Memoria FIGAS 2011 by Branko Zabala

MEMORIA

21, 22 y 23 de Noviembre Tarija, Bolivia

FIGAS

2011

Miguel Zabala Bishop

COMISARIO GENERAL DEL FIGAS Y DIRECTOR DE REPORTE ENERGÍA

Branko Zabala Perís

GERENTE GENERAL BZ GROUP

Boris Gómez Úzqueda

MIEMBRO DEL COMITÉ TÉCNICO

Iver Von Borries

MIEMBRO DEL COMITÉ TÉCNICO

Bernardo Prado Liévana

MIEMBRO DEL COMITÉ TÉCNICO

EQUIPO DE APOYO FIGAS 2011 Ema Peris Serrate

ADMINISTRACIÓN GENERAL

Lauren Montenegro Montes de Oca GERENCIA COMERCIAL

Silvia Duabyakosky LOGÍSTICA

Priscila Zabala STAFF

Lia Ovando STAFF

René Mendoza STAFF

Luis Rivera / Isabel Ocampo

REPRESENTACIÓN BZ GROUP/ FIGAS TARIJA

EQUIPO EDITOR MEMORIA FIGAS 2011 Franco García Salazar

JEFE REDACCIÓN DE REPORTE ENERGÍA/ COORDINADOR MEMORIA

Lizzet Vargas Ordoñez Edén García Salazar COLABORADORES

J. David Durán R.

DISEÑO y DIAGRAMACIÓN

Reporte Energía FOTOGRAFÍA

FORO INTERNACIONAL DEL GAS (FIGAS) y REPORTE ENERGÍA SON PRODUCTOS DE BZ GROUP SRL Calle I-Este, No. 175, Equipetrol Norte, Santa Cruz, Bolivia Tel. (+591-3) 341-5941 copyright bz group 2011 www.bz-group.com www.reporteenergia.com Impreso en SGE

INAUGURACIÓN 5

Miguel Zabala Bishop. Comisario General del FIGAS

Rodrigo Paz. Presidente del H. Concejo Municipal de la ciudad de Tarija

7 11

I PANEL: Investigación, Gestión y Tecnología en la Industria del Gas

Enrique Menacho. Desafíos de las empresas de servicio frente a la competencia global

Calogero Migliore. I+D, una actividad clave dentro de la cadena de valor del gas natural

Dino Beltrán. Visión Energética del Sur de Bolivia

Jean Paul Claisse. Gas y energía: nuevas tecnologías, investigación, servicios e innovación. Optimización

de los sistemas de generación 31

Iver Von Borries - Carlos Sánchez. Conclusiones / I Panel

II PANEL: Soluciones y Perspectivas del Mercado Energético

Jordi Solé. Transporte on shore de LNG a pequeña escala

Richard Botello. Desarrollo de reservorios no convencionales: El rol de la tecnología

Kathya Diederich. Seguridad de Cumplimiento de Entregas en el Transporte de Gas Natural

Pedro Torquemada - Orlando Vaca. Conclusiones / II Panel

III PANEL: Estrategias y Proyectos Hidrocarburíferos

Hector García. Una Mirada al Mercado Interno de Gas Natural En Bolivia

Miguel Angel Pradel. Resultados de la Interpretación Geológica – Sísmica del Bloque Lliquimuni

Jorge Ciacciarelli. Margarita: un proyecto estratégico para Repsol y Bolivia

Fernando Castelloes. Tecnología en soporte a la estrategia empresarial

Bernardo Prado - Germán Nuñez. Conclusiones / III Panel

IV PANEL: Fiscalización, Recursos y Capital Humano

Marcías Martínez. Recursos humanos calificados para la industria

Luis Alberto Sánchez. Información, tecnología y transparencia. Centro Nacional de Medición

y Control Hidrocarburífero

MESA DE TRABAJO. Electricidad: Los paradigmas de la seguridad energética para Bolivia

Mario Rojas. Paradigmas de la Seguridad Energética en Bolivia

TALLER. Tributos y Fiscalidad en los Negocios de Hidrocarburos

105

107

Marco Simons.

CONCLUSIONES 111 MEMORIA FOTOGRÁFICA

113

Inauguraciรณn

Miguel Zabala Bishop Comisario General del FIGAS y Director de Reporte Energía Periodista y abogado especializado en hidrocarburos y energía, con más de 24 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); representante de The International Herald Tribune (de propiedad de The New York Times y Washington Post), Colaborador de Petróleo Internacional (edición KansasNew 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.

INAUGURACIÓN DEL 2011

El FIGAS quiere llamar la atención, pero no desde una óptica política, porque para eso están los políticos, queremos que el trabajo de la industria sea mejor

Miguel Zabala Bishop

Señores asambleístas nacionales y departamentales, presidente del Honorable Concejo Municipal, honorables concejales, señores consejeros y concejales de Cercado y de las provincias del departamento de Tarija. Queridos señores presidentes, gerentes generales y miembros de las empresas representadas en este Foro Internacional del Gas, señores panelistas, analistas, moderadores. Queridos expertos en hidrocarburos y electricidad que han llegado con mucho esfuerzo, a pesar de que hoy día teníamos un paro en Tarija, procedentes de Argentina, Brasil, Venezuela. A los expositores de este FIGAS, a los participantes que se han registrado, a los estudiantes. Es emocionante reunir este marco humano en un evento que llega a una tercera etapa con tercer capítulo de esta historia de la energía que estamos escribiendo en Bolivia. Hoy día, en una mesa muy amena discurrían ideas sobre la ciencia y la tecnología a propósito de nuestra motivación en este Foro de Gas y Energía “Nuevas Tecnologías, Investigación, Servicios e Innovación”, le dábamos vueltas y me quedé con el fondo de la idea, ciencia y tecnología, creo que no solamente me voy a quedar en el lenguaje, sino en el cultivo de ambos conceptos a cabalidad, eso busca el Foro Internacional de Gas. El año 2009 cuando planteamos hacer un Foro en Tarija, nos propusimos crear un escenario de diálogo, pero sobre todo de conocimiento, en el que nos ilustremos de la experiencia de aquellos que están en el día a día de la energía, tanto en hidrocarburos como electricidad, que aprendamos de los errores de otros, que podamos entender mejor los errores de la industria que hoy por hoy, es uno de lo pilares fundamentales de nuestra querida Bolivia. Nuestro país se ha debatido y aún se debate con cifras de extrema pobreza y no puede ser posible que estando parados físicamente sobre reserva de hidrocarburos tan importantes, tan voluminosas, de tanto valor económico, Bolivia tenga en sus ciudades cordones de miseria y largas filas en

sus hospitales para recibir una atención mediocre, escuelas que se caen, seres humanos que no tienen un techo y gente con hambre. No es posible. El Foro Internacional de Gas quiere llamar la atención, pero no desde una óptica política porque para eso están los políticos, lo que queremos es que el trabajo que se hace en la industria sea cada vez mejor. Que la inversión vuelva a la gente, que el dinero que generan nuestros recursos naturales, digamos regalías, llegue a todos, que vivamos bien pero de verdad, que tengamos energía, que el gas natural llegue hasta el últimos rincón de la patria mejor si es con nuevas tecnologías, con innovación permanente, con investigación de los nuevos procesos y la optimización de los recursos que tenemos y sobre todo, con la utilización de nuestros recursos humanos, el capital humano, como le llama mi amigo Marcías Martínez, experto en formación de agentes del sector de hidrocarburos. Hemos reunidos las dos memorias del FIGAS del año 2009 el primero, y del año 2010. En estos dos volúmenes hemos recogido la experiencia de muchos paneles y de muchos expertos que nos han hablado de tecnología de servicios, de proyectos, de como hacer mejor las cosas. Aquí hay más de 65 ponencias. En el FIGAS del año 2009 escribimos unas conclusiones junto a todos los que participaron, nos comprometimos en aquel entonces a que esas conclusiones que recogían el trabajo de esos 3 días del Primer Foro sean entregadas al presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, la empresa estatal que tiene la tuición sobre toda la cadena de los hidrocarburos y al ministro de Hidrocarburos. Y se la entregamos personalmente. Hubo resultados, se utilizó esa respuesta que se entregó en manos de estas dos entidades del Estado. Juzguen ustedes. El año 2010 entregamos nuevamente las conclusiones de ese Foro. Creo que hemos avanzado, no podemos ser miopes, hoy día vendemos nuestro gas a mercados de Argentina

