abre las puertas para que sean días intensos de debates y de propuestas para mejorar el desarrollo energético del país.

Muchas gracias.

Perfil Se tituló en Economía y Relaciones Internacionales en la American University, Washington (Estados Unidos). Tiene una maestría en Gestión Pública y Medios de Comunicación y un doctorado en Gobernabilidad. Fue diputado uninominal por siete años, formó parte del Comité de Participación Popular y desarrolló la Ley de Mancomunidades. Actualmente es el presidente del Concejo Municipal de Tarija.

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MEMORIA

FIGAS

‘10 Discurso inaugural

Rubén Ardaya Secretario General del Gobierno Departamental Autónomo de Tarija

Discurso Inaugural

Rubén Ardaya

Les quiero decir que el principal recurso de nuestra Tarija no es el gas, sino son las ideas, es el talento humano, la creatividad y el empuje. Esa es la manera de hacer las cosas tratando de lograr consenso con la gente por el bien común de los ciudadanos

Un saludo del gobernador de Tarija Mario Cossío que no ha podido asistir en este momento. Asimismo quiero dar mi saludo al Comité Cívico, a su presidente, al Concejo Municipal. Muchas gracias por estar aquí. Hago extensiva también la misma a nuestros asambleístas nacionales, plurinacionales también a los departamentales y a todos los hermanos extranjeros que están aquí y a los bolivianos en su conjunto.

Como tengo el uso de la palabra voy a permitirme hacer tres salutaciones personales. La primera a Humberto Vacaflor, un gran experto en hidrocarburos que da siempre la palabra correcta, Horst Grebe y Boris Gómez, quién es parte de este gran emprendimiento y obviamente a Miguel Zabala que tengo el placer de saludarlo.

Hace pocas horas ha sido presentado en Bolivia el Informe de Desarrollo Humano 2010 el cual, modestia aparte querido presidente del Concejo municipal, muestra por ejemplo que Tarija hace 10 años ocupaba el tercer lugar en el índice de salud humano y hace dos años ocupa el primer lugar a nivel Latinoamérica.

Hemos disminuido la mortalidad materno infantil. Hemos ampliado la escolaridad de todos los niños y estamos construyendo casi 400 kilómetros de corredor bioceánico con nuestros propios recursos. A su vez, estamos en este momento en una locura construyendo cinco presas para que podamos tener agua rápidamente.

En materia de gas, en cuatro años autonómicos hemos logrado instalar 23 mil redes domiciliarias, lo cual significa que ese gas del que estamos hablando llega en estos últimos cuatro años a 100 mil personas en nuestro departamento. Hemos llevado energía eléctrica a más de 17 mil hogares y hemos tendido redes eléctricas por más de 2 mil kilómetros.

Finalmente, hemos transformado a gas más de 6.150 vehículos del servicio público que antes funcionaban a gasolina y diésel.

Ahora están funcionando con gas natural vehicular.

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¿Qué les quiero decir con esto?. Para que no haya dudas, sepan que el principal recurso de nuestra Tarija no es el gas son las ideas, es el talento humano, es la creatividad, es el empuje, es esa la manera de hacer las cosas tratando de lograr consenso con la gente.

Hace tres meses cuando vino Miguel Zabala habló sobre cosas concretas. Esa es la manera como queremos empezar este día y aquí al menos en el Gobierno Departamental de Tarija no van a escuchar ningún argumento, ninguna justificación, o disculpa por lo que se está haciendo. Es por eso que lo que importa aquí de este evento es el valor de las ideas.

Por favor si quieren quedarse en Tarija a trabajar, tienen la posibilidad de hacerlo con la Gobernación y me imagino también con el Gobierno Municipal. Necesitamos ese espíritu porque lo más importante es el recurso humano.

Ese es el mensaje que creo que el Gobernador nos hubiera dado a todos. Queremos que nos dejen sus ideas. Estamos trabajando y aportando para que haya buen clima acá, para que los inversores se sientan en casa. Les pedimos a las empresas petroleras que están explotando nuestros campos que vengan aquí a Tarija. Necesitamos que formen parte de este gran emprendimiento que estamos haciendo en beneficio del país.

Asimismo manifestar que la política económica, la política social y la política autonomista de Tarija es absolutamente redistributiva y los beneficios que nos da el gas llegan al 100 por ciento de los tarijeños.

Quiero decir también que Tarija no es egoísta, solo recibe el 11 por ciento de las regalías al igual que cada uno de los 9 departamentos. Nosotros somos un departamento generoso. Por esa razón yo valoro muchísimo este evento y ojalá podamos tener más encuentros energéticos similares para que de aquí salgan ideas para las políticas nacionales.

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En esta línea les pido, ayúdennos también a diseñar políticas departamentales para que desde la Gobernación se profundicen el proceso de crecimiento sobre todo de la oferta de gas, la búsqueda de mercado y de tener mejores políticas. Nosotros queremos que el gas que está en Tarija le sirva a todo Bolivia y que ojalá podamos hacer sentir todo nuestro esfuerzo a todos los bolivianos.

También les agradezco por estar aquí en este momento difícil de nuestro departamento porque lo que queremos aquí es paz.

Queremos buen clima para vivir e invertir en todas las ideas que ustedes puedan darnos. Tengan la seguridad que quedan agendadas. Con estas palabras yo quiero dar por inaugurado este evento.

Muchísimas gracias y muchas felicidades.

Felicito a los organizadores de este evento y a todos. Déjennos sus ideas y los espero también el próximo viernes en la inauguración de la Feria Internacional que tenemos en nuestro departamento para que podamos ver ese espíritu emprendedor, que se está haciendo en nuestro departamento.

Perfil Es sociólogo y planificador. Fue viceministro de Participación Popular y ex secretario ejecutivo de la Federación de Asociaciones Municipales, (FAM).

Fugió como secretario general del Gobierno Departamental Autónomo de Tarija.

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Desafíos y demandas del sistema de generación y distribución eléctrica de Tarija

Andrés Ruiz Gerente general de SETAR

Desafíos y demandas del sistema de generación y distribución eléctrica de Tarija

Andrés Ruiz

Se está mejorando con grandes esfuerzos los índices de calidad. El departamento de Tarija debe volverse un productor de energía eléctrica, con una planta termoeléctrica instalada en la provincia Cercado para darle seguridad al sistema central del departamento

En primer instancia quiero agradecer a nombre de Setar a los organizadores de FIGAS por traer una vez más este importante foro a la ciudad de Tarija y por permitir a Setar participar en calidad de panelista para exponer los desafíos y los proyectos que tenemos en los próximos años.

Bueno, como introducción vamos a hablar de la naturaleza jurídica de Setar indicando que es una empresa pública que ejerce sus actividades de acuerdo a la Constitución Política del Estado Plurinacional de Bolivia, sus leyes y demás disposiciones vigentes, por lo tanto regidas por el Código de Comercio y disposiciones afines. La empresa está constituida por dos entidades del sector público, la Gobernación del Departamento Autónomo de Tarija y el Gobierno Municipal de la ciudad de Tarija y la provincia Cercado.

Setar tiene por objeto principal la prestación de servicios públicos de generación, adquisición, distribución y comercialización de energía eléctrica en el departamento de Tarija, dentro del territorio nacional en el marco de las normas legales aplicables.

Hablamos del territorio nacional porque algunas ciudades o pueblos que son parte del departamento de Chuquisaca por la distancia están más cerca del departamento de Tarija entonces nosotros hacemos la operación de ese sistema.

El patrimonio de Setar está constituido según los balances de la gestión 2009 en 280.499.587 bolivianos cuya participación accionaria es 99, 95 por ciento de la Gobernación de Tarija y el restante 0, 05 por ciento de la honorable Alcaldía Municipal.

Dentro de la estructura orgánica de Setar la empresa está conformada en primera instancia por un Consejo directivo, que está presidido por el representante de la Gobernación del departamento de Tarija, por ser la mayor accionista, y también participa el honorable alcalde municipal.

Después tenemos la siguiente fase que es el Consejo Técnico Administrativo, conformado por cuatro miembros de la Gobernación del Departamento y por dos miembros de la Alcaldía Municipal.

De los representantes de la Gobernación es de donde sale el presidente del Consejo Técnico Administrativo.

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Posteriormente tenemos la composición dentro de la empresa, que sería a través de la Gerencia General, la gerencia en Yacuiba, en Villa Montes y en Bermejo. Esto es importante, porque como ustedes saben últimamente hemos tenido algunos pequeños enfrentamientos políticos que tiene como fin desmembrar a Setar, utilizando el discurso de la autonomía, porque pareciera que están pensando que la empresa se maneja desde Tarija. No es así y ya desde hace muchos años atrás que estamos descentralizados. Cada gerente ya sea de Yacuiba, Villa Montes o Bermejo administra sus propios recursos, que naturalmente vienen de la renta de energía.

Este es un plano de Tarija donde podemos mostrar el sistema central Tarija y sus subsistemas. La energía en el departamento es aislada. Tenemos el sistema central Tarija, el subsistema Bermejo, el subsistema Entre Ríos, el Fuerte y Gran Chaco. El único sistema que tiene la interconexión es el Gran Chaco donde se unen Caraparí, Yacuiba y Villa Montes.

Tarija genera energía eléctrica a través de una termoeléctrica con dos turbinas conocidas como la KB5 y KB7 y la hidroeléctrica que es la planta San Jacinto. En Yacuiba, Villa Montes, Bermejo, Entre Ríos y el Fuerte mayormente tenemos termoeléctricas y en algunos lugares también tenemos equipos a diésel. Esta es la parte para mostrar un poco lo que es Tarija en potencia nominal y potencia efectiva donde San Jacinto tiene ocho megavatios de nominal y la de efectivas está en siete. La termoeléctrica KB5 y KB7 dejan alrededor de siete puntos y algo en nominal. Seco tiene alrededor de 16 megavatios (MW).

En Yacuiba es igual, tenemos una termoeléctrica propia y también hacemos compra de energía a la empresa Seco con una capacidad de 9 MW; al igual que en Villa Montes tenemos la termoeléctrica de 2.8 MW y también ahí tenemos unas máquinas a diésel que las utilizamos cuando hay algún tipo de problemas.

Es un sistema bastante crítico y todavía tenemos que utilizar máquinas a diésel.

En Entre Ríos tenemos una termoeléctrica. Recién se han adquirido nuevos equipos y estamos con buena potencia nominal.

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En Villa Montes tenemos equipos de generación a gas y también tenemos pensado ampliar la cobertura de generación porque también hemos estado con algunas deficiencias en cuanto a generación. Debido a que se trata de un sistema interconectado la mayor parte de la generación se produce en Yacuiba y a través de interconexiones llega a Villa Montes, pero hemos visto por conveniente también inyectar a ese sistema energía a través del sistema Villa Montes.

Las redes de media tensión y alta tensión de Tarija tienen en total en media tensión 2.499 kilómetros y en alta tensión 2.700 kilómetros.

En cuanto a las ventas de energía eléctrica a partir del año 2006 hasta el 2009 se ha dado un crecimiento muy fuerte, fundamentalmente por el boom de los hidrocarburos, de las regalías, donde también hemos tenido importantes aportes al capital por parte del principal accionista que es la Gobernación del Departamento de Tarija, anteriormente llamada Prefectura.

En números de usuarios facturados por sistema, también aquí mostramos el gran crecimiento registrado, que va obviamente al lado de las ventas de energía donde estamos alcanzando en la gestión 2008 - 2009 un porcentaje aproximado de 8 por ciento, en el marco de lo que obtienen las principales empresas de energía del país con los más altos índices de crecimiento anual.

En un análisis de resultados de los últimos cinco años podemos ver que entre 2005, 2006 y 2007 la empresa fue deficitaria pero a partir del 2008 y 2009 se generó utilidades. En lo que va del 2009 se tuvo utilidades por 28 millones. Esto también se debe al gran aporte de capital que hizo la Gobernación del Departamento para encarar distintos proyectos de inversión que eran necesarios para la empresa.

Hablamos concretamente de la proyección. En el ámbito del sistema Tarija es necesario que en el área de generación hagamos dos Overhaul, un Overhaul a la turbina KB7 y un Overhaul l a la turbina KB5. El Overhaul a la turbina KB7 sale alrededor de 1.200.000 dólares y un Overhaul a la turbina KB5 sale entre

500 y 600 mil dólares. Hay una diferencia de precio porque el Overhaul a la KB7 también contempla un componente de alquiler de una parte de la turbina para que cuando se esté haciendo el Overhaul esta máquina no esté parada sino que también trabaje.

Como Setar entendemos que la interconexión nacional prácticamente es un hecho. Se estima que se entregará a fines del próximo año y entendemos que es importante que en Tarija se contemple una planta termoeléctrica que nosotros calculamos a mano alzada de 30 MW para dar confiabilidad al sistema cuando ingrese al Sistema Interconectado Nacional. Considerando que la línea Punutuma – Tarija viene a través de una ubicación geográfica con mucha serranía y lugares donde entendemos que hay bastante descargas eléctricas. Entonces es importante que tengamos alguna alternativa de solución si es que tendríamos un problema técnico con la interconexión nacional.

En el ámbito de la distribución de energía, para recibir la interconexión nacional está pensado el anillo energético de alta tensión que permitirá retirar energía del SIN en la estación Monte Sur y transmitirla por las líneas de subtransmisión hasta las líneas de potencia Avaroa, la Tablada y Torrecillas para transformar energía y conectarse a las redes existentes.

Esto también es importante porque en la actualidad el sistema central Tarija tiene una sola subestación y cuando hay problemas de corte, entonces nos vemos obligados a cortar el servicio a veces toda la población. Con este anillo vamos a crear nuevas subestaciones de modo que cuando haya problemas en una de ellas podamos anillarnos y evitar así mayores perjuicios a la población.

Estamos enmarcados en la adecuación técnica de la Ley de Electricidad. Como todos ustedes saben desde el año 2004 estamos con contrato de adecuación. Hemos tenido la suerte de poder conseguir algunas adendas y nuestro plazo final concluye en junio del 2012. Hay muchos retos que se están asumiendo para poder cumplir el compromiso. Está por ejemplo el tema del área de operación, el plan de inversiones, el derecho propietario

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Desafíos y demandas del sistema de generación y distribución eléctrica de Tarija

Andrés Ruiz

de los bienes, el tarifario, sanciones de ley, la Ley de Medio ambiente, temas de seguridad industrial y los controles de calidad en base de la Ley 1604.

En el ámbito de la generación ya pasando a la proyección empresarial de Bermejo, encaramos un proyecto que es de tipo complementario para la planta termoeléctrica ubicada en esta población. Hace unos años compramos motores Cummins, los cuales no llegaron como motores, por lo fue necesario efectuar la complementación de esa planta.

También está en curso un proyecto de compra de motores consistente en dos grupos que generan dos megavatios con obras civiles y obras eléctricas complementarias completas. Se proyecta que hasta agosto de 2011 esté en la fase de puesta en marcha. Algunos técnicos de Setar fueron a ejecutar las pruebas necesarias.

También está la subestación de Setar en Bermejo cuyo objetivo es energizar la red eléctrica de media tensión de la ciudad de Bermejo que actualmente está operando en 66 para elevarla a 24.9 kilovoltios (Kv). La inversión aproximada es 6.365.000 bolivianos. Esperemos que este proyecto esté concluido hasta febrero de 2011. También se realizará algunos Overhaules a las máquinas actuales que se tienen en el sistema Bermejo.

En cuanto a generación se está pensando hacer un re potenciamiento de la planta de generación, que consiste en el re potenciamiento de las unidades Caterpillar a diésel, unidades Caterpillar a gas y Overhaules a la unidad Cummins BJO4.

En cuanto distribución, se piensa hacer una modernización al sistema de media tensión en la ciudad de Bermejo que consiste en la remodelación del alimentador principal, el 24.9 Kv; construcción del nuevo alimentador 24.9 Kv; construcción de la subestación de maniobra; conversión de 6.6 Kv a 24.9 Kv; anillado y protección de la red de media tensión urbana en, alineado y protección de la red de tensión media urbana 24.9 Kv y cambio de parque de transformadores urbanos y remodelación redes de baja tensión.

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Setar ha recibido en los últimos años grandes aportes de capital y siempre la calidad de servicio energético mejora en Tarija. Las gestiones 2008 y 2009, de acuerdo a nuestros últimos estados financieros, reflejan números positivos lo que es muy alentador

En la planta de Entre Ríos tenemos el proyecto de equipos complementarios a través de una nueva estación eléctrica. El objetivo es normalizar y mejorar la protección de transformadores, alimentadores y permitir una mejor operación del sistema eléctrico de Entre Ríos. También hemos tropezado con el mismo problema que estamos tropezando en Bermejo, que necesariamente tenemos que complementar la adquisición de motores.

En lo concerniente al sistema Yacuiba de cuarta generación, tenemos planificado realizar Overhaules a los motores Waukesha, rediseño y ejecución de la subestación eléctrica. En el ámbito de la distribución se planea la creación del nuevo alimentador urbano 24.9 Kv, la implementación del sistema Scada e implementar el anillo energético para conectar al Sistema Interconectado Nacional. También se piensa la ejecución de la subestación Caiza y la reconfiguración del sistema del área rural en la primera sección.

En Villa Montes se piensa por el momento alquilar dos equipos de 1 MW cada uno para poder paliar un poco la época de calor que ya ha empezado en este subsistema y que es necesario a la efectuar a la brevedad a fin de poder mejorar la generación del subsistema.

En el ámbito de la distribución, se tiene que implementar el nuevo alimentador urbano en la ciudad de Villa Montes, que actualmente cuenta con un solo alimentador. A veces el problema que tenemos es que la población se queda sin luz. Con la implementación de este nuevo alimentador se distribuirán las cargas para que de esa manera no afectemos a toda la población.

En el ámbito de la proyección empresarial de Caraparí, en el área de generación, el ejecutivo seccional de la segunda sección del Chaco Caraparí pretende realizar en la próxima gestión la implementación de una termoeléctrica de 3 MW, un proyecto llave en mano. Una vez que se concluya el proyecto la operación y el mantenimiento tiene que pasar a Setar.

Dentro de los desafíos que tiene Setar está la interconexión nacional y concluir el proyecto de anillo energético para retirar

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la energía del SIN. Se está mejorando los índices de calidad, el departamento de Tarija debe volverse un productor de energía eléctrica con una planta Termoeléctrica instalada en la provincia Cercado para darle seguridad al sistema central del departamento. Esto se podría lograr a través de empresas públicas o también sociedades de economía mixta con capitales privados.

Otro de los desafíos es reducir las pérdidas negras. Setar tiene elevados índices de pérdidas durante muchas gestiones y es importante reducirlas a las mínimas porque obviamente si reducimos pérdidas vamos a mejorar también las tarifas.

Para finalizar Setar ha recibido en los últimos años grandes aportes de capital y siempre la calidad de servicio energético mejora en el departamento de Tarija. Las gestiones 2008 y 2009, de acuerdo a nuestros últimos estados financieros, reflejan números positivos, lo que es muy alentador. Esperamos que en la gestión 2010 en adelante mantengamos estos indicadores, tomando en cuenta que la tasa de crecimiento de Tarija está dentro de las más elevadas del país, posicionando de esta manera al departamento con la cobertura de energía eléctrica más alta en el país.

Cumplir con el contrato de adecuación que culmina en 2012, mejorar la eficiencia con el objeto de bajar las tarifas para promocionar el sector industrial y garantizar la provisión de energía eléctrica en todo el departamento hasta que llegue la interconexión nacional.

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FIGAS

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Imágenes de la 2da versión del Foro Internacional del Gas El sector eléctrico tuvo un espacio importante en la cita energética. Se conoció la realidad de este rubro en el ámbito estatal y privado.

El debate académico entre Christian Inchauste, presidente de YPFB Transporte (izq), y Victorio Oxilia (der) de Olade, mostró el alto nivel del evento.

El presidente del Concejo Municipal de Tarija, Rodrigo Paz Pereira, pidió a los organizadores mantener a Tarija como sede del FIGAS.

El Foro contó con la presencia de moderadores de alto nivel, que fueron el nexo para el diálogo con el público presente. Boris Gómez, (der) fue uno de ellos.

Rudolf Araneda, gerente de Gas Atacama de Chile, ofreció la posibilidad de comprar gas a Bolivia.

La participación de profesionales de las compañías hidrocarburíferas, expertos y analistas fue masiva y rebasó las expectativas.

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Los ductos en la construcción de la industria del gas en Bolivia

Christian Inchauste Presidente y Gerente Gral. de YPFB Transporte S.A.

Los ductos en la construcción de la industria del gas en Bolivia

Christian Inchauste

YPFB Transporte se prepara para lo que viene. Estamos muy concientes que los cambios que existen en la región con las plantas de regasificación son irreversibles y lo que se tendrá en el futuro es una empresa que se verá en Argentina, en Brasil, Bolivia y el norte de Chile

Muy buenos días. Agradecer a nombre de YPFB Transporte SA y también a de Gas TransBoliviano SA (GTB), que es la filial que opera y mantiene el gasoducto al Brasil, a los organizadores del FIGAS por habernos invitado.

En mi presentación quiero mostrar un marco más global de la industria de ductos que tenemos en Bolivia y como ha permitido que tengamos una industria del gas a nivel continental y mundial. Les voy a explicar porqué. ¿Cuáles son los hechos hoy en día? Al final de 2010 Bolivia es actualmente el mayor exportador de gas natural de Sudamérica.

Su producción es de 44 millones de metros cúbicos al día y estamos en el numero 30 a nivel mundial. No está mal y deberíamos estar llegando al puesto 25 a nivel mundial en los próximos tres años, llegando a una producción diaria a los 70 millones metros cúbicos al día.

La empresa a la cual pertenezco, YPFB Corporación, ocupa el puesto 114 de las 500 más grandes de América Latina, según el ranking de América Economía. Con la expansión de los proyectos de gas y gasoductos, deberíamos estar hasta 2015 entre las 40 empresas más grandes de Latinoamérica.

La industria del gas boliviano genera el 50 por ciento de las exportaciones en el país, es decir, 2.600 millones de dólares estimados para el 2010 y aproximadamente 2.000 millones de dólares anuales en impuesto para el Estado Plurinacional, las gobernaciones, en particular la de Tarija, las universidades y para YPFB. Les comento un dato. La semana pasada estuve en el Foro de Energía de Viena, y se dio la casualidad que me precedió una persona de Pluspetrol, que está a cargo del campo Camisea y cuando el llegaba a la parte de cuanto había aportado Camisea al Perú en regalías e impuesto, la respuesta era que había aportado la misma cantidad que en Bolivia, es decir, 2.000 millones de dólares pero en 10 años. Entonces nosotros generamos en impuestos para el país y las regiones en un año lo que Perú genera en 10, con el LNG o con los proyectos que tenga. Eso

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hay que remarcarlo porque es uno de los puntos más fuertes y exitosos que ha tenido la nacionalización del gas y petróleo en Bolivia, la de recuperar el control de flujo de caja para el país.

La empresa YPFB Transporte SA es la encargada de operar más de 6.000 kilómetros de ductos y más de 36 estaciones de compresión. Estamos presentes en cuatro países Argentina, Bolivia, Brasil y Chile.

Tenemos socios estratégicos internacionales por carácter de exportación del gas, como Enarsa, Petrobras, BG, El Paso, Ashmore Energy International y del lado brasilero a la empresa hermana de GTB que es la Transportadora Brasileira Gasoduto BoliviaBrasil (TBG).Por otro lado, el gasoducto a la Argentina (YABOG), el gasoducto a Brasil, a través de nuestra filial Gas TransBoliviano y el oleoducto de petróleo a Chile.

En los próximo cinco años estaremos invirtiendo cerca de 1.500 millones de dólares en nuevos gasoductos y oleoductos, incluyendo el gasoducto a Argentina (GIJA), que en el caso de Tarija redunda en una inversión de 88 millones de dólares. A su vez el gasoducto Carrasco - Cochabamba recibirá como inversión este año 50 millones de dólares. Además se ampliará el gasoducto al Altiplano para llevar gas a Oruro y La Paz y el gasoducto Villa Montes - Tarija con un costo de 17 millones de dólares, cuyo financiamiento está 100% asegurado y estamos iniciando la construcción a fin de año.

Del mismo modo la exportación de gas a la Argentina generará mayor producción de gas, por tanto mayor producción de líquidos. En este marco tenemos que construir una nueva red de transporte de líquidos, que se llama Líquidos Sur, que tendrá un costo de 150 millones de dólares. Vamos a construirla entre 2012 y 2013.

Redondeando. Para el 2015 YPFB Transporte SA será una de las tres empresas de transporte de hidrocarburos más grandes de Latinoamérica.

Un breve paréntesis sobre el tema de las reservas, que está to-

Memoria Figas 2010

davía en definición porque el estudio sigue en fase de revisión por Ryder Scott. Anteriormente nuestras reservas estaban entre 25 a 30 trillones de pies cúbicos (TCF). Desde entonces hemos consumido 3.54 TCF, por el éxito de nuestra misma industria y por lo que estamos exportando a Brasil y Argentina. No hay nada de alarmante en eso, era normal que se consuma el gas, no son las mismas reservas y obviamente los estudios preliminares de Ryder Scott no incluyeron el descubrimiento de Río Grande de 1.5 TCF, tampoco incluye todo lo que va a entrar en los cinco campos entre la zona del Chaco entre 2011 y 2012 entre Margarita, Itaú, Huacaya, Incahuasi y Tacobo. Tampoco incluye las 50 nuevas áreas que se están licitando.

En el peor de los casos, asumiendo que la cifra de Ryder Scott que se dio hace poco fuese verdad, tenemos 10 años de reservas para exportaciones y consumo. 10 años, ustedes dirán tal vez que no es mucho tiempo, pero es tiempo de sobra. Les doy el caso comparativo de Trinidad y Tobago en el 2007 cuando contrataron precisamente a Ryder Scott. Ellos también tenían una inflación en reservas de gas, puesto que sumaban 20 TCF, peró llegó la Ryder y les bajó de 20 a 14 TCF. Luego esta misma consultora realizó otro estudio, no los echaron, y Trinidad y Tobago tomó nota que hubo cambios de metodología y de que las reservas también habían sido infladas en el pasado. El 2009 le bajaron de 14 TCF a 10 TCF. En el caso de Trinidad y Tobago, con el ritmo de exportaciones que tienen porque ellos tienen cuatro trenes de GNL y 50 millones de metros cúbicos cada día de gas para la industrialización, eso quiere decir que sus reservas se acabarán en cuatro años.

Ellos sí tienen un problema. Producen 25 millones de metros cúbicos al día (MMmcd) mientras que nosotros producimos 44 MMmcd y estamos agregando nuevos campos en estos años.

Entonces todo este tema de las reservas es muy dinámico, es una fotografía en el tiempo, y ahora lo que tenemos que hacer como YPFB y como Bolivia es empezar a desarrollar campos y ponerlos en producción. De nuestro lado se debe poner más infraestructura y dar condiciones para tener más contratos que a su vez tiene un sentido positivo porque darán mayor inversión.

En el mapa general de Sudamérica, con Bolivia al centro, su situación geográfica la pone en contacto con cinco países. Actualmente estamos integrados en la red de ductos con Chile, Argentina y Brasil. Bolivia con todo lo que es la parte central, toda nuestra red de oleoductos y ductos se concentran en el centro y es ahí donde estamos haciendo las ampliaciones y expansiones, tomando en cuenta que ha habido un hecho fundamental que no estaba antes en el radar, que es el salto bastante fuerte de la demanda de gas en Bolivia.

Hace cinco años Bolivia consumía 3.5 MMmcd. Este 2010 hemos observados puntas de 9 MMmcd y probablemente cualquier proyección que se haya hecho en el pasado sobre la demanda de gas boliviano estará desfasada, tomando en cuenta además los proyectos de industrialización, lo que nos pone en un escenario que para el 2020 estaremos consumiendo entre 20 a 25 MMmcd. Es decir, Bolivia misma se está volviendo su principal mercado, lo cual es una noticia altamente positiva dado que el gas natural tiene muchos beneficios, porque todo lo que sea gas natural vehicular nos permite sustituir líquidos, llevar gas a las casas y obviamente es uno de los mejores insumos que uno puede tener para hacer industria o generar electricidad a las termoeléctricas.

Bueno el tema sobre los gasoductos y Bolivia. Hay que recordar que hace algunos años encontrar reservas de gas era considerada como un castigo, entonces se quemaba el gas para sacar el líquido o se cerraban los pozos. En el caso de Bolivia hubo una señal muy clara en la historia de los hidrocarburos que pasó en los años ‘60 y ‘70, tiempo en el cual teníamos petróleo en los campos de Caranda que nos permitió lanzar el oleoducto a Chile para exportar petróleo pero la producción empezó a declinar rápidamente y ya se tuvo las primeras señales como nación de que Bolivia era un país esencialmente gasífero y no petrolero. ¿Qué pasó entonces?. Ahí hay que poner en evidencia que existe un rol muy importante, que es la Argentina. Es el país que básicamente nuestra región ha permitido que la era del gas llegue al continente. Ya desde el principio del siglo veinte Buenos Aires usaba gas natural para iluminar sus calles.

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Esa red de gasoducto se da en los años ‘70 y ha llevado a que tengamos un track record impecable en cumplimiento de contrato tanto de transporte como el GSA desde 1970. Bolivia es uno de los países que mejor cumple sus contratos de venta y transporte de gas

En los años cuarenta, después de la Segunda Guerra Mundial, los gobiernos nacionalistas de entonces tomaron la decisión estratégica de construir el gasoducto del sur de la Argentina hacia Buenos Aires y meter el gas natural como una de las principales fuentes de energía para este país.

Nosotros siguiendo la necesidad de demanda de la Argentina empezamos en los años sesenta con el proyecto Yabog que fue desarrollado por la Gulf y luego terminado por YPFB, después de la segunda nacionalización.

Es interesante notar que Bolivia entra en la era del gas natural muy temprano a nivel mundial, a finales de los años ‘60, es decir, la misma época que otro gran país gasífero, Argelia, que luego de la independencia crea la Sonatrach con el gasoducto que va por Marruecos y que llega a España e ingresa a la exportación de GLN. Sonatrach luego sería uno de los pioneros de la exportación del gas. Entonces siempre hay que tomar esto en cuenta cuando uno se compara como país gasífero y como país que tiene infraestructura de ductos y de transporte.

El tema de Yabog y como se diseña el tema del ducto es esencial para entender cómo se construye la industria del gas en Bolivia y como se vuelve poco a poco en un pilar fundamental de la economía.

Resumiendo. La pregunta es ¿Por qué los ductos son esenciales para consolidar la industria del gas?. Primero que nada somos un país gasífero no petrolero; segundo, estamos situados en el centro del continente; tercero, desde la invasión chilena en el 1879 no tenemos salida marítima lo cual nos complica para un eventual proyecto de GNL. Entonces tenemos que movernos en este contexto de la realidad geográfica y de producción que tiene el país y reflexionar cómo se conquistan mercados a partir de esa realidad.

Asimismo se tiene que tomar en cuenta la posición de los campos versus los mercados de consumos, que los analistas llaman Stranded Gas o Gas Alejado, y doblemente alejado porque nuestros grandes reservorios de gas están a 6.000 metros de pro-

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fundidad. Se llama Stranded Gas porque para sacarlo tenemos que desarrollar toda una logística, que comprende perforar más de 6.000 metros y está alejado por la posición geográfica de nuestros campos que están lejos de los centros de consumo nacionales y muy lejos de los centros de consumo internacionales.

Están todos en la zonas costeras. ¿Como resuelves eso?, Tienes que tener una red de gasoductos de primer nivel mundial.

Esa red de gasoducto se da en los años ‘70 y ha llevado a que tengamos un track record impecable en cumplimiento de contrato tanto de transporte como el GSA desde 1970. Bolivia a nivel mundial es uno de los países que mejor cumple sus contratos de venta y transporte de gas desde hace más de 40 años y eso no sale en la prensa. Nuestra prensa tiene mucha tendencia a la crítica fácil pero siempre se olvidan de los temas fundamentales macroeconómicos como nuestro track record que es impecable.

Todo esto ha llevado como consecuencia que Bolivia se convierta en un buen proveedor, en principal proveedor de energía del Cono Sur, a través de la industrialización del gas natural. O sea ha habido un edificio que se ha construido por partes, a partir de una dificultad se encontraba la solución para que se convierta en un ventaja a largo plazo.

En el pasado para construir esta industria hemos tenido que hacer ductos de exportación basados en cortesía a largo plazo y empezar a hacer ductos para el mercado interno y lanzar el consumo de gas natural en Bolivia, que prácticamente nos ha tomado 20 a 30 años para hacer el despegue que recién lo estamos viendo hoy. En el presente siguen existiendo los grandes ductos.

Sin embargo, está ingresando masivamente el género del GNL en la región y eso no hay que perderlo de vista. Existen plantas de regasificación en Chile, tanto en frontera como en Mejillones, planta en el norte de Brasil, Guanábara, la tercera que van a construir, la planta que se está viendo entre Uruguay y Argentina, la de Bahía Blanca, que todavía es con un barco regasificador y la de Colombia que está analizando la construcción de una planta regasificadora. Por su parte Perú inició la de LNG hace meses.

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Todo esto está llevando a la aparición de los primeros contratos spot en la región. Ya estamos cumpliendo los contratos a largo plazo y con la aparición del shale gas en Estados Unidos, donde se extrae el gas no tradicional, Estados Unidos está dejando de importar el GLP y ahora tenemos una cantidad disponible de GNL en el mercado que básicamente está dirigido para América Latina para vender gas a tres o cuatro dólares por millón de British Thermal Unit (BTU).

A nivel de la distribución del mercado interno está apareciendo una solución en todos los países que es muy destacable, muy inteligente y muy barata que es el GLN Virtual, que son los minigasoductos de GNL y que próximamente desde el año 2012 YPFB redes comenzará a desarrollarlo para llegar a 10 poblaciones alejadas del país donde no es posible llegar con gasoductos. ¿Y qué viene en el futuro?. Eso es importante para nosotros como transportador, para no quedarnos con paradigmas de los ‘90 y el año 2000, porque la industria del gas es altamente dinámica y evoluciona a una velocidad tremenda por las condiciones de los mercados, por los descubrimientos y por la tecnología.

En el futuro vemos contratos mucho más flexibles de compra venta y eso obviamente inicidirá en la flexibilización de los contratos de transporte. Viene la aparición del mercado spot en la región, con muchas plantas de GNL. Yo pienso que muchas plantas de GNL como las que se están haciendo en Brasil serán bidireccionales, puesto que permitirán recibir GNL del mercado spot internacional, pero en determinado caso lograrán que los países de América Latina ingresen al mercado internacional y vendan sus propios buques cuando tengan exceso de gas natural.

Habrá desarrollo de plantas de GNL flotantes de licuefacción y lo que se comenta es que para el Presal, el gran proyecto de Petrobras, lo que se tengan sean plantas de licuefacción en altamar que permitirán a Brasil llevar el gas a su regasificadoras, venderlo a otros países o entrar al mercado europeo por el Atlántico.

Todo esto tendrá como consecuencia que los costos de infra-

estructura seguirán siendo elevados porque finalmente hacer todos estos proyectos cuesta mucho dinero, debido a que no son proyectos de costos accesibles sino que necesitan adelantar mucho capital. Un ejemplo. Solamente para el desarrollo del Presal se necesitaron 70 mil millones de dólares. Entonces siguen siendo proyectos con picos de entradas muy elevados y esto va a llevar a que el 2020 o 2030 tengamos probablemente un mercado de trading de gas natural en todo el Cono Sur, eso es prácticamente la tendencia. Vamos a llegar a una situación donde vamos a tener muchos más ductos por un lado y muchas más plantas de regasificación y licuefacción. Entonces va a ocurrir un fenómeno similar a la de la Unión Europea donde actualmente hay contratos de trading a un día, una semana, dos meses, seis meses o un año y el gas se vuelve un commodity que puede transitar en función de estos contratos más evolucionados y eso es lo que probablemente nos espera como país y como transportador.

En cuanto al gasoducto Bolivia - Brasil, básicamente quiero presentarles algunos conceptos. Este proyecto binacional, está dentro del tipo de conversaciones que tenemos con nuestros colegas de Petrobras y decimos que es un éxito. Que haya estado la Enrol o no ya forma parte del pasado porque es un éxito.

Como mencionaba el director de Olade costó 2.500 millones de dólares, en ese entonces, hace 15 años. La otra vez nos reunimos en Río de Janiero con Luciana Rasif, que es la presidenta de TBG e hicimos una evaluación así muy rápida de cuanto nos costaría hacer Yabog hoy día y actualmente este proyecto nos costaría más de 10 mil millones de dólares. O sea al haberlo hecho en ese momento tanto Bolivia como Brasil se han ganado un activo que vale más de 10 mil millones de dólares, eso es lo que tenemos ahora bajo el control estatal de YPFB. Luego vienen los acuerdos de final de la Guerra del Chaco de cómo se quería exportar petróleo al Brasil. Posteriormente surge el tema de Yabog que con la Argentina es muy importante. No me voy a cansar de repetirlo que Yabog comienza a funcionar luego de la segunda nacionalización del gas en el gobierno de Ovando, donde hubo gente como Marcelo Quiroga Santa Cruz, entre otros.

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El trayecto de Gas TransBoliviano parte de Río Grande y llega a la estación del Mutún. Se inaugura en 1999 y tiene más de 2.400 kilómetros, 557 operados por GTB, lo que lo convierte en el proyecto de inversión más importante de la década en ese entonces

Entre los ‘60 y ‘90 hay mucho diálogo entre ambos países, hay un debate tremendo tanto en Brasil como en Bolivia. Yo me acuerdo que estaba en Brasil en 1995 y básicamente al presidente Enrique Cardoso lo estaban tratando de loco, porque decían que como puede ser que un país que tiene el mayor potencial hidroeléctrico del mundo se lance a hacer este gasoducto con el fin de ayudar a un país pobre. Es un discurso que se encuentra recurrentemente en la prensa brasileña de que se hizo este proyecto por ayudar al hermanito pobre que somos nosotros.

siva para la época, muy agresiva, de las más agresivas que me ha tocado ver como banquero de inversión y estamos prácticamente en 2010. Lo que queremos decir desde GTB, por lo menos es que Gas TransBoliviano del lado boliviano siempre ha cumplido puntualmente el compromiso de deuda y para el año este crédito que permitió la construcción de este megaproyecto está totalmente amortizado, lo que quiere decir que ya al no haber acreedores el proyecto se convierte en 100 por ciento boliviano y también de los socios minoritarios que tiene GTB.

Vencimos todos esos comentarios y de manera visionaria se firma el contrato en 1996 entre YPFB y Petrobras. El 24 de abril de 1997, bajo tutela de YPFB, porque no ha sido una creación estrictamente privada, nace Gas TransBoliviano SA, que es la actual operadora de nuestro mayor gasoducto.

El trayecto de GTB parte de Río Grande y llega a la estación del Mutún. Se inaugura en 1999 y tiene más de 2.400 kilómetros, 557 operados por GTB, lo que lo convierte en el proyecto de inversión más importante de la década en ese entonces. En el 2001 se firma una adenda porque finalmente se ve que la demanda potencial de gas puede ser más grande y sube hasta 30.08 MMmcd hasta Sao Paulo y el sureste de Brasil.

Bien este es el famoso trade fair, que tiene una estructura financiera muy agresiva porque el nivel de apalancamiento que se tomó para el trade fair del GasBol fue prácticamente de 80/20.

A mí me tocó hacer la ficha del comité para hacer la aprobación del financiamiento japonés para los compresores en switch y es así el primer acercamiento que tuve con este proyecto hace 15 años.

Ha sido un trade fair muy interesante porque se han diversificado las fuentes de financiamiento, desde las agencias de crédito a la exportación hasta el Banco Europeo de Inversiones.

Un dato muy curioso es que ha sido uno de los pocos créditos Latinoamericanos donde ha participado, obviamente el BNDES que acompaña a las empresas de construcción de Brasil, es un sistema de promoción a las exportaciones. La CAF en ese momento no era tan grande como es ahora, entonces aportó con 80 millones de dólares, el BID con 240 millones de dólares y el IFC que es el brazo operativo del Banco Mundial con 126 millones de dólares. Luego vinieron los aportes de socios que finalmente dan la magnitud del proyecto. Fue muy poco el aporte de capital de Petrobras, con solo 165 millones de dólares y GTB y TBG con 200 millones de dólares.

Entonces fue un estructura de apalancamiento sumamente ma-

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En marzo de 2003 se completa con una expansión adicional a una estación de compresión para hacer del GasBol uno de los productos más importante del planeta. La demanda en el 2007 y 2008 va subiendo y más o menos, hago un paréntesis de cómo está hoy día la demanda, esto partió como un proyecto modelo Enron, es decir, para vender el gas a la centrales térmicas de la Enron y finalmente lo que tenemos hoy es que dos tercios del gas que va de Bolivia a Brasil, alimenta todo el polo industrial de Sao Pablo: toda la parte de la industria automotora, la de cerámica, la industria de cemento y solo un tercio va a las termoeléctricas. Es así que está distribuido el balance actualmente.