Inauguración del FIGAS 2011

y Brasil a precios competitivos si los miramos en el ámbito del mercado internacional. Hemos mejorado los precios, ha sido una medida tremendamente acertada. El país gana más y va a ganar más, estamos cubriendo el mercado interno, sin embargo, las demandas crecen, puesto que tenemos todavía una franja para nuestros compradores de Brasil y Argentina con Cuiabá más, pero la demanda crece. Este año nos anunciaron que nuestra certificación de reservas no alcanzaba a los 10 TCF, hay una nueva modalidad de certificación y es correcto, hay que utilizar estas nuevas metodologías, está muy bien, pero no nos podemos quedar ahí. En las dos conclusiones tanto del 2009 como del 2010, que fueron emanadas de este FIGAS, la principal era que necesitamos incrementar la exploración, y para ello necesariamente hay que generar condiciones de mayor inversión de recursos en el país. ¿Hemos avanzado? Si, pero de repente necesitamos más. Hemos crecido en la otorgación de áreas para exploración de hidrocarburos en áreas no tradicionales de nuestro país, se han perforado nuevos pozos de desarrollo en aquellos campos productores o campos maduros, tenemos muy buenas condiciones de transporte, pero aún no hay tareas pendientes, ¿Por qué no se construye por ejemplo el gasoducto Villa Montes – Tarija?.

gumentos una política energética mucho más agresiva, tremendamente más agresiva, necesitamos más exploración, más inversiones, no queremos anunciar todos los días que vamos a cambiar las reglas del juego , yo creo que lo oportuno es que nos sentemos de una vez por todas y definamos entre todos los actores de la industria, finalmente cuál será el marco en el que se va a desarrollar la industria de aquí en adelante. Eso va a ser muy sano y muy beneficioso, por favor que no se entienda como una crítica destructiva, sino más bien constructiva. Quiero agradecerles a todos por haber venido a Tarija. Se que no es muy difícil venir a Tarija, a todos nos gusta, para nosotros los que venimos de Santa Cruz esto es nuestra segunda casa, recibimos mucho cariño de los chapacos. Les invito que en estos tres días sean de muy rica discusión, que aprovechen para hacer negocios y que disfruten del clima que hay en el ambiente del sur del país. Muchísimas gracias a ustedes de parte de todo el equipo organizador del FIGAS. Quiero agradecer a Dios y a mi familia porque nos permite estar juntos y nos permite crecer.

Tenemos que desarrollar aún redes primarias y secundarias en la región de mayor consumo en el país. En los líquidos, seguimos importando diésel a precios del mercado internacional indexados a los precios del barril dependiendo del momento, hemos escuchado que se iniciaría en algún momento una importante campaña para industrializar el gas, creo que hay que preguntarnos que es primero, el huevo o la gallina, si no exploramos y no tenemos reservas no podemos industrializar, ni cumplir con nuestras compromisos y volvemos al principio. Entonces la tarea de todos nosotros, los observadores de lo que ocurre en el país, que nos reunimos en un foro como este es la de proponer, la de alimentar con muy buenos ar-

Rodrigo Paz

Presidente del Concejo Municipal de Tarija 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.

Inauguración del FIGAS 2011

Tal vez no sea la palabra distribuir la que usemos como filosofía en cuanto a hidrocarburos y energía en nuestro país, sino una visión de compartir esos beneficios

Rodrigo Paz

Quisiera saludar a mis colegas concejales que por unanimidad hemos elegido a los visitantes ilustres de hoy. Además se está dando el reconocimiento como una seguridad estratégica de FIGAS en el futuro, una necesidad social y económica, o sea que Tarija y su municipio a través de su representación popular que es el Concejo, asume a FIGAS como una decisión estratégica no solo en el tema de hidrocarburífero como departamento sino como provincia Cercado y como ciudad de Tarija. Muchos de los temas que ustedes van a tocar acá, en nuestro conocimiento limitado son parte de los debates que también tenemos en nuestro Concejo, y de lo que escuchamos todos los días en las noticias a nivel nacional y a nivel internacional. Hoy día el hemisferio norte que anda en profundos problemas tanto políticos y financieros, en nuestro hemisferio sur de cierta manera estamos reinventando algunas cosas, como el caso puntual de Bolivia con una Constitución, una nueva visión de cómo construir el país. Pero es evidente que más allá de estos temas políticos, económicos, financieros, hay temas que van a salir como conclusión y, en mi humilde pensar, el tema energético va a tener una nueva etapa en el desarrollo mundial. En el caso puntual de Bolivia que depende del tema hidrocarburífero y minero, siempre en el área extractiva, tenemos que ir pensando cual va a ser nuestro futuro porque ya se ve en las noticias que aquellas potencias que marcan la economía, las finanzas y las políticas mundiales, están cada días más preocupados de qué manera dejar de depender de las energías no renovables y empezar a buscar energías que puedan ser parte de las renovables o alternativas o sustentables. De ahí que nuestro futuro dependa mucho de este tipo de eventos donde el conocimiento, las innovaciones, las nuevas propuestas son para Bolivia hoy días dependientes de estas materias primas y no renovables muy importantes. Por eso la importancia puntual e histórica para esperar que aquellas mentes que tienen conocimiento, que tienen esa capacidad de innovar en el sector puedan proponer nuevas cosas, que sean parte de la reflexión de nuestro país, que

también que sean parte de la reflexión política y que sean parte de la reflexión técnica de estos sectores. Es evidente que Bolivia tiene que definir cuál va ser su rol en relación al capital y al mercado. Tenemos que establecer claramente cuál es esa relación porque vivimos del capital, del mercado tanto nacional como internacional y tenemos que esclarecer qué tipo de visiones vamos a tener en cuanto a esta situación, en cuanto al desarrollo que se pueda dar, y para ello es evidente que el mercado no resuelve los problemas. El mercado es una potencialidad para la modernización pero solo el mercado genera sociedades más injustas y tiene que haber una presencia del Estado que pueda regular, generar los escenarios y las dinámicas para que junto a esas empresas se pronuncien y los beneficiados que son los ciudadanos podamos disfrutar de esta suerte de alianza. Hoy en día hemos tenido un paro por un tema muy puntual, no por una división con un departamento hermano como es Chuquisaca. Tal vez no sea la palabra distribuir los que tengamos que ir pensando como filosofía en cuanto al tema hidrocarburífero y energético en nuestro país, sino una visión de cómo compartir esos beneficios. Energía que no se comparte que no genera ni negocios ni beneficios a los ciudadanos, la energía se debe compartir. Se comparte de diferentes formas y creo que Chuquisaca y Tarija hoy tuvimos un paro para reclamar derechos profundamente tarijeños y deben compartir una visión conjunta al igual que toda la nación. Quisiera felicitar a FIGAS y muy dignamente a nombre del pueblo tarijeño, declarar este evento inaugurado.

I Panel: Investigación, Gestión y Tecnología en la Industria del Gas

Enrique Menacho

Gerente general de Bolinter

De profesión ingeniero petrolero estudió en Texas Tech University, e Ingeniero Metalúrgico de la University of Texas – El Paso. Trabajó cinco años en Operaciones - División Santa Cruz de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), 36 años en ejecución de Proyectos de Ingeniería y Construcciones Petroleras, Civiles, Mineras, como gerente general de Bolinter Ltda. Además ha ejecutado obras en el Ecuador, Perú, y en todo el territorio de Bolivia.

Desafíos de empresas de servicios frente a la competencia global

Hay que reconocer que en este Gobierno se ha dado un gran impulso a ambos proyectos haciendo posible que el gas llegue a los domicilios y a los motorizados.

Enrique Menacho

La gran mayoría de nuestras empresas nacieron hace 30 o 35 años y se crearon a la par y necesidad de los nuevos desarrollos de petróleo y gas en el área de Santa Cruz. Aprovecho esta oportunidad para mencionar a dos grandes profesionales que según mi criterio fueron los pioneros de esta modalidad de servicios, me refiero al ya fallecido Ingeniero Chichin Vásquez y al ingeniero Carlos Delius Pebels que construyeron las primeras plantas de gas en Caranda, Colpa y Río Grande y establecieron un excelente precedente para el desarrollo de esta industria.

usar el gas natural para uso doméstico y más para uso vehicular cuando ya se empezaba a sentir la falta de combustibles líquidos.

Después vine yo, no si antes haberme profesionalizado durante 5 años en la división Santa Cruz de YPFB, la mejor escuela de formación que tuve y, por la cual, siempre seré un agradecido. Lo que voy a hablar es una apreciación mía y no hablo del gremio de empresas de servicios, sino hago una generalización de lo que he experimentado trabajando en este rubro.

Como empresa nacional tenemos una visión más amplia de nuestras necesidades como bolivianos que nuestra competencia extranjera que no la tiene ni la tendrá porque su objetivo es otro. Nosotros somos de aquí y vivimos aquí y nos preocupa nuestra industria, el destino de nuestro gas, la creación de mano de obra calificada y el futuro de la industria como pilar fundamental de nuestro desarrollo.

Las empresas de servicios petroleros constituyen los hombros y las espaldas en los que recae en gran manera la ejecución de los proyectos de ejecución de plantas y gasoductos necesarios para la recolección, extracción y trasmisión de gas y condensado que producen nuestros campos. Por más de 35 años venimos realizando las actividades de construcción en el campo profesional con mucho conocimiento técnico en el área petrolera y en la industria nacional, sus requerimientos y sus necesidades. Somos la quinta columna para todas las necesidades de la industria, sobrevivientes de muchos altibajos políticos, cultura y requerimientos. Por este motivo, aparte de nuestro idioma hemos aprendido a expresarnos en inglés, “portuñol”, “gaucho” y seguramente vamos a tener que aprender pronto el chino y el ruso. En nuestro afán de promocionar el uso del gas en nuestro país cuando no teníamos mercados y tampoco lo usábamos, promovimos importantes proyectos que, hoy en día, forman parte de nuestro diario vivir y de nuestra economía. Impulsamos el gas natural comprimido y vehicular, la instalación de gas natural en la industria liviana y la distribución domiciliaria por cañerías para uso doméstico. Recuerdo que fueron muchas mis frustraciones para tratar de convencer a la gente de entonces que debemos

Por eso hay que reconocer que en este Gobierno se ha dado un gran impulso a ambos proyectos haciendo posible que el gas llegue a los domicilios y a los motorizados bolivianos. No se imaginan lo difícil que fue tratar de conseguir esto en años antes. Siento que hemos contribuidos positivamente para lograr este anhelado beneficio.

Nuestra competición, mejor dicho nuestro vía crucis, comienza con la oferta que hacemos al cliente que, bien puede ser un contratista mayor o directamente el operador de campo, con el proyecto a ejecutar con los objetivos mencionados debidamente especificados en un extenso y detallado pliego. Si ganamos la contienda, firmamos un contrato de adhesión preparado por el cliente por el medio del cual nos hacemos cargo de todo lo concerniente a la construcción. Nuestros riesgos asumidos no tienen límites, la seguridad, el cuidado del medio ambiente para lograr la terminación de las obras en tiempo y, si es posible, en costo estimado en el presupuesto. Somos responsable ante el cliente de todo el personal de las obras, de su capacidad y de su productividad, de su conducta dentro y fuera de la obra, de su comportamiento con las comunidades y hasta que lo traemos de vuelta a casa sano y salvo, no tenemos un minuto de descanso. El costo de nuestras obras tiene un componente laboral que sistemáticamente supera el 50% y cada vez más se acerca al 60%, lo cual significa un gran riesgo que muy bien puede incidir o decidir

Desafíos de empresas de servicios frente a la competencia global

negativamente en los resultados finales. Trabajamos con mucha gente.

protagonistas directos de nuestras obras y desarrollarnos en tecnología y presentar desarrollos en base a nuestro gas.

El impacto de nuestros contratos es grande en actividades económicas que impulsan nuestras obras. Lo increíble es que el margen de utilidad oscila cuando nos va bien entre un 2% y 5% a pesar de haber manejado millones en la contratación de nuestros servicios. Somos una especie de Walk Mark en servicios petroleros que mueve mucho dinero, paga muchos impuestos, mantiene a la actividad en la banca y deja márgenes muy estrechos para seguir en la brega compitiendo por nuevos contratos, comprando más equipos, mejorando nuestro patrimonio para tener garantía para poder optar a obras mayores.

Para eso vienen empresas extranjeras con los mismos años de experiencia, pero con un estatus muy superior al nuestro y con un rol de protagonismo total. Nuestra envidia es de la buena, porque han desarrollado en países con las mejores actividades y mejores oportunidades, han aprovechado sus “booms” de la construcción, Argentina con YPF y Gas del Estado. Brasil con Petrobras, España con Repsol. La ciencia y la tecnología es la clave de nuestro siguiente desarrollo específico en materia de gas.