Se partió de un proyecto para la termoelectricidad y se volvió más un proyecto de soporte para el sector industrial de Sao Pablo, Puerto Alegre y Parte de Río. ¿Qué ha pasado en el interin?, Petrobras gracias al Yabog empezó a tener su propia red de ductos. Este año en marzo el presidente Lula inauguró Gasene que es un gasoducto que va desde Espíritu Santo hasta el noroeste brasileño y en algún momento el gas boliviano, el gas tarijeño ha llegado desde acá hasta Bahía. Esto quiere decir que Brasil entra poco a poco en una era del gas natural.

Memoria Figas 2010

Evolución de reservas hidrocarburíferas en Bolivia

Actualmente Brasil consume gas entre 50 y 60 MMmcd. Los estudios que hizo GTB este año apuntan que para el 2020 Brasil consumirá entre 180 y 250 MMmcd de gas, eso quiere decir que para ese entonces el GasBol apenas representará el 10% de la demanda de Brasil. Este dato es para responder a la gente que piensa que en el futuro el GasBol dejará de existir.

Les doy otro ejemplo, el año pasado se cayó en estas fechas una de las estaciones de transmisión de Itaipú, que es la gran central binacional Paraguay - Brasil y todo el sistema interconectado de Brasil estuvo en riesgo de caída. Lo que pasó es que el centro de control TBG llamó a GTB y se llamó al centro de control de YPFB exportaciones y dieron instrucciones de que despachemos gas a la máxima capacidad de 30.08 y en menos de ocho horas el gas boliviano fluyó desde Tarija hasta las centrales de Río y Sao Paulo, donde se activaron todas las centrales termoeléctricas de respaldo, las de punta y las de base. Con esa electricidad adicional se salvó al sistema brasileño de que entre en un blackout.

Esa es otra razón por la que yo creo personalmente no van a dejar de depender de GasBol como infraestructura energética de seguridad.

Estos son algunos datos más recientes. GTB es la única transportadora de gas de Latinoamérica que tiene las cuatro ISO. Tiene la de seguridad laboral, la de medio ambiente y tiene la más importante en medición que es la 10012, lo que quiere decir que GTB tiene unos de los sistema de medición de gas más avanzados del planeta y esto la posiciona como una de las mejores empresas de gas del mundo y no es porque estoy haciendo marketing ni nada de eso. El año pasado contratamos a un empresa holandesa que hizo un estudio de marketing con

todos los gasoductos de Sudamérica y GTB salió como número uno en la mayor parte de todos los criterios que se pueden aplicar. Ahora eso es tarea pendiente para el resto de YPFB Transporte porque toda nuestra red aún no está con los estándares que se tiene que tener.

Desde el 2010 que está pasando. Desde abril, Brasil está demandando gas a plena capacidad, es decir, 30.08 millones de metros cúbicos, y el sistema ha estado funcionando sin ningún accidente y es muy probable que dado que viene un año seco en Brasil se nos venga unos seis meses más en los que vamos a estar enviando gas con plena capacidad.

Les muestro el diagrama esquemático de otro gran proyecto que es el Gasoducto de Integración Juana Azurduy, ducto de 32 pulgadas con el que se conectan los campos de San Alberto, Margarita e Itaú directamente y con un ramal de 14 kilómetros vamos a llegar a la frontera. De ahí se conecta Refinor y vamos a duplicar en pequeña escala porque esto es chiquitito comparado con GTB, pero no tan chiquitito en capacidad porque con 32 pulgadas tenemos capacidad para bombear hasta 27.7 millones de metros cúbicos. Lo vamos a hacer poco a poco con 7 millones y hasta el 2013 – 2014 vamos a bombear 13 MMmcd.

Para ese entonces ya vamos a tener la fase dos del GIJA, que es una estación de compresión en el lado boliviano, probablemente con tecnología solar muy similar a la que tenemos en GTB, lo que nos permitirá contar con las condiciones para que Bolivia eleve su producción diaria a 70 millones de metros cúbicos, propiciando un nuevo salto a las reservas de Bolivia.

Por lo tanto como han visto, es una industria bien cambiante y

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Miraremos seriamente a Chile, porque Bolivia tiene un desarrollo de infraestructura muy exitoso. Yo creo que sería un error que Bolivia no esté ni analizando ni participando en todos los proyectos de infraestructura que están en nuestra zona actual de influencia

YPFB Transporte se se está preparando para todo lo que viene.

Estamos muy consientes que los cambios que hay en la región con las plantas de regasificación son irreversible y probablemente es lo que se tendrá en el futuro. Será una YPFB Transporte de la cual se va a estar hablando en Argentina, Brasil, Bolivia y el norte chileno. Estamos pensando seriamente en dar un vuelco al Perú, dado el acuerdo que se ha dado entre el presidente Alan García y Evo Morales. Estamos en charlas preliminares con la gente que está haciendo el proyecto Kuntur que conectará Camisea a la parte del sur peruano y obviamente mirando a la ventana marítima de Ilo. También vamos a empezar a mirar seriamente a Chile, porque la vocación de Bolivia es un país central que tiene un desarrollo de infraestructura muy exitoso y yo creo que sería un error que Bolivia no esté ni analizando ni participando en todos los proyectos de infraestructura que están en nuestra zona actual de influencia.

var si es que Bolivia encuentra más reservas. Entonces ustedes van a ver una empresa más dinámica y mucho más presente en el contexto del Cono Sur porque la industria nos está enseñando hoy día que si no somos dinámicos nos vamos a quedar con un modelo de negocio que es de los años ‘90 y obviamente sería un error estratégico catastrófico que no lo vamos hacer, pero estamos trabajando en eso.

Eso es todo. Ya dimos una conferencia de prensa hace un mes con el presidente de Bolivia donde hemos explicado claramente que para Tarija en menos de un año vamos a cuadruplicar la entrega de gas natural, o sea vamos a subir hasta 64 MMmcd al día a finales del 2011, lo que le va a dar a Tarija por lo menos unos cinco a 10 años para que con el gas siga creciendo la economía y además 88 millones de dólares de inversión en la zona de GIJA tanto en la fase 1 como en la fase 2.

Muchas gracias.

El futuro incluye a Paraguay y Uruguay, obviamente a Chile, Perú y contempla una posible expansión a Brasil, porque no se olviden que GTB está diseñado para ser un ducto de 80 millones.

Entonces esa posibilidad en un momento del tiempo se va acti-

Problemática y Contexto Perfil Magister en Administración de Empresas de la Ecole Supérieure de Commerce de Paris. Es experto en asesoría y reestructuración en financiamiento de proyectos en el área de energía, minería e infraestructura en América Latina. Ha sido embajador de Bolivia ante Bélgica y la Unión Europea. Fue representante adjunto de BNP Paribas para el ConoSur. Asimismo, ha publicado análisis y ensayos sobre economía latinoamericana. Fue presidente de GTB y actual presidente y gerente general de YPFB Transporte.

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MEMORIA

FIGAS

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Radiografía del mapa energético del Cono Sur

Edward Miller Vicepresidente para el Cono Sur de AEI Services LLC

Radiografía del mapa energético del Cono Sur

“Hay un mercado para Bolivia no hay duda de eso, pero por la falta de pozos no tenemos gas disponible para buscar nuevos mercados, aunque podemos cubrir sin problemas los que tenemos actualmente Edward Miller

Para empezar quiero dar una breve introducción de algunos indicadores y después dar mi opinión de qué quieren decir estos números y las soluciones que tiene el Cono Sur para los próximos veinte a treinta años.

Siempre es bueno mirar las estadísticas para tener una base de donde estamos con los vecinos y la relación con el resto de Sudamérica. También cuando ustedes desarrollan sus proyectos en el upstream y midstream, se comparan en relación a los índices extranjeros.

Chile es un país muy similar a Canadá, Australia, Nueva Zelandia, pero Brasil, obviamente porque tiene casi la mitad de la población de Sudamérica, es como el índice más seguro y la media de todos los números en esta región.

Actualmente todos los países están preocupados por sus necesidades energéticas, es decir cuánta energía se va a necesitar en el futuro y de donde va a llegar.

Desde hace doce años nuestra cultura en Bolivia es hablar del gas, pero en Argentina este tema no es nada nuevo, puesto que tienen una matriz muy avanzada. Sin embargo, siempre buscan una mezcla de fuentes energéticas para que no gire toda su dependencia en un mismo sector. Ningún Gobierno quiere decir a su gente que no hay energía, porque no hay productos baratos o eficiencia y todo afecta a nuestra vida.

Ahora si uno mide la densidad de pozos por kilómetros cuadrados en Argentina es más o menos similar a Colorado, Estados Unidos (EE.UU). Mientras que acá en Bolivia hay muchas áreas para explorar, el problema es que nadie quiere hacer pozos porque son caros, pues estamos hablando de al menos 40 millones de dólares. Pero sin la ejecución de los estudios y perforaciones exploratorias las reservas no van a aumentar.

Escuché en la prensa la famosa interrogante ¿Cuántos años de producción tiene el país y cuál es la vía de P1 (reservas probadas) a P2 (reservas probables)?. Puedo decir una cosa. Si las

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reservas están bajando en el sector P1, no quiere decir que el P2 y P3 (reservas posibles) también se han desmoronado.

Todos los días están ahí pero alguien necesita hacer inversión en los pozos y pedir inversión en Bolivia es muy estresante.

Hay un montón de estructuras que no tienen un pozo. Pero los petroleros que están en el país saben que el negocio hidrocarburífero se trata de confianza, elección y perforación.

En Bolivia no existe una perforación continua de pozos, por eso las reservas están bajando y ahora no se puede pretender que somos un país gasífero. Frente a esta situación, se debe poner a la gente a trabajar de forma seria.

En años atrás hicimos el ducto de Bolivia a Brasil con menos de 4.5 trillones de pies cúbicos (TCF, por su sigla en inglés) de reservas. Todo el mundo pensaba que loco es este boliviano que quiere poner un pozo. Cuando fui al Banco Mundial (BM) me miraban como diciéndome ¿Qué quieren hacer ustedes? ¿Gastar millones de dólares para hacer un ducto? ¿A dónde? ¿Con qué reserva?.

Pero miren como cambian las cosas. Cuando hay confianza y la gente comienza a hacer el trabajo como debe ser. El financiamiento del ducto fue de Petrobras, pero también se tenía acuerdos con Argentina.

Estoy seguro de que Bolivia no tiene problemas con sus reservas. Si el P1 es de 13 TCF, quiere decir que los contratos por delante están en el orden de 10 TCF, fácilmente con algunos pozos podemos tener 15 ó 20 TCF. Pero si miramos el P2 y el P3 tenemos un futuro más atractivo para seducir a los inversionistas.

Hay un mercado para Bolivia, no hay duda de eso, pero por la falta de pozos no tenemos gas disponible para buscar nuevos mercados, aunque podemos cubrir sin problemas los que tenemos actualmente.

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Estamos perdiendo la atracción de mercados. Para recuperarnos de esta situación se necesita mejorar nuestra capacidad de producción.

rica, más que todo en países como Argentina y Chile que ya tienen establecidos en sus políticas que la industria debe utilizar X porcentaje de energía verde.

Por otro lado, en Sudamérica se desarrolla otras formas de energía además del gas. Por ejemplo el tema eólico se desarrolló en un contexto ideal para Argentina, Chile y Brasil, tomando en cuenta que había rumores con el tema del gas en Bolivia, el precio elevado del gas licuado y el carbón que si bien es barato trae muchos problemas ambientales y otros factores que hicieron buscar fuentes alternativas de energía.

En cuanto al uso del agua como energía, se que Chile tiene problemas en los permisos medioambientales, y después tal como pasó en Brasil y en EEUU, una vez que se tienen estos requerimientos, comienzan las demandas de otros sectores como los campesinos que quieren el agua para desarrollar sus campos y del porqué el dique está en un determinado lugar, pero esto pasa en todos los países y es normal.

Entre las principales energías alternativas están la eólica, hidroeléctricas y solar, que por si acaso el país tiene lindos lugares para desarrollar este tipo de energía. Es una lástima que durante el mes de agosto y septiembre todo este calor no esté generando electricidad. En Bolivia todavía no tenemos reglamentos sobre energía renovable.

Además en Chile no creo que la importación de gas por barco sea la solución para sus problemas energéticos, sino la generación de una matriz en base a distintas fuentes de energía como la eólica, hidroeléctrica y también gas. Esto es lo que puede funcionar.

Volviendo al tema del viento, en algunos países como Argentina y Chile se está haciendo fuerte énfasis en esta tecnología porque en 18 meses se puede aumentar entre 50 a 100 megavatios (MW). El precio es similar a una planta eléctrica.

El único problema es que son 80 metros arriba y se necesita subir en ascensor para el mantenimiento.

La desventaja de este tipo de energía es que no se puede guardar, necesita ser usado en su momento, pero cuando hay viento para ponerlo en la red y está todo programado no se está quemando 2 millones de metros cúbicos de gas para generar 100 MW, lo cual es muy eficiente.

Algunos países están poniendo condiciones muy interesantes para entrar en el sector de energías renovables. En Europa y EEUU hay un montón de esta clase de energía y ahora están en una producción de turbinas eólicas de 3 a 5 MW. Son muy fuertes y tienen mucho futuro en países como Bolivia que cuenta con lugares donde se pueden instalar esta tecnología.

Hay mucha actividad en los últimos cinco años en Sudamé-

Si ustedes quieren tener éxito en el sector energético necesitan pensar más allá de sus conceptos establecidos. Por ejemplo, empresas como Google o Facebook trabajan con gente joven e innovadoras que tienen buenas ideas.

Muchas veces nosotros tenemos conceptos ya hechos en la cabeza, a diferencia de la gente joven que no tiene límites.

La gerencia puede pensar que están locos; sin embargo gran parte de los descubrimientos de los últimos años que en un principio se pensaron eran imposibles, fueron realizados con ideas innovadoras.

En EEUU el gas no tiene cara ni apellido, porque una vez que el producto está adentro solamente se puede controlar las salidas. Es como un billete de Bs 100 que una persona presta a su amigo. Cuando éste le devuelva es seguro que el billete no será el mismo que se le entregó, aunque tendrá igual valor.

Puede ser que en 2020 cortemos el contrato con Petrobras que tenemos hoy día, pero existe la posibilidad de que mandemos el mismo volumen que probablemente Brasil ya está mandando a Argentina, Uruguay o quizás Paraguay.

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Radiografía del mapa energético del Cono Sur

Edward Miller

No es solamente que tenemos contratos con otros países, sino que también tenemos un público que poco a poco se está acostumbrando a tener su gas que es algo bueno pero también significa que no podemos parar de producir

Es muy importante que tengamos el gas en una forma que podamos vender siempre, además, de contar con la estabilidad en el volumen que estamos enviando para que podamos ser considerados como proveedores confiables y continuar con los mercados que tenemos.

En cuanto a las inversiones fue impresionante las que se realizaron en Bolivia durante 1997 a 2007. Sin embargo, si no hacemos una inversión similar ahora, no vamos a tener los 45 ó 55 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) que necesitamos para mantener el mercado que tenemos o para mejorar y entrar en otros como Chile y Uruguay.

No me preocupa el tema de las reservas. Bolivia tiene excelente geología en cuestión de pozos de sísmica y hay gente que no tiene miedo hacer inversión en este país.

En pocos años Bolivia va a llegar a consumir 20 MMmcd y no estoy loco. Cuando miren los sectores en La Paz, Cochabamba y el movimiento de los micros, se van a dar cuenta que vamos necesitar mayor energía.

Hay oportunidades en Argentina y muy buen potencial es solo cuestión del cambio del precio y confianza en el sector. Otra cuestión fundamental es que Brasil va a aumentar en los próximos cinco años sus reservas petroleras, pero no importa porque el mercado boliviano va a estar bien firme.

Necesitamos preparar a nuestros profesionales para controlar el mercado y hacer las cosas correctas, asegurándonos el buen destino de este país.

Muchas gracias.

Hay mucha gente en la prensa que hablan de los TCF y de MMmcd. Yo puedo decir en una forma sencilla que Bolivia tiene una producción actual de 45 MMmcd, o sea que se está quemando 1 TCF cada dos años y medio. Cuando comenzamos a hacer el ducto a Brasil, Bolivia estaba quemando 1TCF en 20 años.

Entonces, no es solamente que tenemos contratos con otros países, sino que también tenemos un público que poco a poco se está acostumbrando a tener su gas que es algo bueno pero también significa que no podemos parar de producir.

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Perfil Es geólogo de profesión, tiene una carrera de treinta años en el sector energético. Fue presidente y gerente general de Gas TransBoliviano (GTB). Se desempeñó como gerente para Bolivia de BG Group donde dirigió la adquisición de Tesoro Bolivia Petroleum Company. Tuvo un papel fundamental en el desarrollo conceptual del proyecto Pacific LNG para llevar gas boliviano al mercado norteamericano. Anteriormente trabajó para YPF S.A. en Argentina como gerente de la División Internacional. Se desempeñó como director del proyecto de Adquisición de Andina S.A. para luego ser gerente general de esta compañía. Actualmente es miembro de varias juntas incluyendo a GTB.

MEMORIA

FIGAS

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Comportamiento del mercado energético del noroeste argentino y sur de Bolivia

Héctor García Consultor senior de Resources Energy Consultants

Comportamiento del mercado energético del noroeste argentino y sur de Bolivia

Es lindo decir que tenemos muchas reservas, pero primero hay que demostrarlas y después cuando vemos la realidad decimos que no somos igual al Golfo Pérsico o a Venezuela con el petróleo Héctor García

Buenas tardes a todos. Quiero agradecer a las autoridades del FIGAS que nos ha dado la oportunidad de pasar estas jornadas tan gratas e interesantes. Quiero hacer algunas reflexiones sobre el comportamiento de la cuenca noroeste de Argentina tan próxima a la zona de Tarija y tan ligada al futuro desarrollo del gas boliviano.

Nos vamos a centrar en la diferencia y variación del desarrollo del gas en la cuenca del noroeste argentino y en Bolivia, particularmente Tarija. Para eso vamos a dar una pauta y mostrar en números, pero sin cargar con las lecturas de las tablas, puntos que nos permitan reflexionar donde estamos, de dónde venimos y hacia dónde vamos.

Hacer este tipo de análisis del comportamiento de la industria del gas a través del tiempo nos permite ir utilizando la toma de decisiones y enfrentar el futuro con cierta previsibilidad. Por ese motivo considero oportuno revisar que pasó en ambos países en la última década, porque realmente el tema ha sido tan cambiante que merece una revisión crítica, para comprender la situación actual y ver qué posibilidades tenemos de complementarnos.

Argentina y no es en particular la cuenca noroeste que después la veremos sino en general, es un país que hace años tomó la decisión de transformar su matriz energética en un 50% a gas.

Primero veremos la reseña histórica que tuvo Argentina en cuanto a las reservas que tuvo y en la producción a lo largo de los años para poder hacer el análisis y ver como variaron esas reservas a través de distintas decisiones a nivel de mercados.

En 1970 Argentina no tenía reservas o tenía muy pocas. Ustedes recordarán que el gas llegó a Buenos Aires en los años ‘50 a través de un gasoducto de 1.800 km y diez pulgadas de diámetro que solamente llegaba un millón de metros cúbicos por día.

Las reservas en los setenta que estaban centradas en la cuenca noroeste de Argentina habían sido casi agotadas. incluso muy poco teníamos desde la zona de Campo Durán hasta Buenos

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Aires con un gasoducto de 24 pulgadas. Por política de autoabastecimiento que se desarrollaron años antes, en 1958 nos quedamos con un gasoducto hermoso sin usar.

Fue en ese momento que por primera vez se presentó una gran crisis energética en Argentina y se recurrió a la importación de gas desde Bolivia con un contrato de 20 años de duración que se cumplió al pie de la letra.

Hubo cambios radicales en algún momento. La Argentina no podía pagar el precio del gas boliviano por lo que se renegoció y el precio se redujo hasta casi menos del 50% del precio que se pedía en 1977.

Posteriormente Argentina no necesitó gas porque en los años ‘80 aparecieron grandes yacimientos; sin embargo, se respetó el contrato con Bolivia hasta 1993 que fue cuando se terminó.

A partir de ahí también terminó la tuición del Estado argentino en los negocios gasíferos porque YPF Argentina tomó la posta y siguió año tras año renovando el contrato de gas con Bolivia, incluso cuando no hacía falta, pero había convenios y compromisos entre dos países en materia energética que se complementaron perfectamente.

Veamos que pasaba en 1980 con el descubrimiento de los grandes yacimientos en Argentina. De 6 trillones de pies cúbicos (TCF por sus siglas en inglés) pasamos a tener 22 TCF y después empezó a declinar un poco pero a los diez años, en 1990, estábamos en 20 TCF un número que daba bastante tranquilidad porque significaba tener reservas para más de 20 años lo que indica que siempre hay tiempo para futuras exploraciones y explotaciones de yacimientos.

En Argentina pasaron muchas cosas en la década del ‘90 al 2000. No solo dejó de operar el Estado, sino que se privatizó absolutamente todo el sistema de producción de gas y aparecieron inversiones que explotaron todos los yacimientos que se tenía conocimiento. Se mejoró y mantuvo la reserva, por eso es que el 2001 estábamos con 26 TCF.

Memoria Figas 2010

Hace diez años Argentina tenía más reservas que las que Bolivia se suponía que tenía o que tiene. estamos hablando de reservas probadas. En los ‘70si bien teníamos muy poca reservas, había muy pocos mercados, por lo que teníamos gas para veinte años y casi históricamente Argentina siempre tuvo gas para 15 o 20 años.

tación al Brasil se mantiene en 30 MMmcd y Argentina a partir del 2011 recibirá los 7,8 MMmcd. Sabemos que hay una quinta porcentual que va creciendo año a año, o sea que el compromiso real de Bolivia son 5 millones de metros cúbicos por día y con la construcción del Gasoducto Juana Azurduy (GIJA) recién se va a poder superar los 6 millones de metros cúbicos por día.

Cuando llegamos a la década de los ‘90 pensamos que un país que tiene gas para 17 años puede considerarse un país gasífero. Argentina siempre tuvo gas, pero nunca debió pensar en exportarlo.

La planificación oficial del gas nos dice que lo que se planificó producir el 2010, esto significa sumatoria de los contratos de operación, hay comprometidos porcentualmente en servicio y con contratos nuevos 12 TCF y 32 TCF. Eso es lo que se piensa producir hasta el 2026, que hasta ese año está el plan de desarrollo de los mercados de Bolivia. La progresión de estos consumos muestra que tenemos más compromisos que posibilidades de contratos. Es evidente que este programa se realizó considerando el nivel histórico de la reserva de Bolivia. Hay un desafío independientemente de que Bolivia tenga 20 TCF o 10TCF.

Sin embargo, en diez años hicimos cuatro gasoductos: entre ellos a Chile, uno a Brasil y a Uruguay. Por cierto los cuatro están fuera de servicio y esta es la realidad y consecuencia de políticas equivocadas.

Por suerte y necesidad, hace unos cinco o seis años, Argentina se dio cuenta de cuál era su realidad y en base a ello fue que suspendió todas las exportaciones y en el 2004 nuevamente volvimos a comprarles gas a nuestros hermanos bolivianos.

Este es un enfoque general. Hoy Argentina tiene gas en el mejor de los casos para siete años al nivel de producción de 125 MMmcd, o sea tres veces más de lo que produce actualmente Bolivia. En estos siete años al nivel de producción vigente, Argentina tiene aproximadamente 12 Trillones de pies cúbicos de reservas.

Veamos a continuación en general lo que pasó en Bolivia en esta década. La producción de gas natural en el 2001 empieza a crecer cuando se habilita el primer megacampo, San Alberto, con una producción anual de cerca de 0,27 TCF. En este momento, ustedes estaban produciendo aproximadamente entre 0,52 TCF por año, o sea se están gastando si queremos llamarlo así, pero ya en el 2003 apareció Sábalo, a fines del 2004 Margarita, megacampos de Tarija que garantizaron un cierto nivel de reservas.

Hoy el mercado interno boliviano consume 8 MMmcd, la expor-

La cuenca noroeste de argentina está constituida por tres provincias Salta, Formosa y Jujuy, siendo la primera la que aporta gas al gasoducto de transporte, los demás tienen actualmente vestigios de desarrollo de producción.

El 2001 Salta tenía 5,71 TCF, pero por esta política de desarrollar grandemente el mercado interno argentino, hoy tiene 2 TCF. Esto es el remanente de lo que era la cuenca de noroeste de Argentina después de muchos estudios que buscaron ampliar las reservas.

La producción que tuvo la provincia de Salta y el noroeste de Argentina desde el 2001 fue de 0,2 TCF por año y a este nivel de producción en los 10 años se gastó 2,5 TCF. De la misma forma evidentemente si hacemos un acumulado de reservas del 2011 en adelante veremos que el 2018 la reserva se va a cero. Este es el panorama de nuestra cuenca del noroeste.

Veamos ahora la parte de Tarija que nos muestra una cosa similar y otra muy distinta que las reservas del noroeste. En Tarija están cifradas todas las esperanzas no solo del pueblo boliviano sino también de empresas que esperan en el futuro de poder comprar gas a Bolivia.

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Comportamiento del mercado energético del noroeste argentino y sur de Bolivia

Héctor García

Con esto termino diciendo que cuando un país tiene en el mejor de los casos 17 trillones de pies cúbicos de reservas o 9 TCF en el peor me pregunto ¿Tiene que pensar en exportar su gas sobre todo si piensa desarrollar su mercado interno?

Evidentemente Tarija en el 2001 tenía 20 TCF y cuando se vendió el tema de las reservas de San Antonio de Margarita fue creciendo hasta 24 TCF, esto es el 85% de la reserva de toda Bolivia.

Recién en los últimos años el consumo se hizo más intensivo y la reserva bajaron de 25 TCF del 2003 a 21TCF actualmente.

Este es el reporte que se da en estos días, con esto no digo que sea el valor verdadero, ya que ahora se está hablando de 8,86TCF. Entonces si el año pasado hablábamos de los 21 TCF de Tarija hoy hablamos de 8,86 TCF. No soy especialista en el tema de reservas pero si se que hay que analizarlo mucho. Lo único lamentable que se sabe por los periódicos y no por las autoridades correspondientes es que atrás de estas reservas hay inversiones que se están haciendo en otros países que ya tienen contratos firmados con Bolivia y esto trajo mucha preocupación por lo menos en Argentina.

Ahora qué casualidad que la cuenca del noroeste que se está vaciando de contenido produjo 2,4 TCF en diez años y Tarija produjo 2,4 TCF también en la misma cantidad de años.

Tarija en los primeros años no produjo nada. El primer año era San Alberto el que trabajaba a media máquina, y recién el 2005 Brasil empezó a pedir 30 MMmcd. Antes el pedido nunca llegó a 25 MMCD después de golpe subió.

El 2006 Brasil empezó a pedir el gas contratado. En ese caso hay una constante de las cuencas de Tarija que está produciendo 0,35 TCF por año y el sistema no varía mucho hasta ahora.

Con la misma cantidad de producción que tiene Tarija actualmente, la cuenca de noroeste argentino quedó sin el 70% del gas que tenía hace 10 años.

Ahí está el desafío de encontrar otros campos que en el futuro sustituyan la declinación natural de los actuales. Lo curioso es que hasta el 2021 la reserva de 8,86 TCF sería consumido en

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un 80%. Sabemos que se están realizando auditorías, pero un primer número que está en la prensa y comentado por el presidente de YPFB señala que las reservas estarían en 8,86 TCF. Una de las hipótesis en lo que respecta la producción de gas natural advierte una similitud en las dos cuencas que habíamos analizado, aunque no en el comportamiento de las reservas dado que la cuenca del noroeste de la Argentina se está agotando completamente.

Vamos a hacer un pequeño ejercicio. La idea es que seguramente pueden pasar dos cosas, que la cuenca de Tarija tenga los 20 trillones de pies cúbicos que pensamos podría tener, porque históricamente las venimos usando como datos y veamos qué pasa con el mercado.

También hagamos el mismo ejercicio diciendo que Tarija tiene 8,86 TCF como es el 80% del gas de Bolivia. Entonces este país tendría 10 TCF y hacemos un ejercicio con 10 TCF y otro con 20 TCF. El primer ejercicio nos dice que si Bolivia tiene realmente 20 TCF con la planificación de desarrollo de los mercados para el 2027 se agotarían estas reservas. Acá hagamos un pequeño análisis.

Bolivia firmó un contrato con Argentina cuando ya los tenía firmado con Brasil, y además hizo un plan ambicioso del desarrollo del mercado interno e industrialización, pero estos planes se hicieron pensando que se tenía los 20 TCF de reservas.

La realidad es que con esas reservas alcanzaría para todos sus contratos y por cierto, cualquier otro proyecto que apareciera por ahí como dar gas a Uruguay, Paraguay, Chile y se podrían analizar de alguna medida que se descubran más reservas porque estas no están comprometidas, este es el primer análisis o ejercicio que desarrollé.

El segundo caso es mucho más drástico. Supongamos que tengamos 10 trillones de pies cúbicos con el mismo mercado desarrollado las reservas bolivianas alcanzaría hasta el 2019 y después a importar gas.

Memoria Figas 2010

Entonces con los 17 años que tendríamos con 20 TCF o con los 9 años si tuviéramos 10 TCF, en cualquier de los dos casos la situación es muy parecida con lo que pasó con Argentina hace diez años.

cambio en Bolivia son jóvenes por lo que hay muchas posibilidades que lo que se dice hoy por distintos métodos que las reservas son 10 TCF, pueda cambiar en el futuro cuando aparezca algún descubrimiento más.

Con esto termino diciendo que cuando un país tiene en el mejor de los casos 17 TCF de reservas o 9 TCF en el peor me pregunto ¿Tiene que pensar en exportar su gas sobre todo si piensa desarrollar su mercado interno?:

Lo único que tanto hacer auditorías de reservas como hacer nuevos descubrimientos requiere mucha plata. En Bolivia se gastaron 4 mil millones de dólares; ahora no creo que para reponer 15 TCF en el futuro se pueda requerir menos que esa plata.

Ese el planteamiento para pensarlo y no discutirlo.

Recordemos que Argentina en un momento tomó la decisión allá por los años ‘80 de cambiar la matriz energética y volcarse a consumir gas. Lo hizo pero producían 70 MMmcd que es lo que consumía el mercado, producía 50 MMmcd después en cinco años llegó a 120 MMmcd y como dije empezó a exportar porque pensó que era un país gasífero.

La realidad es que lo que hicieron el trabajo monetizaron más rápido el gas que tenían bajo la tierra y después que el país se las arregle. Por cierto en Argentina se había privatizado también el negocio del gas, los empresarios vinieron a hacer negocios a Argentina y lo hicieron hasta el 2002 hasta cuando se agotó la leche y después tuvimos que comprarle a Bolivia.

Es lindo decir que tenemos muchas reservas, pero primero hay que demostrarlas y después cuando vemos la realidad decimos que no somos igual que el Golfo Pérsico o a Venezuela con el petróleo. 17 TCF da para que un país tenga tranquilidad por 20 a 30 años si vamos a exportar. Por cierto no voy a hablar de modificar los contratos firmados pero hay otras quimeras que hay que pensar en desarrollarlas.

Esta es mi opinión les agradezco a la gente que hace esta invitación y muchas gracias Bolivia.

Ahora Bolivia está en una situación parecida, aunque hay una gran diferencia, los yacimientos de Argentina tienen 70 años. En general los grandes yacimientos de Argentina son maduros; en

Perfil Es especialista en medición de gas natural y control de recursos de oxígeno. Tiene un título de ingeniero mecánico de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN). Cuenta con una amplia trayectoria en Gas del Estado, Argentina. También se desempeñó como asesor externo de YPF en Buenos Aires, de Petrolera Andina SA y de Petrobras Bolivia SA. Dictó cursos de capacitación para empresas del sector energético en Argentina y Bolivia y fue titular de cátedra de varias materias en la Universidad de Buenos Aires.

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MEMORIA

FIGAS

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La demanda de gas en el sector industrial

Horst Grebe López Representante de la Cámara Nacional de Industrias

La demanda de gas en el sector industrial

Hay necesidad de seguridad energética y esto implica contar con un sistema de transporte que tenga suficiente holgura para abrigar y alimentar los proyectos que se establezcan a futuro en el corto y en el mediano plazo Horst Grebe López

Verdaderamente es un desafío representar a la Cámara Nacional de Industria, en este foro. Voy a tratar de presentar complementariamente a lo que ustedes han escuchado en la mañana. La perspectiva desde el lado de los industriales en Bolivia y una temática en materia de posibilidades de optimización industrial del gas en el país.

En primer lugar algunas consideraciones sobre la coyuntura.Creo que Bolivia está viviendo una situación excepcional, puesto que los últimos cinco años son los de la perspectiva macroeconómica, muy diferentes a lo que fue nuestra historia en los últimos cuarenta años.

Hemos tenido una situación de auge excepcional en términos de intercambios que se han traducido en variables de méritos en nuestra historia económica. Basta mencionar 9 mil millones de dólares de Reservas Internacionales Netas (RIN), cuando en la historia del país, hace todavía 15 años era alrededor de mil y más atrás todavía, en el tiempo de la llegada de la democracia las reservas eran negativas.

Es un récord mundial. No hay otro país que tenga esa disponibilidad de reservas monetarias frente a la dimensión de su economía. Esto ha generado excedentes fiscales y holguras que como les decía no tiene parangón y sin embargo el crecimiento es modesto.

Basta comparar la situación que tenemos con los cinco vecinos y traer a la realidad de que el producto por habitante en igualdad de poder adquisitivo es de 14.603 dólares en Argentina, 13.500 dólares en Chile, lo cual es tres veces más que lo que tiene Bolivia por cada uno de sus habitantes. En el caso de Brasil son 10.607 dólares, en Perú 8.424 dólares, Paraguay 4.585 y nosotros estamos con 4.357.

Pero no solamente somos la economía con el producto per capital más pequeño, sino que también somos relativamente más lentos.

Bolivia es un mercado pequeño vive una dificultad estructural para elevar su tasa de crecimiento. Es exactamente lo contrario de lo que pasa hoy en día en el mundo con la incursión de la China de vuelta a los mercados mundiales que es la mayor masa demográfica pero también la más veloz, lo cual es una combinación que está cambiando la geopolítica del mundo y particularmente la geopolítica de eso que le interesa a este foro que es el gas y la energía.

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Por lo tanto, estratégicamente a Bolivia le interesa y necesita crecer más rápidamente, porque las brechas de bienestar que se acumulan con sus cinco países vecinos van a traer a la larga problemas si no nos están trayendo ya porque también Bolivia se convierte en expulsor de fuerza de trabajo que busca mejores oportunidades en el entorno vecinal y eso trae complicaciones adicionales a las que hemos tenido en los 200 años pasados de un vecindario que no nos vamos a poder cambiar tan fácilmente. ¿Cuál es la situación de la industria?. En primer lugar hablamos de la industria manufacturera donde tenemos pocas empresas grandes que tengan capacidad crediticia para realizar una renovación tecnológica y por el contrario contamos con una gran mayoría de establecimientos industriales en condiciones de subcapitalización, falta de seguridad industrial en cumplimiento de la seguridad social, lo cual quiere decir que más de dos tercios del parque industrial manufacturero del país es informal.

También hay falta de eslabonamientos entre las ramas e industrias.

No se cuenta con estrategia de largo plazo de desarrollo industrial.

En materia de los incentivos reales, no aquellos formales que operan día a día en las actividades industriales, hay tres en la dirección contraria al potenciamiento de nuestro parque industrial: uno es la política cambiaria que todavía tenemos anuncios que se va a modificar en el futuro y probablemente en la dirección que perjudica a los intereses de la producción y los exportadores.

Algo parecido se puede decir de la política arancelaria y finalmente lo mismo vale para el sistema de precios relativos que impera en el país y que alienta mucho más a la importación de bienes que a la producción interna de productos manufacturados, sustitución de importaciones y eslabonamientos con las cadenas productivas nacionales y regionales.

Hay por otra parte algunos factores de incertidumbre, en primer lugar el futuro de los tres precios líderes más importantes: el tipo de cambio, las tasas de interés y el precio de energía. Creo que en esto ha sido bastante claro Rudolf Araneda, en decir que tenemos una mala estrategia en poner un solo precio para todos.

Memoria Figas 2010

Creo que aquí en materia de energía hay que pensar que el sistema de precios relativos que generen el objetivo de potenciar nuestra capacidad industrial es la única manera a su vez de crecer más rápido y es lo que hemos hecho en el pasado.

Por otra parte hay insumos críticos cuyo suministro no está asegurado permanentemente, es el caso del diésel por fallas en la producción; es el caso del gas natural por que los gasoductos tienen fallas de holguras en este momento y eso genera problemas de certidumbre a mediano plazo y nuestro sistema eléctrico en este momento está al límite de su capacidad.

Por lo tanto estamos hablando que tenemos problemas en las condiciones de acompañamiento de los emprendedores industriales que mientras no se resuelvan se postergan por expectativas negativas.

En materia del uso del gas natural en gran escala habrá que decir que en el país las empresas más importantes usuarias de gas industrial son las cementeras. El 42 por ciento del total del consumo industrial está en manos de cuatro empresas del cemento. También son y serán más relevantes en el futuro las fundiciones, las propias refinerías de petróleo y las industrias de cerámica.

Probablemente en el futuro el mayor uso del gas será la siderurgia y eventualmente la petroquímica que es la materia que se ha venido hablando que quiere decir la industrialización del gas como materia prima.

A pesar de sus expresiones históricas y de las dificultades estructurales por la que atraviesa, el sector industrial es el principal sector que contribuye al valor agregado del Producto Interno Bruto (PIB) con 17 por ciento en las recaudaciones tributarias. De ahí 10% vienen directamente de la población formal que es el mayor empleador y mediante políticas adecuadas de largo plazo podría liderizar la formalización del empleo en el país, algo que es necesario hacer para fomentar el desarrollo del país.

Se trata del principal portador de cambio tecnológico de base ancha que es donde se puede incorporar con mayor facilidad todos los avances de hoy en día en las nuevas tecnologías

Creo que ahí hay una posibilidad muy grande que se podrá aprovechar y que sería la que complemente el potencial de articular lo que hoy en día está inconexo en términos de ramas, sectores y regiones.

Puede ser un importante proveedor de bienes de capital precisamente para la industrialización de los recursos naturales y con absoluta certeza es el complemento imprescindible para la estrategia de industrialización de los recursos naturales que se ha planteado el actual Gobierno. ¿Cuál es por lo tanto la misión de la industria con respecto a su desarrollo en el futuro? ¿Cuáles son los aspectos que se necesitan?

En primer lugar políticas concertadas capaces de superar cuatro desventajas reveladas de la industria y del país como ser el enclaustramiento geográfico, la infraestructura física que es insuficiente, el desarrollo humano incipiente y la ausencia de economías de escalas.

Esto requiere enormes esfuerzos de toda índole porque empieza con la correcta autopercepción de nuestra ubicación en el centro de Sudamérica y la correcta visión de lo que puede significar el estar en ese punto geográfico y aprovechar la existencia de los mercados de los cinco vecinos que mencionamos y no la idea que cada uno de ellos es una amenaza potencial para nuestra seguridad, para nuestra sobrevivencia geopolítica y para nuestra institucionalidad.

En segundo lugar la seguridad jurídica. Se requieren leyes que desarrollen la actual Constitución que se necesita en el país, pero que los incentivos de estas normas apunten en la dirección correcta y no en la que hoy en día está dificultando y hacen que la inversión privada sea la que se encoja hasta su mínima expresión.

Por otra parte se requiere una arquitectura institucional apropiada para la administración de dichas políticas. Creo que es imprescindible pensar en la arquitectura del Estado para el desarrollo de la transformación productiva.

Obviamente también hay necesidad de seguridad energética y esto implica contar con un sistema de transporte que tenga suficiente holgura para abrigar y alimentar los proyectos que se establezcan a futuro en el corto y en el mediano plazo, se necesita superar las res-

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La demanda de gas en el sector industrial

Horst Grebe López

Es un récord mundial. No hay otro país que tenga esa disponibilidad de reservas monetarias frente a la dimensión de su economía. Esto ha generado excedentes fiscales y holguras que como les decía no tiene parangón y, sin embargo el crecimiento es modesto

tricciones que hoy existen en el abastecimiento eléctrico y también tener seguridad de abastecimiento de diésel a precio adecuados y con un uso menor de las divisas del país.

Para este fin se necesitan mecanismos de concertación público-privado que ahora no están en su mejor momento de funcionamiento.

El avance de la situación del gas natural, específicamente en el occidente del país es el siguiente: Por el momento el sector termoeléctrico absorbe el 44% del gas para el mercado interno seguido por el sector industrial que es el 24%. Entre ambos tienen aproximadamente el 70%, es decir, más de dos tercios del consumo del gas en el occidente del país está destinado a la generación eléctrica o abastecimiento a la industria. El gas natural vehicular es el tercero.

En cuanto a la red de gasoductos que a alimenta a las ciudades de Cochabamba, Oruro y La Paz hay problemas en esta zona que estrangulan el potencial por lo que a corto plazo se pueden generar algunos dolores de cabeza que habría que anticipar y encontrar soluciones eficaces y perentorias.

La evolución estará en los próximos cuatro años. La industria es el sector de demanda de gas que crece más rápidamente. No tiene mucho sentido hacer proyecciones más largas que es lo que sería recomendable en otras situaciones como ustedes saben aquí en Bolivia los pedidos suceden relativamente rápidos y por lo tanto basta con mirar el horizonte hasta los próximos cuatro a cinco años para identificar cuáles son las principales tendencias y los problemas a resolver.