Tenemos la urgente necesidad de ser más grandes y con más poder autonómico para poder competir con las empresas extranjeras, mejor apuntaladas y con mejor situación económica a la nuestra. Somos muy pobres, ahí está nuestra debilidad. Nosotros sabemos como construir, puesto que llevamos 35 años en ello, no hay nada que no sepamos de este negocio de la construcción pero estamos en un nicho del que no podemos salir. Al momento, en Bolinter mantenemos permanentemente a 130 familias y en obras grandes como las que estamos ejecutando en Margarita, superamos el millar de personas. Llevamos más de 35 años para querer ser reconocidos como una fuerza importante de apoyo a los operadores de campos e YPFB Corporación. Estamos en contacto con la industria del petróleo y gas y formamos una especie de segunda división, aunque nuestro actuar es directo, pues participamos en actividades de ejecución de proyectos de forma directa. Bueno eso es lo que quisiéramos creer porque la realidad es que estamos encasillados a un nicho que no nos satisface del todo, de subcontratistas. Cuando se trata de proyectos grandes una especie de servicios domésticos de la construcción, somos responsables de todo y no decidimos nada por si solos. Hemos venido trabajando por 35 años en los que hemos progresado económicamente y técnicamente, no lo suficiente para ser

¿No sería el momento para aprovechar este boom de la construcción y de subsiguiente desarrollo para que nuestras empresas puedan jugar en primera división? No es por falta de conocimientos, prácticamente es por falta de respaldo corporativo y económico. No tenemos como garantizar nuestro trabajo en la magnitud que se requiere, hemos estado activos 35 años en los cuales hemos perdido más de 20 por no haber tenido la oportunidad para llegar a esta nueva etapa con la capacidad para hacer frente a la competencia internacional. No tenemos infraestructura para poder competir con un Techint con una OAS, solo para ser tomados en cuenta como un subcontratista calificado. Lo de nosotros no es ingeniería nuclear sino construcciones civiles y montajes electromecánicos que seguirán siendo igual desde hace 50 años. ¿Por qué no podemos aprovechar las nuevas construcciones como oportunidades de crecimiento y expansión en vez de considerarnos colapsados? Podemos lograr un valor importante si las obras las ejecutaran empresas nacionales en libre competencia con el rubro internacional, montando en casi su totalidad las plantas en talleres en Bolivia y dejar de ser contratistas de conexión de cañerías que es el rol al que fuimos relegados desde que se comenzaron a comprar las plantas “paquetizadas”. Así se trabajaba antes y así se construyó eficientemente la construcción de plantas y las estaciones de compresión más importante que es la planta de Vuelta Grande de YPFB. Posteriormente a esta obra, las plantas de gas que se montaron fueron de tipo patin o skin que son los que se interconectan en el sitio. De esta

Debemos buscar una forma de incrementar nuestra participación porque podemos ser muy competitivos, si fabricamos localmente por lo menos un 80% de la planta.

Enrique Menacho

manera nuestro gremio, nuestro país, perdió la oportunidad de justificar miles de horas hombres que fueron ejecutadas desde el exterior y más que eso, perdió la oportunidad de formar empresas calificadas en el diseño, ingeniería básica, procesos, especificaciones y procura de materiales. Podemos imaginarnos las mejores opciones que tendrían los graduados de las universidades que tanto necesitan un lugar para ubicarse si estableciéramos más oportunidades para trabajar en todas las ramas de la ingeniería, diseño, investigación, y construcción de plantas de gas y gasoductos. Se crearía una situación similar a lo que se creó en la India, que concentró sus esfuerzos en la informática y hoy en día es uno de los líderes en el mundo. ¿Por qué no podemos ser líderes en Sudamérica en materia de gas natural y su tecnología? Necesitamos urgente aprovechar las oportunidades que se presentan para desarrollar nuestra ingeniería y tecnología. Y ser un gran aliciente en las economías también por el gran ahorro que se logra, no importando volúmenes y módulos muy grandes que son muy caros para su transporte, los módulos los fabricaríamos en talleres donde podemos ser más cuidadosos y más controladores de la calidad y de la productividad y podríamos ahorrar una gran cantidad de dinero en el tema de transporte. No vamos a pedir, ni pretenderemos que las empresas nacionales participen en las obras del sector un 20, 30, 40, 50 como mínimo porque creemos firmemente en la libre competencia. Hasta ahora no hemos tenido apoyo en este sentido, mucho menos lo vamos a pedir ahora. Tampoco vamos a pedir un tratamiento impositivo especial porque creo que todos debemos pagar impuestos porque el país lo necesita. Sin embargo, creemos que una medida favorables es que si los componentes de la fabricación de la planta podrían ser transportados directamente a nombre del cliente por medio de una gestión de procura de los materiales por el contratista. Hoy en día se compra una planta se pagan todos los impuestos por el que compra la planta y luego, se vuelve otra vez a pagar impuestos sobre los trabajos que se realizan en el país.

Si los componentes de la planta vinieran independientemente se lograría un menor precio, se comprarían las plantas y los kit en nuestro medio, se lograría una mano de obra más calificada y se tendría un mejor control. Es este el desafío que yo creo que tenemos frente a las empresas extranjeras. Apoyamos a las compañías porque hemos aprendido muchísimo de las empresas del exterior, estamos muy de acuerdo con su forma de operar en nuestro país, pero creo que nosotros debemos aprovechar esta oportunidad de levantar nuestro estatus, levantar nuestra competencia. Debemos buscar una forma de incrementar nuestra participación porque podemos ser muy competitivos, si fabricamos localmente por lo menos un 80% de la planta. Un claro ejemplo de lo que se puede hacer, en este sentido, lo ha demostrado fehacientemente la empresa Carlos Caballero que ahora fabrica tachos con sello ASME por primera vez en Bolivia. Ese es nuestro desafío llegar a ese espacio que, por ahora, no lo tenemos. Antes se trabajaba muy eficientemente y el mejor ejemplo que puedo dar, es la planta de Vuelta Grande que se la hizo en esta modalidad. Está de testigo el Ingeniero Carlos Sánchez que fue el gerente del Proyecto de parte de YPFB. Construimos las plantas un poco más complejas que las de ahora porque incluía extracción de GLP y el diseño y la ingeniería fue encomendada a una empresa de Houston, que la había diseñado para ser construida en módulos paquetizados. Por retrasos y otros inconvenientes se vio necesario ahorrar tiempo y se decidió construir los módulos en el terreno y transportar todos los componentes de los módulos por vía aérea. Hicimos 29 vuelos utilizando aviones Hércules que hacían el trayecto Houston - Vuelta Grande directamente. Logramos construir todo en el lugar como si hubiera venido desde afuera, logramos el tiempo previsto y sorprendentemente fuimos más económicos, ganamos dinero con esta modalidad. Fue la última vez que se trabajó así.

Calogero Migliore

Centro de Tecnología Repsol Madrid, España Es ingeniero químico de la Universidad Simón Bolívar de Caracas, Venezuela y cuenta con una maestría en Gas Engineering and Management de la University of Salford, en el Reino Unido, además de un Diploma en Management of the international Gas Industry, de la University of Cambridge. Trabajó entre 1988 y 2005 en PDVSA Intevep como líder de procesos y de proyectos en el IGEM del Reino Unido. Se desempeña en el CTR como coordinador de Tecnología de GNL, de la Dirección de E&P y GNL de Repsol

I+D, una actividad clave dentro de la cadena de valor del gas natural

La actividad I+D servirá para monetizar gran cantidad de recursos que todavía existen y sobre todo el gas no convencional que claramente será el futuro de la industria.