También se percibe la demanda creciente de las cementeras lo cual aumentaría aun más, si es que se cumplen los planes de establecer dos plantas en Oruro y Potosí. La demanda relativa muestra también claramente que el sector industrial iría aumentando en su participación. A cambio de eso el sector eléctrico iría disminuyendo.

El balance de la capacidad de transporte frente a la demanda muestra claramente un problema bastante serio en el año si-

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guiente. En 2011 hay necesidad de resolver el abastecimiento y la capacidad de transporte en los ductos sobre todo en el tramo Parotani-Senkata para hacer que no se interrumpa el abastecimiento a las industrias de La Paz y Oruro. ¿Cuáles son los problemas de las relaciones entre los dos sectores: el industrial por un lado y el de hidrocarburos por el otro?.

En primer lugar hay un problema de incongruencias entre la evolución de la demanda y la capacidad de transporte en los sistemas de ductos que no han tomado en cuenta la presencia de situaciones especiales de demanda que habría que haber considerado en el pasado.

La expansión de la industria cementera, la expansión de las cerámicas industriales, el funcionamiento de las condiciones, el proyecto siderúrgico del Mutún cuyo abastecimiento del gas está todavía en el aire, las refinerías que se establezcan, las separadoras y las petroquímicas. Y queda en interrogante todavía cuales serán los requerimientos de gas natural de los proyectos industriales que pretende el Estado.

En todo caso hay también un problema entre la ampliación de las redes de distribución versus la capacidad de entrega en el city gate. Hay fallas de coordinación en los contratos, muchas empresas industriales carecen de contratos formales con YPFB Transporte, lo cual genera incertidumbre y relaciones complicadas donde las acusaciones recíprocas tratan de mostrar a la opinión pública quien es el culpable y no quien tiene la mejor solución.

No existen mecanismos formales hoy en día para solicitar incremento de volumen a partir de las ampliaciones de las necesidades de las plantas industriales y no hay una planificación confiable, pública, transparente por parte de YPFB para la garantía y la certidumbre en materia de acceso al gas como combustible.

La industria manufacturera encuentra condiciones de monopolio en la provisión de insumos y servicios públicos, gas natural y diésel por parte de YPFB y electricidad por parte de ENDE. En esta parte el operador YPFB y el regulador, Agencia Nacional de

Memoria Figas 2010

Hidrocarburos, se encuentran bajo la tuición del mismo Ministerio de Hidrocarburos y Energía, lo cual concentra obviamente poder de mercado y el monopolio de mercados sumado al monopolio político crea una situación bastante complicada para los usuarios.

La posición dominante que tiene YPFB se utiliza de una manera sistemática para la discriminación en la atención a los diferentes clientes, sea en materia de costos, información, precios y continuidad del suministro. En asuntos regulatorios hay riesgos de captura del regulador lo cual es un eufemismo. La captura está de facto funcionando, puesto que el consumidor industrial se encuentra desprotegido y en situación de indefensión frente a abusos de poder del mercado de parte del abastecedor.

cambio de la matriz industrial del país con miras a proporcionar el empleo, siendo el único sector que es capaz de dar el empleo decente y digno a mediano y largo plazo y en cantidades suficientes.

Y finalmente creo que este país habría de beneficiarse de un comité mixto para la competitividad del desarrollo industrial.

Muchas gracias.

Sin embargo, hay algunas recomendaciones y propuestas que se pueden hacer a pesar de todo. En primer lugar creo que es importante tomar la coyuntura actual que no va a durar demasiado en el tiempo. Hay un horizonte siempre para las fases de auge y hay que hacer la tarea completa en esas condiciones.

Creo que es importante precisamente ahora ante la volatilidad generalizada de los precios en el ámbito internacional, adoptar internamente un sistema de precios relativos de largo plazo que incentive a la productividad, la inversión y el crecimiento en vez del consumo y las importaciones.

En segundo lugar creo que hay que establecer un fondo que ha sido relevante para la reconversión industrial. Sería interesante crear un sistema de incentivos para la formalización de la micro y pequeña industria, para lo cual se puede utilizar diversas modalidades y la mejor de todas es la creación de mecanismos de concertación.

Se necesita combatir la incertidumbre sin cambiar la tendencia del cambio que impera, para lo que se puede crear un Consejo Económico y Social donde estén representados por igual los actores gubernamentales, actores privados y de trabajo.

Un foro de desarrollo industrial que coloque los objetivos del

Perfil Economista boliviano, con doctorado en Economía Política. Ha sido funcionario de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), la Facultad Latinoamericana de Ciencias Sociales (FLACSO) y el Sistema Económico de Latinoamérica y el Caribe (SELA). Fue ministro de Trabajo y Desarrollo Laboral, de Minería y Metalurgia, y de Desarrollo Económico en Bolivia. Se desempeñó como director ejecutivo de la Fundación Milenio y del Instituto Prisma.

Ha ejercido docencia en distintas universidades. También ha sido consultor de CEPAL, SELA, Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), Banco Interamericano de Desarrollo (BID), Corporación Andina de Fomento (CAF) y la Organización Mundial de la Salud (OMS). Actualmente se desempeña como Presidente del Instituto Prisma.

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MEMORIA

FIGAS

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Imágenes de la 2da versión del Foro Internacional del Gas En representación de la Cámara Nacional de Industrias, Horst Grebe, (centro) mostró la evolución de la demanda de gas en el país.

Edward Miller, panelista conocedor de la realidad boliviana, mostró la perspectiva de la industria petrolera desde la óptica internacional.

De izq. a Der. Luis Sánchez de YPFB, Héctor García de Energy Resources Consul- El gerente general de ENDE, Rafael Alarcón, mostró las perspectivas de los ting y Mauricio Mariaca, de Repsol Bolivia, uno de los paneles más atractivos . proyectos eléctricos en operación y los que se ejecutarán próximamente.

El gobernador de Tarija, Mario Cossío (izq), clausuró la segunda versión del Foro Internacional del Gas.

El taller sobre contratos petroleros, dictado por el experto Iver Von Borries, generó expectativa entre los asistentes.

MEMORIA

FIGAS

‘10 Contratos de servicios petroleros

Iver von Borries Socio Wayar & von Borries

Contratos de servicios petroleros

Iver von Borries

Lo importante es poder entender cuáles son los pasos dentro del esquema contractual que se deben seguir para generar un movimiento exploratorio de envergadura, para que se suscriban nuevos contratos, amplien los existentes y se industrialice nuestro gas

Muy buenos días. Mi presentación consistirá en detallar los tipos de contratos petroleros que se aplican de acuerdo a ley en el país.

En el Gobierno de Gonzalo Sánchez de Lozada se contrató a la empresa consultora DeGolyer & McNaughton quien dio la buena noticia hace varios años atrás de que Bolivia detentaría el segundo potencial gasífero más importante de Sudamérica, después de Venezuela con aproximadamente 26.7 trillones de pies cúbicos (TCF). El desencanto sucedió hace pocas semanas atrás cuando se contrató a la nueva empresa que llamada por ley tiene que certificar de forma de forma anual la cantidad de volumen de gas que nosotros tenemos como reservas no solamente probables ó posibles sino además certificadas y verificadas por una entidad internacional.

En este caso la empresa que se adjudicó este trabajo fue Ryder Scott, quien si bien hasta el momento no ha llegado a verificar o a constatar a través de un informe técnico pero ya es de conocimiento público, porque el presidente de YPFB lo ha manifestado de esta forma que las reservas de gas actualmente hubieran bajado a 12.8 TCF esto obviamente es un tema que preocupa muchísimo por dos aspectos esenciales.

El primero de ellos porque lógicamente se genera un hecho de responsabilidad para quienes en su momento indicaron unas cifras que no eran reales y en segundo porque es lógico que en base a esta cantidad de reservas el Estado tiene la obligación de planificar la política energética nacional y por ende en base estas cifras ejecutar planes de desarrollo que obviamente incluyen la suscripción de contratos con terceros países principalmente para la exportación de gas.

Si bien es cierto que se dice que los 12.8 TCF son suficientes para cumplir con los compromisos contractuales que Bolivia ha adquirido en base al GSA con Petrobras Brasil y el contrato de provisión y suministro de gas con Enarsa Argentina, lo cierto es que esto ya no nos permitiría poder llevar el plan de industrialización que es lo que hoy día se está procurando hacer. La solución a esta nueva coyuntura, frente a estas nuevas cifras que lamentablemente no son de lo mas alentadoras, pasan necesariamente por un proceso arduo frenético de exploración petrolera.

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Si Bolivia sigue con los planes de industrializar el gas natural, de darle valor agregado a través de petroquímica, debe tener una mayor actividad en la exploración petrolera.

Lo importante es poder entender cuáles son los pasos dentro del esquema contractual actual que se deben seguir para generar un movimiento exploratorio de envergadura, a fin de poder de esta forma tener nuevos descubrimientos gasíferos y por ende poder suscribir nuevos contratos, ampliar los existentes y sobre todo logar dar el paso de industrializar nuestro gas.

Es importante señalar que el artículo 361 de la Constitución Política del Estado (CPE) establece de forma clara que YPFB siempre bajo la tuición del Ministerio de Hidrocarburos es la única empresa facultada para realizar las actividades de toda la cadena productiva de hidrocarburos incluida su comercialización. En este sentido la misma Constitución en su artículo 362 autoriza de forma expresa a YPFB a suscribir contratos, y esta es la parte interesante, bajo el régimen de prestación de servicios. Aquí tenemos una primera confusión que ya quedan absolutamente eliminados cualquier otra forma de contratos que se pudieran suscribir entre el Estado con empresas ya sea en el upstream ó en el downstream, como sucedía bajo el marco contractual anterior.

Hoy en día aún cuando suene un poco inusual podemos decir que las empresas operadoras, dedicadas a la exploración y explotación como el caso de Petrobras, BG, Repsol yTotal, son prestadoras de servicio porque han suscrito contratos de esta naturaleza con YPFB. Entonces es importante hacer una pequeña diferenciación en lo que vienen a ser contratos de servicio bajo este marco legal actual y los contratos de servicio como tales que nosotros los entendemos en contratos de ingeniera, de construcción, de desarrollo, de suministro.

El artículo 362 establece que YPFB queda autorizada para suscribir contratos, nuevamente bajo el término de prestación de servicios con empresas públicas, mixtas o privadas, sean estas bolivianas o extranjeras para que estas empresas en nombre de la representación de YPFB realicen determinadas actividades de la cadena productiva a cambio de una retribución o pagos por sus servicios.

Memoria Figas 2010

En este sentido, YPFB tal como lo establece el artículo 363 de la Constitución y el 17 de la Ley de Hidrocarburos vigente se podrá conformar asociaciones o sociedades de economías mixtas para la ejecución de las actividades y aquí es importante mencionar que en virtud que en este marco legal que le acabo de mencionar que es la CPE, la Ley de Hidrocarburos, la Ley especial que rige obviamente lo que es exploración y explotación establecen a través del Decreto 28701 con la nacionalización de los hidrocarburos que van a poder suscribir contratos de exploración, de explotación, de refinación, de industrialización, de transporte, incluso de comercialización de los hidrocarburos. En estos tipos de asociaciones o sociedades la CPE establece que YPFB obligatoriamente deberá tener una participación accionaria no menor al 51% del total del capital social.

Aquí empezamos al primer tipo de contratos que se pueden suscribir dentro de lo que viene a ser contratos de servicios y esto es bueno que siempre lo tengamos en cuenta para la exploración y explotación de hidrocarburos. La Ley de Hidrocarburos establece tres tipos de contratos; de producción compartida, de operación y de asociación.

Hoy por hoy con el nuevo marco legal contractual todas las empresas dedicadas a la explotación y exploración han suscrito con Bolivia los famosos contratos de operación que vienen a reemplazar los mencionados contratos de riesgo compartidos.

En su momento se generó una discusión bastante grande puesto que el Gobierno partió de la premisa que esos contratos eran inconstitucionales porque no cumplían con la condición de la aprobación y homologación por parte del Congreso de la República, por lo que se les dio un plazo perentorio fatal a estas empresas y justamente el tiempo que se les dio era para que logren la conversión de sus contratos de riesgos compartidos a los de operación. Se eligió la figura de contratos de operación porque para las empresas era la figura que le parecía más atractiva y fue de esa manera que todos los contratos actualmente dentro de lo que es el ámbito del upstream pertenece a esta categoría.

Recalcar también que dentro de los contratos de operación, y probablemente esta es la parte que algunos de ustedes les interesa

en virtud del Decreto Supremo 039 del año 2009, cabalmente se reglamente lo que viene a ser el reglamento de licitaciones para operaciones petroleras en el marco de los contratos de operación.

En este reglamento en virtud a este Decreto Supremo cabalmente se detalla todo el procedimiento en virtud del cual las empresas que tienen suscritos contratos de operación con YPFB tienen que seguir a efectos de contratar bienes y servicios.

Los contratos de operación en un artículo determinado cabalmente especifican que cuando una empresa petrolera dedicada al upstream quiera comprar o adquirir bienes y servicios necesariamente y dependiendo de la cuantía tiene que sujetarse a este proceso, y especifica tres franjas en aquellos casos que los contratos que tengan un valor inferior a los 350 mil dólares se los pueda hacer a través de una invitación directa. La segunda franja de 350 mil a 4 millones de dólares que tiene que cumplir con ciertos requisitos entre los cuales obviamente está el de enviar una lista de estas empresas que van a ser invitadas para que YPFB las analice y el tercer rango de los contratos de licitación van relacionados a aquellos cuya cuantía sea superior a los 4 millones de dólares.

Un mecanismo que nos parece interesante dentro de lo que es el Decreto Supremo 039, es lo que en derecho se lo conoce como silencio administrativo positivo; es decir, que YPFB en tiempo determinado no se pronuncia en forma expresa sobre la lista o sobre la decisión que ha tomado la empresa para contratar un determinado bien o servicio. Se entiende por el silencio de YPFB que se ha autorizado, también existe el silencio administrativo negativo que obviamente indica lo contrario. Si YPFB no se pronuncia se entiende que no estuviera de acuerdo, pero en el caso del Decreto 039 rige el silencio administrativo positivo.

Volviendo a lo que es la solución al grave problema de la disminución de las reservas y nuevamente bajo la lógica que el objetivo primordial en criterio nuestro para poder no solamente cumplir con obligaciones contractuales futuras sino también para lograr industrializar nuestro gas pasa por el proceso de exploración y dentro del proceso de exploración, existe un área que es muy importante que es el régimen especial para áreas reservadas.

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Contratos de servicios petroleros

Iver von Borries

Respecto a la tuición de lo que son los contratos de explotación y exploración de los hidrocarburos en áreas reservadas por YPFB, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía es el ente gubernamental que va a determinar los aspectos generales en dos casos

Dentro de todo lo que significa el tema de áreas sujetas a exploración, YPFB a través de un Decreto Supremo se reserva ciertas áreas de interés hidrocarburífero porque son las áreas de acuerdo a estudios donde se piensan que existen cantidades potenciales de reservas gasíferas y petroleras. Consiguientemente cuando hablamos de áreas reservadas estamos haciendo alusión a esto.

Dentro de lo que significa los momentos contractuales para poder empezar a realizar exploración en un área reservada de YPFB podemos determinar tres etapas o momentos. El primero de ello es a través de la creación de un convenio de estudio con la empresa que pretende realizar los estudios y ver la factibilidad de encontrar reservas de gas.

Una vez que los estudio han arrojados resultados positivos la siguiente etapa es la suscripción de un contrato de servicio para la exploración y explotación para áreas reservadas que tienen características bastantes especiales. Finalmente como tercera etapa, todo lo que viene a ser la exploración y explotación de hidrocarburos en áreas reservada de YPFB contemplan la constitución de una Sociedad Anónima Mixta o también llamadas Sociedad de Economía Mixta.

Las Sociedades Anónimas Mixtas no es un tipo societario, sino un subtipo de las Sociedades Anónimas. El Código de Comercio establece que hay seis tipos societarios: la sociedad anónima, la sociedad por responsabilidad limitada, la asociación accidental o de plantas en participación, la sociedad colectiva, la sociedad en comandita simple y la sociedad en comandita por acciones. Dentro de lo que viene a ser la sociedad anónima un subtipo es la sociedad de economía mixta, que como todos sabemos la principal característica de este tipo societario es cabalmente que el Estado tiene una participación.

Respecto a la tuición de lo que son los contratos de explotación y exploración de los hidrocarburos en áreas reservadas por YPFB, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía es cabalmente el ente gubernamental que va a determinar los aspectos generales en dos casos.

Para la exploración y explotación de áreas reservadas y para los contratos de servicios petroleros en las actividades de exploración y explotación. El Decreto Supremo 459 que modifica el 29130 establece

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de forma expresa que cabalmente en el tema de la selección de empresas con formación de economías mixtas o sociedades anónimas mixtas va a ser el Ministerio de Hidrocarburos el ente gubernamental, en este caso ya llamado por ley, quien va a establecer los aspectos generales de selección de empresas para que realicen las actividades de exploración y explotación, así como para la conformación de este tipo de sociedades de economías mixtas.

La resolución ministerial regulatoria cabalmente establece estas características de qué tipo de empresas van a poder aplicar para poder explorar en áreas reservadas y establece que para la ejecución de actividades de exploración y explotación, YPFB y la empresa pública, mixta o privada, boliviana o extranjera deben suscribir previa aprobación del Directorio de YPFB y autorización de la Asamblea Legislativa Plurinacional.

Entonces vemos que en este caso y a criterio nuestro este tipo de contratos presenta una traba burocrática en el sentido de que estamos hablando que en la misma industria nos obliga a que deberíamos hacer las cosas con celeridad. En este caso ya vemos como un freno que necesariamente este tipo de contrato si bien es de exploración, además de pasar por la aprobación del Directorio de YPFB, debe pasar por la Asamblea Legislativa Plurinacional, es decir por el Legislativo.

Este contrato dice una vez suscrito deberá remitirse para su aprobación en la Asamblea en cumplimiento a lo dispuesto por los artículos constitucionales correspondientes. Respecto a cuáles son los criterios del Ministerio de Hidrocarburos debe tener para la selección de estas empresas hay que señalar tres que establece la norma: el primero que esa empresa se encuentre dentro del alcance y del marco de acuerdos o convenios de extracción energética en el sector hidrocarburífero aprobado por ley entre Bolivia y el Estado de origen de las empresas que quieren entrar en este tipo de contratos. El segundo que las empresas que hubieran suscrito un convenio de estudio con YPFB y los resultados de los estudios sean favorables. En tercera instancia que las empresas hayan ganado una licitación pública internacional para participar de la actividad de exploración y explotación en áreas reservadas para YPFB.

Memoria Figas 2010

Otro comentario en forma de crítica que nosotros consideramos importante es que generalmente la traba que mencionábamos antes, el inciso A, también representa otra traba porque es lógico que Bolivia no ha suscrito con todos los países y Estados donde hay explotación energética. Consiguientemente, si hubiesen empresas con la capacidad técnica, tecnológica y económica para pretender realizar actividades de exploración y explotación por el simple hecho de que Bolivia no haya suscrito un convenio de colaboración energética automáticamente queda descalificada para suscribir un contrato de exploración petrolera.

Respecto a los aspectos para la conformación de una Sociedad Anónima, es decir, si ya se suscribió un convenio de estudio que el resultado fue positivo, toca conformar una Sociedad Anónima Mixta.

Para la etapa de exploración dice: YPFB deberá conformar ya sea una Sociedad Anónima Mixta conforme a lo establecido por el código del comercio y la empresa privada que ejecutó las actividades de exploración de actividades en áreas reservadas una vez otorgada la declaratoria de la comercialidad y esto es un aspecto interesante que es totalmente nuevo dice la ley: Debe ceder las obligaciones y derechos del contrato de servicios a la Sociedad de Economía Mixta, es decir existe un vaciado de todas las obligaciones y de todos los derechos emergentes de esa relación contractual de parte del contrato de servicios a favor de Sociedad de Economía Mixta.

Finalmente aspectos generales que tiene que contemplar el contrato de servicios de exploración y producción en áreas reservadas. En primer lugar y en forma lógica tiene que estar sujeto al reglamento jurídico boliviano. En segundo lugar, una característica que nos parece acertada por la autoridad hidrocarburífera, es que la inversión y el riesgo únicamente van a reforzar sobre la empresa que suscribe el contrato, es decir, que todas aquellas inversiones que se realicen durante los estudios de pre-factibilidad y factibilidad, durante la declaratoria de comercialidad del campo va a ser de riesgo exclusivo y único de la empresa que ha suscrito contrato con YPFB. Si todo sale positivo y se realiza la declaratoria de la comercialidad como veíamos hay la transferencia de derechos y obligaciones del contrato a la sociedad anónima y aquí si es un mecanismo que nos parece bastante justo y es que una vez ha salido positivo el saldo,

obviamente todas esas inversiones que se han realizado durante la fase exploratoria van a ser reconocidas por YPFB, pero van a ser pagadas con la misma producción del campo.

Adicionalmente se establece la obligación de la empresa, a favor de YPFB, de transferir tecnología y capacitar personal y tiene una limitante que estos contratos no pueden durar más de 40 años.

Preguntas del Panel ¿En caso que se apliquen contratos de servicios petroleros que hay con el tema de la distribución de regalías?

Los contratos de servicio de exploración y explotación en áreas no necesariamente reservadas para YPFB son los tres tipos que analizamos, por lo que el régimen tributario no afecta para nada la forma de contrato que se haya realizado entre YPFB y la empresa que quiera desarrollar y explorar, es decir, la Sociedad Anónima Mixta tiene exactamente las mismas obligaciones tributarias en cuanto al tema del pago de impuestos y regalías que tuviera una empresa como actualmente está funcionando con los contratos de operaciones. ¿Cuál es la norma que regula las Sociedades de Economías Mixta?

Tenemos que partir por la premisa que estamos viviendo un proceso de cambio, y como tal obviamente estamos pasando por un proceso de adecuación y el tema del Decreto 329. Por ejemplo, la reglamentación al tema de las licitaciones ha generado muchos problemas.

Cabalmente uno de los aspectos que probablemente genera mas susceptibilidad y donde más cuidado se debe tener es en la contratación de servicios y bienes y actualmente no existe una norma reglamentaria que vaya a regular el tema del funcionamiento y la operatividad de las sociedades de economías mixtas.

Entre las sociedades de economías mixtas la primera que se me viene a la cabeza es Petroandina que es un contrato extremadamente sui géneris porque no obedece una línea modelo. Así como existen clausulas estándares que se establece para los tres tipos de contratos de hidrocarburos, lo mismo, a criterio nuestro, debería funcionar en el tema de la economía mixta y adicionalmente así como existe

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Contratos de servicios petroleros

La idea o al menos la intención de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos es transparentar el tema de licitaciones. Consiguientemente existen reglamentaciones para el tema de las convocatorias de licitaciones Iver von Borries

el Decreto Supremo 329 generar una reglamentación especial para saber bien como está delimitada la cancha y como tienen que licitarse los bienes y servicios. ¿Cuáles son las reglamentaciones para las licitaciones?

La idea o al menos la intención de YPFB Corporación es transparentar el tema de licitaciones. Consiguientemente existen reglamentaciones para el tema de las convocatorias de licitaciones. Ahora no tenemos que olvidarnos el hecho que YPFB Corporación se ha vuelto una especie de holding aún cuando en el derecho corporativo boliviano no existe tal figura como empresas subsidiarias y empresas afiliadas. Es decir, existen empresas como es el caso de YPFB Transporte que tiene una participación mayoritaria al Estado de Bolivia a través de YPFB, pero que a su vez también tiene injerencia en un segundo nivel corporativo que vendría a ser el caso de Gas TransBoliviano (GTB) el principal accionista es YPFB Transporte y por ende el principal accionista es YPFB. Entonces lo que quiero decir es que la cadena como está estructurada o la estructura corporativa actual no permite que una norma de YPFB Corporación tenga efecto inmediato sobre todo sus afiliadas y subsidiarias porque a los efectos del derecho son personas jurídicas distintas una de otras. Lo que sí se puede hacer a nivel de los órganos societarios correspondientes puede ser juntas de accionistas o pueden ser directorios. ¿La norma pública de transparentar las licitaciones aplicaría solamente a YPFB Corporación y no a las empresas de derecho privado?

Sí. Existen las normas, pero también existen las normativas especiales que únicamente tiene un alcance determinado. Entonces hay que ver cuál es el órgano que emite esa norma y a quienes afectan el alcance.

Las Sociedades de Economías Mixtas no llegan a ser empresas públicas, sino llegan a ser empresas semipúblicas y lo ideal en este caso es emitir una normativa de forma expresa si alcanza este tipo de normas le va a tocar también a las empresas semipúblicas, como es el caso de las economías mixtas, o únicamente aquellas que son 100% públicas como es el caso de YPFB.

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¿Qué costos se consideran recuperables a favor de las operadoras?

Lamentablemente aquí un poco es el tema de la función y del tamaño.

Es decir, ya la empresa operadora tiene una carga pesada por la forma como se ha operatizado este tipo de contratación. Con el sistema de los costos recuperados es lógico que habrá pugnas constantes entre YPFB y empresas operadoras. Entonces ahí ya tenemos un proceso que es bastante desgastante y sujeto de auditorías y en segunda instancia, que es cuando la operadora decide ponerse en acción y contratar a empresa de servicios, construcción de planta llave en mano, lo que fuera, obviamente se tiene que atener al proceso que lamentablemente es burocrático y al final de cuenta la más perjudicada en todo este escenario es la empresa prestadora de servicio.

Damos por concluido este panel, gracias.

Perfil Es abogado graduado de la Universidad Privada de Santa Cruz (Upsa).

Tiene una especialidad en Derecho Corporativo por la Universidad Católica Boliviana y el Instituto Harvard para el Desarrollo. También es Máster en Derecho Internacional Privado por la Universidad Complutense de Madrid y la Escuela Europea de Negocios. Se ha desempeñado como docente de postgrado de la Escuela Europea de Negocios y en la Universidad de Aquino de Bolivia (Udabol).

Fue asesor legal de la Corporación Andina de Fomento (CAF), Banco Interamericano de Desarrollo (BID), Transredes SA y Total. Además, se desempeño como gerente legal y encargado de negocios para Argentina, Brasil, Ecuador y Bolivia de la empresa internacional Coivatex SA. Actualmente es socio de Wayar & Von Borries Asociados y asesor técnico del Foro Internacional del GAS (FIGAS).

MEMORIA

FIGAS

‘10 Proyectos de Ciclo Combinado y Optimización de Recursos Energéticos

Jerges Mercado Gerente general de la Empresa Guaracachi SA

Proyectos de Ciclo Combinado y Optimización de Recursos Energéticos

Los ciclos combinados nos dan un alto rendimiento. Con ciclo simple estamos sacando provecho en torrno a un 33 a 35 por ciento y en un ciclo combinado tenemos una eficiencia alrededor del 53 a 55 por ciento Jerges Mercado

Muy buenos días a todos. Es un placer para mí participar de este importante evento. Hoy tocaré el tema de los ciclos combinados y su importancia en la optimización de recursos energéticos.

boliviana manejada por extranjeros no tenga un sistema de gestión de calidad ISO 9000, normas de seguridad industrial y seguridad ocupacional, entre otras deficiencias que no valen la pena mencionarlas.

Pero antes hablaré primeramente de la situación financiera de la Empresa Guaracachi SA (EGSA) en el que se registran pasivos por el orden de 130 millones de dólares con un patrimonio neto de 131 millones de dólares.

Al asumir EGSA el 1ero de Mayo también nos dimos cuenta que la empresa iba a tener al 31 de diciembre un déficit de caja de 22 millones de dólares. Por lo tanto estos seis meses que estamos a cargo de ella ha sido un trabajo arduo para en primer lugar resolver los problemas financieros y poner en marcha los proyectos que estaban semiparalizados.

Quiero dejar en claro que las cifras del patrimonio no son del todo cierto porque recordarán que en el 2007 salió una norma que nos hace re expresar los balances a la UFV (Unidad de Fomento a la Vivienda), por lo que si mantuviéramos el histórico del patrimonio EGSA no serían 131 millones de dólares como doblegan sus estados financieros, sino 34 millones de dólares versus unos pasivos que si son reales de 130 millones de dólares.

Solo como ejemplo de endeudamiento se debía 93 millones de dólares al sistema financiero en créditos de distinta índole, que incluso algunos alcanzaban el millón de dólares con un año plazo. Un poco más y le debíamos a Prendamás cuando nos hicimos cargo de Guaracachi. No tengo nada en contra de esa empresa, simplemente es para mostrar el alto endeudamiento, los cortos plazos y las altas tasas con las cuales hemos tenido que lidiar todo este tiempo.

Otro ejemplo es que cuando nos hicimos cargo se debían facturas desde octubre del 2009 a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) por concepto de suministro de gas, el principal insumo de nuestra producción, por cerca de 14 millones de dólares.

Nos encontramos con proyectos paralizados como el de Ciclo Combinado y la planta termoeléctrica en San Matías porque no había el financiamiento correspondiente para que se finalice y me llamó mucho la atención, porque he trabajado bastante en el ámbito privado y público, que una empresa responsable de la generación del 32% de la energía eléctrica

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Puedo decirles con satisfacción que las gestiones que hemos hecho nos arrojan resultados en el flujo de caja en el orden de los 2 millones de dólares para fin de año versus el déficit que íbamos a tener de 22 millones de dólares. Esto nos saca un poco de ese falso paradigma o perjuicio de que todo lo que maneja el sector privado es bueno y que todo lo manejado por el sector público es malo.

Es importante señalar que EGSA tiene cuatro plantas: dos están ubicadas en Santa Cruz, una en el parque industrial y la otra en la planta principal que es la del tercer anillo. Se tiene una tercera en Chuquisaca y otra en Potosí.

Como dije antes, tenemos el 33% de participación de potencia en bordes de generación y somos responsables del 28% de la energía eléctrica que se consume en el país, obviamente a través de Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Ahora voy a dedicarme a hablar de los ciclos combinados, por lo que surge la pregunta de ¿Por qué la implementación de ciclos combinados en Bolivia y el mundo?. En primer lugar es una óptima utilización de los recursos. Cuando hablamos de ciclos combinados estamos refiriéndonos a generación termoeléctrica y ustedes saben que el carbón, el gas y el diésel son fuentes fósiles.

Actualmente en Bolivia el gas tiene un alto costo de oportunidad para la venta a las termoeléctricas que está en 1.30

Memoria Figas 2010

dólares el millar de BTU (Unidad Térmica Británica), mientras que el mercado internacional nos está pagando en este momento en torno a los 6.48 dólares el millar de BTU. Por otro lado los ciclos combinados nos dan un alto rendimiento. Con ciclo simple estamos sacando provecho en torno a un 33 a 35 por ciento y en un ciclo combinado tenemos una eficiencia entre 53 a 55 por ciento.

También tenemos un bajo impacto medioambiental porque con el mismo consumo de gas y la cantidad de dióxido de carbono que se emite estamos generando más cantidades de energía. Comparando con otras fuentes más limpias y más eficientes como la hidroelectricidad por ejemplo, una planta de ciclo combinado es más barata y su plazo para la implementación es más corto.

Vamos a ir directamente al ciclo combinado de EGSA. El objetivo principal de este proyecto es implementar la capacidad instalada de parte del generador. He escuchado en el transcurso del día que los expositores decían que no se preocupen porque va haber energía porque entra el ciclo combinado y ese es precisamente su rol, garantizar el suministro eléctrico sin racionamiento de forma continua en 2011 y 2012 en el país.

Empezaremos con una potencia que está prevista por lo menos de unos 82 megavatios (MW) de potencia efectiva. Queremos ingresar la licencia y producir energía más amigable con el medio ambiente. ¿En qué consiste el ciclo combinado? Tenemos una turbina llamada Guaracachi 9 de 70 MW, contamos con Guaracachi 10 otros 70 MW, y lo que hemos hecho es acoplar dos OTSG (Generador de Vapor de un Tiempo) que no es otra cosa que un recolector de calor. Es decir, que estas turbinas estaban despidiendo energía calorífica. Lo que hemos hecho es recuperar el calor y al mismo tiempo que nos de vapor.

Hemos cavado el pozo de agua más profundo que hay en

Bolivia por un total 600 metros de profundidad para ubicar la bomba más grande del país, que ha sido conseguida en el exterior. Tenemos un tanque de almacenaje de agua y tenemos otro en tratamiento.

Aquí lo crítico es el tema del agua porque tiene que ser extremadamente pura. Cuando empezamos a explotar el pozo teníamos una conductividad de 200 microfiling y tuvimos que llevarlo a menos de 1 microfiling.

Entonces inyectamos agua, se produce el vapor y no es otra cosa que el cambio de energía. Tenemos energía calorífica que la convertimos en vapor que genera energía cinética y mueve la turbina para convertirla en energía mecánica. Como tenemos un turbogenerador acoplado físicamente a la turbina, la energía mecánica hace que el generador libere energía eléctrica. De esa forma es que con el mismo gas que utilizamos en Guaracachi 9 y Guaracachi 10 a través de la turbina de vapor, vamos a generar adicionalmente 82 MW de potencia efectiva y 96 MW de potencia instalada. 89 MW es la potencia bruta que vamos a tener disponible en este caso.

Muchos se preguntarán ¿Cuándo va entrar en operación? La buena noticia es que estamos esperando solamente hacer la sincronización con el SIN. Este proyecto largamente esperado iba entrar en el 2008, luego lo postergaron para noviembre del 2009 y finalmente dijeron que iba entrar en funcionamiento el 1ero de mayo de 2010. Por si acaso, cuando nacionalizamos estaba semiparalizado y no había plata para terminarlo. Felizmente prevemos que oficialmente va entrar en operaciones el 20 de diciembre, puesto que como dije antes estamos haciendo las pruebas finales y estamos listos para sincronizar y tomar los primeros 15 MW mañana o pasado cuando las autoridades del área nos lo permitan.

La eficiencia térmica de este ciclo combinado va a ser de 6.752 BTU por kilovatio (KV). Ustedes saben que las más eficientes que tenemos en este momento en las máquinas está

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Proyectos de Ciclo Combinado y Optimización de Recursos Energéticos

“Empezaremos con una potencia que está prevista por lo menos de unos 82 megavatios (MW) de potencia efectiva, queremos ingresar la licencia y producir energía más amigable con el medio ambiente Jerges Mercado

en Entre Ríos o Bulo Bulo, que está en el orden de los 2 mil BTU por KV. Esta va a ser por lo tanto la máquina más eficiente que tengamos en Bolivia con 202 MW del ciclo combinado en su conjunto.

tierra, porque solamente hemos vendido a gobiernos, no a grupos que especulan en el mercado de los bonos de carbonos o a gobiernos que no cumplen con el tratado de Kyoto.

Tenemos preventa con Alemania y España.

Los calderos van a trabajar con 130 bar con 515 grados centígrados de temperatura que ya han sido probados. La torre de enfriamiento consta de seis celdas y va a utilizar 18 toneladas de agua hora. Estamos hablando que necesitamos producir en el pozo 99 litros de agua por segundo. Tenemos un reservorio de 900.000 litros y una planta de tratamiento de agua donde la tratamos y la almacenamos con 300.000 litros disponibles.

Las emisiones que vamos a dejar de emitir son 335.000 toneladas de CO2 año, (tCO2/año). Hemos vendidos a 11 euros cada tonelada y eso son los recursos adicionales que tenemos.

Además tenemos dos sistemas auxiliares y veinte bombas de las que tres están inyectando el agua a la torre de enfriamiento. Solo como referencia cada una de estas bombas que tiene 1.5 MW de potencia, es más grande que uno de los motores que estamos instalando en la planta de San Matías, que tiene 1 MW y alcanza para abastecer todo el suministro a este pueblo.

Un tema importante como país es que el gas que estamos dejando de utilizar se puede vender al exterior y representa 42 millones de dólares al año de ingresos al país. Obviamente estos precios son los de exportación, 6.48 dólares el millar de BTU. Además, como ustedes saben el mercado eléctrico boliviano opera por costo marginal. Con el ingreso del ciclo combinado, una planta más eficiente, estimamos que la reducción del precio al consumidor final de la tarifa es de 0.5 dólares por MW/hora.

En cuanto a los beneficios comerciales, los ingresos que estamos estimando una vez esté en operación la planta son 9 millones de dólares por cada año. Tenemos también un componente, el ciclo combinado, donde no cierra la ecuación financiera como lo mostró Arturo Iporre, titular del Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC), salvo dice él que el Estado ponga una parte de plata tomando en cuenta el costo y oportunidad de gas. Nosotros tenemos una propuesta parecida pero parece algo más interesante.

Hablando de optimización de recursos, ¿Cuánto nos cuesta una central hidroeléctrica de embalse? Aproximadamente 2.5 millones de dólares. Algunos van a decir que es mucho o es poco, pero es un aproximado. Una Hidroeléctrica de Pasada podemos hablar de un 1.5 millón de dólares, de ciclo combinado estamos hablando aproximadamente 1.3 millón de dólares, la biomasa alrededor de los 800 mil dólares y las turbinas de base para el precio de la potencia requerida está en torno a los 700 mil dólares.

Vamos a generar por lo menos unos 5.5 millones de dólares anuales por la venta del dióxido de carbono (CO2) de las emisiones que estamos dejando de emitir. Tengo una buena noticia al respecto. Hoy se está haciendo el primer desembolso de recursos por los bonos de carbono vendidos por esta planta al gobierno español.

¿Cuál es el aporte de los bonos de carbono en el proyecto de ciclo combinado? Tenemos un Valor Actual Neto (VAN) positivo con una tasa de descuento del 15%, y un VAN en torno a los 7 mil dólares. Con un tasa de descuento de 12.5% tendríamos un VAN en torno a los 15 mil dólares y si no tenemos los bonos de carbono nuestro VAN es negativo, lo que significa que el proyecto es inviable si no tenemos los aportes por créditos de carbono.

En el marco de la política nacional de respeto a la madre

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Memoria Figas 2010

Coincidiendo con la presentación de Iporre estos proyectos no son viables si no hay otra fuente que los haga financieramente factible, como la venta de bonos de carbono que lo hicimos posible nosotros o sino otra alternativa es la propuesta en el que el Estado reinvierte en este proyecto parte de lo que está ganando por exportar el gas. La importancia específica para EGSA, está en el hecho de que utilicemos la venta de los bonos de carbono, en cambio, sin ellos nuestras utilidades estarían sustancialmente reducidas.

Aquí es bueno mencionar que los ingresos por crédito de carbono no van solamente a EGSA. Tenemos convenio con el Gobierno Nacional para pagar 6.3 millones de UFV anuales en los primeros diez años y de eso 3.78 millones se paga en efectivo y 2.52 millones de UFV están destinado a proyectos de electrificación rural.

Según el mismo convenio, a partir del año 11 hasta el 21 entregamos el 30% de los ingresos al Gobierno Nacional.

Cabe señalar que el Comisionado en Acción en Bolivia para el Cambio Climático reconoce estos proyectos y paga los Certificados de Emisiones Reducidas (CER).

Entonces, uno de los grandes problemas que teníamos era la falta de liquidez y hemos tenido que hacer malabarismos para conseguir la plata y llevar adelante los proyectos que tenemos.

Una vez han sido monetizados anticipadamente las emisiones de las reducciones de CO2, por ejemplo con la Corporación Andina Fomento (CAF) que es el intermediario del gobierno español, le hemos vendido unos 4.6 millones de dólares por las emisiones de los años 2010, 2011 y 2012 que son 296 mil CERs a 11 euros cada uno y el otro 67% de las emisiones editadas durante 2010, 2011 y 2012 serán pagadas oportunamente tanto por la CAF o por la KFW (Banco de Desarrollo Alemán), que es otro intermediario con el gobierno alemán en este caso.

Quiero decirles que es un trámite muy complejo, muy pesado

y que estamos todavía en la etapa final de implementación de los equipos de medición que nos exige las Naciones Unidas, para poder garantizar y medir que realmente estamos evitando emitir CO2 a la atmósfera.

Siguiendo la línea de cómo poder utilizar los recursos energéticos planteamos que pongamos ciclo combinado donde sea posible. En Bolivia creemos que es posible emplear esta tecnología en la Planta de Carrasco, Bulo Bulo, en el Parque Industrial en la planta que tiene EGSA, en Entre Ríos y en la Máquina Guaracachi 11 que es del mismo tamaño de la 9 y la 10 en este momento.

Creemos que es posible generar con turbina a vapor 171 MW adicionales, para otros países esta potencia tal vez no sea nada, pero para nosotros representa el incremento de la demanda de potencia de dos años y medio. ¿Qué representa eso desde el punto de vista financiero? Estamos hablando que vamos a dejar de consumir 10.655.787 millares de pies cúbicos de gas al año (mpc/ año) y si ese gas lo vendemos a 6.48 dólares el millar de BTU, el Estado para los gobiernos departamentales, los municipios y las universidades obtendría ingresos de cerca de 70 millones de dólares.

Es decir, que el sector eléctrico dejaría de utilizar ese gas y el Estado podría recibir esos ingresos. Adicionalmente podríamos tener 9 millones de dólares por concepto de la venta de CER en el mercado internacional, con lo que no estamos diciendo que nos salgamos de la política gubernamental, sino decimos que busquemos mercados alternativos y hagamos lo que se ha hecho en EGSA, es decir, vendamos solo a quienes no contaminan los que están cumpliendo el protocolo de Kyoto, porque ustedes saben que ahora hay un tráfico impresionante de bonos de carbono.