Calogero Migliore

Hacemos I+D porque es fundamental en toda la cadena de hidrocarburos aunque hoy nos vamos a enfocarnos en la industria gasífera. La idea es mostrar a través de ejemplos por qué la actividad I+D va servir para monetizar la gran cantidad de recursos que todavía existen y sobre todo, estos nuevos recursos que están apareciendo como es el gas no convencional y que claramente van a ser el futuro de la industria. Traigo 4 ejemplos: Licuación flotante - Floating LNG (FLNG) que es un concepto que está muy próximo a implementarse a nivel industrial. Gas natural utilizando hidratos cómo medio de transporte, que es una tecnología que está en desarrollo, es decir está en una fase incipiente. Luego hablar de gas natural vehicular pero con el foco en GNL, nosotros conocemos una tecnología de gas natural, de hecho aquí en Tarija se utiliza, pero hay una tecnología emergente que es utilizar el gas natural vehicular como GNL. Por último, lo que es la transformación química del gas que es una cadena que ya está implantada de hecho ya tiene plantas industriales y es la conversión del gas a combustibles líquidos, diésel, gasolina, que se puede decir son de origen sintéticos. Lo primero es hablar de la cadena del gas. Está la cadena de la tubería que está establecida, de hecho Bolivia es un referente mundial en esta cadena por las exportaciones a Brasil y Argentina. La industria hay que verla con el foco de la cadena. Tenemos la actividad de upstream, la actividad de trasmisión, distribución y la utilización del gas. Después tenemos la cadena del gas natural licuado que fundamentalmente lo que hace es ofrecer la oportunidad para poder transportar el gas a mercados un poco más distantes. La cadena de la tubería funciona muy bien en ciertas distancias, en países vecinos, donde la fuente de gas y el usuario están relativamente cerca, pero el gas natural licuado permite ir a mercados distantes y conectar fuentes distantes de los centros de consumo. ¿Por qué se hace GNL? Bueno el GNL es un medio, una

forma de poder aumentar la energía del gas y volumen del gas a grandes distancias. Esto tiene una parte de producción, licuación, el transporte por GNL, luego el gas hay que regasificarlo donde se lleva el gas a su estado gaseoso para que finalmente se distribuya a los centros de consumo. Estas cadenas ya existen y están bien establecidas, pero están emergiendo nuevas cadenas que hacen lo mismo pero utilizando otros medios. Por ejemplo, los hidratos como medio de hacer posible concentrar energía que haga viable conectar los centros de producción con los centros de consumo. Igual está el GTL con el matiz de que el usuario ya no va utilizar el gas sino nuevos combustibles como diésel y gasolina, que tiene cotización en el mercado automotor. ¿Qué está pasando en cada elemento de la cadena? ¿Qué cosas demanda desarrollo de tecnología? En la parte de producción tenemos la emergencia de todo lo que es el gas no convencional y esto también está ocurriendo en el petróleo con crudos pesados y también los hidratos. Aunque yo voy a hablar de los hidratos como medio de transporte, hay recursos identificados en el fondo marino donde el gas está reconocido como hidratos y pueden ser una potencial fuente de energía hacia futuro una vez se desarrolle tecnología para su explotación. Lo dejo en trasmisión, estamos yendo a fronteras que hace poco tiempo no conocíamos. Usualmente el gas y petróleo se producían en tierra y tenían un acceso relativamente sencillo, ahora ya hablamos de aguas profundas y ultra profundas. De hecho, Brasil habla de gas y crudo que tiene 2.000 metros de lámina de agua y luego 2.000 metros de capa de sal. Esos son retos que demandan desarrollo tecnológico que no tenemos y ayudan a que la industria continúe creciendo. Después está la cadena de GNL que está establecida pero está emergiendo una nueva cadena a partir de recursos costa afuera. Es interesante ver cómo están ocurriendo cosas en licuación y regasificación, claramente esta cadena se está

I+D, una actividad clave dentro de la cadena de valor del gas natural

moviendo costa afuera porque las nuevas oportunidades están más allá de la costa y son recursos que no se las ha prestado mucha atención porque hemos tenido un gas de acceso fácil. En la parte de regasificación, también se está moviendo costa afuera la cadena pero por un tema social, que tienen que ver con cosas que han sucedido en las últimas décadas por atentados terroristas. Muchos centros de consumos no permiten este tipo de plantas cerca de centros urbanos entonces tenemos un impulso para intentar llevar estos centros lejos de las áreas urbanas y llevarlo a la costa. Entonces por motivos distintos, claramente lo que nos está diciendo la industria es que hay que desarrollar tecnología para poder garantizar que esta cadena siga creciendo. Es por eso que hablamos de licuación flotante, vamos a hablar de este nuevo concepto en la cadena de GNL que está muy próximo a implantarse de manera industrial y que todavía no ha sido probado, pero estamos muy cerca de ello. Licuación Flotante - Floating LNG ¿Qué es Floating ? Las plantas en tierra, para poder pensar en una planta de carga base típica de GNL estamos hablando de reserva muy importante. Hay una cantidad importantísima de campos costa afuera que no se monetizaron, que podían producirse, por lo que se habla que cerca del 50% de los recursos están costa afuera y son bolsas o campos de pequeños tamaños y muy distantes de la costa. Y por otro lado, hay una oportunidad en este tipo de tecnología que permite gestionar gas asociado, o sea ayuda a mantener el negocio del crudo. Hay áreas y posteriormente serán todas las áreas, donde ya no es posible quemar un recurso tan valioso como el gas. Entonces ocurre que para poder asegurar la producción de crudo es necesario gestionar ese gas. Hay opciones. Se reinyecta pero al final cuando se reinyecta no se le saca todo el valor a este recurso, pero esto puede ser una tecnología que ofrezca una oportunidad

para gestionar ese gas con monetización de recursos crudo y gas. Lo otro también se ha pensado que puede ser una oportunidad para producción temprana, proyectos de carga base muy importante, que demandan mucho tiempo en su desarrollo. Si tenemos una instalación como ésta podría ser una oportunidad para ir monetizando el campo, inclusive generando flujo de caja antes de que el proyecto se aplique. Esta tecnología tiene la particularidad de ser móvil. Ahora lo vamos a ver un poco. Licuación flotante. Estas son las cosas que están ayudando a que esta tecnología emerja como opción. ¿Qué es? Es una planta de licuefacción como las que tenemos en tierra pero la tenemos en una barcaza y en la barcaza integramos en proceso con almacenamiento y todos los servicios integrales. Esto significa los servicios industriales, la gente que va a estar operando esa planta, como se va hacer el mantenimiento, qué pasa cuando una turbina falla. Es integrar todo un concepto de planta sobre una barcaza y que pueda ir a donde están los recursos, posesionarse sobre esos recursos y monetizarlos. Ese es el concepto que hay detrás. Es un concepto que demanda una serie de desarrollo que la industria no conoce hasta el día de hoy, son desarrollos que tienen que ver desde la gestión de la interface, nuevas metodologías, nuevos criterios de seguridad por las distancias. Para que veamos las diferencias, cuando nosotros hablamos de una planta de carga base en tierra, el factor que tratamos siempre de privilegiar es la eficiencia y la eficiencia energética, es decir producir ese GNL con la mínima cantidad de energía, y no tenemos una restricción de espacio. Aquí lo que hay que privilegiar es el uso del espacio, la eficiencia puede quedar en un segundo plano pero el uso del espacio es realmente lo clave. No podemos ir más allá de 350 o 370 metros de ancho por 70 metros de largo, que son las barcazas que se pueden construir. Entonces tenemos que ajustar todo el concepto a ese espacio, y bueno se cuidará la eficiencia pero no será el parámetro primario a maximizar.

No es solo producir GNL, tenemos que asegurar su retiro. Si tenemos problemas en su descarga nos quedamos sin concepto y planta porque habría que parar la operación.