Un industrial que está contaminando la madre tierra viene nos compra a nosotros y tiene luz verde para seguir contaminando. En ese aspecto nosotros somos rigurosamente

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Proyectos de Ciclo Combinado y Optimización de Recursos Energéticos

Jerges Mercado

“Adicionalmente se generará por lo menos unos 5.5 millones de dólares anuales por la venta de CO2 de las emisiones que estamos dejando de emitir. Hoy se está haciendo el primer desembolso de recursos por los bonos de carbono vendidos al gobierno español

cumplidores de la política del Gobierno Nacional establecida en nuestra Constitución Política del Estado.

Otro tema importante de destacar es que el ciclo combinado se monta donde hay agua y aquí hemos tenido que cavar pozos y vamos a seguir haciéndolo para poder garantizar este líquido elemental. Creemos que se puede continuar con esta tarea, en las zonas de Santa Cruz, Caranda o Río Grande,

Puerto Suárez, San Matías, Chapare, Villa Montes, cerca del río Pilcomayo, donde consideramos que deberíamos tender a implementar esta tecnología que para Bolivia es novísima.

Muchas gracias.

Perfil Nació en Santa Cruz, Bolivia. Se formó como ingeniero eléctrico en la Universidad Técnica Estatal de Tashkent, República de Uzbekistán.

Luego obtuvo maestrías en gestión y políticas públicas en la Universidad de Harvard (EEUU) y la Universidad Católica Boliviana. Fue superintendente de electricidad, Ministro de Obras Públicas y candidato a diputado por el MAS. Fue gerente general de la Empresa Eléctrica Guaracachi.

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MEMORIA

FIGAS

‘10 Esquema de Seguridad del GNC, aplicado en Argentina

Jorge Battista Consultor internacional de Contegas SRL

Esquema de Seguridad del GNC, aplicado en Argentina

Jorge Battista

En el Gas Natural Comprimido cada componente técnico está sometido a una alta presión por lo que debemos ser muy cuidadoso y en la medida que lo los riesgos se minimizan se habrá cumplido con los objetivos de seguridad que nos hemos trazado

Quiero agradecer a Miguel Zabala y a su equipo del Foro Internacional del Gas (FIGAS) por permitirme ser parte de este encuentro. Cuando me invitaron a participar el tema que me pareció podía ser de interés era la seguridad en el uso del gas natural comprimido (GNC).

Todos sabemos que el gas natural desde el punto de vista intrínseco es más seguro que los combustibles líquidos por las propiedades que tiene.

En un vehículo a gas hallamos unos 15 metros cúbicos de gas natural, o sea que desde el punto de vista del volumen estamos con menos energía, porque una estación de servicio puede tener un almacenaje del orden de 500 metros cúbicos. Además el volumen de energía también es menor, pero debemos tener en consideración que el gas natural tiene la singularidad de que trabaja a muy alta presión y todos nosotros técnicos o no técnicos pero vinculados al área sabemos lo que significa 200 bar de presión, lo que la gente común no lo conoce.

El otro día hablé con un taxista y para él 200 bares son parecidos a 30 libras de neumático, cuando estamos hablando de una presión 100 veces más grande.

En el GNC cada componente técnico está sometido a una alta presión por lo que debemos ser muy cuidadoso y en la medida que lo somos los riesgos se minimizan. Esta es la razón fundamental por la que debemos hablar de seguridad y la oferta que le vengo hacer hoy es contarle de la forma más objetiva posible cuál es el modelo que opera en la Argentina, no porque sea el único o el mejor, sino simplemente porque es un modelo que tiene años y que funciona de manera aceptable.

En Argentina, Gas del Estado fue privatizada en el año 1992.

Hasta ese momento monopolizaba todas las figuras de la industria del gas y por ende realizaba las tareas de transporte y distribución. Tenía la potestad de emitir las especificaciones técnicas y certificaba todos los productos que intervienen en la cadena de valor del gas natural en general y en el caso particular del GNC.

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A partir del año 1984 inicia el GNC en la Argentina, por lo que la fiscalización de las estaciones de servicio y de vehículos también recaía sobre la figura de Gas del Estado.

Luego en el año 1992 aparece la Ley 24.076 que privatiza Gas del Estado y crea la figura del Ente Regulador del Gas (Energas) que tiene entre otras funciones, proteger los derechos del consumidor, velar por la adecuada protección del medio ambiente y de la seguridad pública, dictar reglamentos en materia de seguridad, calidad, normas y procedimientos técnicos y su competencia también comprende el GNC. Al presente tenemos las tareas que desempeñaba Gas del Estado divididas en varias empresas: dos de transporte que manejan los grandes gasoductos, nueve de distribución, otra para la parte de especificaciones y controles, además de la certificación de productos que realiza Energas a través de organismos privados reconocidos por este ente nacional y que efectúan la tarea de aprobación de productos.

Cuando hablamos de productos estamos hablando de todo, desde una cocina, autos, cilindros, compresores, surtidores y todos los elementos que intervienen dentro de la cadena de valor del gas natural, incluido el GNC. La figura o sujeto del sistema como los llama la legislación dentro del tema del GNC son los fabricantes o importadores matriculados, conocidos y aprobados por el organismo de certificación.

Son fabricantes de los distintos componentes que van desde una válvula hasta un compresor y que deben tener certificación de cada uno de los productos.

El PEC (Productor de Equipo Completo) es la empresa productora que se encarga de compaginar el conjunto de elementos que conforman un equipo completo de conversión del vehículo. Además tiene la responsabilidad de la certificación tanto del conjunto como de la supervisión de los talleres de montaje que trabajan adheridos a estas firmas.

Memoria Figas 2010

Entonces, el PEC compagina el conjunto de partes y el taller de montaje es el que adquiere los equipos completos, realiza la instalación y gestiona ante el productor la habilitación de las unidades instaladas.

habilitado y representante técnico del PEC queda habilitada la ficha y se le asigna la Oblea para que el vehículo pueda estar habilitado, salir a la calle a circular y cargar GNC.

El usuario acude al taller donde se le extiende la documentación correspondiente luego de haber realizado la conversión o la revisión anual, porque los vehículos tienen una revisión por año, y el taller de montaje envía la documentación al PEC quien verifica la misma e informa a su vez a Energas a través de medios informáticos.

En la ocasión que un vehículo llega a realizar una revisión anual, entre las cuestiones que debe observar el técnico está el vencimiento del cilindro que se expresa a partir de la fecha de fabricación del mismo, que consta del número identificado del mes y el año. Por ejemplo, si es un cilindro fabricado en noviembre del 2011 tendría una marcación 11/11, entonces ese cilindro vencerá en el 11/16.

Energas es el que tiene entonces el control de toda la información que los PEC le suministran de cada una de las conversiones.

Esta información está a disposición de las distribuidoras y las estaciones de carga quienes están obligadas a cargar exclusivamente al usuario que haya cumplido con esta rutina de control.

Cuando ese cilindro que forma parte de un vehículo, llega a una revisión faltando menos de seis meses para el vencimiento, el mismo debe ser enviado a revisión quinquenal. Si falta menos de un año, pero más de seis meses se le otorga una habilitación por los meses que le restan al vencimiento del cilindro.

La Oblea es el elemento identificatorio que se coloca en el parabrisas del vehículo y permite determinar si el vehículo está apto para la carga. Está identificada con un número correlativo que expresa el año de vencimiento de la misma y a través de un orificio se selecciona del uno al doce, el mes correspondiente al vencimiento.

Como les decía el PEC es el que asume la responsabilidad por la habilitación y tiene que informar electrónicamente que el vehículo queda habilitado para cargar GNC durante la vigencia de un año. A su vencimiento el usuario selecciona un taller donde debe realizar la revisión anual.

En el numero de la Oblea figura también el año. Por ejemplo, una conversión realizada en noviembre del 2010, tendrá una oblea con un número que termina en 10 y la Oblea con 2011 en el 11 del 2011.

También tiene un signo identificatorio que se coloca en el parabrisas trasero y el usuario recibe un documento que el taller de montaje confecciona cada vez que realiza una conversión, donde están anotados todos los datos de la revisión.

La documentación viaja al PEC quien debe verificar que los números de toda esa planilla coincida con los elementos que tiene registrado en ese taller, con lo cual tenemos la garantía que esos elementos que están utilizando son certificados. Además, a través de la firma de un responsable del taller que es un técnico

Las normas que rigen la construcción del sistema de carga y el equipamiento que la componen están establecidas en la NAG 418 y 441, que señalan que los proyectos de las estaciones de servicio están sobre la cabeza de un profesional matriculado denominado representante técnico, un ingeniero matriculado en el consejo profesional efectivo y en la distribuidora como instalador de gas.

Ese proyecto requiere una aprobación, que la hace Energas a través de las distribuidoras de gas. Ellos también hacen la fiscalización de la obra hasta llegar a la habilitación. Todo esto queda documentado a través de planos y documentos técnicos.

El equipamiento del cual también hablamos es parte de los elementos que requieren aprobación de Energas a través de los organismos de certificación y los controles periódicos de las estaciones.

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Esquema de Seguridad del GNC, aplicado en Argentina

Jorge Battista

El objeto de esta revisión que tiene pautas mensuales, semestrales, anuales y quinquenales es realmente verificar las condiciones seguras de las estaciones de servicio debido a que existen muchas que presentan fallas en sus equipos

El objeto de esta revisión que tiene pautas mensuales, semestrales, anuales y quinquenales es realmente verificar las condiciones seguras de las estaciones de servicio debido a que existen muchas que presentan fallas en sus equipos.

Por ejemplo, una conexión de tipo antiexplosiva con un conducto que no es aprobado para hacer ese tipo de uso y que además esta arrancado de su conector, una inversión que no tiene antiexplosivos no funciona como tal.

Hemos visto válvulas solenoides aptos para áreas peligrosas, pero que están mal cableadas y por ende están mostrando una mala condición, se gasta un montón de dinero en comprar de válvulas a prueba de explosión pero después se realiza la instalación sin las protecciones correspondientes exponiéndose al peligro.

Es muy común ver las cámaras o trincheras donde corren las tuberías que habitualmente las encontramos llenas de agua, de suciedad, entonces al momento de concepción de la obra está en perfecto estado, pero con el paso del tiempo esto genera deterioro y corrosión que nos pone en peligro de algún tipo de explosión.

Otro problema son las cañerías totalmente corroídas, hay algunas instalaciones, no se si es el caso de Bolivia, de cañerías enterradas que no tienen la protección adecuada o que habiéndola tenido no tienen los controles periódicos que suelen tener y por ende están totalmente desgastadas.

También existen situaciones más complejas, hablamos de la revisión de cilindros realizadas en un centro de repruebas, que cuando por alguna razón no satisface las condiciones necesarias para que sea aprobado en un nuevo periodo deben ser condenados y la condena implica también la destrucción del cilindro.

Sin embargo, muchos inventores tienen la pericia de realizar maniobras para poner en servicio cilindros que han sido descartados por las pruebas periódicas. Se han encontrado ejemplos de toda naturaleza. Algunos le hacen una perforación al cilindro

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para reutilizarlo y aparecía el maquillador que le pone un chapa la soldaba, le ponía masilla y la comercializaba la cual con una carga a veces no tan mínima explotan inevitablemente.

Los controles de las estaciones de servicio son revisados por los representantes técnicos y también tienen un servicio de seguridad e higiene, es decir que actualmente hay dos profesionales que los visitan mensualmente.

El delegado técnico es el encargado de velar por la seguridad desde el punto de vista de la norma NAG 418, mientras que el de servicio seguridad e higiene vela por la seguridad del trabajador dentro de la planta. Además, cada vez con más fuerza está apareciendo la figura de un tercer profesional que es el medio ambiental que trae consigo nuevas exigencias a nivel municipal.

A través de todas estas figuras, las estaciones tienen inspecciones externas. Las distribuidoras en particular realizan inspecciones cada tres meses. Energas lo hace en forma aleatoria y la municipalidad también.

En cuanto a las penalidades el artículo segundo de la resolución 2629 establece un régimen en el que todas las estaciones de GNC están expuestas a sanciones que va desde el apercibimiento, multa, suspensión de la habilitación hasta la inhabilitación definitiva.

Tenemos un caso emblemático en Argentina. El primero de enero de 2005 se produjo el primer accidente con víctimas fatales en nuestro país. En esa ocasión un vehículo acudió a cargar GNC, tenía la Oblea vencida hacía ya un día del 31 de diciembre y además contaba con un cilindro que no era apto para la carga.

Como consecuencia del estallido murieron dos menores y otros dos quedaron heridos, esto generó un cimbronazo muy fuerte, que además se vio en sintonía con un accidente muy terrible que ocurrió ese momento, pero que nada tenía que ver con el GNC, que fue el incendio de un boliche bailable donde murieron 168 jóvenes intoxicados y esto incluso generó la pérdida del poder

Memoria Figas 2010

del intendente de la ciudad de Buenos Aires.

Hubo un antes y un después y un punto de inflexión al punto tal que el caso Cromagnon, así se llamaba el salón de baile donde ocurrió al accidente, anuló el caso Emfaco, el de la explosión por fallas en los equipos del GNC, porque en los medios salió con poca presencia.

Sin embargo, la presencia nos arrastra hasta el día de hoy, debido a que después de esta situación los controles son ahora muchos más seguros y más celosos de lo que eran hasta ese momento.

no cumplió con lo que debió haber cumplido en su momento y el representante técnico fue inhabilitado por dos años.

Yo considero particularmente injusta muchas de estas sanciones porque hay otros factores que también conllevaron a esta situación y ni el representante técnico, ni la distribuidora tenían la culpa, pero en el esquema de penalidades así se aplicó.

Muchas gracias.

A consecuencia de este accidente la estación fue inhabilitada de forma definitiva, aplicando la resolución que antes vimos. La distribuidora fue multada con 500 mil pesos, porque dicen que

Perfil Es Ingeniero electricista de la Universidad Tecnológica Nacional, regional Buenos Aires. Tiene un postgrado en Industria del Petróleo. Asimismo, formó parte de Gas del Estado en Argentina, en el área de desarrollo entre 1983 y 1992, donde participó de la elaboración de las normas técnicas sobre gas natural comprimido (GNC), además de la aplicación de dicho combustible dentro del Programa de Sustitución de Combustibles Líquidos. También participó en múltiples foros nacionales e internacionales, y en numerosos comités técnicos de debate sobre normativa técnica. Fue fundador de la consultora Contegas SRL, especializada en combustibles de uso automotor, socia estratégica de Resources Energy Consulting para Bolivia y el Noroeste de Argentina.

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MEMORIA

FIGAS

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Penetración del gas natural en el contexto público

Lincoln Bowles Presidente de la Cámara del Gas Natural Vehicular

Penetración del gas natural en el contexto público

Lincoln Bowles

“Para resolver la escasez de diésel, la solución está en el gas natural que es abundante en el país por lo que se garantiza su abastecimiento, además que es más barato, genera oportunidades de desarrollo para chicos y grandes y preserva el medio ambiente

Buenas tardes. Muchas gracias a los organizadores por permitirme participar de este evento representando a la Cámara Nacional del Gas Vehicular, una organización que aglutina a empresas que se dedican al manejo de estaciones de gas en Santa Cruz, Cochabamba, La Paz y Tarija.

Una vez realizada la conversión a GNV en casi todas las partes del país, excepto de algunos lugares y regiones, donde no hay consumo de gas y no hay instalaciones asignadas, el próximo paso que nosotros creemos que se puede dar es sustituir el diésel por gas.

El tema que voy a tocar es la penetración del gas natural en el transporte público y para ello voy dar primeramente una reseña e introducción de cuál es la situación de este hidrocarburo en el país.

Eso nos lleva a cambiar otro paradigma que existe actualmente y que señala que el gas natural no se usa para convertir vehículos que funcionan a diésel.

En 1986 se dieron los primeros intentos de poner una estación de gas natural en Santa Cruz junto con Gas del Estado una empresa de la Argentina. En esa época se hizo el proyecto, pero por problemas de presupuesto y falta de fondos no se pudo concretar. Lo único que pudimos hacer fue colocar un tanque de gas en una camioneta que solo podíamos cargarlo en la planta de compresión de Río Grande.

Después con el sector privado, en 1994, empezamos a realizar instalaciones, iniciando de esta manera el negocio del Gas Natural Vehicular (GNV) en el mercado. Actualmente existen más de 150 mil vehículos convertidos a GNV y más de 160 estaciones de gas comprimido en el país con un volumen de ventas que crece vertiginosamente.

Del total de vehículos convertidos a GNV un 60% es público y el 40% privado ,de los cuales todos funcionaban a gasolina o a gas licuado de petróleo (GLP) que por cierto era de uso ilegal en los vehículos.

Con la conversión se ha roto el paradigma y los prejuicios que había sobre el uso de GNV y ahora todo el mundo está convencido de las ventajas del uso del gas natural en los vehículos.

El consumo que se genera actualmente de GNV equivale a la producción de gasolina de una refinería del tamaño de Guillermo Elder Bell.

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El objetivo de este nueva propuesta es hacer frente a la actual escasez del diésel que se agrava día a día, debido a que la calidad del crudo que se produce en el país es pobre en cortes pesados, a parte la producción de líquidos en el país es insuficiente para abastecer la demanda de diésel y esta situación tiende a empeorar.

Para aumentar la producción de diésel en el país las actividades que se requerirían incluyen exploración de nuevos campos, producción, facilidades y refinación, que sería difícil realizarlos en un corto plazo, además que las mismas tienen un costo muy alto al demandar cuantiosas inversiones.

Las reservas de gas que hay en Bolivia están en el orden de 8.86 trillones de pies cúbicos (TCF) y creemos que es suficiente para el desarrollo del gas en el país y para satisfacer a toda la ciudadanía. Esto contrasta con el diésel que actualmente se importa para abastecer su demanda.

En este sentido, para resolver el problema de escasez de diésel, la solución está en el gas natural que es abundante en el país por lo que se garantiza su abastecimiento, además que es más barato, genera oportunidades de desarrollo para chicos y grandes y preserva el medio ambiente. ¿Qué estrategia hemos vislumbrado nosotros para encarar la sustitución del diésel por gas natural en corto plazo?. Hemos visto que hay dos sectores que demandan una gran cantidad de diésel y pueden ser encarados de inmediato. Estamos hablando del transporte público de micros en las ciudades

Memoria Figas 2010

del país y el transporte de maquinarias y camiones en zonas productivas.

En Santa Cruz existen unas 7 mil unidades de micros, en Tarija unas 500, Sucre 400, Yacuiba 300, Montero 300 y otros 500 en poblaciones pequeñas. En total pensamos que hay unos 9 mil micros para ser transformados.

En cuanto a los camiones, que se usan para la entrega de caña de azúcar y soya a los centros de acopio, recorriendo una distancia cercana a los 100 km, las zonas que se pueden encarar de inmediato es el Norte Integrado de Santa Cruz donde existen 1.200 unidades y en Bermejo – Tarija unas 300 unidades, que en total hacen 1.500.

Para la conversión de diésel a GNV en micros y camiones, hemos estudiados tres posibilidades técnicas. La primera es convertir el motor de diésel a gas, a través del método de otolización, que es una tecnología que ya se aplica en Santa Cruz, puesto que existen unas 300 unidades que circulan y operan con este sistema. Actualmente llevan más de cuatro años funcionando sin problemas.

Lo segundo es poner un nuevo motor dedicado a gas, esta es una opción técnicamente factible, pero nosotros no conocemos experiencias en Bolivia ni en otros países.

La tercera opción es utilizar una mezcla con un kits dual, para que el motor funcione a diésel y gas simultáneamente. En este caso si hay bastante experiencia en Bolivia, pero no ha producido ahorro importante en las pruebas con el transporte urbano ni buenos resultados con el transporte interprovincial, por lo que no la consideramos una opción técnica a tomar en cuenta.

Los costos por la conversión de diésel a gas en la primera alternativa, mediante el método de otolización están estimados en 5 mil dólares por micro y 10 mil dólares por camión. En la segunda alternativa que sugiere colocar un motor nuevo alcanza los 10 mil dólares por micro y 25 mil dólares por camión.

Mientras que el costo estimado para utilizar un dual fuel es de 4 mil dólares para micros y para los camiones de 7.000 dólares, pero esta opción no está considerada.

Aclaramos que estos costos son para micros de almacenaje de 75 metros cúbicos de gas (m3) y en los camiones de 120 m3.

El problema ahora es como financiar esta transformación. Tenemos dos fuentes que hemos previsto. La primera es que el subsidio al diésel importado sea direccionado a la conversión y la segunda fuente es proveniente del decreto 21029 que prevé un fondo por la venta de cada metro cúbico de gas que se recauda para la conversión gratuita. Esto está vigente actualmente.

Analizando las dos fuentes de financiamiento entendemos que por un lado el subsidio actual de diésel importado es de 3.10 bolivianos o sea 0.44 dólares por litro. El consumo de diésel de los 9 mil micros, tomando en cuenta que un micro consume 60 litros por día, es de 540 mil litros que en 320 días de trabajo que realiza en un año, las jornadas restantes se usan para mantenimiento, alcanzaría los 172.800.000 litros.

De esta cantidad de diésel, la mitad es importada, o sea que en realidad el Gobierno subsidia 86.400.000 litros, que multiplicándolo por el valor del subsidio nos da un total de 38.016.000 dólares.

La inversión para la conversión de los 9 mil micros otolizados con un costo de 5 mil dólares cada uno asciende a 45 millones de dólares, mientras que con la alternativa del motor dedicado sería el doble.

Por lo tanto, si se aplica estas medidas en un año el Gobierno dejaría de gastar en subsidio de diésel por un valor de 38 millones de dólares; y una vez iniciada la sustitución no debería gastar más porque los vehículos funcionarían a gas.

El mismo análisis podemos hacer para los camiones. El volumen diario consumido de cada unidad es de 180 litros, haciendo un total de 270 mil litros de consumo de los 1.500 camiones.

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Penetración del gas natural en el contexto público

Con la conversión se ha roto el paradigma y los prejuicios que había sobre el uso de GNV y ahora todo el mundo está convencido de las ventajas del uso del gas natural en los vehículos Lincoln Bowles

Por año de trabajo que en realidad son nueve meses, la cantidad de litros demandado es de 72.900.000 y la mitad, que es el volumen importado, alcanza los 36.450.000 litros, por lo que el valor del diésel subsidiado para estos camiones da una cifra de 16.038.000 dólares.

Por el periodo largo que le toma al fondo recaudar los recursos, recomendamos disponer de los fondos de subsidio de importación de diésel para este cometido, porque si dejamos que el Estado ponga la plata para la conversión vamos a tardar más de nueve años en recuperarla.

El monto de inversión para los 1.500 camiones a 10 mil dólares cada uno es de 15 millones dólares y el monto, comparado con la otra opción que es el motor dedicado, es de 37.5 millones dólares. El Gobierno dejaría de subsidiar 16 millones de dólares.

Por ello, creemos que debe ser una decisión de Estado utilizar los fondos de subsidio para el diésel importado.

¿Qué ingresos recibe actualmente el Estado? Existe un fondo de conversión en el que se aporta con 0.20 bolivianos por m3 de gas vendido, es decir 0.03 dólares. El volumen anual consumido por micros y camiones alcanzan los 245.700.000 m3, por lo que en el Fondo tendríamos un ingreso de 7.371.000 dólares.

Entonces si a esto le sumáramos el subsidio anual que sería de 54.054.000 dólares daría alrededor de 61 millones de dólares de ahorro para el Estado, sin tomar en cuenta los ingresos que por regalías e impuestos genera el GNV. En este sentido, ambas fuentes de financiamiento, tanto el fondo como el subsidio del diésel importado, pueden ser destinados para la reconversión de micros y camiones con cargo a ser recuperados o cobrados al Fondo de Conversión.

La solución técnica y de menor costo de inversión que requiere disponer el equivalente a 1.25 años de subsidio al diésel es la otolización.

Con este sistema el tiempo de repago por parte del fondo de conversión a la inversión realizada es de nueve años, o sea la generación de los 7 millones de dólares para amortizar los 45 millones de dólares. Mientras que con los motores dedicado el tiempo se duplica.

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Además, el logro de este objetivo disminuiría nuestra dependencia de las importaciones en un 39% de diésel que representa la producción de diésel de la refinería Guillermo Elder Bell, o sea que con este plan de convertir sustituiríamos casi la misma cantidad de todo lo que se está usando actualmente en los vehículos a gasolina y GNV. El monto involucrado es relativamente pequeño, el plazo puede ser corto para la implementación con las facilidades que se requieren y existen actualmente, pues son demandas concentradas de alto consumo en lugares, donde actualmente se dispone gas natural con efectos multiplicadores para la economía del país.

Gracias.

Perfil Es ingeniero químico de profesión, adquirió gran experiencia en el sector gasífero de YPFB. Ha trabajado en la Dirección Técnica de las negociaciones del proyecto de gasoducto a Brasil. También se desempeñó como jefe del proyecto de construcción del gasoducto minero de San Ramón.

Fue consultor en Bolivia de Nueva Gas International. Actualmente se desenvuelve como presidente de la Asociación Promotora de Gas Natural Vehicular (GNV) en Santa Cruz, de la Cámara del Gas Natural Comprimido en Santa Cruz y presidente ejecutivo de la Compañía Nacional del Gas SA.

MEMORIA

FIGAS

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Imágenes de la 2da versión del Foro Internacional del Gas Los stands de las empresas participantes en la Expo FIGAS contaron con la presencia de los asistentes al Foro y de visitantes de la ciudad de Tarija.

El secretario general de la Gobernación de Tarija, Rubén Ardaya, felicitó al CIDEA por asesorar de manera acertada en la organización del evento.

La noche chapaca mostró danza y cultura del departamento tarijeño previo al cierre del FIGAS. Se admiró el baile tradicional al ritmo chaqueño.

Durante la noche de confraternización la alegría general fue la nota simpática que mostró el buen ambiente creado en los dos días de conferencia

Mauricio Mariaca (izq) y Nelson Bartolo (der), degustaron el típico y sabroso asado al estilo chapaco.

Durante los tres días del FIGAS, a la hora del almuerzo, hubo espacio para la camaradería y los negocios.

MEMORIA

FIGAS

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Fiscalización de hidrocarburos a través de monitoreo, medición y análisis del CNMCH

Luis Alberto Sánchez F. Director Nacional de Medición y Control Hidrocaburífero de YPFB

Fiscalización de hidrocarburos a través de monitoreo, medición y análisis del CNMCH

En la sala de control podemos monitorear producción. Realizamos este trabajo en varias plantas entre las que citamos las más importantes: Margarita, Sábalo, San Alberto, Gasyrg, Yabog y Gasmed.

Luis Alberto Sánchez F.

Buenas tardes. Un cordial agradecimiento por invitarme a compartir este tema que está relacionado con el Centro Nacional de Medición y Control de hidrocarburos (CNMH), que nace con la Ley 3058, en la que se autoriza a YPFB a instalar y operar el mismo. También el Decreto Supremo 28224 explica que su función es fiscalizar a toda la cadena hidrocarburífera, tanto en volumen y calidad del sistemas de medición.

El 2007, en reunión de Directorio se crea el Centro con dependencia directa de la Vicepresidencia que funciona en Villa Montes. El 5 de mayo de 2009 con el apoyo del presidente Carlos Villegas y el ingeniero Juan José Sosa se inicia el proyecto Sala de Control. Posteriormente en diciembre tenemos la oportunidad de inaugurar la sala de control de hidrocarburos más importante de Bolivia.

En este sentido se plantea como objetivo del Centro medir, verificar calibrar, contrastar, ajustar, analizar y monitorear a tiempo real todos los volúmenes y calidad de líquidos en toda la cadena hidrocarburífera.

El proyecto nace con la idea de que en todos los puntos de transferencia y custodia que tenga la instrumentación necesaria de logística se hace la adquisición de datos a nuestra sala de control. En aquellos puntos importantes en los que no se tenga estos sistemas de instrumentación se realiza el montaje a través de una ingeniería.

De este proyecto nacen tres pedales fundamentales que son transparencia, confiabilidad y tecnología. Transparencia en el cumplimiento estricto de los estándares internacionales, AGA y ATI. Confiabilidad en el cumplimiento de la normatividad legal de los estándares internacionales, balanceo mecánico de las instalaciones, estaciones y verificación de la configuración de control de flujo. Se realiza un programa mensual en todos los campos con fiscales de YPFB desde Villa Montes para todo el país. En cuanto a tecnología, estamos liberando controles de flujo, modernizando los sistemas de controles de calidad de gas. Estamos con la idea de sustituir muchas placas de orificio de puente ultrasónico y tener un sistema scada de punta.

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La Sala de Control que tenemos, es la más importante del país.

Monitoreamos alrededor de 200 puntos en tiempo real. La arquitectura del sistema es un servidor de adquisición de datos hasta Villa Montes. Este año se adquirirá un Hub para comunicación satelital.

En la sala de control podemos monitorear producción. Realizamos este trabajo en varias plantas entre las que citamos la de Margarita, Sábalo, San Alberto, Gasyrg, Yabog y Gasmed.

También estamos monitoreando plantas de almacenamiento, comercialización y el reto para el próximo año es verificar la refinación.

En la planta de Margarita podemos hacer el balance volumétrico. Tenemos los puntos de transferencia y custodia de la planta de Sábalo y San Alberto y todo el proceso. Hacemos el seguimiento estadístico de las diferentes variables, flujo instantáneo, flujo acumulado, calidad, etc. Vemos a tiempo real la calidad del gas tanto de entrada como de salida a la plantas y además como tenemos la capacidad de ver diferentes puntos hacemos la contrastación.

En uno de estos reportes podemos ver variables de medición, volúmenes entregados en el día, volumen quemado, presión promedio, temperatura promedio, gravedad específica, poder calorífico y desviación de volumen, obviamente con todos los componentes del gas.

Otro de los reportes que recibimos es el de San Alberto, que entrega dos gasoductos: a Brasil y al Yabog y contrastamos con el volumen reportado por el operador. De igual manera Sábalo entrega a Brasil y Yabog. Tenemos un reporte nacional de todos los puestos de entrega, de transferencia y custodia a los diferentes gasoductos. Además le damos mucho énfasis a la exportación en los puntos Mutún, Río Grande, Yacuiba y Pocitos.

Otro de los objetivos es la verificación del cumplimiento de la nominación. Yacimientos nomina y nosotros a través del sistema del monitoreo a tiempo real verificamos su cumplimiento en las diferentes plantas.

Memoria Figas 2010

El Centro es el encargado de hacer el reporte oficial de hidrocarburos, de maquinaria de producción, por operador y departamento, reporte operativo de refinación nacional por departamento, reporte operativo de comercialización, mercado interno y externo y reporte operativo de almacenamiento nacional.

Hoy a la seis de la mañana, como ejemplo de un reporte, la producción nacional asciende a 44 mil barriles y 42 millones de metros cúbicos de gas. En este marco el departamento de Tarija ha tenido una producción de 31 mil barriles y 29 millones de metros cúbicos de gas. Este es el reporte oficial con todos los campos de Tarija (Sábalo, San Alberto, Margarita, Porvenir, San Roque, Ñupuco Bermejo y Toro.) Estos son los reportes oficiales y próximamente estaremos en la web con el reporte oficial de hidrocarburos. La exportación de gas a Brasil a las seis de la mañana se cerró con 28.36 millones de metros cúbicos (MMmc), a Argentina 4.5 millones de metros cúbicos y al mercado interno 8.81 MMmc. Para tener transparencia y confiabilidad se toma en cuenta las variables primarias diferenciadas de la temperatura estática de la cañería de gas, midiendo el flujo que es un elemento inviolable e imposible manipularlo. Eso da la transparencia y esos datos con un compresor son enviados a la sala de control. Estos próximamente servirán para certificar la producción, aunque actualmente es uno más de los datos para la certificación.

Para mantener el control de acuerdo a la normatividad se necesita mantenimiento. Hay niveles de fiscalización de gas y de litio que cumplen sus tareas mensuales en todos los puntos de Bolivia, aclaro, desde Villa Montes.

Se tiene a tiempo real toda la medición de volúmenes y calidad de las tres plantas más importantes que deben estar entre el 60% y 70% de la producción nacional: área proceso, gas de venta que es el medio fiscal y hemos instalado mayores esquemas para tener el balance correcto volumétrico. Tenemos Sábalo, San Alberto, Margarita y dentro de San Alberto y Sábalo hay 30 niveles internos y cuatro fiscales. Margarita cuenta con 15 niveles internos.

Controlamos el monitoreo de Transierra, con su gasoducto más importante en sus estaciones de Villa Montes, Yacuiba y Río Grande. El Gasmed es un sistema de medición paralelo a YPFB Transporte que posibilitar que fiscalizacemos a esta empresa.

Contamos también con punto de medición en Margarita, Yacuiba, Sábalo, Víbora, Sirari y Yapacaní, en la estación Río Grande.

En YPFB Transporte tenemos alrededor de 60 puntos de monitoreo a tiempo real en plantas de aporte al ducto, city gate para exportación a Brasil y la Argentina, aparte de consumidores importantes. En líquidos tenemos un monitoreo a tiempo real en Yacuiba, Sábalo, San Alberto y en Surubí, Cochabamba. Hemos alcanzado hasta fin de año el 70% de control, por lo que el 30% queda pendiente para el próximo año oportunidad en las que se estará en condiciones de monitorear todos los puntos de toda la cadena. También hemos implementado un sistema de medición Scada Ocolp, el más importante de YPFB Logística en Cochabamba –Oruro-Senkata, que en los próximos días pondremos en operación. Hemos hecho la instalación de este proyecto con su instrumentación y sistema Scada.

Hemos analizado también un tema de vital importancia, el de implementar medidores de quemas en las plantas importantes como Sábalo, San Alberto y Margarita para lograr un efectivo balance volumétrico de la planta. Este es el panorama real que tenemos, con control en gasoductos, plantas de acondicionamiento, oleoductos, plantas de almacenamiento y está pendiente la refinación. Se realiza balance volumétrico todos los días en todas las plantas del Sur, Centro y Norte que aportan a los gasoductos de Transierra y YPFB Transporte.

Tenemos laboratorio de análisis de la calidad de hidrocarburos líquido y gaseoso, contaminantes, poder calorífico, gravedad específica, auditoría cromatológica de última generación, de líquidos y de gas. Podemos verificar especificaciones para comercialización e importación de los diferentes productos además de refinación. Los equipos que hemos adquirido este año fueron en base a una inversión superior al millón de dólares. Imagino que debe ser el laboratorio más importante de análisis de la calidad de hidrocarburos de Bolivia. Esta semana y la próxima

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Fiscalización de hidrocarburos a través de monitoreo, medición y análisis del CNMCH

Luis Alberto Sánchez F.

El Centro efectúa el reporte oficial de hidrocarburos, de maquinaria de producción, por operador y departamento, reporte operativo de refinación nacional por departamento, reporte operativo de comercialización, mercado interno y externo y de almacenamiento nacional

estamos instalando en Villa Montes un laboratorio de medición único en Bolivia con la idea de reducción del porcentaje de error de medición en el proceso. Se busca verificar las desviaciones de los equipos patrones empleados para realizar las instalaciones petroleras y brindar una solución completa en medición y calibración de procesos.

Estamos en capacidad de verificar y ajustar sensores multivariables, control de válvula para medición, transmisores de presión estática y diferencial para monitoreo, generador de corriente de 4 a 20 MA y una frecuencia para control.

En laboratorio de medición vamos a tener la oportunidad de verificar y ajustar los instrumentos que se utilizan para calibrar los diferentes medidores de transferencia en custodia que son a través de transmisores de presión y temperatura. Con un sistema Gasmed vamos a poder certificar el equipo patrón para realizar las diferentes calibraciones en puntos de permanencia y custodia de procesos y una norma de seguridad para bajar los valores para las experimentaciones en campo.

En los últimos días se efectuará auditoría interna del sistema integrado de gestión, la ISO 9001, 14001 y18001 en el centro.

Será la primera Dirección de YPFB con el sistema integral de gestión avalado internacionalmente, con lineamiento de cultura interna y mejora continua.

También estamos innovando en la implementación y posteriormente acreditación de la ISO 10012. Se da gran énfasis a los procedimientos y tecnologías actuales aplicadas en la medición de gas con los objetivos de reducir los índices de error en la medición.

Por otro lado quería compartir con ustedes que la Vicepresidencia de YPFB con base en Villa Montes, con apoyo del licenciado Villegas, efectuó el año pasado una inversión de $us 900.000 con la implementación de Sala de Control, laboratorio de hidrocarburos, medidores de quema y sistema de medición scada para Ocolp.

Hoy en día tenemos dos proyectos que están culminados y en

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ejecución 30 más con una inversión de 5 millones de dólares, entre los cuales puedo citar la adquisición de datos de 12 plantas, las de centro y norte, la compra de un conjunto de equipos de laboratorios, hub satelital y muchos otros.

Hemos crecido mucho en inversión pero necesitamos un soporte. Ayer firmamos un convenio con el CEESI, la Estación Experimental de Ingeniería de Colorado, que son líderes mundiales en la emisión de flujos y que no tienen competencia. Ellos hacen investigación, desarrollan los estándares internacionales de API y hemos firmado un convenio básicamente de capacitación en Bolivia y Estados Unidos.

Asimismo se ha realizado la auditoria como señalan los contratos petroleros en los sistemas de medición en todas las plantas.

Se implementa tres laboratorios únicos en Sudamérica: Uno de cuatro estaciones de medidores de gas, uno de cuatro estaciones de medidores de líquidos y el sueño de todos nosotros que será el único laboratorio de América de cuatro estaciones de medidores ultrasónicos, en sociedad con el CEESI. A su vez ahí está la firma de la Ley respectiva que es un logro para el Centro y para YPFB.

Perfil Nació en Tarija. Es director y es ingeniero electromecánico. Actualmente se desempeña en el cargo de director nacional de medición y control de Hidrocarburos de YPFB. Realizó cursos de postgrado, en calidad total y competitividad, técnicas estadísticas aplicadas al control de calidad, planificación urbana, gestión de operación de empresas petroleras y gasíferas, gerencia en industria del gas. Especialidad en seguridad industrial, HSE y medioambiente. Cursó Maestría en Ingeniería de Petróleo & Gas de la UPSA y tiene otra maestría obtenida en Oklahoma.

MEMORIA

FIGAS

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Gas y desarrollo en el horizonte económico de Tarija

Mario Cavero Secretario de Hidrocarburos y Energía de la Gobernación de Tarija

Gas y desarrollo en el horizonte económico de Tarija

Mario Cavero

Los objetivos estratégicos que tenemos en la Secretaría parten de lograr mayor cobertura de energía eléctrica y gas a todas las familias de Tarija, generar condiciones favorables y economías externas para atraer inversiones y promover la producción departamental

Muy buenos días a todos los presentes y nuevamente bienvenidos a Tarija para participar de este evento trascendental.

Nuestro tema va en el sentido, de cómo con los recursos no renovables del gas en Tarija y en Bolivia tenemos que buscar una visión de desarrollo de nuestros pueblos para bajar la pobreza que tanto ha azotado por muchos años, por siglos a Bolivia, pero sobretodo con una visión de poder trabajar todos unidos en el cumplimiento de las metas del milenio y en los desafíos que tenemos hoy como bolivianos.

Previo a ello, quiero un poquito hablar del contexto antes de entrar en detalle, en este caso de la exportación a Brasil, de cómo comenzó este tema. Cuando inició el proyecto, Bolivia no tenía la capacidad de producción que hoy tiene, puesto que arrancó con menos de 5 trillones de pies cúbicos (TCF), pero el clima de negocios, las reglamentaciones, las leyes, la visión del negocio en ese momento hizo que en poco tiempo Bolivia hiciera la inversión que necesitaba para ese gran desafío sudamericano.

Eso es lo importante que hoy sentimos y lo decimos con claridad. Bolivia en el último proceso ha vivido una transformación y estamos felices con la nacionalización, porque recibimos mayor aporte de recursos que lo estamos invirtiendo en desarrollo; sin embargo, también hay que mirar el contexto, el mediano y largo plazo.

Hay que saber que Bolivia de ser el corazón energético de Sudamérica y prácticamente no tener competidores, hoy tiene muchos, que son países vecinos, amigos de Bolivia que han decidido tener no solamente un proveedor sino abrir sus puertas a ultramar para poder buscar de donde sea, del continente que sea, según costos, su desarrollo energético seguro y esa es la visión que Bolivia debe tener.

La Gobernación de Tarija al igual que todos los bolivianos quiere que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) la primera empresa en Bolivia, continúe creciendo y ojalá luego se posicione entre las primeras empresas a nivel Sudamérica en el sector.

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Ese desafío será posible cuando haya un buen clima de negocios para el sector, cuando tengamos gobernantes visionarios para afrontar los desafíos porque cinco años en este segmento no es como en cualquier otro. Además de eso, debemos ser creativos en lo que hacemos en el país.

Ahora me fijo la mirada en lo que quiero darles a ustedes, en cómo en el Departamento estamos sembrando el gas, qué estamos haciendo para crear todo el servicio para tener un buen clima de inversiones en Tarija en los próximos años.

Esta es la base del plan de gobierno que comenzó en la primera gestión de Mario Cossío con las rutas de desarrollo. la Ruta 1, igualdad e inclusión, la 2 producción y empleo, la 3 integración departamental, la 4 autonomías para el desarrollo y la unidad y la 5 gobierno transparente y con valores.

Los objetivos estratégicos que tenemos en la Secretaría parten de lograr mayor cobertura de energía eléctrica y gas natural para todas las familias del departamento de Tarija, generar condiciones favorables, economías externas para atraer inversiones y promover la producción departamental e instalación de industrias en el Departamento que utilicen el gas como materia prima.

Estos son datos importantes para ver lo que Tarija a través de Servicios Eléctricos de Tarija (Setar), su empresa de electricidad, hizo todo desde el año 1969 en su creación al 2005. Tenemos un total de casi 60 mil usuarios pero con el tema del gas, las regalías, hemos logrado en el primer periodo de la prefectura de este Gobierno el cual tenemos a la cabeza de Mario, la posibilidad de llegar a 84 mil usuarios y con lo proyectado al 2014, vamos a estar con 94 mil.

Esto es importante porque al no estar en el eje central, lógicamente no sentíamos muchos los servicios en el contexto del Departamento sino en sus principales capitales y poblaciones.

Este es otro dato importante. El crecimiento que hemos tenido en usuarios en la Empresa Tarijeña del Gas (Emtagas), que cabe

Memoria Figas 2010

recalcar hoy con la nueva política es la única que todavía sobrevive, todo el resto del país lo maneja YPFB. Toda la plata que se ha invertido es nuestra y es muy poco lo que se ha recibido al momento.

Para que tengan idea, en el paquete accionario, la Gobernación tiene el 97% por inversiones. En lo que va del año de 1998 al 2005, el departamento de Tarija alcanzó casi 18 mil conexiones de gas. En el primer periodo de la prefectura 2006-2010 hemos duplicado a 39 mil conexiones y la meta al 2015 es 51.500.

Este dato nos muestra que estamos trabajando ya que muchas, comunidades indígenas y la población en general siempre veían grandes ductos que antes salían del país, pero en Bolivia no conocíamos lo que era la energía.

El Gobierno y la población deben entender que es importante tener socios estratégicos afuera para seguir alimentando esto y ojalá en lo posible, en el mercado nuestro se pueda subvencionar estos servicios para que todos tengan acceso al mismo.

Las conversiones vehiculares son también importantes porque Tarija ha hecho un desafío y un programa de esto que ha sido presentado incluso en la última reunión de la Zona de Integración del Centro Oeste de América del Sur (Zicosur) y que tuvo buenos comentarios por todos los representantes de los países que componen esta instancia.

Este programa es un fondo rotatorio donde la inversión inicial la hace el Gobierno Departamental pero luego esto se hace sostenible. La inversión inicial está cediendo para que se haga en el transporte público. Hemos comenzado en junio de 2009 y en todo el primer proceso de gobierno hemos alcanzado las 5.600 unidades.

En este periodo de este año del nuevo gobierno estamos pensando en 1.500 unidades. Hemos tenido lamentablemente un retraso en el lanzamiento de esta segunda fase por los problemas del cambio de prefectura a gobernación pero una vez concluido, pensamos tener 7.000 unidades más.

Lo importante de esto es que una vez cerrado el parque automotor del transporte público, el mismo fondo con el recurso que pone la Gobernación va a seguir avanzando en el tiempo, va a seguir con los vehículos de las instituciones públicas para luego llegar al privado, o sea que acá todos somos iguales y a todos les va a llegar por orden de prioridad y de esta manera todos se beneficiarán del gas.

En el tema de electricidad, Tarija trabaja con sistemas aislados, pero el Gobierno tiene el desafío de poder terminar la interconexión Punutuma-Tarija para alimentar al sistema produciendo con nuestro gas en base a termoeléctricas. El desafío es ayudar también, en la base de que Tarija es un amigo del país, a todos los demás departamentos, enviando la electricidad necesaria para alimentar al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Este proyecto que en este momento está en manos del Gobierno cuenta con 250 kilómetros de longitud, 230 kilovoltios (kv) de tensión y una potencia de 70 megawatts (MW) en la primera fase. Se tiene previsto la conclusión para el último trimestre de 2011, por lo que ese es el desafío que tiene la Empresa Nacional de Electricidad (Ende) en estos momentos.

También la Secretaría, en esta nueva gestión, tiene como estrategia fundamental las energías alternativas porque creemos que nuestro gas, hay que industrializarlo para conseguir valor agregado, dado que las fuentes alternativas son desafíos que tiene el mundo actualmente.

Por su parte, Tarija va a tocar las puertas de la cooperación internacional, de países amigos y sobretodo de la institucionalidad que está en Bolivia para desarrollar las energías alternativas.

Hay que ver la manera de realizar una alianza estratégica y desarrollar la energía eólica, por ejemplo. Ya tenemos identificadas zonas importantes de corredores eólicos para poder entrar a este tema. El desafío en estos primeros cinco años es hacer los estudios y comenzar con la primera fase.

Los programas de riego son un tema fundamental porque como ustedes saben el desafío del mundo hacia adelante será el agua

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Gas y desarrollo en el horizonte económico de Tarija

Ese desafío será posible cuando haya un buen clima de negocios para el sector, cuando tengamos gobernantes visionarios para afrontar los desafíos porque cinco años en este segmento no es como en cualquier otro Mario Cavero

y Tarija ya ha puesto sus ojos desde la primera gestión en el tema agua. Tarija tuvo en toda su vida democrática un presa, San Jacinto que me imagino algunos la conocen.

Estamos regando a partir de esa presa una importante cantidad, más de 2.500 hectáreas. Además, el valle central se ha vuelto verde gracias a las presas y la uva y su derivado el vino ha comenzado a crecer.

Huacata es la presa que entregamos ahora en diciembre. En total entre ellas vamos a tener 5.120 hectáreas de riego y 2.269 familias beneficiarias directamente. Vale decir que además de tener agua, en algunas de ellas vamos a generar hidroeléctricas también. Estamos esperando en este caso simplemente una regulación nacional, a través de una ley que nos permita hacer estos desafíos.

Con todo esto se pueden ver resultados exitosos que benefician a la gente y a la producción y con ello tenemos el desafío de encontrar socios estratégicos en nuestros países vecinos para exportar también estos derivados.

Según los indicadores de Producto Interno Bruto (PIB) la producción de Tarija aporta con 10,4%. Lo importante de esto es la justicia, la igualdad y la solidaridad que buscamos porque un dato que ustedes deben saber es que Tarija en este último quinquenio ha recibido mucha migración interna de hermanos bolivianos que vienen de otros departamentos por los servicios que estamos implantando a la gente. Tenemos el seguro universal de salud acá. Todo el que vive en esta tierra haya nacido o no, tiene el beneficio de tener prestaciones completas de salud, es una misión grande de Tarija que pocos países lo tienen Los indicadores económicos muestran un incremento de 30,9% en agricultura, silvicultura, caza y pesca, un 10,79% en servicios a la administración pública, un 42% en servicios comunales y sociales un 55% en comercio y un 194% de incremento en turismo.

Esto es lo que quería mostrarles a ustedes, el desafío es que Tarija pueda tener más aliados estratégicos con una visión a largo plazo.

Muchas gracias.

Un desafío fundamental de Tarija, con una visión estratégica, en el contexto sudamericano es el corredor bioceánico. En esto estamos aliados con la Zicosur y en lo que respecta a Bolivia y a Tarija estamos en el proceso de construcción de 415 kilómetros de carretera pavimentada de la mejor calidad, de manera que podamos atraer por esta vía, pasando por Tarija y sus provincias un flujo importante interoceánico.

Este desafío lo estamos haciendo también, para que ustedes sepan, siendo que es un proyecto de índole no departamental sino nacional con financiamiento nuestro, de nuestras regalías. Tarija está apuntando a llegar a los mercados y por ultramar a cualquier parte del mundo. Ojalá incluso teniendo esta vía podamos ver gasoductos, llegar a ultramar, poner plantas de gasificación propias o con socios estratégicos, de manera de alimentar, como decía el presidente de YPFB Transporte al mundo con energía y Bolivia esté presente y siempre vaya creciendo.

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Perfil Es ingeniero socioambiental con diplomados en Competitividad y Gerencia Empresarial, Gestión Ambiental, Gobernabilidad y Gerencia Política, además de otras especialidades en diferentes áreas. Trabajó en YPFB Transporte y en asesorías a empresas petroleras en Bolivia.

MEMORIA

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Perspectivas de los pueblos indígenas sobre los recursos naturales y las actividades hidrocarburíferas

Nelson Bartolo Secretaro de Recursos Naturales y Medio Ambiente de la Asamblea del Pueblo Guaraní

Perspectivas de los pueblos indígenas sobre los recursos naturales y las actividades hidrocarburíferas

Nelson Bartolo

Queremos que haya respeto a los pueblos indígenas en todo y de manera transversal, desde la ejecución de proyectos y en inversiones de empresas, puesto que muchas veces nos traen la idea y quieren que las asumamos. Queremos que nos ayuden con la visión como indígenas

En primer lugar quiero agradecer a los organizadores de este evento y a los participantes porque por primera vez como pueblos indígenas y como pueblo guaraní estamos participando en este Foro Internacional de Gas (FIGAS). Es un orgullo estar aquí como pueblo guaraní, queremos mostrarles como se ha creado la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG) y su estructura y organización.

La APG nace el 1987 y se crea mediante una asamblea.

Es una organización sin fines de lucros, somos parte de la Confederación de los Pueblos Indígenas de Bolivia (CIDOB), mediante esta somos parte de la Coordinadora de la Cuenca Amazónica que está en la sede de Ecuador.

Desde 1999 hemos empezado como pueblo guaraní a crear un brazo técnico de recursos naturales, puesto que era necesario ya que es un tema nuevo para nosotros en la organización. El 2000 se crea la Secretaría de Recursos Naturales y Medio Ambiente la cual estoy representando.

También está la Asamblea Zonal, esto significa que la APG compone 26 capitanías a nivel departamento, tiene 367 comunidades. Somos en total 120.000 guaraníes a nivel departamental. También está la asamblea comunal, organizados por las comunidades.

El tema de los recursos naturales, medio ambiente y el desarrollo energético de los pueblos indígenas, está relacionado con la protección de nuestros derechos y aplicación técnica y política con protección del medio ambiente.

Nosotros queremos que quede claro que la mayoría de la intervención de todas las empresas petroleras está dentro del territorio guaraní. Entonces como tenemos una riqueza natural única en el país, áreas protegidas, sitios sagrados, arqueologías con alto contenido en el ámbito sociocultural, por ello el análisis del desarrollo energético debe estar orientado bajo una visión integral, a largo plazo y con la participación de los pueblos indígenas en la gestión socio ambiental.

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Se tiene identificado las áreas de explotación que en Bolivia se concentran en la región del Chaco y la Amazonía.

Hay cosas que se tiene que tomar en cuenta, como marco jurídico en la Constitución Política del Estado (CPE), en el artículo 30 capítulo cuarto señala los Derechos de las Naciones y Pueblos Indígenas Originario Campesinos e Interculturales (NPIOC´s.). Entre los principales derechos tenemos que nos consulten a través de las instituciones propias ante la aprobación y medidas legislativas administrativas que afecten a los NPIOC´s.

En el tema de consulta quisiera que nos entiendan que se debe realizar en todas las actividades que afecten el territorio guaraní, no solo para la actividad en sí, sino el mismo estudio, para hacer proyectos.

También está la participación en los beneficios en la explotación de los recursos naturales dentro de nuestro territorio.

Sabemos muy bien que en la participación de los beneficios, yo que vengo de Santa Cruz, no somos parte de ello, los recursos no nos llegan y esa es nuestra preocupación.

Ahora en la participación de la gestión medio ambiental, indígena autónoma, siempre hemos sido autónomos pero nunca nos habíamos dado cuenta y eso queremos ponerlo también en mesa y decirle que también estamos trabajando en nuestros propios artículos autónomos.

En el artículo 9 de la Ley de Hidrocarburos 3058 establece que el aprovechamiento de los hidrocarburos deberá promover el desarrollo integral, sustentable y equitativo del país.

Esto es lo que queremos para nuestro pueblo.

En lo integral queremos el bienestar de la sociedad en su conjunto. En lo sustentable el desarrollo equilibrado con el medio ambiente, resguardando los derechos de los pueblos, velando por su bienestar y preservando sus culturas, eso es lo que planteamos.

Memoria Figas 2010

En lo equitativo, se buscará el mayor beneficio para el país, incentivando la inversión, otorgando seguridad jurídica y generando condiciones favorables para el desarrollo del sector.

partir de los valores identitarios y una estructura sólida de su organización matriz, fortaleciendo el establecimiento de una planificación integral.

La visión común de desarrollo de la nación Guaraní se enmarca en el enfoque político, organizativo, económico, territorial, ambiental y cultural de largo alcance, tomando en cuenta varios elementos principales que constituyen las bases para la construcción de esta visión como son la reconstrucción territorial de la nación Guaraní como unidad territorial, autodeterminación, autogestión, autogobierno, que permita fortalecer, valorar y prevalecer el Ñande Reko (modo o forma de ser de la nación guaraní).

En tercer lugar está el establecimiento técnicas innovadoras como iniciativas para la mejora continua. En estos dos últimos puntos exigimos que haya respeto a los pueblos indígenas de manera transversal, desde la ejecución de proyectos, en las inversiones que hacen las empresas, puesto que muchas veces nos traen sus ideas y quieren que las asumamos, cuando lo que en realidad buscamos es que nos ayuden con la visión que tenemos como pueblos indígenas.

De esta manera establecer una política propia de gobernabilidad, desarrollo económico, social y humano para alcanzar progreso con identidad cultural que nos permita decidir el uso y destino de los recursos naturales, con capacidad de manejo, control y administración del territorio, ya que la tierra y los recursos naturales para los pueblos indígenas son la fuente fundamental de sostenimiento económico y bienestar propio.

Con esto hacemos referencia a que actualmente el Gobierno no tiene cumplimiento con nosotros y también hay algunas empresas que no se han encaminado con los pueblos indígenas, aunque también hay que reconocer que existen compañías que trabajan con nosotros.

El pueblo guaraní tiene como visión común la recuperación de la tierra, territorio y los recursos naturales viabilizando la administración sostenible con equidad social, velando por el desarrollo integral y defensa a los intereses de las comunidades guaraníes. Esto quiere decir que en todo territorio guaraní actualmente no participamos de la actividad, por eso tenemos esta misión de compartir con ustedes y las empresas que todavía no se han sentado con nosotros para ver que es los que queremos.

Muchas veces por intereses ajenos, la extracción de materia prima orientó a la vulneración de derechos económicos sociales, culturales, ambientales, de las naciones de los pueblos indígenas originarios campesinos.

Existe actualmente este problema, seguramente los que estamos acá, las empresas y también el mismo Estado, no quieren saber de este tema, pero para nosotros es oportuno la presencia del presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.

Otro problema es el desinterés de las autoridades estatales por el uso sustentable de territorios, de los recursos renovables y no renovables que pone en riesgo la relación de la biodiversidad y el patrimonio natural de los pueblos indígenas.

En esta parte el Estado solo hace contrato, entrega las cosas, y después el que sufre es el pueblo indígena, porque estamos en áreas de influencia y lamentablemente en los tres departamentos existe el pueblo guaraní.

Siempre quieren ejecutar proyectos, pero nunca viene el Gobierno y nos dice esto vamos hacer, para nosotros no existe el Estado, pero las empresas sí. Ahora por eso nos preguntamos cómo podemos subsanar esta problemática con el Gobierno y también con las empresas petroleras.

Un segundo punto es el respeto al principio e ideología a

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Perspectivas de los pueblos indígenas sobre los recursos naturales y las actividades hidrocarburíferas

Nelson Bartolo

Para nosotros si o si es necesario y existe el decreto de consulta y participación. Como pueblo guaraní hemos experimentado con algunas empresas petroleras la elaboración de estudios de impacto ambiental, el cual fue validado para después ejecutar la consulta

Por otro lado, hay debilidad institucional y técnica por parte del Gobierno para la elaboración de los estudios y evaluación de impacto ambiental, no promoviendo la participación efectiva de los pueblos afectados por las actividades extractivas.

Es importante que analicen todos lo que estamos planteando. Existen muchos proyectos aprobados pero la falencia está en que el Gobierno no tiene una relación continua con nosotros porque viene un representante y después de meses viene otra.

El Gobierno tiene debilidad institucional, cuando quieren empezar con el estudio del impacto ambiental, nos traen estudios hechos, nos los dejan en mesa y nosotros como indígenas no sabemos quién elaboró ese documento y porqué se lo realizó sin la consulta previa.

La APG realiza acciones concretas para superar la problemática socio económico, cultural y ambiental generada por las actividades de la industria extractiva en nuestro territorio; actualmente se encuentra desarrollando las siguientes tareas: Como pueblo guaraní nos hemos atrevido a empezar hacer propuestas para la nueva Ley de Hidrocarburos, lo estamos trabajando, socializando porque la APG es parte de la Confederación de los Pueblos Indígenas de Bolivia que es la CIDOB la cual está conformada por 11 regionales a nivel de 7 departamentos. Con todos los hermanos de tierras bajas tenemos que socializar la propuesta, ese es el desafío que tenemos ahora.

Para nosotros es imprescindible el decreto de consulta y participación, como pueblo guaraní hemos experimentado con algunas empresas petroleras de elaborar estudios de impacto ambiental, el cual fue validado para después ejecutar la consulta.

Quiero decirles a las empresas petroleras que todavía no se han sentado con nosotros y están acudiendo directamente

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a las capitanías pasando por alto la estructura de la APG. Esto debe quedar claro, primero está la organización matriz la APG nacional seguida de la departamental, las capitanías y las comunidades.

Nosotros el año 1999 creamos un brazo técnico como Recursos Naturales, pero queremos crear como un departamento de Tierras y Recursos Naturales con el fin de contar con una base de datos. Tenemos experiencia en elaboración de estudios, en ejecución de consulta, participación y monitoreo socio-ambiental.

Se debe consolidar el manejo de recursos naturales renovables y no renovables vinculados a las normas, principios y procedimiento de la nación Guaraní, además de constituir de manera legítima el monitoreo socio-ambiental a todas las actividades de la cadena productiva de los hidrocarburos y en todo el territorio guaraní.

Actualmente el directorio del comité de monitoreo a nivel nacional no existe, existe el decreto se hizo el reglamento, pero no se ejecutó y solo se llevó hacia adelante el proceso de consulta de participación. Entonces como pueblo guaraní y por la experiencia que tenemos en monitoreo de la actividad de perforación nosotros lo estamos ejecutando con el nombre de monitoreo socio ambiental indígena.

Si bien hemos trabajado con algunas empresas, todavía no lo hicimos con YPFB, nosotros nos preguntamos ¿por qué?, ellos no tienen experiencia, no viven como nosotros que nos hemos criado ahí y seguimos viviendo ahí.

La crítica que hacemos es que desde La Paz vienen y nos enseñan del Chaco, teóricamente lo saben perfectamente, pueden leer libros y ser muy bueno, pero del campo no saben nada. Esa es la debilidad del Gobierno.

Quisiera que todas las empresas que están en el Chaco, que tienen actividad hidrocarburífera y que vienen a trabajar respeten nuestra cultura e idioma, porque queremos dialogar.

Memoria Figas 2010

Estructura organizativa de la APG

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Perspectivas de los pueblos indígenas sobre los recursos naturales y las actividades hidrocarburíferas

Nelson Bartolo

Las empresas petroleras deberían ejecutar inversión social en todas las capitanías y no solo beneficiar a dos o tres, porque las TCO son los colectivas y no pertenecen a un solo dueño. No nos oponemos al desarrollo energético del país

Es cierto que el desarrollo económico del país se basa en la industria hidrocarburífera, pero debemos reconocer que también existen otras formas de desarrollo económico las cuales día a día realizan los pueblos indígenas en su territorio de manera sostenible y en perfecta armonía con la naturaleza a través de actividades de ecoturismo, conocimientos tradicionales, medicinales, producción agroecológica, los cuales reportan ingresos económicos a las comunidades Indígenas de manera sostenible que no afectan derechos ni ponen en riesgo los recursos naturales y el medio ambiente.

Las empresas petroleras deberían ejecutar inversión social en todas las capitanías y no solo beneficiar a dos o tres, porque las TCO son colectivas y no pertenecen a un solo dueño.

Nosotros no nos oponemos al desarrollo energético del país siempre y cuando el Estado y las empresas petroleras respeten y cumplan los derechos de los pueblos indígenas.

Muchas gracias.

Perfil Es técnico en agropecuaria y tiene una amplia trayectoria en la dirigencia de la Asociación del Pueblo Guaraní (APG) desde hace unos 10 años.

Es especialista en recursos naturales y medio ambiente. También ha desarrollado funciones como asesor ambiental en diferentes proyectos.

Actualmente se desempeña como secretario de Recursos Naturales de la APG.

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MEMORIA

FIGAS

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Regulación del sector eléctrico boliviano

Nelson Caballero director ejecutivo de la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad

Regulación del sector eléctrico boliviano

Nelson Caballero

Tenemos una dirección exclusiva de protección al consumidor que le hemos dado un impulso muy grande. Nos hemos acercado a la gente olvidada y hemos abierto muchas oficinas que resultan insuficientes para una población dispersa y para una vasta geografía

Muy buenos días. Agradezco la invitación que se me ha cursado para compartir el trabajo que estamos realizando desde la regulación del sector eléctrico. Quiero felicitar a los organizadores de este magno evento por esta excelente iniciativa que nos permite participar de una plataforma de análisis en un periodo tan importante para el sector energético.

Estamos atravesando una serie de grandes transformaciones en el país y el sector y la regulación de la industria eléctrica no es una excepción. A partir del año 2009 se marca un nuevo paradigma, una ruptura de visión país que no solo se debe a la aprobación de la Constitución Política del Estado (CPE), sino también a la creación de la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE), a partir de mayo del mismo año.

Ha sido necesario realizar ajustes al modelo anterior. Dejó de existir lo que fue la Superintendencia de Electricidad, puesto que respondía a otra forma de ver el país. En este sentido, Rafael Alarcón, gerente de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), expuso las limitaciones de este modelo, a las que yo les añadiría un par de observaciones más.

Una es que ha confiado demasiado en las fuerzas del mercado para la prestación de los servicios básicos, lo que significa un riesgo demasiado grande para cualquier país cuando se tiene una visión de proporcionar acceso universal, y otra es que ha descuidado a las zonas rurales, los sistemas aislados para privilegiar sistemas urbanos integrales.

A partir de ahora todos los actores tenemos un desafío histórico para crear las condiciones de acceso universal, las tarifas equitativas y estamos con ese compromiso institucional.

Las fuentes de los recursos energéticos primarios con que cuenta nuestro país, felizmente son abundantes, muchos de ellos en etapa de estudio para su futura implementación, especialmente en lo que toca a recursos geotérmicos y eólicos, además de los tradicionales.

La mayoría de ustedes conocen los detalles técnicos del Sis-

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tema Interconectado Nacional (SIN), que abarca la zona occidental y sur del país porque en estas regiones se encuentran concentradas las grandes poblaciones urbanas, sin embargo, el resto básicamente está siendo asistido por sistemas aislados.

En los sistemas aislados de la parte Sur y Oriental del país, predomina el componente termoeléctrico, grupos a diésel, gas natural y la parte Norte con mayor utilización del diésel.

La oferta de generación del (SIN) hace un total de 1285 megavatios (MW). El combustible más utilizado es el gas natural, seguido por biomasas con el bagazo de caña en Santa Cruz.

El tipo más común de turbinas es la de ciclo abierto, pero muy pronto entrará en operación el primer ciclo combinado del país de la empresa Guaracachi SA (EGSA). La producción del año 2009 alcanza los 5.600 kilovatios hora (KV/H) En cuanto a la transmisión, la oferta es de 5 mil kilómetros de línea en alta tensión de 230 KV. Por su parte, en el sistema de distribución los departamentos con mayor cobertura son Cochabamba, Oruro y Santa Cruz.

La cobertura promedio del país está calculada en 82% y de acuerdo a este porcentaje y calculando la población del país, tendríamos una estimación de un par de millones de compatriotas que carecen del abastecimiento eléctrico.

Antes de 1995, la organización de la industria eléctrica, especialmente en lo que es el SIN se estructuraba en un modelo de monopólico verticalmente integrado que también ha estado vigente en la mayoría de los países del mundo por más de 100 años y todavía predomina en la mayoría de los países.

Aunque también había otro modelo denominado la versión B que tenía al distribuidor por separado, es decir aquí tenemos lo que es una empresa que tiene ambas actividades que es la generación y transmisión y una sola que está integrada verticalmente y vende en bloque la energía al precio de distribuidores que lo denominamos la versión A.

Memoria Figas 2010

Se podría decir que la versión B era el caso de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) antes de 1995, quien era responsable de la generación y transmisión en cinco departamentos y la versión A integración vertical se podría pensar en la época de la Compañía Boliviana Energía Eléctrica (Cobee) que tenía una integración vertical de todas las actividades de la cadena productiva en Oruro y La Paz. A partir de 1995 con la promulgación de la Ley de Electricidad se realizó una restructuración en el sector eléctrico con la idea de promover competencias en el área de generación y en la comercialización del mercado mayorista y minorista.

Las demás actividades de las cadenas como transporte y distribución son monopolios naturales y por lo tanto la competencia no es posible y tiene que ser regulada con los modelos y métodos vigentes como la Tasa de Retorno y otros que se utilizan en el mundo entero.

Para lograr este modelo el artículo 15 de la Ley de Electricidad establecía la desintegración vertical y horizontal de las actividades. De ese modo se obtuvo de ENDE tres empresas como son Corani, Valle hermoso y Guaracachi, lo mismo en el caso de Cobee, que dividió generación de distribución y aparecen dos nuevas empresas con el objeto de promover las competencias para el logro de la eficiencia económica en el sector eléctrico.

El tema de la generación es un mercado de libre ingreso y salida sujeto a la competencia que en realidad es restringida porque de acuerdo a la teoría económica para que exista una competencia verdadera se requiere de muchos actores, que en el sector eléctrico tal vez no fueron necesarios.

Sin embargo, hubo algunas muestras de competencia, especialmente en el periodo que hubo una recesión económica entre los años 2000 y 2003 y las proyecciones de las demandas se fueron para abajo, apareciendo un excedente importante de generación y es ahí donde se pudo ver algunos de los beneficios que genera este mecanismo competitivo.

Se podría decir, que al tratarse de un sector sujeto a competencia los precios no son regulados, sino que se generan por efectos de las declaraciones semestrales que es una actividad de riesgo y las unidades eficientes desplazan a las más caras.

En el caso de la transmisión es una actividad pasiva, puesto que no compra ni vende en el mercado, sino que simplemente pone sus instalaciones para el transporte de energía sujeto al pago fijo que surge de un concepto económico que se denomina Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado, que es una especie de costos referenciales que cada cuatro años recoge información del mercado y trata de establecerlos como un valor nuevo.

Esta es la modalidad de remuneración con la Transportadora de Electricidad (TDE). Hubo también otro tipo de incorporación a la red como es el caso de ISA Bolivia a través de un proceso de licitación internacional donde el monto a ser remunerado se fija justamente como resultado de este proceso.

También la transmisión puede realizar ampliaciones y proyectos sobre la base de un contrato entre partes, en la que la calidad está sujeta a una remuneración de la transmisión.

A su vez se fiscaliza la calidad de servicios que prestan las empresas transmisores y si no prestan un servicio con niveles establecidos se le descuenta de su pago.

En el tema de la distribución las empresas tienen la obligación de prestar el servicio a todos los consumidores que están dentro su área de concesión pero en contrapartida tienen la protección de esas zonas y son los únicos proveedores. También es un monopolio natural, pues la calidad del servicio también está sujeta a fiscalización y en caso de incumplimiento existe un descuento en la remuneración del distribuidor.

Que ocurre a partir del 2008, el Decreto Supremo de la Refundación de ENDE le permite a la empresa estatal participar de la industria eléctrica en todas las actividades de la cadena, contando con una participación importante, por lo que surge la necesidad de avanzar a un nuevo modelo.

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Regulación del sector eléctrico boliviano

Nelson Caballero

La cobertura promedio del país está calculada en 82% y de acuerdo a este porcentaje y calculando la población del país, tendríamos una estimación de un par de millones de compatriotas que carecen del abastecimiento eléctrico

Este modelo se enfocó en logar una competencia entre actores en la generación, y justamente la ley preveía una participación máxima del 35% de cualquier agente generador de tal forma que se evite la posibilidad de poder de mercado.

Entonces ahora ENDE tiene el 70% de la participación en generación y también ha comenzado a formar parte de la transmisión a través línea Caranavi-Trinidad, y que pronto estará con la línea Punutuma-Tarija, interconectando al departamento tarijeño. En el tema de la distribución los departamentos de Cochabamba y el Beni están a cargo de la estatal eléctrica.

De esta manera se plantea el escenario actual en transición hacia un nuevo modelo que permita tomar en cuenta la nueva visión del sector y los postulados de la CPE. En los sistemas aislados la mayoría de las empresas realiza actividades tanto en generación como en distribución, aunque hay otras que se dedican solo a la actividad de generación como las empresas Seco en Riberalta y Tarija Gas y Electricidad en Camargo y una sola empresa distribuidora que es Cocer en Camargo.

En la estructura de la industria, el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC) es el responsable de la operación integrada de generación y transmisión, de la administración del mercado eléctrico mayorista y también realiza la planificación de expansión óptima del SIN. La planificación del sector había sido olvidada en el modelo anterior, solo existía una referencial que no era de cumplimiento obligatorio y que definitivamente ha sido una de las grandes debilidades del modelo que todavía está vigente.

Es necesario establecer una política de planificación obligatoria vinculante que permita alcanzar los objetivos planteados a nivel del Gobierno central. Es decir, el nivel de cobertura en temas de acceso universal.

No podemos estar dependiendo de iniciativas que pueden o no venir sino que se tiene que encarar un proceso de planificación

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obligatoria con metas de coberturas concretas de tal manera que estos postulados de la CPE puedan hacerse efectivo en el menor tiempo posible.

En cuanto a los agentes del mercado, hoy existe una presencia importante de ENDE como entidad corporativa que tiene participación en todas las etapas. El resto de los actores solamente pueden realizar actividades en una sola cadena productiva aunque también existen los consumidores no regulados que tienen la posibilidad de establecer contratos directamente con las empresas generadoras.

El sector eléctrico del país tiene relacionamiento institucional con el Ministerio de Hidrocarburos y Energía que engloba a cuatro entidades del sector: el Viceministerio de Electricidad y Energías alternativas, el CNDC, ENDE Corporativa que tiene la responsabilidad de desarrollar las actividades en toda la cadena productiva de electricidad, participar en actividades de exportación de importación de electricidad y conformar empresa de economías mixtas y la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE) que se encarga de la fijación de precios, control de la calidad del servicio, la otorgación de derechos y la aplicación de infracciones y sanciones y otras.

Además el rol de la AE se enfoca en promover el equilibrio entre consumidores, agentes regulados y Gobierno en pro del interés público. Esta es la razón de ser de nuestra entidad, tenemos por un lado al Gobierno estableciendo políticas, objetivos e intereses estratégicos. Ahí está la CPE, acceso universal, tarifas equitativas, el uso de energía renovables que se tienen que normar en una normativa.

Por otro lado, los consumidores esperan tarifas justas y equitativas, calidad de servicio, la garantía del cumplimiento de sus derechos, el acceso universal y la protección contra abuso monopólico, es decir, que dentro de la actividad eléctrica, la transmisión y distribución son monopólicas y están en manos del sector público y privado, por lo tanto la regulación debe existir siempre y debe fortalecerse para establecer el equilibrio entre consumidores, actores y también del Gobierno central.

Memoria Figas 2010

La AE a partir del Decreto Supremo 071 del 9 de abril del 2009, establece su creación como una entidad pública técnica y operativa con personalidad jurídica y patrimonio propio con independencia administrativa, financiera, legal y técnica, supeditada al Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

Su funcionamiento es financiado por una Tasa de Regulación que pagan las empresas eléctricas, que no puede ser superior al 1% de sus ingresos por ley.

En el modelo anterior la Superintendencia de Electricidad tenía como premisa la eficiencia económica en la actividad eléctrica y en este nuevo modelo también debe mantenerse este principio, porque se tiene que hacer las cosas de una manera eficiente.

Ahora en lo que es la aplicación de tarifa el enfoque anterior también tenía como postulado la eficiencia económica, es decir, en términos sencillos, todo los consumidores deben pagar los costos que ocasiona el sistema, de ahí que las tarifas residenciales sean las más altas porque ese consumidor hará uso de toda la infraestructura eléctrica hasta llegar al domicilio.

En cambio, una industria que puede tomar de la red de alta tensión resulta que tiene la mitad de la tarifa eléctrica y ese era el enfoque de la regulación anterior que no considera los aspectos socio económicos de la población; sin embargo ahora en la CPE está plasmado el concepto de tarifas equitativas, constituyéndose en un mandato constitucional incorporar este elemento Es verdad que es muy complejo, muy difícil definir el concepto de tarifas equitativas pero nos quedamos con el concepto de que éstas no pueden ser tan frías como resultan en los números económicos porque se tiene que considerar el aspecto social, de la situación en que se encuentran determinados sectores o grupos poblacionales.

Lo que habíamos mencionado en la estructura organizacional de la AE presentará un cambio importante. Se tiene un consejo de control social establecido en el decreto 071 que está en proceso de implementación y permitirá a la sociedad civil organizada fiscalizar y supervisar el funcionamiento de las empresas públicas.

Cabe mencionar que nuestra estructura responde a una gestión por proceso regulatorio. Una regulación tiene actividades muy concretas en el tema de precios, tarifas e inversiones. Otra es la operación y el control de la calidad del servicio.

Tenemos una dirección exclusiva de protección al consumidor que le hemos dado un impulso muy grande. Estamos acercándonos a la gente olvidada y hemos abierto muchas oficinas que aún resultan insuficientes para una población tan dispersa y para una vasta geografía como la que tenemos en el país.

Además está también la Dirección de Otorgación de Derechos y Obligaciones que es la que habilita a todo agente interesado en el sector de la industria eléctrica a través de títulos, licencias, registros y toda las demás actividades de apoyo.

En cuanto a las inversiones, en el primer periodo del ‘95 al 2005 se ha tenido un promedio de 400 millones de dólares para generación y en los últimos cuatro años fue prácticamente la mitad, por lo que es evidente que se ha invertido más en los últimos cuatro años y la participación de ENDE junto con Andina ha sido importante con cerca de 90 millones de dólares.

La transmisión también sigue el mismo patrón de inversiones.

En el primer periodo se tiene como 121 millones de dólares y en el periodo óptimo de cuatro años 114 millones de dólares. Ahí nuevamente ENDE Transmisión con la línea Caranavi – Trinidad tiene una participación importante, además de TDE, ISA Bolivia y San Cristóbal Tesa.

En el tema de distribución, las cifras nos muestran que en los primeros 10 años se invirtió 268 millones de dólares y 160 millones de dólares en los últimos cuatro años.

Se debe mencionar que el programa eficiencia energética implementado por el Gobierno Central, que consiste en la sustitución de focos ahorradores por los focos incandescentes ha generado resultados positivos que justamente ha significado una menor compra de energía y potencia por parte de las distribuidoras que tenían niveles de rentabilidad superiores a los que están normados por Ley.

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Regulación del sector eléctrico boliviano

Nelson Caballero

La generación es un mercado de libre ingreso y salida sujeto a la competencia que en realidad es restringida porque de acuerdo a la teoría económica para que exista una competencia verdadera se requiere muchos actores que en el sector eléctrico tal vez no fueron necesarios

Las empresas distribuidoras en este periodo tarifario que concluye el 2011 tienen una rentabilidad promedio de 10.1% y se ha calculado que inclusive ha superado el 13%, pero a raíz de este programa de eficiencia energética y como parte de nuestras funciones de proteger el consumidor y establecer esas condiciones de rentabilidad normadas por ley, se ha comenzado un proceso de reducción extraordinaria de tarifa que ha representado una rebaja en la mayoría de los departamentos en el orden del 5% y en Elfeo y Sepsa en el orden del 1 a 2%.

este tema en la nueva Ley de Electricidad.

La tarifa dignidad ha sido un programa sobre la base de una alianza estratégica entre el Gobierno y las empresas del sector eléctrico que consiste en un descuento del 25% para todos aquellos que consumen por debajo de los 70 KV/H. Hasta la fecha los consumidores de aquello hogares con escasos recursos han dejado de pagar 170 millones de bolivianos.

Además, ahora tenemos mayor presencia a nivel país en zonas fronterizas y ciudades intermedias para protección, orientación y apoyo al consumidor en todos los temas relacionados al sector.

Sin embargo, en la primera fase que ya ha concluido, del 2006 al 2010, hubo una discriminación entre los sistemas urbanos interconectados y los sistemas aislados rurales de 70 KV/H y 30 KV/H, que ocasionó que por ejemplo en Pando solamente un 13.4% de la población haya tenido acceso a la tarifa dignidad porque en este departamento solo se tiene 30 KV/H para poder consumir y ser beneficiado con la tarifa dignidad, en cambio en Potosí prácticamente el 65% de la población ha sido beneficiada. Esto se va a revertir y será mejorado en la segunda etapa.

En la segunda fase se corrige este tema de las distorsiones porque ya el consumo meritorio se iguala a 70 KV/H para todo el país.

Simplemente para tener una idea de lo que son las tarifas de distribución en el SIN la categoría residencial promedio tiene un costo de 88 dólares por MW/H y la tarifa promedio a nivel de todas las categorías es de 85 dólares por MW/H. Hay mucho por avanzar en lo que son las tarifas equitativas. En los sistemas aislados menores las tarifas pueden estar muy por encima del nivel promedio del sistema integrado o duplicar y en algunos casos hasta triplicar. Por ello, se tiene que trabajar en

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En el tema de calidad de distribución se controla el servicio sobre la base de varios indicadores. Se verifica el servicio técnico y comercial para establecer un régimen de restitución para el consumidor final que a la fecha se encuentra en el orden de los 15 millones de dólares y otros 9 millones de dólares están esperando a ser restituidos una vez concluyan los temas administrativos.

Aun así ese esfuerzo es insuficiente. Hemos implementado un centro de llamadas para llegar toda la poblaciones de los lugares más remotos en español, quéchua, aymara y guaraní. También tenemos en la página web que es un sistema de verificación de facturas, para revisar si la factura que emite la distribuidora está correcta y bien calculada.

Tenemos claridad en la visión de objetivos del sector. Esa claridad está plasmada en la misma constitución de electricidad, es decir, toda persona tiene derecho fundamental al acceso universal y equitativo.

La CPE también dice que el Estado asume esta responsabilidad en todos sus niveles de gobierno por medio de empresas púbicas mixtas, cooperativas, comunitarias y del sector privado por medio de contratos regulados.

También el uso de los recursos renovables, convencionales, no convencionales para diversificar la matriz energética y preservar el medio ambiente. El Estado garantiza la generación para el consumo interno y prioriza la exportación para la generación de excedentes.

Tenemos claridad en el norte, pero no estamos esperando a que tengamos la Ley de Electricidad, sino que se ha avanzado en la configuración de una nueva estructura del sector eléctrico, el

Memoria Figas 2010

trabajo ha sido intenso particularmente en las entidades del Estado, pero es necesario tener un nuevo modelo.

bastas sobre la base de una planificación, para poder realizar las inversiones con la participación de actores públicos y privados.

Como hemos visto el modelo viejo está en transición y ha sido afectado en sus premisas, por lo tanto no responde a los nuevos desafíos y a la nueva visión del sector.

Considero que este modelo como referencia permitiría un diseño institucional siempre y cuando se establezcan roles claros en lo que es la política de regulación, planificación, operación integrada y recuperación de inversiones.

El sector eléctrico es una industria muy completa, tiene detalles técnicos que lo hacen muy diferente a cualquier otra. El hecho de establecer un equilibrio instantáneo entre oferta y demanda, requiere de una planificación operativa permanente y contar con reservas rotantes esperando las variaciones de la demanda.

Como decía, la planificación en el sector tiene que ser obligatoria, puesto que es importante establecer mecanismos para introducir la eficiencia y sostenibilidad en general.

Además, la energía se transporta a la velocidad de la luz, siguiendo leyes de la física, lo que la convierte en un producto muy distinto respecto a otros, ya que un operador de despacho tiene que estar viendo que no se congestionen las líneas e impedir que terminen en un black out. Se requiere mucha experiencia en los manejos de los sistemas eléctricos para poder garantizar estabilidad.

Finalmente quiero mostrarles un resumen de los temas que no pueden faltar en la nueva Ley de Electricidad, entre ellos, la nueva estructura de la industria, la industria institucional, criterios de sostenibilidad y eficiencia del sector, acceso universal y mecanismos para su implementación, tarifas equitativas, diseño e implementación, las características de los nuevos títulos habilitantes, los incentivos a las energías renovables, los temas de exportación de electricidad y la regulación en el marco de las autonomías.

Haciendo una pesquisa de los modelos diferentes que se manejan en el mundo hay cuatro básicos. Dos ya hemos visto.

Hay uno que avanza más en la confianza y en la liberación del mercado que definitivamente quedaría descartado en la nueva visión de este gobierno, por lo que solo quedaría uno para que todos los actores del sector lo podamos analizar.