Calogero Migliore

¿Dónde están los retos tecnológicos de este concepto?. Hay un reto tecnológico muy claro en “marinización” de equipos, que antes trabajaban en tierra y que ahora estén probados para trabajar costa afuera por 20 años o 25 años quizás. ¿Y qué pasa? Cuando hablamos de un concepto como este, para que nos demos una idea, en tierra los procesos de licuación son procesos de refrigeración y la forma cómo se enfría el gas para producir GNL se hace en un equipo muy grande que se asemeja a una columna donde de alguna manera se rocía GNL líquido y a través de tóxico transferencia el calor patente se vaporiza y a través referente calor patente se licua el gas. Entonces esta columna opera fija en tierra y opera por gravedad. Cuando llevamos esa columna costa afuera estamos hablando de que está en movimiento continuo, entonces tenemos que pensar cómo tenemos que hacer para que la transferencia de calor, que es clave en un proceso de producción de GNL se pueda mantener. Entonces hay que enfocarse en el diseño de este tipo de intercambiador que nos permita asegurar que podemos enfriar el gas a esas temperaturas. Recordemos que para producir GNL hay que enfriar el gas a menos de 160 grados centígrados. Después en almacenamiento es totalmente nuevo para la industria. Esta estructura del GNL producido va estar en movimiento y la carga parcial de estos tanques va a hacer que continuamente haya carga dinámica. De lo que se trata es que en los tanques, donde el oleaje, producto del movimiento, está impactando continuamente en las paredes de los tanques y se está descargando energía ahí, se debe asegurar la integridad mecánica de esas paredes. La industria no está acostumbrada a eso, los tanques que tenemos históricamente para el GNL son tanques de membrana que se pegan a las paredes del barco y que no están diseñados para soportar estas descargas de energía. Por otro lado, el único concepto posible para aplicar floating es el tanque de membrana porque los otros tipos de barcos que almacenan GNL son los que tienen esferas y evidentemente,

esa no es una opción para nosotros si queremos poner una planta encima entonces tenemos que pensar en tanques de este tipo. Entonces ¿Qué pasa? Hay un fenómeno que ahora hay que gestionar y por el cual tenemos que desarrollar tecnología. Tenemos que pensar en nuevas formas de almacenar el líquido almacenado en este tipo de barcaza que ahora es productora de GNL. La descarga. No es solo producir GNL, tenemos que asegurar que se puede retirar. Si tenemos problemas en su descarga creo que nos quedaremos sin concepto y sin planta porque habría que parar la operación. Históricamente la industria ha tenido un barco aparcado en la costa descargando a los tanques que están en tierra. Ahora no. Ahora hay que pensar que está instalación que está en movimiento, se le va acercar otro barco para que por espacio de 12 o 15 horas pueda asegurar el trasvase de todo el líquido contenido al barco que lo llevará al centro de consumo. Entonces tenemos que pensar que tenemos dos cuerpos en movimiento, en el caso de Brasil, a 300 kilómetros de la costa, si se utilizara floating por ejemplo, donde tiene un récord de colisión muy alto, entonces no podemos pensar en el concepto tradicional de descarga donde un barco está al lado del otro y a través de brazos de descarga a brazos articulados trasvasa el GNL. Ahora hay que pensar en nuevos conceptos donde quizá el barco está en tándem para poder gestionar esos movimientos continuos que nos permite asegurar el trasvase del líquido al barco que lo llevará al mercado. Entonces aquí se abre un nuevo concepto que nos demanda y se empieza a hablar de descarga tipo tándem. Luego hay otro tema que tiene que ver con seguridad. En caso de derrame tenemos opciones que hemos desarrollado a lo largo de los años. Es una tecnología conocida con criterios muy bien implantados. Ahora estamos hablando que si tenemos un derrame en una instalación muy congestionada como está, ¿Cómo hacemos para gestionar ese derrame? No podemos aplicar el mismo criterio de intentar llevarlo a zonas muy remotas, ¿Qué opciones tenemos y cómo prote-

I+D, una actividad clave dentro de la cadena de valor del gas natural

gemos el cuerpo del barco con un derrame que está a menos 160 grados centígrados? O sea, ¿Cuál es el impacto sobre los materiales? Esas son necesidades que nos están diciendo que este concepto demanda desarrollo de tecnología en esta área en específico. Y ya por último, la industria no estaba acostumbrada a una restricción en el espacio y habíamos desarrollado criterios de separación de equipos ya muy bien establecidos y que en tierra funcionan perfectamente, pero no los tenemos para el caso de un concepto en el que se requiere compactar y reducir el espacio al mínimo y eso nos demanda de nuevo hacer desarrollo para tener criterios de diseño para este tipo de concepto. Hidratos del Gas Natural Cuando hablamos de las cadenas de gas, lo importante aquí es que podamos concentrar la cantidad de energía por volumen a un nivel que nos permita hacer viable el transportar el gas desde la fuente al centro de consumo. Los hidratos del gas natural nacieron y se conocieron en la industria como un problema cuando se transportaba el gas sobre todo en Rusia, el gas combinado con el agua a ciertas condiciones de temperaturas y presión formaba bloques similares al hielo.

dad para poder producir hidratos es muchísimo menor por la cantidad de refrigeración, la cantidad de energía asociada para producir esta refrigeración es muchísimo menor, entonces aquí hay una oportunidad. Lo que está claro es que aquí se transporta mucha agua. Entonces estamos hablando de que en el caso de tener una cadena como esta, al gas acompañará mucha agua. ¿Eso qué hace en los barcos que tenemos? Estamos hablando de que la cantidad de gas a transportar va a ser muy baja y realmente lo único que vamos a poder reducir en volumen es 180 horas. Entonces esto es una cadena que tiene un nicho de aplicación muy interesante, no va a competir con el GNL, no pretende llevar el GNL de Trinidad a Europa, o de Qatar a Congo, pero si puede ser interesante para cierto nicho específico. ¿Cuáles? Bueno como transporta menos gas, de repente hay un centro que tiene gas cerca de la costa que está cerca y que necesita utilizar ese gas para sus internos. Hay otra oportunidad porque esta tecnología compite con el GNC marino en términos de volumen transportado, pero el problema que tiene es el uso del agua, sin embargo, si nos ponemos a pensar, hay nichos donde se puede utilizar.

Sin embargo, la industria ha visto una oportunidad en este problema, en este número, en esta relación. Recordemos que la concentración de energía en GNL es de 600 a 1. Entonces en un metro cúbico de GNL estamos almacenando 600 metros cúbicos de gas en condiciones de ambiente. En la tubería hay un número que está en orden cercano al 100, mientras que en los hidratos hay 180 a 1, ahí hay una oportunidad.

Cuando el hidrato se produce no arrastra los contaminantes, entonces imagínense que tenemos una fuente de gas, combinamos el gas con el agua y producimos el hidrato, cuando se produce el hidrato, una vez que se transporta al destino, hay una operación que es similar a la regasificación. Realmente es la disociación del hidrato, es la separación de agua y gas; pero lo positivo es que el agua que se utiliza no lleva contaminantes con ella, entonces vamos a tener dos productos: gas y agua.

¿Qué son los hidratos? Son moléculas de agua capaces de formar una jaula y atrapar a las moléculas de gas. Entonces esta estructura es estable a condiciones menos 20 en presión atmosférica. Cuando comparamos esos números, de 20 en presión atmosférica con el GNL que es -160 la severi-

Hay oportunidades en algunos lugares del mundo. Por ejemplo, pensemos en África Central donde hace falta gas y agua. Entonces por qué no pensar que esta tecnología puede ser interesante para de hecho llevar algún producto a algún destino que demanda los dos. Al final lo que hay que pensar

Se puede conseguir que a través del Gas Natural Licuado (GNL) tengamos autonomías similares al diésel y la gasolina, pero con una menor contaminación.