Se trata del modelo del comprador único que lo han implementado varios países, entre ellos Brasil, México y algunos de Asia que consiste en recuperar el control, es decir, es un manejo centralizado del sector y hay diferentes modalidades para su implementación.

Por ejemplo, lo que está ocurriendo en México, donde hay la comisión general de electricidad que hace contratos con los actores privados para poder garantizar el abastecimiento.

Otra versión de este modelo, es lo que ocurre en Brasil, donde son otras entidades del Estado que establecen procesos de su-

Muchísimas gracias.

Perfil Es ingeniero eléctrico de profesión.

Tiene una maestría en Sistemas Eléctricos de Potencia en Escocia, Gran Bretaña y otra en Finanzas Empresariales en la Universidad Católica Boliviana. Cuenta con 23 años de experiencia en el sector eléctrico, ha trabajado en el área de ejecución y supervisión de proyectos de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE). Se desempeñó como jefe de operaciones de supervisión del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) en la ex Superintendencia de Electricidad y presidente del Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC).

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MEMORIA

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Imágenes de la 2da versión del Foro Internacional del Gas La delegación de GTB fue una de las más alegres de la Noche Chapaca. La oportunidad fue propicia para catar el mejor vino de la región.

El gobernador de Tarija, Mario Cossío, recibió en el stand de Repsol un frasco de miel producida por comunidades indígenas del bloque Caipipendi.

Las autoridades departamentales y municipales de Tarija inauguraron el evento energético, oportunidad en la que también se distinguió a los visitantes.

En los discursos de la ocasión se agradeció a la organización del Foro por elegir a esta ciudad como su sede por segunda vez.

El periodismo local y nacional realizó una cobertura exhaustiva y diaria de los tópicos debatidos.

El equipo periodístico y organizador del FIGAS 2010 en el último día del evento. Se manifestó satisfacción por el éxito alcanzado.

MEMORIA

FIGAS

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Gas por redes y el proceso de sustitución de GLP en Bolivia

Oscar López Gerente nacional de Redes de Gas y Ductos YPFB

Gas por redes y el proceso de sustitución de GLP en Bolivia

Oscar López

Las curvas de crecimiento que tenemos, seguramente en los próximos años tendrá que seguir ascendente hasta llegar a sustituir al GLP. Esto nos refleja el trabajo que hemos encarado desde el 2006 hasta ahora y lo que va a significar el 2011 al 2015 con retos importantes

Muy buenas tardes al selecto auditorio, agradecidos a la invitación que nos hacen a este Foro. Es importante analizar como dice el título Los Nuevos Escenarios del Negocio Energético. Venimos a mostrarles la preocupación la responsabilidad que tiene Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) en cuanto a lo que se refiere el cambio de la matriz energética.

Este tema se lo viene hablando de las décadas de los ‘60, cuando ya se veía venir la declinación de la producción de los pozos, de líquidos y la gran producción de gas natural, además se tenía que buscar los mecanismos para transportarlos. Es así que al finalizar esta década se hace el primer ducto de exportación a la Argentina, y de ahí se van desarrollando ductos de distribución nacional.

Después hubo un periodo lento, en el que el Estado boliviano y las empresas no han tenido la responsabilidad, ni la posibilidad de ampliar la capacidad de transporte que se requiere para la distribución de gas y obviamente que redunda en lo que significa el cambio de la matriz energética.

En la ley 3058 se crea una Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos (GNRGD) orientada básicamente a solucionar estos problemas, el ver cómo vamos a distribuir el gas natural a todos los bolivianos, es entonces donde los escenarios se hacen difíciles. La década de los 80 y finales del 90 es tan incipiente, porque las empresas que se dedicaban hacer distribución por redes como Emtagas, Emcogas, Emdigas y Sergas hacían un trabajo muy comercial como cualquier empresa que necesita rentabilidad.

Al crearse la GNRGD hacen una planificación en base a ciertos objetivos: primero la capacidad de inversión que podía tener el Estado para invertir en redes de distribución, los escenarios realmente no eran tan alentadores porque la distribución de gas por redes es una inversión tan grande para una recuperación tan pobre y tan a largo plazo.

Sin embargo, a partir del 2005 y 2006 cuando el Plan Nacional de Desarrollo y Estrategia de Hidrocarburos da lineamientos

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claros a lo que se refiere al cambio de la matriz energética y la necesidad de la masificación del uso del gas natural, se planifica todos los trabajos orientados a dar cumplimiento a ese plan.

Para hablar del cambio de matriz energética la verdad es que solamente hay que referirse a parámetros de producción. El mercado interno de gas natural es tan pequeño no somos consumidores, donde la biomasa sigue manteniendo un orden prioritario en lo que significa energía. ¿Cuáles son los retos?, los retos son avanzar en este tema para que realmente se masifique el uso del gas, acorde al desarrollo del plan nacional, en consideración a la creciente declinación de la producción de líquidos y la creciente producción de gas natural, además la subvención de los hidrocarburos líquidos como el GLP, gasolina y diésel.

Es muy importante considerar la subvención que el Estado boliviano tiene en los hidrocarburos líquidos. Estos son los factores que hacen imprescindible tener una visión del cambio en la matriz energética, para ello tenemos que sectorizar, tenemos que saber cuáles son los niveles más consumidores será el sector urbano, rural o industrial.

Sin embargo, el plan de desarrollo amplia su horizonte en el tema de instalar gas domiciliario por un hecho social, el vivir bien como bolivianos.

El costo de energía eléctrica por ejemplo, es 7.69 veces mayor al gas natural, 3.61 mayor que el costo del GLP y el precio GLP es 2.12 mayor que el gas natural. Aquí nos damos cuenta que el cambio de la matriz energética tienen que ser posible y real.

El 2005 el gas natural ocupaba un 15 por ciento de la matriz energética de Bolivia, la electricidad un 11 por ciento, la biomasa 20 por ciento, pero hay un cambio que pudimos hacer el 2010, en el que el gas natural ocupa el 24 por ciento de la matriz energética, si bien la variación no es sustancial, pero se nota que estamos trabajando para cambiar la fuente energética

Memoria Figas 2010

Se prevé que para el 2015 con todos los planes de desarrollo y expansión que tenemos, debemos llegar a un 48 por ciento, eso significa un gran trabajo, un gran aporte tanto del Estado boliviano y ustedes tienen que saber que hay muchas empresas que para hacer este cambio de matriz energética todos vamos a trabajar.

Hay un problema serio que se ha planteado en el país, el mapa de Bolivia que esta seccionado de la mitad hacia el norte vacío y de la mitad para el sur lleno de ductos. Obviamente tienen sus justificaciones el hecho de no construir ductos hacia el norte, porque son poblaciones muy dispersas que tienen mucha utilización de biomasa como elementos para energía, lo que ha

hecho que no sea atractivo para nadie.

Es así que hasta 1996 para YPFB no fue interesante, tampoco lo fue para Transredes, y obviamente se debe reconocer que ni siquiera hoy para YPFB Transporte lo es. Ese escenario nos da la realidad en cuanto al trabajo que debemos realizar para lograr tener los escenarios de los cambios de matriz energética.

Por ejemplo, Beni y Pando son los departamentos que tienen un mínimo de distribución de gas natural por redes, obviamente alguien tiene que dar solución a ese problema. Además explicaré como influye el gas natural o el diésel en el tema termoeléctrico en estos dos departamentos.

Comparación de costos de diferentes fuentes de energía

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Gas por redes y el proceso de sustitución de GLP en Bolivia

Oscar López

En infraestructura tenemos más de 2 millones de metros de red secundaria construida. En realidad el dato es de 27 mil metros de red primaria solamente construida en este periodo. Al 2015 va a sufrir un cambio radical, tiene que ser 2.8 veces más al 2015

Hasta el 2015 la participación del gas natural en el mercado interno seguramente va alcanzar el 19 por ciento de la producción, esto posibilitaría cambiar los escenarios de la matriz energética y en adelante tendremos otros quinquenios que hagan realidad este tipo de cambio.

próximos años tendrá que seguir ascendente hasta llegar a sustituir el GLP. Esto nos refleja el trabajo que hemos encarado desde el 2006 hasta ahora y lo que va a significar el 2011 al 2015 con retos importantes, agresivos que van a generar fuentes de empleos en grandes cantidades.

Los volúmenes de comercialización son interesantes en el 2000 cuando el 97 por ciento de los volúmenes comercializados por las distribuidoras fueron destinados al sector industrial, que generan fuentes de trabajo.

En infraestructura tenemos más de 2 millones de metros de red secundaria construida, tenemos 27 mil metros de red primaria solamente en este periodo. Al 2015 va a sufrir un cambio radical, prevemos que va a ser 2.8 veces más. Este es el trabajo que YPFB realizará en estos años.

El gas natural vehicular (GNV) por ejemplo es un tema importantísimo en lo que significa el cambio de la matriz energética ya que ha tenido un crecimiento interesante de tener menos del 10 por ciento de participación en el año 2000, al 2010 existe un 35% de participación y la proyección augura que cuando elevemos los volúmenes comercializados seguramente vamos a tener mejor cambio de la matriz energética en lo que se refiere a los líquidos.

El sector comercial ocupa un sector pequeño y el doméstico en el año 2000 no llegaba ni al 1 por ciento, hoy tiene un 5 por ciento que obviamente el consumo no es atractivo, pero tienen otro matiz más social que permanentemente el Estado boliviano la va a promover.

Cuando hablamos de demandas, hasta el 2015 proponemos alcanzar 700 mil instalaciones en el sector doméstico, pero cuando construyamos más redes primarias vamos a tener la posibilidad de incrementar el sector GNV e industrial, que es en realidad el que apalanca toda la actividad de la comercialización de gas natural por redes.

El sector eléctrico por el hecho de incrementar la sustitución de las generaciones con diésel e incrementar los volúmenes de gas va a tener también incrementos sustanciales. En los años 90 al 2006 se lograron hacer 32 mil instalaciones en todo el país y desde el 2006 a la fecha se han hecho 147 mil instalaciones.

Las curvas de crecimiento que tenemos, seguramente en los

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Según una proyección del mercado del GLP, se puede verificar una demanda creciente de este recurso y si nosotros no somos capaces de controlarlo, haciendo una masificación del uso del gas natural, se puede disparar y no se podrá controlar.

Cuando hablamos de lo importante de la sustitución del GLP, anunciamos que el subsidio por garrafa que existe es de 32 bolivianos, cada año nosotros subsidiamos 47 millones de dólares en las garrafas y si no cambiamos ese sistema vamos a tener que subsidiar permanentemente.

Si hablamos del ahorro para el Estado boliviano en este quinquenio, solamente en subsidios vamos a ahorrar como 200 millones de dólares. Este dinero puede ir a subvencionar los trabajos de expansión de red en Bolivia, sucederá lo mismo con la gasolina cuando hagamos todo el programa de lo que significa la conversión vehicular.

La subvención en la gasolina es mucho más, son 2,11 bolivianos y la conversión en 5 años son 400 millones de dólares, entonces es tan importante hacer las conversiones vehiculares para ahorrar ese dinero.

En cuánto al diésel prácticamente nos estamos refiriendo a lo que significa sustituir gas natural por este combustible solamente en el tema de las termoeléctricas y en este sentido, YPFB tiene aprobado un proyecto de gas natural licuado (GNL) que próximamente será licitado.

Memoria Figas 2010

Proyección de oferta y demanda de diésel (2009-2026)

Además tenemos un proyecto para construir una planta de 200 toneladas día de GLP que va a estar ubicado en río Grande y que va a abastecer a todas esas regiones.

Son 25 regiones que se van a abastecer con GLP, entre ellos están, San Ignacio de Velasco, Guarayos, San Julián, San Jose de Chiquitos, Roboré, posteriormente vamos a la zona de Trinidad, San Ignacio, San Borja, Rurrenabaque, luego a Riberalta, Cobija, Guayaramerín y Santa Ana de Yacuma.

Este proyecto es solamente un anticipo al ducto, en el momento

que se creen mercados, oportunidades de industrias necesariamente vamos a tener que llegar con ductos, pero solamente el GNV es la gran solución para llevar ductos al norte y que obviamente tienen relación de 8 a 1 y en tiempo es casi lo mismo de 10 a 1.

De acuerdo a la planificación que tenemos el proyecto tendría que estar en funcionamiento en enero del 2014 y de ahí en más hacer 25 poblaciones ya definidas con estudios y que seguramente hay empresas acá que van a poder participar en la licitación de la ingeniería básica extendida de este proyecto.

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Gas por redes y el proceso de sustitución de GLP en Bolivia

Oscar López

De acuerdo a la planificación el proyecto tendría que estar en funcionamiento en enero del 2014 y de ahí en mas abarcar 25 poblaciones ya definidas con estudios en los que seguramente podrán participar empresas locales en la licitación de la ingeniería básica extendida

El Estado boliviano en realidad requiere dar solución inmediata a la sustitución de los líquidos y es responsabilidad de YPFB que la queremos compartir con todos ustedes, puesto que en la industria petrolera todos debemos estar involucrados. Muchas gracias.

Perfil Es ingeniero petrolero de la Universidad Mayor de San Andrés (UMSA).

Tiene un postgrado en Preparación y Evaluación de Proyectos de Inversión (UNAM, México) y una especialidad en Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos. Actualmente es el gerente nacional de Redes y Ductos de YPFB.

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MEMORIA

FIGAS

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¿Dónde estamos en el sector eléctrico boliviano?

Rafael Alarcón Gerente general de ENDE Corporación

¿Dónde estamos en el sector eléctrico boliviano?

Rafael Alarcón

La Empresa Nacional de Electricidad está haciendo su tarea, es decir dirigir la industria eléctrica. Para ello estamos mejorando el abastecimiento del país, pensando en la seguridad energética para garantizar la potencia suficiente a lo largo del tiempo

Muy buenos días, en principio quiero agradecer la iniciativa de Reporte Energía por darnos la oportunidad de participar de este importante evento.

En esta oportunidad voy a hablar del sector eléctrico boliviano para mostrar la coyuntura actual y el trabajo que viene realizando la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) con el propósito de garantizar dos premisas esenciales para el gobierno nacional, que son el acceso universal al servicio eléctrico en el país y el tema de la seguridad energética.

Mi exposición la he dividido en tres partes, en la primera voy a explicar la descripción de los antecedentes al estado actual de situación, luego un análisis de cómo vemos el escenario en este momento y en la parte final realizaré una reflexión colectiva que nos permita ver el futuro del sector eléctrico boliviano.

Estamos convencidos que no somos dueños de la verdad, no queremos implementar nada a la fuerza, pero fundamentalmente alguien tiene que hacer las tareas y eso es lo que quiero mostrar en esta presentación.

Desde el proceso de capitalización que ha llegado en los años 90, el sector eléctrico estuvo bajo la administración exclusiva del sector privado, particularmente en el Sistema de Interconectado Nacional (SIN).

Luego de más de 10 años de implementación de este modelo en el sector eléctrico, nosotros identificamos tres inconvenientes fundamentales. Uno fue la escaza expansión de la generación que nos lleva al estado crítico en el que vivimos, ya que en este momento una indisponibilidad de una máquina nos provoca serios problemas en la administración del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Es una dificultad que se ha presentado por la no aplicación de una planificación adecuada en el país.

El segundo problema que hemos identificado es el tema de la frontera eléctrica. No hemos hecho importantes expansiones en transmisión en este país que incorporen a los centros de consumos. Simplemente, hemos realizado una línea hacia la mina

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San Cristóbal pero nada más, como país, como sector en esta década no hemos llegado a centros de consumos importantes, tal es el caso del departamento del Beni y Tarija, que por el momento no pertenecen al (SIN).

En el área rural se ha dado un fenómeno muy interesante, la energía es bastante cara, entonces las inversiones realizadas en este periodo han sido públicas, con el trabajo de todas las prefecturas del país. No han sido los operadores directos u operadores privados, por lo que el área rural ha sido absolutamente desatendida.

Es en este escenario que se plantea la necesidad de cambiar algunos elementos y actores para incentivar la participación particularmente de Ende en la resolución de este problema.

El Gobierno nacional asume el reto de dirigir la industria eléctrica. ¿Con qué propósito?, uno es lograr la universalización del servicio eléctrico y otro tener garantizado el abastecimiento de manera que podamos tener un desarrollo socio económico y bienestar en la población.

No se puede concebir que terminando la primera década del siglo XXI, todavía haya gente que no cuente con servicio de energía eléctrica en nuestro país, estamos hablando alrededor de dos millones de personas. Entonces se debe tomar medidas para acabar con esta situación.

Otro punto que venimos discutiendo en el sector eléctrico es el de convertir la electricidad en un producto exportable que genere recursos económicos, basado en el enorme potencial que existe en el país. Quiero hacer referencia al tema hidroeléctrico.

Cuando asumimos Ende, nos dimos cuenta que entre los archivos había inventarios de finales de los ‘80 y principios de los ‘90 que identificaban claramente el aprovechamiento hidroeléctrico en el país en el orden de los 40 mil megavatios (MW). Tenían definidas zonas geográficas, puntos específicos con diferentes avances en nivel de estudios, pero que no han sido desarrollados hasta la fecha.

Memoria Figas 2010

La hidroelectricidad es un recurso renovable que en la medida que el cambio climático afecte las reservas acuíferas del planeta se va a ir terminando en el tiempo y todos estos años que no se hizo absolutamente nada para Bolivia es dinero perdido, hemos estado viendo correr nuestro ríos sin haber aprovechado su potencial.

Sin duda alguna, las causas son diversas efectivamente, antes las señales económicas no eran claras para el tema hidroeléctrico, la recuperación rápida de inversiones a partir de la termoelectricidad daban otro tipo de señal para las empresas que operaban en el mercado. Entonces necesitamos una línea de acción a partir del Estado para aprovechar nuestros recursos.

No escuche la presentación de Christian Inchauste, pero según la prensa de hoy el gas solo aguanta 10 años y el mayor consumidor de este recurso en el mercado interno es precisamente la termoelectricidad que además tiene una demanda creciente.

Entonces deberíamos aprovechar este recurso energético, no digo para la industrialización pero finalmente para la venta a países vecinos en mejores condiciones, esto es un costo de oportunidad que como Estado, como país lo estamos perdiendo.

La visión de dirigir la industria eléctrica del país está plasmada en el Plan Nacional de Desarrollo (PND). En el sector de electricidad que pertenece a la Bolivia productiva se establecen cuatro líneas de acción: uno es el incremento de la infraestructura eléctrica para atender las necesidades internas y garantizar excedentes para la exportación; una segunda es el incremento de la cobertura del servicio eléctrico; luego está la soberanía y la independencia energética y, por último se encuentra la participación y la presencia estatal en la industria eléctrica.

Comenzando desde atrás creo que el cuarto ha sido plenamente cumplido, el Estado en este momento está participando en la industria eléctrica, actualmente tenemos una línea de transmisión en operación Caranavi -Trinidad, de propiedad del Estado y tenemos la presencia en la generación por encima del 70 por ciento mediante las empresas nacionalizadas como son Valle

Hermoso Corani y Guaracachi, además del incremento de potencia con la empresa Ende Andina en la planta de Entre Ríos.

Continuando con las otras líneas de acción, estamos trabajando en infraestructura para que nos permita mejorar la oferta de generación en nuestro país, en un proyecto sobre el tema de seguridad energética y estamos trabajando en las líneas de transmisión, que amplían la frontera eléctrica particularmente en la interconexión de Tarija al SIN, en la línea Caranavi - Trinidad, pero además trabajamos en las líneas eléctricas para que le den mayor solidez a nuestro sistema eléctrico.

Ahora cuando hablamos de exportación de electricidad, no nos referimos a generar un proyecto específico para vender energía en la frontera del país, sino interconectarnos con sistemas vecinos y para ello debemos tener un sistema eléctrico absolutamente robusto que desde el punto de vista técnico, eso solo es posible con mayor cantidad de líneas de transmisión.

En el tema de la cobertura se está trabajando con varios programas donde ENDE y la empresa Eléctrica de Cochabamba que también fue nacionalizada, buscan incrementar la cobertura mediante la utilización de los recursos financieros que viene de la ayuda internacional.

Por diversas causas en el tema de independencia energética, se plantea la necesidad del cambio de la matriz en el país. Existe un costo mayor de oportunidades del gas natural con otras aplicaciones como son, industrialización y exportación y el tema de la renovabilidad de nuevos recursos como la hidroelectricidad, la energía eólica y la energía geotérmica.

Para describir donde estamos quiero presentar cuatro resultados de lo que significa la presencia del Estado en el sector eléctrico, uno de ellos es el impacto social de la participación del Estado, con la tarifa dignidad que es un descuento a los usuarios que tienen un menor consumo. Este es un resultado tangible que la población boliviana lo está viviendo en el mes a mes cuando va a pagar su factura de energía eléctrica.

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¿Dónde estamos en el sector eléctrico boliviano?

Rafael Alarcón

En este periodo, en los últimos tres o cuatro años se han invertido en el sector eléctrico 455 millones de dólares que no es plata del Tesoro General de la Nación, sino que proviene de distintos fondos de financiamiento nacional e internacional

Hemos hecho, creo yo, una adecuada administración de la energía eléctrica en momentos críticos, porque se veían venir muchos problemas en nuestro sistema debido a que las inversiones en cualquier ámbito del sector sea generación o transmisión, demora porque dependemos de la provisión de materiales y equipamiento que están hechos a medidas, por lo que toman su tiempo de fabricación.

Entonces hemos administrado la demanda lo que nos ha permitido, salvo en casos de contingencia, no tener que recurrir al racionamiento como medida preventiva para garantizar el suministro en nuestro país.

Hemos incrementado la oferta, si bien hubiéramos preferido hacerlo en mayor proporción, pero aún así se construyó la planta térmica de Entre Ríos con 100 MW adicionales al SIN ampliando la frontera eléctrica, tal como lo habíamos planteado en el 2006.

Se dice que no hay inversiones en el sector, y efectivamente es así además de las empresas distribuidoras, son muy pocas las inversiones realizadas en este periodo por el resto de los agentes. El único que las realizó fue la empresa Guaracachi, aunque hubiera sido ideal que las hiciera con su dinero, pero esas son las inversiones comprometidas en la situación actual con la participación del Estado.

Actualmente, tenemos en operación la línea Caranavi-Trinidad con 38.25 millones de dólares de inversión, la planta de Entre Ríos con 36 millones de dólares. Por su parte, en proyectos de ejecución se encuentran la transmisión de Tarija con 52 millones de dólares, el componente hidroeléctrico múltiple Misicuni con 114 millones de dólares la generación termoeléctrica del Sur con una inversión de 150 millones de dólares, incluida la línea Chaco-Tarija y tenemos un crédito del Fondo de la Organización de los Países Exportadores de Petróleo para el Desarrollo Internacional (OFID) para hacer distribución a lo largo de la línea Caranavi-Trinidad con 15 millones de dólares también en ejecución.

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En este periodo en los últimos tres o cuatro años se han invertido en el sector 455 millones de dólares que no es plata del Tesoro General de la Nación (TGN), sino que provienen de distintos fondos de financiamiento, por ejemplo Caranavi-Trinidad con financiamiento de la Corporación Andina de Fomento (CAF), generación Entre Rios de nuestros socios estratégicos PDVSA Bolivia, Tarija al SIN tiene un crédito de la CAF, Misicuni crédito del Banco Interamericano de Desarrollo, Térmica del Sur con crédito del Banco Central de Bolivia (BCB).

Nos hemos quedado ahí, hay que invertir más y las inversiones adicionales vienen introducidas en gestiones de financiamientos para la línea Cochabamba - La Paz, refuerzos del área norte que está en consideración de la CAF, una pequeña central hidroeléctrica que busca cambiar la matriz energética del departamento de Pando. Cobija será el único departamento que tendrá un sistema aislado en nuestro país con recursos del BCB. La gestión de financiamiento en Laguna Colorada con ayuda de Japón y Electrificación Rural que será anunciada en un par de semanas más con la firma del convenio subsidiario con BID con 60 millones de dólares, es decir que en cuestión de financiamientos tenemos otros 473.30 millones de dólares, si gastamos los casi 200 millones de dólares que están comprometidos todavía en el BCB que de acuerdo a la Ley de número 50 del 9 de octubre del 2010 nos restan como 600 millones de dólares disponibles para el sector eléctrico de nuestro país.

Ayer se hablaba de seguridad energética que implica mejorar la oferta y esto es lo que se estamos haciendo en diferentes grados de avances. Esta información fue difundida en el mes de septiembre mediante el programa televisivo El Pueblo es Noticia por el señor vicepresidente del Estado Plurinacional, Álvaro García Linera. Todo este cronograma de acción fue presentado y está calendarizado.

La Térmica del Sur con 120 MW con un crédito de 150 millones de dólares con un crédito de BCB, está en Palmar Grande en la provincia Gran Chaco de Tarija, el presupuesto reformulado recién se aprobó en octubre, hay desfase desde septiembre y

Memoria Figas 2010

debemos estar con la adquisición del equipamiento hasta diciembre del 2010 y la operación comercial de esta planta debe estar en octubre de 2012.

Misicuni está en ejecución en este momento, se trata de una planta hidroeléctrica en la zona de Molle Molle, en la provincia de Quillacollo, Cochabamba. La primera fase tiene un presupuesto de 114 millones de dólares, 101 millones de dólares es el crédito del BID. La licitación internacional para la precalificación ya se ha publicado en la página de las Naciones Unidas (ONU), como condiciones del Banco desde septiembre de este año.

La licitación de la subestación y línea comenzará en abril del 2011, la construcción de la central y línea será desde el 2010 – 2013, con una operación comercial en noviembre de 2013,

además de 80 MW en el SIN, aprovechando el abastecimiento de agua potable a la ciudad de Cochabamba.

Cachuela Esperanza en un proyecto básicamente diseñado para garantizar el suministro del sistema norte, el diseño final nos indica que será una planta hidroeléctrica de 18 turbinas bulbos cada una de 55 MW haciendo una potencia total de 990 MW. El presupuesto estimado está en 2.465 millones de dólares que incluye las líneas de transmisión vinculadas al sistema eléctrico norte, es decir Cobija, Porvenir, Riberalta y Guayaramerín como los más importantes e incluye la interconexión al sistema eléctrico brasilero que estamos en conversaciones preliminares para ver en qué modo se podría interconectar si es que se vende energía a Brasil, el financiamiento se encuentra en gestión en este momento.

Política del sector

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¿Dónde estamos en el sector eléctrico boliviano?

Rafael Alarcón

San José es un proyecto que venimos trabajando de forma multidisciplinaria al interior de la Empresa Nacional de Electricidad con un equipo de trabajo conformado por profesionales de Corani, Valle Hermoso y ENDE Corporación

Pretendemos que con nuestros países vecinos, entiéndase Chile, Perú, Brasil e inclusive Paraguay se puedan generar intenciones de compra y venta de energía hasta diciembre de 2010, inclusive se ha mencionado la posibilidad de vender la energía a Uruguay, el criterio es bien simple, nosotros entregamos energía en el norte brasilero y el Brasil entrega en el sur, en la frontera con Uruguay entrega la misma energía, esto es muy común.

Hasta diciembre de 2010, nos hemos trazado como meta la determinación de un socio estratégico, Bolivia no puede encarar solo un proyecto de esta envergadura sin tener un socio estratégico que ponga la experticia en centrales de esta magnitud. Estamos analizando diversas ofertas que tenemos con empresas establecidas en el mundo, particularmente aquellas que no tiene relación tradicional con Bolivia, entre ellas están China, Rusia e inclusive Irán. La estimación es que la planta esté construida hasta el año 2019 y arrancar con Cachuela Esperanza en 2011, seguramente tendremos muchas trabas de organizaciones medioambientales, pero el objetivo es iniciar el 2011 para que tengamos la operación comercial de las primeras cuatro unidades allá por septiembre de 2017.

San José es un proyecto que venimos trabajando de forma multidisciplinaria al interior de la corporación de ENDE con un equipo de trabajo conformado por profesionales de Corani y Valle Hermoso. Básicamente se trata del aprovechamiento hídrico abajo de las aguas terminadas de las plantas Corani y Santa Isabel.

La potencia de esta planta es de 121 MW, con un presupuesto estimado en 200 millones de dólares, existe el compromiso gubernamental de que el financiamiento sea por el BCB una vez que tengamos los documentos de licitación de este proyecto que entendemos que estarán listos en abril de 2011 y que están siendo trabajados en este momento. Vamos arrancar con licitaciones en julio de 2011 para que la operación comercial de San José esté disponible en octubre de 2014.

Dentro de los proyectos que prácticamente tienen un cronograma absolutamente definido y estudios a buen nivel, añadimos

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otros que son de interés para el Estado y para el sector y que tiene que ver con las seguridad de áreas. Fundamentalmente hablamos del proyecto Miguillas, que está en la cuenca del río Miguillas de la provincia Inquisivi de La Paz. Se estima una potencia de 250 MW, el presupuesto es de 375 millones de dólares y desafortunadamente no tenemos la información básica, pero estamos trabajando en ello. Nosotros pensamos tener los estudios básicos hasta mayo de 2011, con un diseño final hasta diciembre del mismo año para comenzar con las gestiones de financiamiento y licitación a julio de 2012 y que la operación comercial de esta planta se haga en julio de 2016.

El Bala es un proyecto ubicado en el río Beni, provincia Franz Tamayo de La Paz, muy cercano a las poblaciones de San Buena Aventura y Rurenabaque, tiene una potencia estimada de acuerdo a los estudios pre factibilidad encontrados de 1600 MW. Es un proyecto bastante sensible desde el punto de vista medioambiental porque se encuentra en las cercanías del parque nacional Madidi. Estamos trabajando en estudios básicos y pretendemos tener un diseño final de este aprovechamiento hidroeléctrico en diciembre de 2012, considerando las particularidades del parque nacional Madidi y evitar áreas de inundación considerables en la zona. Por la magnitud del proyecto consideramos que este podría estar en marzo de 2022, con una potencia de 1.600 MW que probablemente será la demanda por el 2015 ó 2016.

Otro proyecto en el que venimos trabajando se encuentra ubicado en el complejo río Grande (Santa Cruz) denominado proyecto Rositas que se lo realiza con la CRE y con la Gobernación de Santa Cruz, que en su primera fase tiene un potencial de 400 MW con un presupuesto estimado de 670 millones de dólares.

En el tema de Río Grande pretendemos acortar los estudios hasta marzo del 2011 y, aunque los compromisos de los cronogramas son mucho más cortos, se tienen previsto que todo va a acabar en diciembre de 2010 para tener un diseño final el 2012 y arrancar con la operación comercial el 2020.

Memoria Figas 2010

Otro proyecto es el Tahuamanu de 6 MW de potencia en Pando, esperamos que en 2012 podamos disponer de mayor cantidad de diésel para la iluminación de Pando y obtener tarifas muchos más económicas para la población y de esa manera evitar el subsidio. No se olviden que en los sistemas aislados el diésel es vendido en 1.10 bolivianos, que significa un subsidio considerable del TGN para los sistemas aislados, particularmente en el norte del país.

Yo se que en la próxima visita que el Presidente Evo Morales realizará a Japón, seguramente se concretará el proyecto y el financiamiento de la planta Geotérmica de Laguna Colorada que está ubicada en el Cantón Quetena en la provincia sud Lípez en Potosí. El proyecto en su primera fase es de 100 MW con un presupuesto estimado que tiene precios de Japón de 478 millones de dólares, digo precios de Japón porque son costos excesivos, pero fundamentalmente basados en una mano de obra muy cara.

Solo para que tengan una idea, la línea de transmisión de 150 kilómetros de Laguna Colorada hacia San Cristóbal cuesta el

doble de lo que estamos ejecutando en la línea Punutuma - Tarija con 257 kilómetros, es decir el mismo nivel de tensión, menor distancia y el precio es el doble, pero es el precio de Japón, ellos lo han trabajado y por eso el presupuesto lo consideramos con una magnitud muy elevada.

Con las gestiones de financiamiento de nuestro presidente que entendemos va a estar en diciembre de 2010 en Japón, las licitaciones se harían en septiembre de 2011 para que en diciembre de 2014 podamos estar operando con cuatro unidades en Laguna Colorada.

Este es el estado actual de la situación de ENDE, solamente les he traducido los proyectos que tienen algo de avance y que muestra un estado de situación donde esta corporación está haciendo su tarea, es decir dirigir la industria eléctrica. Para ello estamos mejorando el abastecimiento del país, pensando en la seguridad energética para garantizar la potencia suficiente a lo largo del tiempo. ¿Ahora que nos depara el futuro?, la tarea nuestra está hecha,

Proyectos eléctricos en operación y ejecución

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¿Dónde estamos en el sector eléctrico boliviano?

Rafael Alarcón

Yo se que seguramente en la próxima visita que el presidente del Estado Plurinacional, Evo Morales, hará a Japón el 8 de diciembre, seguramente se concretará el proyecto de la Planta Geotérmica de Laguna Colorada con su correspondiente financiamiento

falta una reacción de los otros agentes y por eso yo planteo dos escenarios futuros: uno donde el único que hace las tareas es el Estado mediante ENDE con un monopolio estatal, es decir que conjuntamente con las empresas que se puedan generar en las regiones y las gobernaciones sean los únicos actores del sector eléctrico boliviano.

en el futuro, qué es lo que estamos haciendo, si bien no tengo información de los otros actores para tener la certeza absoluta y decir que los demás no están haciendo nada, pero creo que este es el estado de los proyectos para garantizar el suministro eléctrico en nuestro país.

Gracias.

Y un segundo escenario donde la participación mixta esté presente, en el que la sana convivencia de lo público y lo privado realmente sea una realidad, pero esto es posible con acciones.

Seguramente nos dirán no hay señales de precio, seguramente dirán las reglas no están claras, falta la Ley de electricidad y ese es el debate actual.

Al finalizar mi presentación dejo esta reflexión para que analicemos que es lo que esperamos del sector eléctrico boliviano

Perfil Es Ingeniero Eléctrico. Tiene una especialidad en Educación Superior y una maestría en Control Moderno de Sistemas. También tiene una amplia trayectoria como docente universitario en la Universidad del Valle (Univalle) y Universidad Mayor San Simón (UMSS). Se ha destacado por su profesionalismo y eficiencia a lo largo de su amplia trayectoria profesional.

Ocupó cargos ejecutivos y de decisión en diferentes compañías públicas y privadas del país. Fue gerente general de ENDE Corporación.

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MEMORIA

FIGAS

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Situación actual del mercado desde la perspectiva de CRE

Róger Montenegro Presidente de CRE

Situación actual del mercado desde la perspectiva de CRE

Róger Montenegro

En la CPE se señala que tiene que haber igualdad de trato con los actores públicos, privados y cooperativos para que cada uno haga su trabajo de la mejor manera posible y que la discusión de esta nueva Ley de electricidad tome en cuenta opiniones de los agentes del mercado

Es un honor compartir con ustedes esta exposición que me ha solicitado la organización del Foro Internacional del Gas (FIGAS). Mis colegas que me antecedieron han hecho también un análisis del mercado eléctrico nacional, yo lo voy hacer desde la perspectiva de la Cooperativa Rural de Electrificación (CRE).

Hay algunos datos que ya han sido mostrado y que lógicamente son datos reales y no hay discrepancia, pero lo que sí puede haber son diferentes formas de enfocar el análisis de cada caso.

Cuando hablamos del mercado eléctrico nacional tenemos que hacer referencia a que existe un Sistema Interconectado Nacional (SIN), lógicamente los ingenieros eléctricos que están vinculados a la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) y a cualquier otra institución del sector conocen esto muy bien, pero para los que no están muy familiarizados con ellos tengo que decirles que en Bolivia existe un sistema que interconecta a las principales ciudades del país con líneas de alta tensión que reciben la energía que les proveen las plantas generadoras ubicadas en los diferentes puntos del país y que a su vez la entregan a las distribuidoras en todas las ciudades de Bolivia que están conectadas a este sistema.

El mercado eléctrico lógicamente tiene una legislación bajo la cual se desarrolla, acá tengo que expresar el marco general de esta legislación, primero está la Constitución Política del Estado (CPE) y también existe la Ley de Electricidad que establece una separación del mercado en tres segmentos: generación, transmisión y distribución de tal manera que una empresa que este en uno de estos tres segmentos no puede estar en otro.

En el caso de los distribuidores hay una excepción, se puede generar hasta un 15% de su demanda, a través de energía renovable. Aquí tengo que hacer un pequeño paréntesis para comentarles que en caso de la CRE, tenemos un proyecto de generación a partir del bagazo de la caña que venimos desarrollando años atrás, esta generación ya se encuentra funcionando actualmente en el Ingenio Guabirá y pretendemos hacerlo en el Ingenio Unagro, lamentablemente tropezamos con una situación de tipo legal.

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Como les decía la CPE nos permite generar a partir de recursos naturales renovables, el problema es que ninguna autoridad del gobierno ha definido si el bagazo de la caña es o no un recurso natural renovable, ustedes se preguntarán cómo en el caso de Guabirá ya está funcionando, la diferencia es que ellos desarrollaron este proyecto antes de la vigencia de la nueva CPE. Entonces ahí tropezamos con un problemita.

Este proyecto aportaría si bien de manera pequeña, pero al final todo es significativo unos 25 a 30 megavatios (MW) pero sería a partir de un recurso diferente. Como vimos en anteriores presentaciones también hay el interés del Estado boliviano de impulsar este tipo de energía alternativa y no solo depender del agua porque como bien se decía, hay el riesgo de sequía que puede poner en problema al sistema nacional o el gas natural que puede ser utilizado para industrializarlo o para exportar con mejores rendimientos económicos.

El Decreto Supremo 29644 autoriza a Empresa Nacional de Electricidad a operar en todo la cadena eléctrica o sea esto viene a salvar la situación de la ley que establece que una empresa que está en uno de los segmentos no puede estar en el otro. Pero también entendemos que esto es una situación transitoria ya que un decreto no puede estar por encima de la ley. Entonces hay esa y otras situaciones que justamente el país está entrando en adecuarse al marco general de la Constitución.

En el caso nuestro tenemos siete sistemas aislados en Santa Cruz, en las provincias que todavía no están interconectados, tal es el caso del sistema Misiones que estamos haciendo un proyecto en este momento para interconectarlo al sistema nacional y de esta manera ir conectando otros como San Ignacio de Velasco o los Valles en Santa Cruz hasta donde se pueda.

Por ello, en este país hace falta una nueva ley de electricidad que sea compatible con la nueva CPE que pone en situación de un vacío legal a los contratos de concesión que actualmente tienen las distribuidoras.

Memoria Figas 2010

¿Cuál es la situación aquí, cuál es el vacío legal?, estamos hablando de que la CPE determina que a partir de la elección de los poderes Legislativos y Ejecutivos, se da un año de plazo para que todas las distribuidoras, todas las empresas eléctricas en realidad hagan una adecuación de sus contratos de concesión que todavía están enmarcadas en la anterior CPE, pero esto no puede realizarse hasta que haya una nueva Ley de electricidad. ¿Qué va a pasar a partir del 6 de diciembre?, plazo establecido por la CPE, los contratos no estarán adecuados y esa es una preocupación que nosotros compartimos. Sabemos la dificultad de este periodo de transición y lo hemos hecho conocer tanto a la Autoridad de Fiscalización y Control de Electricidad (AE) y al Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

Creemos que la nueva ley de electricidad debe incentivar las inversiones para el sector eléctrico sea sólido. En este sentido, lo primero que tiene que haber es respeto a los derechos adquiridos a las empresas, esto también está en la CPE en un artículo transitorio; tienen que haber igualdad de trato a los actores públicos, privados y cooperativos para que cada uno pueda hacer su trabajo de la mejor manera posible y que la discusión de esta nueva ley tome en cuenta las opiniones de los agentes del mercado.

Haciendo una comparación del 2001 al 2010 de la demanda histórica de Cochabamba, La Paz y Santa Cruz, principales ciudades conectadas al SIN, la empresa Elfec de Cochabamba muestra un crecimiento en su demanda de energía pero a un ritmo sostenido, un ritmo suave lo que conlleva a que no tenga mayores sobresaltos.

En el caso de Electropaz en el departamento de La Paz tuvo una evolución ascendente el 2007, pero el 2009 presentó un descenso en su crecimiento. En Santa Cruz la tendencia de crecimiento es alta en los últimos años. El 2009 hemos cerrado con 19 por ciento de incremento con relación al 2008, y en el 2010 creo que vamos a estar alrededor de esa cifra. Este crecimiento fuerte nos plantea a nosotros como distribuidora un desafío en la parte técnica y económica de las inversiones que tenemos que resolver.

La fuerte demanda a veces nos provoca un problema de saturación, desde el punto de vista técnico. En un determinado momento nosotros terciarizamos también, contratamos empresas porque toda la capacidad técnica del departamento no llega a satisfacer, pero al final de cuentas están respondiendo en un plazo razonable y no hemos tenido mayores problemas.

Dentro de este análisis del mercado nacional es importante ver cómo anda la demanda versus la generación. El 37 por ciento de la demanda nacional es absorbido por la CRE, seguida de Electropaz y de Elfec y las otras distribuidoras el país. Esto nos muestra claramente cuál es la capacidad de compra del total de la generación en el país.

Pasando al tema de la generación, en el año 2010 el 63 por ciento de la energía provino del gas natural y de la energía térmica; el 37 por ciento de la hidráulica. Este análisis de este equilibrio viene a ser muy importante y útil porque si hacemos solamente hidroelectricidad que es más barata podríamos llegar a la situación de riesgo cuando haya sequía en el país como ha sucedido en otros países de Sudamérica en años anteriores.