Calogero Migliore

es que aquí no hablamos de una tecnología única para monetizar reservas de gas, aquí van a convivir muchas y la idea es que cada una tenga su fortaleza en nichos específicos. Esto es la tecnología que está en desarrollo y la idea que tenemos ahora es que es posible producir hidratos a gran escala. El hidrato se produce y almacena en forma de pellets de pequeñas pastillas que almacenan el gas, el problema ocurre cuando al almacenar esos pequeños pellets, hay que llevarlos después de un tiempo a un centro de consumo para su disociación. Por ejemplo, donde hay un reto tecnológico muy importante, ya en la parte de producción yo creo que los retos están superados, pero donde hay un reto muy importante es a la hora de disociar el hidrato una vez que ha pasado varios días, por ejemplo, un tiempo almacenado. El problema que tenemos es que cuando se transporta el hidrato, imaginemos como un barco de crudo o de GNL, hay un ingreso de calor a través de las paredes que llega al hidrato y que ese calor hace que estos pellets se agrupen y entonces tenemos el problema de que el manejo de sólidos que aplicamos en la producción para almacenar y luego cargar el barco, ya no es posible de hacerlo en la descarga. ¿Entonces que hay que hacer? Se tiene que pensar en formas de cómo asegurar que esos pellets que pueden sufrir alguna transformación y aglomerarse se disocien. Hay opciones que se están estudiando. Se puede inyectar un diluyente en el barco y solamente sacar el gas y dejar el agua, no pretendo con esto hablar del detalle de cada producto. Lo que quiero es que vean cómo tenemos oportunidades de hacer muchas cosas en cadenas o elementos de cadenas, inclusive en áreas específicas de una tecnología para poder asegurar que el gas se monetice y tenga valor. Gas Natural Vehicular La situación del gas para vehículos ya tiene mucho tiempo y hay países referentes y de hecho aquí en Tarija se utiliza, se

utiliza en Argentina, se utiliza en distintos lugares del mundo, es una muy buena opción de utilización de gas. Hay una oportunidad pero que surge no de la utilización directa para un motor de vehículo, es en la autonomía en GNL, la capacidad que tiene el GNL de concentrar energía nos permite ganar autonomía porque estamos almacenando mucho más energía por unidad de volumen. Entonces hay una oportunidad sobre todo impulsada por temas ambientales, el reemplazo del diésel y gasolina. Se puede conseguir que a través del GNL tengamos autonomías similares al diésel y la gasolina, pero con una menor contaminación. Tenemos la oportunidad de utilizar un producto que es menos contaminante porque utiliza partículas. Entonces es quizá una oportunidad aplicar la cadena del GNL al uso en sistemas de transporte. El concepto es similar, los motores se pueden desarrollar, se pueden adaptar fácilmente a la parte de lo que tiene que ver con el uso de gas y GNL que son de motores que están hechos para diésel o gasolina y luego está el reto aquí en el almacenamiento en dos lugares. Aquí estamos hablando de una cadena que es producir GNL, transportarlo inclusive en cisternas para que pueda llegar a los centros de distribución, tenemos que pensar en la logística para que en las estaciones de servicio se pueda entregar GNL, y luego directamente intentar llevarlo al coche. El problema que tenemos aquí es ¿Qué hacemos cuando almacenamos GNL en este tanque de la estación de servicios y qué hacemos cuando lo almacenamos en el tanque del vehículo? El problema es cuando tenemos paradas largas. ¿Cómo gestionamos el ingreso del calor en el sistema. Con el diésel y la gasolina no tenemos ese problema pero con el GNL no podemos correr una planta de re licuación que devuelva el vapor generado al tanque. Entonces esos gases hay que gestionarlos de alguna manera. Y hay dos problemas: hay que gestionar el gas pero también

I+D, una actividad clave dentro de la cadena de valor del gas natural

la composición del gas del GNL que está almacenado cambia. Entonces ¿Cómo hacemos para que eso impacte menos al motor que lo está utilizando?. Ahí hay dos retos tecnológicos interesantes. Ese concepto del cambio composicional producto de la utilización del gas se llama envejecimiento del GNL y la cadena hasta el día de hoy.

Entonces hay dos tecnologías que se han probado. Solamente hay dos plantas que están operativas a nivel mundial: Una que se instaló en el año 1993 pero era una planta para demostración. Tenemos dos plantas en Qatar y lo que aquí hacemos es intentar a partir del gas producir combustibles a un mercado totalmente distinto a lo de la industria del gas.

Ya se está utilizando inclusive para reemplazar el diésel marino para los barcos a fin de contaminar menos y también se está pensando en nichos donde ya se puede utilizar porque las paradas son más cortas o de hecho no existen, en sistemas de transporte o autobuses o inclusive en carga pesada, donde no hay el problema que puede tener un coche particular de tener una parada larga sin activar.

¿Dónde están los retos? En los reactores. Estos son rectos de lecho fluorizado o sea que hay una gestión que tiene que ver con el sólido del reactor y el líquido producido, los catalizadores son los que están en movimiento. Entonces allí se produce atrición y esa atrición genera himos que pueden ser un problema operativo importante en los equipos de proceso.

La tecnología de gas a líquidos - GTL

Después el GTL produce muchísima agua. Por cada barril de GTL prácticamente se produce un barril de agua, entonces toda esta cantidad de agua hay que gestionarla y evidentemente hay que tratarla. Y por último, un reactor de GTL comprende equipos muy grandes, muy pesados y donde el reto, sobre todo es poder llevarlo a destino, o construirlo en destino. Ahí de nuevo se presenta todo un trabajo para “modularizar”, para intentar hacer equipos más compactos, inclusive realizar construcciones remotas.

Todas las tecnologías que hemos hablado hasta ahora utilizan el gas directamente. Es la utilización directa del gas como energía primaria, aquí no. Aquí estamos hablando de que el gas se va convertir a productos líquidos equivalentes a los obtenidos del petróleo. ¿Cómo lo hacemos? Hacemos una producción de gas de síntesis y luego una vez hecho el gas de síntesis, producimos un producto Fischer Tropsch que puede ser mejorado en procesos similares a los que hay en una refinería. Al final producimos nafta y diésel. ¿Qué es GTL físicamente? Es coger moléculas de metano que son de un carbono, intentar unirlas para formar cadenas grandes C8, C10, C20. Es como armar una molécula grande a partir de moléculas de un solo carbono. La tecnología comenzó su desarrollo hace casi 100 años. No se le prestó mucha atención porque el petróleo era de fácil acceso, el diésel mineral se producía bien. Sin embargo, ahora se tiene la oportunidad de monetizar gas vía esta tecnología porque hay diferenciales de precios que pueden ser interesantes entre gas y petróleo.

Conclusiones Definitivamente la actividad de I + D es clave en esta industria. Es una actividad continua que nos va a permitir tener acceso a los nuevos retos que se le presenten a la industria y hacerla mucho más amigable con el medio ambiente y de la seguridad. Entonces tenemos ahí una serie de oportunidades para ver que claramente dependemos de la tecnología para hacer que esta industria siga creciendo y teniendo éxito.

Dino Beltrán

Secretario de Hidrocarburos Gobierno Departamental de Tarija

De profesión ingeniero petrolero con 11 años de experiencia en el rubro de hidrocarburos. Se desempeño en el área de fiscalización y operación de poliductos en Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y en la Compañía de Logística de Hidrocarburos Boliviana (CLHB). Además representó a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de Tarija y ejerce la docencia en el Instituto Boliviano de Normalización y Calidad (Ibnorca).