La evolución de la demanda del SIN a partir del 2001 hasta el 2013 tiene y tendrá una tendencia ascendente, eso significa que debemos analizar con tiempo las proyecciones futuras, también se dijo en este escenario que las inversiones en el sector eléctrico lamentablemente son lentas, no es que ahora vamos a decidir realizar un proyecto y ya lo vamos hacer dentro de seis meses, sino pasa tiempo, por lo que es importante que miremos hacia el futuro.

En cuanto a la capacidad de generación de la energía hidráulica y la energía térmica se han mantenido estables, pero en el 2010 la energía térmica ha tenido un incremento importante que ha permitido equilibrar la oferta y la demanda, de otra manera hubiéramos tenido problemas o por lo menos riesgo de racionar la electricidad en Bolivia.

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Situación actual del mercado desde la perspectiva de CRE

Roger Montenegro

Como Cooperativa Rural de Electrificación tenemos un convenio con la Gobernación de Santa Cruz, donde la ex prefectura realiza inversiones en tendido eléctrico rurales y después nosotros nos hacemos cargo de la operación y mantenimiento de esos sectores

En la comparación de la generación versus la demanda hay una aproximación peligrosa, afortunadamente las inversiones realizadas en la planta de Entre Rios y últimamente en Guaracachi han hecho de que este peligro, se disipe, pero aquí de toda manera queda la preocupación para los próximos años, porque la demanda con toda seguridad va a ir creciendo en Bolivia, ahora la pregunta es ¿la capacidad de generación va a acompañar a esa demanda?, por lo menos no conocemos seguramente ENDE u otras empresas del Estado tendrán planes de inversión en generación, pero no lo conocemos, esa es una pregunta que yo me hago y no la puedo responder desde nuestra posición.

Es un alto porcentaje como vimos en otra presentación que el 87 por ciento del departamento de Santa Cruz tiene cobertura eléctrica. Ahora que pasa con el 13 por ciento, a medida que uno se acerca al 100 por ciento cada vez resulta más caro, mas difícil llegar a eso, en realidad es una utopía llegar al 100 por ciento porque hay comunidades pequeñas bastante alejadas en todo el departamento, especialmente en el Chaco, hay comunidades que están a 30, 40 kilómetros una de otras y realizar inversiones para construir cuarenta kilómetros de línea para servir a 20 o 30 familias es irracional desde el punto de vista económico y aquí se plantea la necesidad de trabajar con otras instituciones.

Las inversiones que se han hecho últimamente en el sector se resumen de esta manera: desde 1995 hasta 2009 en generación se han invertido 605 millones de dólares, en transmisión en ese mismo periodo se destinaron 236 millones de dólares y en distribución, en este caso del 1997 al 2009, se invirtieron 410 millones de dólares; todos estos datos han sido tomados de la Autoridad AE. Las mayores inversiones han sido en el área de generación, donde la Compañía Boliviana de Energía Eléctrica (Cobee) destinó 97.6 millones de dólares, Hidroeléctrica Boliviana (Hidrobol) 71.87 millones de dólares y seguida de Guaracachi S.A (EGSA) con 70.69 millones de dólares. En cuanto a las proyecciones para el 2010, Ende Andina plantea invertir 90 millones de dólares y EGSA 69 millones de dólares.

Nosotros tenemos un convenio con la Gobernación de Santa Cruz, donde esta entidad departamental realiza inversiones en tendido eléctrico rurales y después nosotros nos hacemos cargo para la operación y mantenimiento de esos sectores, pero aún así nos resulta deficitario porque lo que nosotros recaudamos no alcanza para la operación y mantenimiento.

En el campo de transmisión, la interconexión eléctrica ISA Bolivia ha tenido la mayor parte de las inversiones seguido por la Transportadora de Electricidad (TDE) y después San Cristóbal (TESA). En proceso de inversión para el 2010, Ende destinará 45 millones de dólares para la línea Canaviri – Trinidad.

Tenemos que ver otras alternativas porque como decía cada vez se hace más caro con este sistema tradicional y tenemos que ver si las energías eólica y solar pueden ser mejores alternativas que el sistema tradicional. En esos casos me pregunto si esto es factible, porque en el caso de Tarija es irracional desde el punto de vista económico, decir vamos a iluminar a Tarija con energía solar, pero en lugares alejados puede ser que resulte más competitivo y ahí debemos trabajar más a fondo ya sea con el Estado, llámese Gobernación o cualquier otra institución gubernamental o bien con cooperación internacional.

En la parte de distribución la CRE ha hecho las mayores inversiones comparadas con las otras empresas del resto del país. Yo quiero corregir un poquito en el caso de Santa Cruz, si bien cuando uno hace un análisis nacional puede concluir de que el sector rural fue desatendido pero en el caso particular, centrándonos en Santa Cruz, la CRE ha realizado inversiones muy importantes en esta área, de tal manera que en este momento nuestras provincias están altamente servidas.

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Entonces cada vez se pone más complicado desde el punto de vista económico el querer llegar al 100 por ciento de cobertura.

También hay que decir que estamos trabajando con el Ministerio de Hidrocarburos y Energía con el Proyecto de Infraestructura Descentralizada para la Transformación Rural (IDTR) para la diversificación de las redes.

Nosotros tenemos la intención de llevar paneles solares a diferentes localidades, especialmente en el Chaco, por eso digo que es importante que podamos sumar esfuerzos porque una sola

Memoria Figas 2010

institución, una sola cooperativa, una sola empresa no puede dar solución en estas comunidades alejadas.

No podemos dejar de hablar de las tarifas, ¿Cómo estamos en Bolivia comparándonos con otros países de Latinoamérica? En el caso de CRE la tarifa es de 88 dólares el MWH, estamos hablando en el sector residencial, comparando con las tarifas de Argentina, Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay y otras empresas estamos bastante abajo, o sea que es muy beneficiosa nuestra tarifa, y cuando digo nuestra también podemos extrapolarlo a otras empresas de Bolivia porque no varía mucho de un lugar a otro.

nidad Andina de Naciones (CAN) que están por encima de las tarifas bolivianas que dependen de los impuestos que se cobran al sector, y del costo de la producción de energía.

Si bien las tarifas que tiene CRE para sus socios son bajas no es solo un merito de esta institución, sino de toda la cadena de productiva, tanto de la generación, del transporte de energía como de la distribución. ¿Qué conclusión podemos sacar de este análisis?, que nuestras tarifas son bajas y en el caso de Santa Cruz quiero decirles que en los sistemas aislados, este departamento tiene la tarifa más baja de Bolivia.

Pero en todo caso, si nos fijamos hay otros países de la Comu-

Capacidad histórica de generación

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Situación actual del mercado desde la perspectiva de CRE

Roger Montenegro

En las provincias son siete sistemas aislados que subvenciona la Cooperativa Rural de Electrificación.

En algunos casos estamos subvencionando el 60 por ciento de la tarifa fijada por la Autoridad de Electricidad (AE) como en el caso de Charagua

Ya se habló de la tarifa Dignidad que es un plan nacional alimentado y financiado por las empresas del sector eléctrico, la CRE en el periodo 2006 – 2010, es la que mas aportó con 28 millones de bolivianos, seguido de otras empresas generadoras, distribuidoras y transportadoras. En la segunda fase se amplia, esta tarifa y está orientada a los más pobres del país, se subvenciona a los que consumen menos de 70 kilovatios hora (KWH) al mes.

Me parece que los servicios públicos es un mecanismo muy interesante para equilibrar las diferencias socioeconómicas de cualquier país, porque los que más tienen pueden subvencionar a los que menos tienen, en este caso esa es nuestra contribución en este periodo del 2010 – 2014, vamos a ser también una de las empresas que mas va aportar. Según las proyecciones sería EGSA la que mas aporte, seguido de CRE pero vamos a ver al final de periodo.

La siguiente tarifa social que tenemos es lo que llamamos la tarifa Igualitaria, a diferencia de la tarifa Dignidad que es la subvención a los más pobres, esta es a nivel departamental.

Es una política que exclusivamente ha adoptado la CRE hace años atrás desde el 2007 para subvencionar a las provincias, en los sistemas aislados, en otras palabras y ustedes entenderán que generar y distribuir energía en los sistemas aislados sale mucho más caro que en el sistema nacional por una cuestión de escala.

Algunos de los sistemas que tenemos son a diésel que es caro, pero no podemos nosotros cargarle ese peso a nuestros socios que están en las provincias, al contrario tenemos que ver y adoptar una política que evite que la gente emigre hacia las ciudades en busca de oportunidades que muchas veces no encuentran, por eso nosotros tomamos la decisión de subvencionar las provincias.

En las provincias son siete sistemas aislados que subvenciona CRE, en algunos casos estamos subvencionando el 60 por ciento de la tarifa fijada por la Autoridad de Electricidad (AE) como en el caso de Charagua, entonces nosotros podríamos duplicar en

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Charagua la tarifa que cobramos y aún más y no nos saldríamos de la legalidad, del techo que nos fija el Estado a través de la AE, en otros casos lógicamente es menos la subvención pero en general tenemos un promedio de 47 por ciento y ese es un aporte que hace la CRE para nuestros socios.

Entonces cuando a nosotros nos hablan de solidaridad estamos ya acostumbrados, felizmente la naturaleza jurídica es cooperativa y las cooperativas no buscamos fines lucro por lo tanto no estamos pensando en maximizar nuestras utilidades, más bien a partir de los excedentes resulta que nosotros tenemos las posibilidades de devolver a nuestros socios a partir de este tipo de medidas. Con esto he cumplido con la organización del FIGAS y aprovecho para felicitarlos por este foro, gracias.

Perfil Ingeniero civil formado en la Universidad Gabriel René Moreno. Cuenta con una maestría en Desarrollo Local y Municipios. Tiene un diplomado en construcción en obras civiles. Ejerció funciones en la desaparecida Cordecruz y fue consultor y miembro del equipo técnico del Plan Movimiento Territorial de Santa Cruz de la Sierra en el 94.

Adicionalmente prestó servicio de consultoría en Transredes. Fue presidente de la Confederación Nacional de Profesionales de Bolivia, Sociedad de Ingenieros Santa Cruz, Colegio de Ingenieros Civiles. Asimismo se desempeñó como vicepresidente de la Federación de Profesionales de Santa Cruz.

Fue gerente general de la Cámara de la Construcción de Santa Cruz y ocupó el cargo de Presidente del Consejo de Administración de la Cooperativa Rural de Electrificación CRE LTDA.

MEMORIA

FIGAS

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El norte de Chile: Una opción para la industrialización del gas boliviano

Rudolf Araneda Gerente General Gas Atacama

El norte de Chile: Una opción para la industrialización del gas boliviano

Rudof Araneda

Tecnología y experiencia es clave para el éxito. Hay que asociarse para ir adquiriendo las capacidades para ser competitivos a nivel internacional, lo que permitirá tener costos de acceso al mercado. Se debe buscar competitividad del producto y capacidad de recuperar la inversión

En esta presentación me he concentrado en los aspectos conceptuales pero voy a omitir algunos elementos muy concretos de la propuesta específica que hemos hecho para evitar que se convierta en un tema que se propague en los medios de comunicación y termine diluyéndose la posibilidad finalmente.

Gas Atacama es una empresa privada que participa en el ámbito del transporte de gas y su industrialización vía generación eléctrica, dedicada al mercado del norte de Chile. Sus activos pueden ser utilizados con el propósito de llevar el gas de Bolivia hacia el mercado chileno. Es dueña de un gasoducto, el más grande de mi país, que transporta gas natural desde el noroeste argentino hasta Mejillones, en la costa del norte de Chile. Del mismo modo tiene la mayor central eléctrica que abastece tanto a ciudadanos como a clientes.

Básicamente el gasoducto se diseñó para llevar gas desde los pozos del norte de Argentina que está a pocos kilómetros de la frontera boliviana-chilena y de ahí llega a Mejillones donde alimenta nuestra central eléctrica. A su vez tiene una extensión hacia otras centrales eléctricas de Endesa, que es la que está más al norte del sistema interconectado central de Chile. Hay dos grandes sistemas el del norte, que es donde estamos nosotros y el central que está más al sur.

Gas Atacama es una empresa integrada que está hace 10 años en el mercado. Es la que introdujo el gas. Está conformada 100 por ciento por capitales privados. Tiene entre sus accionistas a Endesa, principal generadora de electricidad de Chile, que actualmente es filial del Grupo Endesa de España, que a su vez es controlada por ENEL de Italia.

El otro accionista es Southern Cross Group que es un fondo de inversiones privados con inversiones en Chile y otros países de Latinoamérica. Ese el único generador que hasta el momento no participa activamente en la promoción de centrales a carbón, que es nuestro gran desafío, tanto como compañía como en competición para Bolivia cuando ingrese en el mercado.

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La Central de Atacama comprende dos ciclos combinados que utilizan turbinas eléctricas que en total tienen una capacidad de 740 MW, de estos, 540 MW están colocados en contratos a largo plazo con compañías que venden electricidad a las ciudades y compañías mineras. Para renovarlos estos acuerdos comerciales debe formular una oferta competitiva frente a las que presentan inversionistas en nuevas centrales a carbón.

En cuanto al gasoducto tiene una longitud de 1.165 kilómetros hasta Mejillones. Está controlado satelitalmente dado que al cruzar el desierto a cinco mil metros de altura tiene una topografía compleja que se sortea utilizando tecnológicamente todas las herramientas avanzadas disponibles y ha permitido una disponibilidad del 100 por ciento durante los 10 años del inicio de operaciones.

Vemos una típica unidad de válvula en el desierto. Hay micro generadores que alimentan a computadores para llevar señales satelitales que nos permiten bajar la información y desde Santiago controlamos el gasoducto en forma remota y en otros puntos de acuerdo, según se requiera.

Entre los objetivos estratégicos de la compañía, está el de asociarse con algún productor de gas a modo de obtener combustibles en forma segura y al precio que nos permita competir con la tecnología dominante. Renovar los contratos de electricidad que tenemos con los grandes clientes mineros para generar rentabilidad, encarar una serie de inversiones existentes y las que se vendrán con algunos proveedores de gas con los que estamos teniendo negociaciones.

Asimismo otro de los objetivos de Gas Atacama es construir y terminar el terminal GNL Mejillones que está operando desde junio, porque vemos desde el punto de vista de competitividad como suministro de largo plazo no está siendo elegido por las compañías mineras, aunque representa un elemento muy interesante para dar la sensación de respaldo al sistema y en consecuencia mitigar la percepción del riesgo político que tiene actualmente el suministro de gas.

Memoria Figas 2010

El incumplimiento de Argentina de sus compromisos ha marcado de forma muy relevante la percepción de riesgo político vinculado al gas de países vecinos. Eso genera una sensación de precariedad en el suministro y esa sensación de riesgo debe ser tomado como proveedores de gas porque en la realidad es lo que hay que encontrar y tenemos que demostrarle al mercado que si se puede tener un suministro de mercado confiable y seguro.

cantidad de gas porque la extracción de líquidos permitirá reunir los volúmenes que permitan abastecer plenamente el mercado local.

La profundización de las alianzas de nuestras compañías con los grandes clientes es un tema clave. Las compañías mineras del norte de Chile disponen de grandes cantidades de dinero, puesto que estamos hablando de subsiguiente fases de expansión que se sitúan entre mil y seis mil millones de dólares cada una. En total se invertirán 40 mil millones de dólares y por lo tanto las compañías que invierten esas magnitudes no tienen proveedores de energía, de agua o de otra cosa que pudieran tener alguna incertidumbre en su capacidad de cumplir los contratos de largo plazo.

Si el país asumió un compromiso con Brasil y con Argentina, la industrialización debe tener la certidumbre que contará con la cantidad de gas durante todo el horizonte necesario para recuperar la inversión y el acceso al mercado del producto efectivo. No basta con decir que queremos industrializar en tal rubro o en tal otro si no como accedemos al mercado de esa materia prima específica. Por ejemplo, en cuanto al amoniaco hay número limitado de compradores, por lo que se tiene que buscar como aliarse con quienes están en ese mundo. El acceso al capital es esencial para el desarrollo de proyectos en América latina.

El uso del gas para industrialización es el foco de nuestra compañía. Estamos centrados en el gas y parecemos sumamente porfiados en este minuto en que la percepción pública del gas está en un bajísimo nivel en ser aquellos que siguen defendiendo la bandera que tiene sentido y ventaja. Se tiene que generar un espacio.

Todos los países latinoamericanos se han esforzado en buscar hidrocarburos y han sido muy exitosos. Primero Bolivia, Perú y posteriormente Brasil tuvieron enormes éxitos en aumentar sus reservas que en conjunto son muy relevantes a escala mundial, puesto que corresponden al 5 por ciento. En ese ranking Bolivia descendió en el nivel de las reservas.

Los objetivos específicos que implican aumentar la generación de valor con los recursos de hidrocarburos asumidos de forma directa por YPFB y por informes claves en los procesos de desarrollo, comercialización e industrialización, podrán sostener el pleno abastecimiento de los requerimientos locales de GLP y otros desafíos que se facilitarán de manera que aumenten la

Se considera como elemento clave para industrializar el gas, el gran tema que interesa a Bolivia, disponibilidad suficiente del fluido a largo plazo, puesto que hoy los requerimientos del mercado local y de exportaciones subieron.

Tecnología y experiencia es fundamental y clave para el éxito.

Hay que asociarse para ir adquiriendo las capacidades para ser competitivos a nivel internacional, lo que permitirá tener costos de acceso al mercado. Se debe buscar competitividad del producto y capacidad de recuperar la inversión.

El precio del gas debe permitir la competitividad del producto y una capacidad de recuperar la inversión. Aquí hay un tema clave que sugiero mirar: el modelo de Trinidad y Tobago, en el que se estableció precios distintos de gas para la utilización y transformación a distintos commodities de modo que cuando nosotros queremos traer inversionistas en un determinado commodity o un determinado producto, debe ser competitivo en su mercado.

Es difícil que tengamos un precio único para todo. Un marco institucional legal estable y confiable son temas centrales en el ámbito de la industrialización.

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El norte de Chile: Una opción para la industrialización del gas boliviano

Rudof Araneda

La complementariedad entre Bolivia y Chile, es factible porque mi país es el mercado natural para el siguiente paso de expansión de los mercados de su nación. Sin embargo, existe un impedimento político complejo relacionado al flujo de gas entre ambos Estados

Si miramos objetivos estratégicos de la compañía es evidente la complementariedad y la capacidad de aprovechar activos hoy existentes para que de forma acelerada se tome rápidamente al menos un porcentaje de un nuevo mercado para Bolivia. Esto implica partir rápidamente a diferencia de lo que habitualmente significa abrir un mercado y Bolivia tiene esa experiencia. ¿En cuantos año se lo logró la apertura del mercado con Brasil?. En Chile durante 15 años se ha desarrollado todo un conjunto de activos dedicados a utilizar gas que hoy día no los tiene pero que están ahí, por lo que en el momento que Bolivia resuelva participar en ese mercado pueda rápidamente acceder a volúmenes muy importantes.

Si logramos avanzar en los términos de un acuerdo en esta materia los pasos siguientes son factibles por la ventaja que significa emplazar plantas de industrialización en la costa por el acceso a los mercados haciendo uso de los acuerdos bilaterales que Chile ha construido en las últimas décadas con prácticamente el 90% del mundo. Chile es uno de los pocos países con acuerdos comerciales con China, Corea, Comunidad Europea, EEUU y otros. Entonces eso está a la mano y simplemente falta dar el paso tremendamente eficiente y de proyección enorme para su país.

Mirando a Bolivia como centro y como en los años en los que he tenido la oportunidad de participar en reuniones y escuchándolos a ustedes en esa visión compacto de ese potencial se observa que el pro es estar en el centro con la posibilidad de abastecer a diversos países.

En el caso de la evolución de las reservas probadas de gas y petróleo de Perú se vienen anuncios muy importantes de algunas compañías, puesto que actualmente están sub anunciadas.

Se dio a conocer el tema de la exportación del GNL a mediados de año. Sin embargo, si miramos los netback que significa en el caso del GNL desde Camisea al mercado norteamericano y mexicano y si observamos que el precio está en el rango 4,5 a 6, y omitimos incluso porque el análisis se pone bien duro, que el promedio en Octubre fue de 3,8, entonces estamos viendo que el precio netback de Perú está quedando está quedando

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entre 0.5 y 2 dólares. Esto está generando ciertas señales de desencantos, que forman parte de lo que significa finalmente llegar al mercado mundial, porque uno va a tener que tomar esos precios.

Eso se compara con precios de entorno 1,4 que están recibiendo las termoeléctricas, 2,4 los industriales y 3,1 el sector consumidor. Ahora los desarrollos en curso nos mostrarán la proyección exitosa de otros productores que están buscando mercados y que están en conversaciones con empresas interesadas en gas y eso lleva a varios de ellos, que han iniciado conversaciones con usuarios potenciales de países vecinos, al debate público respecto a si las reservas son suficientes o no pero esa discusión va a bajar completamente de perfil cuando se dé a conocer las reservas de Perú, porque va a quedar de manifiesto que son tan importantes que alcanzan para todos los requerimientos locales y no hay inconveniente para exportar.

A su vez el objetivo económico social de llevar gas al sur del Perú se facilita con un ducto de mayor capacidad que incluya la exportación a Chile, porque bajan los costos unitarios por lo que la industrialización del sur del Perú que está retrasada, en términos relativos se facilitaría.

La propuesta de libre comercio ampliada que acaba de hacer Perú, para que este país, Chile, Ecuador y Colombia conformen una zona de negocios sin barreras arancelarias es una señal para considerar.

En el caso de Paraguay, nos llamó mucho la atención los desarrollos que se quieren implementar. Existe compañías que han tomado derechos jurídicos de esas áreas y piensan desarrollarla para lo que han ofertado que extendamos el ducto hacia Paraguay a fin de que este país acceda a la costa del océano Pacífico.

En el caso de Uruguay, se trata de un mercado pequeño con interés de tener gas de Bolivia pero como sabemos también tendrá el desafío del libre tránsito mediante Argentina.

Memoria Figas 2010

En el caso de Argentina, que es el mayor consumidor de gas de la región esta nación importa entre 7 y 10 millones de metros cúbicos. Tiene su terminal de GNL y ha resuelto terminar un segundo en la zona de Escobar al norte Buenos Aires. Existirá un cambio relevante una vez que resuelva cambiar sus señales de precios para generar los incentivos adecuados, oportunidad en la que veremos grandes inversiones en Argentina. En suma no creo que se haya acabado el gas en Argentina, sino que es más bien un reflejo de precios de mercados inadecuados que dispararon tanto la demanda y desincentivaron todos los desarrollo upstream.

En el caso de Brasil, actor que ha sido clave del desarrollo de la industria del gas de Bolivia, está claro que su mercado de gas seguirá creciendo de forma muy importante. Coincido que este país será todavía un cliente a largo plazo, aunque su aumento de requerimiento de fluido será tomado de su propia producción asociada a la potencia de producción de petróleo. De esta manera cuando sume más gas local, de acuerdo a los proyectos de terminales de GNL, podrá recibir el fluido como venderlo al mercado internacional.

Por su parte Chile es un mercado que llegó a desarrollar infraestructura, puesto que utilizó gas hasta 25 millones de metros cúbicos diarios, es decir, se trata de un importador neto de hidrocarburos. Sus reservas son muy bajas en la zona de Punta Arena, donde hay cinco consorcios buscando gas en Magallanes. Pensamos que si tiene éxito en primer término van a estar vinculados a abastecer las centrales de Metamex y por lo tanto no tenemos una señal clara que diga que eso va a permitir abastecer de forma relevante el resto del requerimiento interno.

Sin embargo, hay un potencial que no se mencionó y son las enormes reservas de carbón de bajo BTU, que pueden ser útiles cuando los precios del gas estén altos. Está claro que este es un desarrollo que viene en algunas décadas.

Los grandes usuarios de energía son muy sensibles al costo y lo que se está haciendo es promover y facilitar el crecimiento que se está produciendo en forma de enorme centrales a carbón, desplazando y sustituyendo todas las infraestructuras que se-

rían para el gas. Nos encontramos con un mercado que se caracteriza por un aumento muy fuerte en las centrales a carbón que están en desarrollo. Asimismo hay consenso a nivel industrial, no político, de que Chile debería contar con centrales nucleares.

Sabemos que hasta el año 2040 se crecerá en 45 mil MW y no es posible imaginar ese escenario sin centrales nucleares.

Entonces, ¿de donde podría llegar gas justamente por medio de la infraestructura de transporte existente? Nuestra compañía espera gas ya sea del ducto GNC del Perú o del Ecuador. En cuanto a GNL se construyeron dos terminales. La extensión del ducto hacia Bolivia, es más fácil tomando en cuenta la cercanía de nuestras fronteras en la primera fase y posteriormente algún ducto directo cuando Bolivia resuelva entrar en la industrialización.

El mercado chileno es claramente el destino más complementario del gas boliviano. A diferencia de gran parte de los otros países, no se tienen reservas propias que puedan competir con el fluido de Bolivia. Además tiene centrales eléctricas y se pueden alcanzar acuerdos para industrializar el gas. Eso puedo asegurarlo porque una compañía como la nuestra plantea públicamente su disposición a hacerlo.

Sin embargo, el tema no se queda ahí, sino que existe la posibilidad de acceder al mercado mundial, no solo al chileno, porque uno puede pensar en instalar plantas de industrialización en las costas que transforme el gas en otros productos y que aproveche las ventajas de la economía de transportar en barco. Bolivia tiene el problema de no tener acceso a la costa, resolvamos el tema. Hay que pensar en compañías como ejemplo la minera San Cristóbal, que accede al área que llega el concentrado por el ferrocarril chileno, utiliza muelles privados, barcos privados y está exportando concentrados de plomo. Este incluso podría ser un tema de discusión pública por su alcance. Entonces este caso nos muestra que es absolutamente posible aprovechar las ventajas de transporte y costo financiero, utilizando toda la infraestructura existente con acuerdos bilaterales a favor del desarrollo de la economía de Bolivia.

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El norte de Chile: Una opción para la industrialización del gas boliviano

La demanda actual del mercado eléctrico de Chile alcanza a 1900 MW. Se estima que se requerirá otros 900 MW en los próximos diez años y estos van a ser satisfechos plenamente con las nuevas carboneras Rudof Araneda

En cuanto a terminales de GNL hay otras ventajas extraordinarias. Se tiene una recientemente operando y se inicia la construcción de los tanques. Se puede pensar incluso en reconvertir esas plantas incorporando equipos de licuefacción, aprovechando todo el resto de la infraestructura, puesto que se puede usar estos terminales para exportación de GNL de Bolivia.

La demanda actual del mercado eléctrico de Chile alcanza a 1900 MW. Se estima que se requerirá otros 900 MW en los próximos diez años y estos van a ser satisfechos plenamente con las nuevas carboneras. Se podría insertar el gas en esta matriz energética si llegamos a un acuerdo que nos permita competir en este entorno que está dominado claramente por las centrales a carbón.

El 90 por ciento de la electricidad es consumida por las compañías mineras. En los años ‘90 se construyeron las centrales a carbón. Después del acuerdo con Argentina el año 1995 se construyeron gasoductos y numerosas centrales a gas y en el norte de Chile el 60% de la capacidad instalada llegó a ser con ciclos combinados dedicados al gas que Argentina había comprometido.

Sin embargo, a partir del 2004 los productores no pudieron cumplir los acuerdos comprometidos. Ante la falta del gas argentino entre las pocas centrales que pudieron operar estuvo la Central Atacama. Otras funcionaron con diésel en vez de gas, por lo que el costo de combustible hace dos años subió de 30 millones de dólares a 800 millones de dólares. Eso es lo que gastamos en diésel.

Como verán se genera algunos trastornos y se coloca a las compañías al borde de la quiebra, porque el diésel es mucho más costoso. Este combustible permitió resolver la crisis en Chile utilizando los ciclos combinados en estos últimos tres o cuatros años, pero con estos altos costos nadie puede planificar su continuidad como un suministro a largo plazo. Incluso existe un consenso con los grandes industriales, Gobierno y distintas industrias de invertir en centrales a carbón para sustituir al diésel y el gas a partir del 2012. La pérdida de confianza del gas se

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resolvió transformando centrales a gas por las que funcionan a carbón.

Sin embargo, la idea es buscar gas de diferentes países para bajar el costo de generación y no entrar a la era de carbón. En este sentido clarificando el precio del GNL hemos visto precios de 10 y de 11 pero ojo, los precios del GNL negociado en Chile es Henry Hub. Lo que pasa es que existe sobreprecio.

Por otro lado, teníamos el impulso de la energía renovable no convencional como cosa meramente declaratoria, pero hoy en día existe un fuerte énfasis en inversiones, aunque no son muy competitivas. El precio de la energía solar hará bajar sus costos voluntarios. Estimamos que entre 2015 y 2020 bajará 100 dólares el costo de desarrollo de energía fotovoltaica.

Estudios preliminares que se desarrollaron por el Gobierno anterior y el actual muestran que todas las grandes industrias y compañías mineras acelerarán el proceso para ir hacia una energía del gas. Hasta el 2004 el gas lleva la delantera desplazando al carbón, pero a partir del corte argentino, el gas empieza a bajar es sustituido por todo lo que se podía, porque el carbón que estaba instalado no era suficiente puesto que teníamos que satisfacer la demanda con diésel.

En cuanto al GNL se parte el 2010, pero no se prevé que sus volúmenes a importar sean muy grandes. Se estima que sean muy costosos y no competitivos con el carbón. Pero hay una posibilidad de tomar el gas utilizando la capacidad instalada al tomar un porcentaje de ese mercado.

Existe cuatro centrales a carbón en construcción de 760 MW que se suman a las 1.200 MW existentes. Hay siete más con los permisos que implicaría un total de 2.900 MW. Si se avanza con lo del gas podemos tener competitividad. En las terminales de GNL se invirtieron 550 millones de dólares e inició su operación en junio de este año. Su capacidad inicial es de 5,5 millones de metros cúbicos peo no hay inconvenientes en ampliarlo. Se puede convertir en un exportador porque es un terminal sumamente potente y su costo fue altísimo por la conexión cíclica.

Memoria Figas 2010

En Brasil, el principal mercado es el industrial. Sin embargo, en Chile el principal mercado es el eléctrico, puesto que el 90% o 100% del gas es dedicado a la generación por esta vía y ahí hay que competir con el carbón. Por lo tanto, capturar el espacio de la demanda de gas del norte de Chile significa principalmente entrar a competir con el carbón.

El carbón está hoy en 140 dólares y cuando esté entre 70 y 110 vemos que implica un costo variable de generación entre 30 y 50 dólares por tonelada. Par competir con el carbón, el gas tiene que estar entre 3,2 y 5,5 MMBTU. Si miramos las exportaciones Net back de Tarija a Sao Paulo y las comparamos, ¿Cuál tendría que ser el precio net back de Tarija para competir con la generación a carbón en Mejillones?.

Los precios son distintos en cada mercado. Si se tiene un precio diferente para cada uso con el precio variable que se mueva en el commodity con el mercado respectivo, entonces se facilita a los distintos actores a competir y tomar gas. Los volúmenes de gas que se colocarán serán mayores y el menor riesgo que se percibe traerá más inversionistas, con lo que se facilita la obtención de créditos. Toda la cadena mira los riesgos a los que están expuestos.

Uno pudiera pensar en distintos precios para distintos mercados.

Para el mercado de Brasil y Argentina, si voy a vender a industrializadores de amoniaco, si voy a ir al metanol y el GNL que tiene que tomar algún precio internacional, y si estoy dispuesto a hacerlo voy a ampliar la cantidad de mercados.

Qué tamaño tuvo que ser el norte de Chile usando inicialmente directamente la central Atacama. Hoy se podría hablar en torno a los tres millones de metros cúbicos. Después se puede ir ampliando otros tres millones hacia otras unidades de energía eléctrica, una planta de amoniaco y de metanol. Si se toma en cuenta los ductos para extender y llegar a la zona central de Chile y capturar una parte del potencial de 20 millones, se podrían pensar posteriormente en grandes volúmenes si Bolivia no requiere los mismos y para aprovechar las facilidades del norte de Chile.

En resumen en pocos meses más con esto que pasando con las carboneras Chile ya no necesitaría gas de ningún país vecino porque podrá satisfacer su requerimiento con carbón. Nosotros como compañía en cambio sí porque nuestros activos pierden el valor, y por lo tanto si a Bolivia le interesa entrar en este mercado como una vía potencial para tomarse una parte del potencial del océano Pacífico, entonces queremos confirmar que estamos totalmente dispuestos a ser un aliado estratégico de Bolivia en este tema.

Hay un tema clave donde Tarija puede jugar un rol esencial que es como se logran consensos políticos relacionados con la opinión pública en Bolivia en esta materia. Sabemos que este es un punto central: lograr la aprobación de permisos de libre tránsito a través de Argentina, asegurar la suficiente reserva y capacidad de producir para que Bolivia cumpla con los compromisos previos con Brasil y con Argentina de modo que hay que atraer y sostener inversiones suficientes a nivel upstream.

Asimismo se requiere contar con la capacidad de transporte y recuperar la confianza. Este último punto es un tema clave porque estamos entrando en conjunto a un mercado que considera que el gas es algo absolutamente no confiable porque depende de la voluntad política de las autoridades de los países vecinos. Se debe a su vez convenir estructuras de precios que permitan la operación en base a las distintas fases de la industrialización incluyendo Atacama, si se quisiera avanzar en una asociación y aportar al desarrollo del norte de Chile, y en contraparte nuevos desarrollos de proyectos que a Bolivia le pudiera interesar.

Tengo que pensar que en los próximos 10 años va a avanzar el tema de las carboneras, también las centrales nucleares y por lo tanto el consumo del gas no aumentará sino que seguirá disminuyendo. Pero el costo financiero de cada mil millones de valor presente en caso que tengamos hoy, si lo iniciamos 5 años después esos mismos mil millones del 10% se convirtieron en 620 millones y si postergamos 10 años se convirtieron en 356 millones, por lo tanto no es lo mismo partir hoy que en 5 años.

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El norte de Chile: Una opción para la industrialización del gas boliviano

Rudof Araneda

¿Qué pasó con la declaración gas por mar? La encuesta en Chile decía que el 50 por ciento estaba dispuesto a avanzar en la demanda marítima boliviana, pero con esta estrategia bajó al 13% de apoyo, porque fue visto como una forma de presión

En cuanto a las ventajas de incursionar en el mercado del norte chileno, se maximiza el beneficio de la apertura del mercado y se logra una efectiva diversificación con lo que surgen nuevas opciones de industrialización. Asimismo se consolida a Bolivia con el propósito de ser un productor e industrializador confiable.

Además se permite el acceso a un mercado que facilitará y estimulará más inversiones upstream en Bolivia, con los correspondientes ingresos.

En este marco, como el gas regional dejó de ser indispensable y el concepto de gas por mar pierde eficacia, a nuestro juicio la materialización de un acuerdo cambia el eje estratégico político

porque tenemos que pensar: ¿Qué pasó con la declaración gas por mar? La encuesta en Chile decía que el 50% estaba dispuesto a avanzar por mar, pero con esta estrategia bajó al al 13% de apoyo, porque fue visto como una forma de presión. Sin embargo, si avanzamos por otra parte en este tema, se va a dar vuelta al mismo porque será una forma de ganarse aliados en Chile. El principal objetivo es avanzar dentro del ámbito comercial no a la inversa, porque se puede seguir el ejemplo de San Cristóbal que utiliza puerto chileno y no tiene inconvenientes.

Sigamos ese camino.

Muchas gracias.

Perfil Nacido en Santiago de Chile. Es ingeniero civil industrial y magister en Ingeniería Industrial. Tiene una amplia experiencia profesional en empresas petroleras. Ha sido gerente general y CEO de GasAtacama y filiales. También ha sido profesor de Estrategia de Negocios y Evaluación de Proyectos en la universidad de Chile.

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MEMORIA

FIGAS

‘10 La integración energética y la generación termoeléctrica en Brasil

Victorio Oxilia Secretario Ejecutivo de OLADE

La integración energética y la generación termoeléctrica en Brasil

Victorio Oxilia

La integración energética es posible, es viable, es importante, puesto que trae grandes beneficios para los países, para los pueblos, pero la manera cómo vamos hacer los proyectos debe ser analizada de manera que sepamos distribuir el costo para el país

Es un placer estar aquí, atendiendo a la invitación de los organizadores del FIGAS 2010 y más aún desear éxito en esta convocatoria que han tenido esta maravillosa ciudad como la denominan Tarija amiga.

Me gustaría aclarar antes que voy a asumir la Secretaría Ejecutiva de La Organización Latinoamericana de Energía (Olade) en el área recién en enero del año 2011. Esto significa que la presentación que voy a realizar la hago a título personal y por tanto no compromete en absoluto lo que piensa la Olade. En una primera parte utilizaré datos de esa organización, que son datos públicos. En la segunda parte de la presentación voy a realizar algunas reflexiones propias y de algunos colegas con quienes he compartido el camino académico del doctorado en la Universidad de San Pablo – Brasil.

Voy a presentar en la primera parte, como dije, un panorama de la situación energética de América Latina, mas en lo que se refiere al consumo, a las reservas, etc., viendo una visión de conjunto. La idea en esta primera parte es preguntarse ¿En qué se fundamenta la integración energética en nuestra región?, para ello necesitamos regulaciones concretas, fuentes de energía y que esta pueda fluir entre los países.

Como decía un gran científico: “sútil es nuestro señor Dios pero no es perverso”. Entonces ha distribuido los recursos naturales de una manera que no corresponde exactamente a la distribución del consumo de energía, por lo que es necesario transportar las fuentes y que estén disponibles en otras partes. Por lo tanto la integración energética entre naciones se hace necesaria.

sólo utilizo esa pregunta para presentar un caso que sería el proyecto Gasbol y un aspecto del proyecto. Mostramos algunos problemas que surgieron en ese proyecto para que nos puedan ayudar a entender, o mejor dicho a evitar, ojala que sí, cometer los mismos errores que cometimos en el pasado. La historia tiene esa función de evitar que cometamos los mismos errores, claro que muchas veces no aprendemos.

Entonces ahí es donde se produce del tema de la generación termoeléctrica en Brasil, un aspecto vinculado con el proyecto Gasbol que voy a analizar aquí y apenas una parte también se refiere a esa generación termoeléctrica. Es importante ver el contexto en que la generación termoeléctrica se dio, el tipo de contrato que fue firmado en esa época y sus consencuencias.

En cuanto a la matriz energética latinoamericana y caribeña vemos que consumimos alrededor de 10 millones de barriles equivalentes de petróleo por día. Recuerden que sólo Estados Unidos con la mitad de la población de América Latina y el Caribe requiere 15 millones de barriles de petróleo al día (bbl/día) solamente.

Se trata de alrededor de 3.8 miles de millones de barriles de petróleo (bep) al año y enfáticamente el 50 por ciento, es decir 5 millones de bbl/día son consumidos en América Latina y el Caribe. De gas natural sería un 15 por ciento; también lo mismo en cuanto a biomasa, electricidad 13 por ciento, carbón mineral 3 por ciento y otros aproximadamente 5 por ciento. Esa es la matriz energética de América Latina y el Caribe.

La integración se tiene que hacer con la base física de algo concreto, que son las fuentes de energía. Sin ellas no hay integración y sin obras que posibiliten el transporte tampoco. Entonces la integración no tiene que ser una premisa romántica, sino que tenga una base concreta que es importante no perder de vista.

Viendo desde el punto de vista del sector de consumo de energía: la industria y el transporte suman prácticamente el 70 por ciento de consumo de energía en la región y el sector doméstico residencial en el orden del 17 por ciento, 4 por ciento sería la parte comercial y servicios públicos y 11 por ciento otros.

Entonces ¿Con qué base se fundamenta esa integración energética?; y la segunda es ¿Cuál debe ser el modelo de integración energética?. Lamentablemente no tengo ninguna respuesta,

Vemos así un panorama general de cómo estamos en cuanto al uso de la energía, a su consumo final y recursos. Respecto a reservas comencemos con el petróleo. Fíjense que en el mundo

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Memoria Figas 2010

el petróleo continúa siendo la fuente de energía más importante para el sector productivo y para el desarrollo de la vida moderna conforme la conocemos.

En cuanto a petróleo fíjense ustedes que nosotros como un conjunto de países tenemos un total 255 mil millones de barriles de reservas de petróleo, lo que corresponde aproximadamente al 17 por ciento de las reservas mundiales de petróleo y de ahí viene la gran importancia de este recurso en América Latina y el Caribe. Es la única de las regiones que tiene autosuficiencia en cuanto a este recurso y otros, además de tener una diversificación de la matriz energética, en el sentido que nosotros consumimos energía renovable la mayor parte, el 25 por ciento.

Ahora de esos 255 mil millones de barriles el 80 por ciento corresponden a Venezuela y esto se debe a un petróleo no convencional que se encuentra en la franja del Orinoco y según informes del gobierno venezolano es muy posible que continúen certificando más reservas en el futuro y eso coloca a la región de América Latina y el Caribe en el centro de la discusión de lo que sería el futuro de la energía en el mundo.

Producimos alrededor de 10 millones de bbl/día. Si recordáramos que la mitad del consumo que son 10 millones de barriles equivalentes de petróleo es petróleo es demandado en América Latina y el Caribe, entonces está claro que exportamos solo la mitad de nuestra producción.

Además está Brasil que puede cambiar la historia del petróleo con un futuro próximo con la capa Presal. Ecuador tiene grandes reservas de petróleo en América del Sur. En cuanto a producción, se reparte de manera más homogénea Venezuela y México con un 30 por ciento, mientras que Brasil con 20 por ciento está en tercer lugar. Luego sigue Colombia con 7 por ciento, Argentina 6 y Ecuador con 5 por ciento como países productores de petróleo.

Ahora, Colombia es un buen país en cuanto a producción de pe-

tróleo pero en cuanto a reservas no tanto. Entonces están de alguna manera explotando recursos y la tasa de reservas dividida por la producción está cayendo cada año, pero es una decisión que ellos han tomado.

Según datos del 2009, América Latina tiene el 15 por ciento de producción de petróleo en el mundo y colocan a América Latina con 17 por ciento.

Los países que más consumen petróleo en el mundo fuera de lo que sería el Oriente Medio y las Península Arábica, son aquellos que no son autosuficientes en petróleo como Estados Unidos y Europa.

En cuanto a gas natural que tiene que ver mucho con Bolivia, fíjense las reservas probadas. En todo América Latina tenemos 8.8 billones de metros cúbicos de gas natural, es decir, que estamos por lo menos con el 5 por ciento de las reservas mundiales de gas natural y allí tiene nuevamente el gran peso Venezuela con el 64 por ciento, Trinidad y Tobago con cinco, Bolivia con ocho, Brasil entre siete y ocho y México con cinco por ciento.

En cuanto a producción es un poco diferente. Así como con petróleo teníamos una distribución más homogénea, también en el caso de la producción de gas natural, tenemos México, Trinidad Tobago como segundo productor en la región con un 16 por ciento. Después aparece Argentina que es un país tradicional en el consumo de gas natural desde mediados del siglo XX, por decisión justamente del gobierno del general Perón que creo Gas del Estado. Luego está Venezuela y los demás países, es decir, Bolivia con el cinco por ciento de la producción y Colombia con cuatro.

En cuanto al carbón mineral, tenemos este recurso en una gran cantidad en América Latina y es el “niño maldito de las fuentes energéticas”. Sin embargo, tenemos gran cantidad, porque producimos muy poco. Colombia y Brasil son los que tienen mayor cantidad de reservas. Colombia con carbón mineral de altísima calidad y Brasil con no tanta calidad pero si cantidad. Esto podría ser una fuente de energía para el futuro de nuestra región.

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La integración energética y la generación termoeléctrica en Brasil

Victorio Oxilia

Lo que estamos viendo con este análisis es que en realidad tenemos recursos y fuentes de energía que podemos aprovecharlas para integrarlas más.

La integración energética de América Latina y el Caribe es posible porque existen estos recursos

Pero tomemos en cuenta que nuestro discurso referido a clima y energía tiene que tener un contenido latinoamericano y basarse en lo que tenemos, no lo que se nos dice en el discurso de la gente del exterior. Hay que basarnos en lo que contamos: gran cantidad de carbón mineral y tenemos que pensar en ello.

Para pensar en el futuro, debemos pensar primero en el presente y en lo que ha pasado en la historia, porque con la historia podemos aprender los aciertos y los errores cometidos, a fin de incrementar las experiencias exitosas y evitar en lo posible aquellas que no lo fueron y que inclusive nos afectaron profundamente.

Tenemos el orden de 43 mil millones de toneladas, más o menos el 5 por ciento de las reservas mundiales de carbón mineral.

Hay muchos proyectos de integración energética en esta región y podemos hacer el análisis de todos estos proyectos. Hoy saquemos uno, el caso del proyecto Gasbol, que es el que tiene que ver con Bolivia. Por tanto no voy a ahondar en el proyecto Gasbol y en sus beneficios, que han sido varios y muy importante para el pueblo boliviano, principalmente después del resultado de una lucha por estos recursos. Claro que ha resultado con mayores beneficios para el Gobierno y para realizar obras tanto a nivel nacional, departamental y municipal.

La región es muy privilegiada en cuanto a potencial hidroeléctrico. Tenemos 662 mil megavatios (MW) y apenas aprovechamos del 22 al 23 por ciento. Todavía hay en promedio un 75 por ciento que puede aprovecharse. Claro, habría que considerar, con relación a este número, que en primer lugar este potencial es un inventario muy antiguo. Los efectos del cambio climático en cuento a sequía e inundaciones, etc., puede ser que haya cambiado un poco el potencial hidroeléctrico.

En segundo lugar no todo este potencial es aprovechable. Acuérdense donde tenemos este potencial llegando a América del Sur, la cuenca Amazónica. Es una región bastante compleja por temas ambientales pero también porque es una cuenca compartida por siete u ocho países.

Se tiene la cuenca del Río de la Plata, que es la más aprovechada, la del río Orinoco en Venezuela, la del río Aysén en el sur de Chile, que está muy lejos del centro de consumo, lo que implica mucho gasto en transporte y la cuenca del Neuquén. Me estoy refiriendo a la cuenca hidrográfica y no la de gas natural.

En Argentina donde si hay un cierto nivel de aprovechamiento hidroeléctrico, pero donde todavía falta bastante, es la cuenca amazónica. Ustedes saben los problemas que se tendrían para acceder a ese recurso hidroeléctrico. Brasil y Colombia son los países que tiene más potencial en la región.

Lo que vemos con este análisis es que en realidad tenemos recursos, y fuentes de energía que se pueden aprovechar para integrarlas más desde el punto de vista de la energía. La integración energética de América Latina y el Caribe es posible porque existen estos recursos. El problema es saber cómo lograrlo.

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Voy a enfocar el análisis en el otro extremo del proyecto Gasbol donde están los consumidores. Entonces voy a referirme a su atención, pero antes de ello, es necesario que introduzcamos la obra dentro del contexto histórico en el que se originó.

Gasbol se origina, en realidad de manera efectiva en 1990, pero esta época fue el resultado de profundas transformaciones en la visión política y económica del mundo que se venía dando ya desde las crisis mundiales, desde finales de 1960 e inicios de 1970 con la caída del dólar, cuando también se contestó a un modelo de desarrollo económico que se venía siguiendo en parte de Estados Unidos, como en América Latina y en otras partes del mundo.

En esta época el Estado pasó a tener un papel muy importante en las inversiones para generar lo que se llamaba la demanda efectiva, fuente de trabajo, etc. Además surgieron algunas tesis que fueron presentadas en reuniones muy famosas convocadas por organismo multilaterales de financiamiento que se llamó el Consenso de Washington, a fines de la época de 1980. Ahí se colocó al Estado como el villano, es decir que aquel Estado que había salvado al capitalismo después de la primera gran crisis en 1929, se volvió el gran villano de la historia y se propugnó entonces la idea del estado mínimo.

Memoria Figas 2010

Entonces el mercado recuperando las ideas de Adam Smith reformadas, evidentemente mejoradas, combate otras corrientes como la marginalista de la economía, en la que se colocó al mercado nuevamente como el que podría resolver los problemas de la energía y de otros sectores económicos.

Sabemos por estos tres frentes que este proceso es de conquista de la clase trabajadora. Se hablaba de la flexibilización de las leyes laborales, cambio de la política económica y la campaña en el campo ideológico. Fue comunicado y pensamos que eran verdades muchas de esas tesis, aunque verdaderas tienen base científica, pero no todas.

Entonces ahí apareció el señor Al Gore en 1921 en Río de Janeiro, con una solución para el Brasil que era utilizar gas natural para generar energía eléctrica, para un país que crece con las fuentes de electricidad cada vez más alejadas de los centros de consumo hacia el Amazonas.

Entonces el gas natural como el combustible del bien, tenía que ver con el desarrollo de las turbinas a gas de alta eficiencia que se había dado con anterioridad a ello. Además, está relacionada con el desarrollo con una manera de financiar los proyectos y en realidad no es de 1990, pero es más antiguo puesto que se recuperó ese concepto de financiamiento en esta época y apareció una empresa como otras tantas, pero la Enron tiene un sentido bastante importante para Bolivia y Brasil.

Apareció la Enron con la solución de utilizar gas natural como energía eléctrica como una solución viable y de hecho tecnológicamente es viable y en sistemas eléctricos donde la mayor parte es termoeléctrico. Antes comenzó a actuar en Estados Unidos con este modelo.

En el Reino Unido, siguió también este modelo, de gas natural para energía eléctrica en la década de 1990.

Bueno ustedes conocen mejor que yo que es el project finance.

Lo importante es que en esta fase se distribuyen roles y riesgos entre los socios de una sociedad con propósitos específicos y ahí

entran a jugar un papel importante los abogados, porque era una ingeniería de contratos que nadie entendía, solamente los abogados que habían hecho el mismo. La idea era que aquel que encargaban el contrato, o mejor dicho la consultoría a la empresa consultora de abogacía, perdiera lo mínimo posible o transfiriera la mayor cantidad de riesgo a la otra parte, esa era la idea de los buenos contratos de project finance.

Bueno y de ahí lo importante es tener acuerdo de abastecimiento donde se asegura el mercado y el abastecimiento de la materia prima: acuerdos de abastecimiento, power purchase agreements (PPA), etc.

En este marco se utiliza el cash flow estimado como “garantía” de los proyectos. Los acuerdos, PPAs, que juegan un papel importante. Se firman acuerdos con bancos que pasan a tener prioridad de pagos.

Las empresas aseguran mecanismos de solución de controversias favorables para ellas. Claro, la mayor parte eran la Cámara de Arbitraje de Nueva York por ejemplo, es decir una región que no tiene tradición jurídica relacionada con la romano germánica, que es la que tenemos nosotros en América Latina. Entonces se escapaba de nuestras manos la función de controversia a través de este tipo de soluciones.

La Enron tenía una filosofía de presentar proyectos exitosos.

Realizó algunos, inclusive Rebecca Mark, que fue vicepresidente de la empresa dijo a un consultor brasileño que quería conquistar el Brasil. Eso dijo en una entrevista en 1993.

Entonces la idea de Enron era expandirse en mercados no regulados, porque ahí estaba la oportunidad para los negocios.

Tenían el convencimiento que lo importante era mostrar a Wall Steet que era posible conseguir lucro con cualquier idea toda vez que consiguiéramos disfrazar los problemas y presentar las ideas de manera muy buena. Con esta filosofía estos señores levantaron en la bolsa de Nueva York 50 mil millones de dólares.

Teniendo en cuenta las reservas de gas en Bolivia y el creci-

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La integración energética y la generación termoeléctrica en Brasil

Victorio Oxilia

La idea de Enron era expandirse en mercados no regulados, porque ahí estaba la oportunidad para los negocios. Tenían el convencimiento que lo importante era mostrar a Wall Steet que era posible conseguir lucro con cualquier idea

miento del sector eléctrico brasileño había ahí una oportunidad de negocios, ahora para permitir que el negocio se realice según esta filosofía Enron y el enfoque predominante en la época era necesario abrir el sector de hidrocarburos en Bolivia y el eléctrico en Brasil.

Ello se complementa con la introducción conceptos como el de seguridad jurídica, riesgos no aceptables que afectan el marco legal del país hasta los mismos contratos. Se añade la presión de organismos multilaterales de crédito que obligaron al Gobierno a permitir el ingreso del sector privado a diferentes sectores como condición para la otorgación de recursos financieros. Esto es real puesto que yo lo presencié en el Gobierno de mi país.

Esto es un poco de historia, son antecedentes históricos de Gasbol. Las primeras negociaciones se hicieron realidad en la época del Estado nuevo en Brasil, en la época de Julio Vargas. En 1938 se firma el primer acuerdo en desarrollar los hidrocarburos en Bolivia y por tanto de la manera de cómo Brasil podría interactuar con Bolivia.

Se firman acuerdos en Roboré en 1958, pero no se llevan a cabo.

En la década de los ‘70 se firman otros acuerdos y realmente llega a la conclusión en 1990 con un contrato en 1993 que se considera un hito. Después se formaliza el contrato argumentándose los valores.

En cuanto a petróleo se refiere, existe una reseña histórica que no la voy ahondar por falta de tiempo. Sin embargo, es importante destacar que el petróleo se descubrió en Brasil en 1939 en Bahía, aunque se descubrió inclusive más gas natural que petróleo, por lo que esa zona en el noreste del Brasil tiene un desarrollo más antiguo en cuanto a gas natural.

En 1938 se creó el Consejo Nacional del Petróleo, en la época de Julio Vargas, que da vida a una empresa que parecía un Consejo que actuaba como empresa estatal de petróleo del Brasil.

Petrobras como ustedes conocen recién fue creada en 1953, durante el segundo mandato de Julio Vargas. El sale en 1945 y vuelve hasta su muerte en el año 1953, antes de morir envía al

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Congreso la Ley de Petrobras y se la crea en 1953.

Petrobras sufre diversas modificaciones, pues su creación se relaciona con la campaña “el petróleo es nuestro”, que termina apoyado por los clubes militares de Río de Janeiro en la década de 1940, principalmente en la época de Vicente Yucra, y después pasa por una internacionalización en la época de 1990 en la época de Fernando Enrique Cardozo. Hoy día el Estado brasileño es propietario del 32% de Petrobras y tiene el control accionario, es decir, el control de la empresa.

Actualmente existe un montón de discusión respecto al Presal, es decir, que hay algunas cuestiones que surgieron los últimos años qué cambiaron la historia del petróleo en Brasil.

La historia de Bolivia comienza mucho antes en 1920, época en la que se creó YPF en Argentina en 1921. Aquí se llama Standard Oil de la familia Rockefeller que tuvo el monopolio del petróleo durante muchos años. Luego viene la guerra del Chaco. En 1936 se crea YPFB, entonces se confisca y se nacionaliza Standard Oil en 1937 hasta que se aterriza a mediados de 1990 en un modelo bastante liberal porque se estaba pidiendo que se viabilicen los negocios como aquel que estaba proponiendo la Enron.

Para hacer el proyecto, Petrobras contrató a la CS First Boston que es una consultora financiera, quién elaboró un esquema modelo donde tendría participación Petrobras y YPFB. La estatal petrolera boliviana vino junto a dos empresas, primero Enron y luego Shell.

Entonces generaron la hoja de ruta, es decir, los acuerdos del project finance. Se generó una propuesta de la estructura societaria de la compañía de transporte tanto en Brasil como en Bolivia, con un financiamiento de cerca de 2.000 millones de dólares en total, más o menos 1.500 millones de dólares del lado brasileño y unos 400 a 500 del lado boliviano.

Se pensaba, que el BID y el Banco Mundial darían más dinero.

Quien finalmente dio más dinero para el gasoducto tanto del lado brasileño como del lado boliviano fue el Banco Mundial

Memoria Figas 2010

en Brasil. Allí aparece esa mentira que no había más dinero del sector público para realizar inversiones.

a entrar como socia minoritaria en los proyectos y esto va también para el sector privado, ese fue el discurso.

En cuanto a los contratos de transporte, hay tres tipos y entre ellos el principal es TCQ que llegó a financiar el gasoducto, luego TCO y TCX que es el adicional. Ahora todos estos contratos que van creciendo en valor, tanto en contrato para el gas como para el transporte tenían que ver entonces con la expectativa del consumo del otro lado en Brasil.

Petrobras entró con el 10, 15 y 25 por ciento en muchos de los proyectos termoeléctricos. Se lanzó a inicios del año 2000 programas prioritarios de termoelectricidad con 11.000 megavatios (MW) de generación termoeléctrica. El Gobierno a través de Petrobras empezó a actuar en dos modalidades para garantizar que se produjeran negocios en el sector de generación de la termoeléctrica.

Se sabía que la sustitución del combustible en Brasil, que pensaban reemplazar el fuel oil por el gas natural no sería tan rápida y en varias cantidades. Se requería varios volúmenes para fundamentar el contrato del abastecimiento de gas. Entonces surgió la solución, siguiendo el modelo Enron, generar electricidad con el gas.

En ese entonces existía el gran problema en la generación termoeléctrica en Brasil que tenía un sistema desde que el Estado asumió el sistema eléctrico brasileño, que fue con Justino Vargas en la época de 1930 y 1940 principalmente, que es el modelo basado en hidroelectricidad. ¿Cómo entonces introducir hidroelectricidad con alta confiabilidad del 95 por ciento?, es decir, que cada 20 años uno esperaría un problema. Entonces como introducir el gas natural en el menú de opciones para la generación eléctrica en Brasil fue el gran problema.

En cuanto a modalidades, se tenía una principal como propietaria de las centrales termoeléctricas con dos submodalidades.

Una tenía el sistema independiente de energía convencional y otros con contratos de SC, que significa contrato de conversión de energía. Petrobras daba gas y retiraba energía eléctrica pero garantizaba el negocio para las centrales termoeléctricas.

La modalidad B que muchos colegas llaman modalidad maximodal existió en Brasil en cuanto a contratos de electricidad.

Aquí están las centrales termoeléctricas que solo entran a operar y vender en el mercado eléctrico cuando no hay agua.

En estos contratos Petrobras no era socia, no era propietaria ni siquiera del 1 por ciento de las centrales termoeléctricas pero estaba obligada a realizar pagos de contingencia, es decir, garantizaba a estas centrales una generación mínima de 35 dólares por MWh.

Una termoeléctrica entraría en el peor caso en el año 2001 con un factor de carga que es predominantemente estándar del 30 al 40 por ciento en todo el año a excepción de los meses secos. De mayo. a Julio llegaría a mas o menos el 50 por ciento, que es la curva en rojo, el factor de carga de una termoeléctrica típica.

Garantizaban una generación mínima de 35 horas en un país de sistema eléctrico hidroeléctrico, por tanto con costos marginales de corto plazo bajos en la mayor parte del tiempo y se sabía eso cuando se firmaron esos contratos.

En el tema de los precios, en un sistema hidroeléctrico cuando hay agua, no se compra combustible, se usa agua. Los costos marginales de corto plazo son bajísimos, por lo que entonces los precios en el MAE, que era el anterior mercado eléctrico mayorista del Brasil son predominantemente bajos. Entonces al saber que había riesgo de abastecimiento eléctrico en Brasil, se dijo que para producir energía termoeléctrica en Brasil Petrobras va

Los precios en el Mercado Eléctrico Mayoristas (MAE) de Brasil, en la sequía de mediados del año 2001, llegaron a un costo de 180 reales por MWh. Inmediatamente los costos fueron bajando y los contratos fueron firmados aquí. A inicios del año 2002 los precios del MAE estaban abajo, y acuérdense que Petrobras tenía los pagos de contingencia con El Paso y la Enron, por lo que estaba obligado por contrato a pagarles.

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La integración energética y la generación termoeléctrica en Brasil

Victorio Oxilia

Ver bien los riesgos y quienes va asumirlos, pienso que es muy importante en el momento que vayamos a pensar en el futuro. Tenemos que desarrollarnos sí pero de una manera más racional, con un contenido latinoamericano. Tenemos que pensar en nuestros países

Referente a la cuentas de Petrobras en el área de gas y energía, que administraba las centrales termoeléctricas los pagos por contingencia podrían llegar a 3.2 mil millones de reales entre 2004 y 2008 y los compromisos para adquirir energía en los contratos de conversión para tener la autonomía alcanzan los 1.5 mil millones de reales entre los años 2004 a 2023, según estimaciones.

Con la nueva administración que Petrobras asumió en el año 2003, esto se descubrió y se hizo todo lo posible para que los costos sean menores y como resultado de ello se hicieron negociaciones muy duras. Finalmente hoy día Petrobras es la dueña de todas estas centrales termoeléctricas y tiene 6.000 MW en todo el sistema eléctrico brasilero. ¿Cuál es el resultado de todo esto? La integración energética es posible, es viable, importante y trae grandes beneficios para los países y los pueblos, pero la manera cómo vamos hacer los proyectos debe ser analizada sabiendo como distribuir el costo que va a tener el país, que son los recursos del pueblo, en los proyectos que vamos a realizar.

Perfil Ver bien los riesgos y quienes los asumirán. Pienso que es muy importante en el momento que vayamos a pensar en el futuro.

Tenemos que desarrollarnos sí pero de una manera más racional, con un contenido latinoamericano, debemos pensar en nuestros países. Muchísimas gracias.

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Es nacido en Paraguay y de profesión físico. Tiene una maestría en historia social de Ciencias y Tecnología. PhD en Energía en San Pablo Brasil. Se ha especializado en física de reactores nucleares. Fue docente universitario y asesor del Ministerio de Industria y Comercio del Paraguay.

Ha participado en foros internacionales como su grupo de trabajo de Energía del Mercosur y ha sido delegado en foros y comisiones de Olade, de la comisión de Ciencias y Tecnología de los Estados Americanos y de las Naciones Unidas. Desde su ingreso a Olade desde 2008 se ha venido desempeñando como coordinador de Capacitación con las atribuciones de diseñar e implementar programas de capacitación para los países miembros de la organización. Desde marzo del 2010 fue nombrado para el cargo de director de integración y actualmente funge como secretario ejecutivo de Olade.

MEMORIA

FIGAS

‘10

Posición del Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Franklin Molina Viceministro de Desarrollo Energético

Posición del Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Franklin Molina

El Ministerio de Hidrocarburos y Energía, que viene trabajando en la elaboración del Plan de Desarrollo Energético, ha decidido que la información y las conclusiones obtenidas en este evento serán tomadas en cuenta para construir esta planificación en un proceso de retroalimentación

El Foro Internacional del Gas (FIGAS) es un espacio para debatir y analizar la realidad de la industria del gas como el comportamiento del sector eléctrico. Creo que estos dos días han sido importantes y de hecho el Ministerio de Hidrocarburos y Energía que viene trabajando en la elaboración del Plan de Desarrollo Energético, ha decidido que la información y las conclusiones obtenidas en este evento serán tomadas en cuenta para construir esta planificación en un proceso de retroalimentación.

Sabemos que la planificación no es estática sino que varía en el tiempo, porque las condiciones internas y externas como los esquemas de precios, son cambiantes.

Durante este proceso es importante que seamos prudentes, consciente de que hay que construir un plan en base a un desafío que tiene el país y que pasa por industrializar nuestra economía.

En el plan estratégico actualmente se desarrolla el balance energético en su etapa de ajuste. Es una base importante porque durante mucho tiempo este documento no existió.

Pensamos que entre los primero días de diciembre ya tengamos este documento que muestra la realidad y el estado de situación de los recursos energéticos. A partir de allí estamos construyendo el Plan de Desarrollo Energético que al mismo tiempo también es un análisis del grado de cumplimiento de lo que hacía la estrategia boliviana de hidrocarburos. No se olviden que este proceso es para largo plazo debido a que los proyectos así lo exigen.

Actualmente, se habla mucho del tema de las reservas y de cómo puede afectar este plan. Sin embargo, todavía no hay una información oficial, por lo que obviamente en su momento se hará conocer tal como ha señalado el ministro Luis Fernando Vincenti. Es una información que está siendo analizada por YPFB y que será incluido en el marco de análisis bajo nuevos escenarios.

Por otro lado quiero señalar que la empresa Gas Atacama hizo evidente el interés por parte de Chile de establecer la factibilidad para que a futuro se adquiera gas y energía boliviana.

En lo que se refiere a la gestión de energía en el país, se verificó que el sector eléctrico está operando de manera eficiente y que el nivel de inversiones que se han ejecutado es superior que el registrado en el periodo de los gobiernos neoliberales.

Quedó claro que es falso el discurso de que en el sector de electricidad no hay inversiones, ahora las inversiones las realiza el Estado por sí mismo o en asociación.

Además garantizamos la seguridad jurídica para los inversores a través de reglas claras. Para la gestión 2011, está prevista importantes inversiones de empresas petroleras privadas para la exploración hidrocarburífera en las nuevas áreas otorgadas a YPFB.

Creemos que el plan tendrá una duración de 20 años, tiempo en el que se invertirá montos todavía no establecidos para la ejecución de proyectos de desarrollo energético.

Estamos a punto de concluir el análisis del diagnóstico real que pasa por el tema de balance. Entonces como se pueden dar cuenta, son procesos en los que hay que ir quemando etapas y a partir de eso se puede precisar la información.

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Perfil La autoridad es economista y planificador, además participó en la preparación del proceso de nacionalización de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE).

MEMORIA

FIGAS

‘10 Discurso de clausura del FIGAS

Mario Cossío Gobernador de Tarija

Discurso de cierre del FIGAS

Mario Cossío

El gas es un recurso natural no renovable que se va a terminar, de modo que si el sector que forma parte de él no lo administra bien, obviamente las expectativas de mejor vida y de beneficio se van achicando y no se alcanzará los objetivos planteados

Buenas tardes a todo el equipo que ha tenido la responsabilidad de llevar adelante el segundo Foro Internacional del Gas (FIGAS).De igual manera a las autoridades nacionales que nos acompañan, también a nuestro secretario ejecutivo departamental de la Gobernación Rubén Ardaya, al secretario departamental de Hidrocarburos y Energía, Mario Cavero y a cada uno de ustedes quiero expresarles la alegría que ha tenido Tarija en cobijarlos durante estos dos días.

Somos muy felices de saber que un grupo de seres humanos comprometidos con un desafío tan grande se han concentrado a reflexionar a debatir y con certeza generar conclusiones que van a ser altamente útiles para el país, las entidades del Estado, para nuestra gobernación y para el pueblo en general.

Creo que al final de todo, quienes estamos de una u otra manera en esta tarea lo hacemos porque el fin último es lograr que desde distintas intervenciones que hacemos en el plano público, privado, político, etc., logremos que nuestros países avancen y la gente obtenga calidad de vida.

Coordinar este segundo FIGAS es también para Tarija un hecho muy importante porque la vida de este departamento y del país está hoy íntimamente vinculada al recurso natural no renovable como es el gas, que desde hace muchos años ha generado muchas ilusiones a los bolivianos y expectativas a los empresarios que han estado vinculados a ella y que vieron una legítima oportunidad de crecer.

Seguramente generó expectativa importante en los países que vieron en Bolivia una gran posibilidad de ser un buen abastecedor de gas, un proveedor energético que lo necesitan en muchas de las naciones vecinas y más allá de las propias fronteras de América del Sur. Sin embargo, también hay que decir que el gas, particularmente en este tiempo, ha estado marcando más dudas que certezas.Nosotros hemos estado realmente preocupados como seguramente lo están mucho, por lo que pareció ser el gran sueño, la gran oportunidad y el alivio para que Bolivia termine

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con todos los problemas, porque así se mostraban las cosas y departamentos como el nuestro también pensaban lo mismo.

El gas es un recurso natural no renovable que se va a terminar, de modo que si el sector que forma parte de él no lo administra bien, obviamente las expectativas de mejor vida y de beneficio se van achicando.

Hace poco en Bolivia ha empezado a hablarse sobre la capacidad y las reservas de gas que tiene el país y las cifras han cambiado de manera exorbitante porque lo mínimo que hacen es generar una gran preocupación. Antes se hablaba de cuarenta, cincuenta, sesenta y ochenta trillones de pies cúbicos (TCF), pero el día de hoy estamos discutiendo si actualmente tiene ocho, nueve ó diez TCF. Este es un tema de alta preocupación y no es marginal porque sobre la base de esta idea se han tomado muchas decisiones, se han hecho muchos planes y hay que descubrir que está pasando, qué es lo que verdaderamente tiene nuestro país y qué se puede ofrecer.

Creo que es un tema de fondo de debate que con certeza lo han discutido pero que no han concluido. Hay muchas preguntas en torno a esto porque se generó expectativa de que Bolivia podría con ese gas ser un gran proveedor de energía en distinta formas con la posibilidad de que la industrialización de nuestra Bolivia hubiera tenido la oportunidad de pasar por la transformación del recurso natural como es el gas, situación que lamentablemente ha quedado solamente en los programas de gobierno y los discursos políticos.

El tema es que desde ese momento hasta ahora no existe industrialización del gas y es más, parece que hay más incertidumbres sobre si de verdad habrá un día en el que las tengamos. Los mercados nos están demandando cumplir los compromisos internacionales y el gas parece no alcanzar para hacer tantas cosas, para consumirlo internamente, para exportarlo como se lo estaba haciendo, para industrializarlo y para proveerlo en todas sus formas.

Memoria Figas 2010

El tema industrialización es un tema que preocupa y que tiene que ver íntimamente con la forma en la que se está administrando este sector a saber de las apuestas de industrialización que están pensadas en otros lugares, que no es precisamente el territorio nacional y gran parte con gas de Bolivia.

Este es un tema que sin duda inquieta. La emergencia de otras alternativas energéticas que van surgiendo en el mundo con mucha velocidad, parece que también nos están poniendo poco a poco los pies en la tierra, resulta que no habíamos tenido el único recurso que hay en el planeta capaz de resolver los temas energéticos.

Resulta que hay otras posibilidades, no solamente de proveedores de gas, que es otro tema importante que con certeza han discutido, sino que hay otras tecnologías que en algún momento nuestro propio país las desechó y que hoy se están utilizando en otros lugares para dotarse de gas También que se utilice otro tipo de energético que nada tiene que ver con este que hace que la demanda internacional como se resalta años antes ya no es del mismo modo.

Hay muchos temas en torno a esto. El desafío está en pie, hay una necesidad de reclamar un manejo más responsable de este sector. Se requiere que el Estado boliviano brinde y construya todas las respuestas que el país está esperando en torno a esto. Se necesita no desilusionar y ahuyentar a las empresas y a los inversores en este sector que son fundamentales para desarrollar una industria millonaria que lamentablemente no fue posible en el pasado solamente con el empuje interno.

Ahí si yo quiero contarles que nosotros hemos tenido avances sustanciales, avances importantes. Nosotros como departamento productor tenemos la mirada clara, los recursos naturales no renovables van a terminarse más pronto que tarde, sobre todo en este contexto que estamos hablando y más pronto que tarde no va a ser el generador de los recursos y los ingresos que se requiere hoy.

En este momento estamos haciendo una inversión inteligente

que es poner los recursos que entran del gas, en este caso del departamento, y ojalá para el país, para sembrarlo e invertirlo con visión estratégica, para que llegue a la gente. Nosotros estamos invirtiendo en lo que nos toca, en ese pedacito que le toca al departamento en regalías e IDH lo estamos destinando en la gente.

Hace cuatro años que venimos dando a la gente salud gratuita y universal con nuestro gas. Estamos invirtiendo en educación, en nutrir a nuestro pueblo, caminamos a paso firme hasta lograr que Tarija sea el departamento que mayor cobertura y servicios básicos registre en el país.

Hemos logrado dar pasos importantes en lo que es por ejemplo toda la política y la matriz energética en el departamento de Tarija. Hace cuatro años nosotros encontramos a este departamento con 17.000 conexiones de gas y hoy hemos agregado en cuatro años cerca de 25.000 nuevas conexiones, convirtiéndonos en el departamento con mayor cobertura de gas domiciliario en el país.

Además, para cambiar la matriz energética de los vehículos de servicio público hemos arrancado hace unos meses atrás con un programa innovador e interesante con el objetivo de llegar a todo el parque automotor.

En estos meses, hemos llegado a la transformación de más de 6 mil vehículos de transporte público a GNV. Tarija ha constituido un fondo rotatorio que ha permitido que todos los taxis saquen sus garrafas, dejen de trabajar con gasolina y ahorren recursos.

Ahora esos taxis están transformados a gas bajo un programa de transformación gratuita a GNV, pero entre comillas hemos logrado triangular con las estaciones de servicio que son las que nos van devolviendo poco a poco lo que pusimo para los taxis y de esta manera hemos superado los 6 mil vehículos transformados en los últimos meses en Tarija, prácticamente todo el parque automotor de taxis. Queremos hacerlo con los micros y llegado el momento con el sector privado.

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Discurso de cierre del FIGAS

Mario Cossío

Los mercados nos están demandando cumplir los compromisos internacionales y el gas parece no alcanzar para hacer tantas cosas, para consumirlo internamente para exportarlo como se lo estaba haciendo, para industrializarlo y para proveerlo en todas sus formas

Esta es una manera en que un país, un departamento que tiene un recurso material como el gas ayude de manera directa a la vida de la gente.

un sector muy importante pero requiere mucho más trabajo para que de verdad sea el factor de bienestar y un factor de desarrollo.

Ese taxista que antes gastaba 80 bolivianos en gasolina ahora necesita solamente 20 bolivianos para trabajar todo el día y esos 50 ó 60 bolivianos de diferencia multiplicado por 30 son el ingreso adicional que le hemos agregado para su familia.

Al mismo tiempo hemos dado seguridad en el transporte, a los pasajeros los hemos sacado de un vehículo que era una bomba de tiempo y las amas de casa en Tarija se olvidaron de las colas, puesto que ahora no hay problemas de garrafas y con eso generamos muchos impacto.

Con esta medida también se incorporó un energético sano además de generar fuentes de empleos, porque se han instalado decenas de estaciones de servicio para acompañar esta política, por lo que se requirió aumentar el personal.

El gas sin duda alguna genera muchas ilusiones. Nos tienen que seguir generando ilusiones pero hay que trabajar para que estas no se desvanezcan y para que la riqueza gasífera que es importante y todavía abunda en el país de verdad no sea para construir castillos en el aire, sino para que de manera seria y responsable el Estado nacional nos lleve a un puerto final donde el gas se haya convertido de verdad en el factor de desarrollo, haciendo inversiones estratégicas con los recursos que genera. Yo creo que este es el desafío.

Quiero por ello decirles que vamos a estar muy atentos a conocer las conclusiones de los debates, con total seguridad que nos va dejando buenas ideas.

A todo el país, a todos los que han participado, todos los que están vinculados con empresas que trabajan en el sector quiero decirle gracias y que no pierdan jamás la ilusión. Este es

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Perfil Es abogado, máster en Descentralización y Desarrollo Local, de la Universidad de Las Américas, Quito-Ecuador.

Fue presidente del Comité Cívico del Departamento de Tarija. Presidente del Concejo Municipal de Tarija, fundador y presidente de la Asociación de Municipios del Departamento de Tarija (AMT). También fue fundador y presidente de la Federación de Asociaciones Municipales de Bolivia (FAM – Bolivia).

Fue presidente de la Unión Internacional de Autoridades Locales (IULA), de la Federación Latinoamericana de Ciudades, Asociaciones y Municipios (FLACMA), y de la Federación Latinoamericana de Concejales Municipales.

Ocupó el cargo de vicepresidente Mundial de los Gobiernos Municipales.

Diputado Nacional en representación del Departamento de Tarija en la legislatura 2002-2005. Fue presidente del H. Cámara de Diputados de Bolivia (2004-2005). Asimismo ocupó el cargo de vicepresidente del Parlamento Latinoamericano, en representación del Congreso de Bolivia. Prefecto y gobernador del departamento de Tarija.

MEMORIA

FIGAS

‘10 Conclusiones y propuestas FIGAS 2010

Conclusiones y propuestas FIGAS 2010

Antes de revisar las conclusiones del FIGAS 2010, es necesario partir con el análisis del efecto que tuvieron las conclusiones del FIGAS 2009. En ese sentido se cumplió con la elaboración de la Memoria que recopiló el pensamiento, previsiones y análisis del sector en ese tiempo.

Bolivia sigue siendo protagonista en el contexto energético regional pero está dejando de ser la alternativa principal (por no decir la única alternativa) de Brasil y Argentina que han encontrado en el GNL y en el Pre Sal la seguridad energética que Bolivia muchas veces no pudo brindar.

Sin embargo, a un año del primer Foro Internacional del Gas, es necesario preguntarse si las autoridades responsables de manejar el sector energético boliviano tomaron en cuenta las conclusiones y recomendaciones que se plasmaron en las Conclusiones del FIGAS 2009.

Por todo lo antes mencionado, se espera en esta oportunidad que los responsables de la política energética, hagan uso de los insumos que a través de las siguientes conclusiones entrega el FIGAS este año.

De manera unánime expertos, analistas y líderes de opinión señalan que a excepción de la firma de la Adenda con Argentina (que fue una sugerencia del FIGAS 2009), se han dado pocos avances.

En ese sentido, los resultados de no haber atendido las sugerencias y conclusiones que el FIGAS entregó a personeros del Gobierno en su momento, se están viendo ahora en forma de una producción de gas prácticamente estancada en 43 o 44 MMCD. A su vez, se puede observar proyectos que no avanzan, tal el caso de la industrialización; inversiones que no se concretan pese a tener mil millones de dólares disponibles en el Banco Central de Bolivia (BCB); un relacionamiento entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y algunas gobernaciones casi nulo con los perjuicios que eso representa para el país; mecanismos de coordinación inexistentes (Consejo Nacional de Energía e Hidrocarburos); lento cambio en la matriz energética, con campañas de transformación a GNV y poco crecimiento de redes domiciliarias; regalías e ingresos por renta petrolera, no ha mejorado y en la mayoría de los casos ha cambiado perjudicando a las gobernaciones.

Asimismo se evidencia la inexistencia de una campaña agresiva de exploración hidrocarburífera. La nueva Ley de Hidrocarburos sigue en proceso de gestación, ocasionando que las inversiones sigan siendo tibias. Aunque existen reglas claras para los inversionistas, no se promociona el país de la manera adecuada.

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Conclusiones y propuestas FIGAS 2010 • Se evidencia la ausencia coyuntural de reservas de petróleo y gas, aunque a futuro ello no impedirá la industrialización de éste último con valor agregado. No obstante, se manifiesta que es necesario avanzar en el aumento de reservas certificadas de hidrocarburos.

• Asimismo, se considera que es inútil debatir sobre la cantidad de reservas, porque los mejores especialistas en geología afirman - mediante estudios - que Bolivia tiene menos del 20% de su territorio explorado, por lo que con inversión adecuada en perforación exploratoria se encontrarán nuevos reservorios, que posteriormente serán certificados y aptos para su comercialización.

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Sin embargo, la noticia referida a la reducción de reservas ha generado inestabilidad y desaceleración de proyectos de expansión, por lo que se pone en duda la verdadera capacidad de YPFB de asumir nuevos compromisos con terceros países. La solución a esta problemática pasa necesariamente por incrementar la actividad exploratoria en el país.

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Se remarca que únicamente con nuevos descubrimientos comerciales podrá rediseñarse la política energética nacional y recién considerar la industrialización como una salida viable al incremento de valor al gas natural.

Memoria Figas 2010

• Desde el 2003 está descuidada la potencialidad boliviana de generar industrias de valor agregado del gas como: electricidad con plantas termoeléctricas, diésel sintético a partir del gas; nuevos energéticos como el dimethil éter, sustituto del Gas Licuado de Petróleo (GLP).

• Asimismo se demuestra la existencia de carencias de generar industrias a partir de combustibles como: urea, metanol, fertilizantes, petroquímica de segunda generación para plásticos, solventes, pinturas y otros, además de exportación excedentaria de gas en la modalidad de Gas Natural Licuado (LNG). En este marco, es perfectamente posible que Bolivia sea parte de ese circuito de países vendedores de energéticos.

• Los contratos con Argentina, Brasil y eventualmente la industrialización junto con la puesta en marcha del proyecto siderúrgico Mutún y el mercado interno estarán garantizados, siempre y cuando haya inversión en exploración para motivar la producción.

• Se sugiere al Estado asociarse con capitales externos para que - en el marco de una adecuada legislación - se financie los procesos de exploración, producción e industrialización, para posicionar nuevamente a Bolivia como centro de distribución de energía.

• Con respecto al financiamiento de proyectos de escala en el área hidrocarburífera, es posible movilizar, como capital de aporte del Estado, hasta 6.000 millones de dólares de las Reservas Internacionales Netas (RIN) - que bordea los 8.500 millones de dólares - además de aceptar el ofrecimiento de la Asociación de Bancos Privados de Bolivia (Asoban) de 4 mil millones de dólares para invertir en proyectos estatales de industrialización del litio e hidrocarburos.

te, una nueva Ley de Hidrocarburos y un ambiente de estabilidad democrática que garantice la inversión externa.

• Un aspecto para apuntar es que si bien el proceso post nacionalización aún se encuentra en fase de implementación, llama la atención la poca inversión en proyectos nuevos.

• Aunque el marco contractual (en lo concerniente a los contratos de operación), ha pasado por un normal proceso de ajuste desde su suscripción hasta la fecha, probablemente las mayores dificultades encontradas tengan que ver con las consultas públicas a los pueblos originarios, que de no ser reglamentadas adecuadamente, se constituirán -en definitiva- en una traba para el normal desarrollo de la industria, sin quitarle el derecho que estos pueblos deben ejercer sobre los recursos naturales y territorio.

• Las licitaciones (en lo referente a empresas de servicios y suministros) pasan por dificultades de índole burocrática que deben ser reglamentadas. Los reclamos de empresas que prestan estos servicios son unánimes.

• Es fundamental para el país seguir en el camino de la “gasificación”, por ejemplo con la conversión del transporte público y de carga a GNV, a fin de eliminar subsidios a los combustibles líquidos y GLP, que a diferencia del gas natural, tienen producción deficitaria en el país.

• Es importante notar que los fondos destinados al subsidio de combustibles, son capaces de pagar la conversión de vehículos y uso masificado del gas en industrias, en un cortísimo plazo, generando ahorros a largo plazo muy significativos para el Estado.

• En suma con los 10.000 millones de dólares, Bolivia podrá asociarse con capitales externos para hacer un programa intensivo de exploración, producción e industrialización en un marco legal apropiado. Para esto se requiere, obviamen-

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