Visión energética del sur de Bolivia

Gracias a un convenio con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos se va ha implementar una Sala de Control y Monitoreo de los campos productores.

Dino Beltrán

La Secretaría Departamental de Hidrocarburos, Minería y Energía, fue aprobada por Decreto Supremo Nº 28666 de Marzo de 2006 y refrendada por las Resoluciones Prefecturales Nº 117/2006, Nº 216/2008, Nº 124/2008, que le dan las atribuciones para ser la instancia cabeza de sector de Hidrocarburos, Minería y Energía del Departamento de Tarija. Esta Secretaría tiene tres Direcciones fuertemente consolidadas y a la vez tiene tres empresas desconcentradas, las cuales han ido creciendo en función a la transferencia de recursos de la Gobernación para poder crecer tanto en expansión como en proyectos de impacto. La Visión de la Secretaría Departamental de Hidrocarburos es establecer una política energética integral a nivel departamental que contribuya a generar proyectos de impacto, con alianzas con empresas estratégicas nacionales y del sector privado que busquen competitividad a través de la industrialización de los recursos energéticos e hidrocarburos, para beneficio de la sociedad boliviana en su conjunto. Nuestra Misión es promover el desarrollo integral de los Hidrocarburos, Minería y Energía en todos sus campos, a través de la supervisión y control de las actividades petroleras y energéticas, gestión y coordinación de nuevas oportunidades de inversión y negocios que generen valor agregado a los recursos naturales y derivados. Estamos en ese camino.

y GLP para toda la población en las diferentes categorías como la doméstica, comercial, industrial y lo que corresponde al parque automotor. Involucrar a las comunidades rurales y pueblos indígenas en la formulación de programas y proyectos que identifiquen sus requerimientos y demandas, tanto en energía eléctrica como en provisión de gas natural. Desarrollar energías alternativas en el sector energético. Estamos desarrollando un fuerte proceso en energías alternativas con estudios en energía eólica y geotérmica. Adicionalmente, en cumplimiento a la Ley de Electricidad, la empresa de Servicios Eléctricos Tarija Setar, cumplirá una función de distribución por lo tanto, priorizamos la creación de una empresa de generación departamental. Viabilizar convenios con YPFB, para la expansión de redes primarias, estaciones de servicio y así dar la oportunidad de que Emtagas, que se encarga de la expansión redes primarias y domiciliarias busque inmediatamente proyectos de expansión en todos los sectores tanto, urbanos como rurales. Promover el incremento de la producción de hidrocarburos, que genere excedentes económicos para el fortalecimiento del sector.

Los objetivos estratégicos de la Secretaría Primero, consolidar las alianzas con las Empresas Estratégicas del país, asegurando el cumplimiento de proyectos de impacto para el Departamento. Lograr la mayor cobertura para la dotación de Energía Eléctrica y Gas Natural a nivel departamental. Ingresar de manera fuerte en el cambio de la matriz energética departamental a través de la masificación del uso del gas natural y la sustitución del uso de combustibles líquidos

Generar mayor valor agregado a los recursos provenientes de las regalías departamentales a través de la implementación de los procesos de transformación e industrialización de nuestros hidrocarburos. La Secretaria tiene tres componentes fuertes: La Dirección de Hidrocarburos. ¿Qué está haciendo la Dirección de Hidrocarburos en esta gestión? Gracias a un convenio con YPFB se va ha implementar una Sala de Control y Monitoreo de los campos productores, esto significa que

Visión energética del sur de Bolivia

vamos a tener en tiempo real los datos y la información de la producción de los campos productores en nuestro departamento. El objetivo de esto es tener un criterio más técnico, información al día y tomar decisiones departamentales que vayan a buscar opciones y mejoramientos que beneficien al departamento. Dentro de la Dirección, el enfoque principal es generar la masificación en el cambio de matriz energética. En estos momentos hemos presentado a la Asamblea Departamental un proyecto que es pequeño pero importante dentro la masificación: el programa de calefones es una unidad a nivel departamental que va a reducir en un 70% el consumo de energía eléctrica. El costo va a ser mínimo a través de un fondo rotatorio de Emtagas, que permitirá un mejor estilo de vida de los tarijeños reduciendo el costo de energía por el que en este momento tenemos varios problemas a nivel nacional. En la Dirección de Minería, estamos impulsando la creación de una fábrica de cal y yeso, tomando en cuenta que en la provincia O’ Connor existe una franja de más de 50 kilómetros con una proyección en explotación de más de 100 años con una pureza que está por encima de 98% y que es necesaria darle la continuidad a este proyecto que es importante para el departamento. Vamos a crear una empresa departamental por lo tanto dentro de la dirección de minería consideramos que este es un proyecto de alto impacto. Dentro de lo que corresponde a la Dirección de Energía, estamos en estos momento en la licitación de un estudio para hacer un relevamiento que corresponde a las energías eólicas, tenemos definido el atlas eólico nacional que define cuales son los puntos estratégicos, sin embargo, consideramos que necesitamos un relevamiento de información, por lo tanto estamos lanzando una licitación de este estudio para que varias empresas puedan hacer un relevamiento en un tiempo determinado y poder iniciar la implementación de estos proyectos que para nosotros van a ser de alto impacto.

A fin de crecer en la generación eléctrica estamos licitando el componente hidroeléctrico Huacata, que permitirá generar 6MW con una inversión de 50 millones de bolivianos que va a entrar a formar parte de la empresa generadora la cual, la inyectará al Sistema Integrado Interconectado (SIN). En estas semanas se ha puesto en operación una pequeña planta de generación en la provincia Arce que por más de cuatro años ha venido sufriendo por la energía eléctrica. En estos momentos ya están en operación estas máquinas. Tenemos 4 MW de consumo, en Bermejo es de 3.5 MW tenemos medio Mega como reserva en caliente y 6 máquinas que van a entrar en reserva de frío después del mantenimiento. Consideramos que la provincia va eliminar definitivamente la escasez de energía en este sector. Hay un proyecto importante que se ha presentado a la Zicosur y que ha sido registrado como uno de los proyectos importantes, es la carga recíproca de GNV entre Argentina y Bolivia. La norma argentina con la boliviana son idénticas, la única diferencia es la sigla. Lo importante de este proyecto son los materiales, los procedimientos, los temas de carguío y los mecanismos de conversión idénticos tanto en Argentina como en Bolivia. Se ha presentado este proyecto a la Agencia Nacional de Hidrocarburos y mediante una evaluación técnica ha especificado que no tienen observaciones. El punto favorable de este tema es que necesitamos un convenio internacional. Los efectos positivos es que vamos a incrementar el crecimiento del turismo y de estaciones de servicios. Además se implementará la masificación del Corredor Azul no solamente a nivel departamental sino nacional y se eliminará el contrabando de combustibles líquidos en frontera, por lo tanto consideramos que en este proyecto está planteado lo que necesitamos, que es apoyo para que pueda ser implementado en corto tiempo.

Los combustibles líquidos no son suficientes en el mercado interno, por lo que tenemos que generar políticas agresivas de cambio de matriz energética.

Dino Beltrán

Fuera de los proyectos que genera la Secretaria de Hidrocarburos, esta institución es presidente de las comisiones técnicas de las tres instituciones desconcentradas: SETAR, GNV y Emtagas. La Secretaria también le transfiere recursos para que estas empresas también puedan expandirse sobre en requerimientos sociales dado que estas empresas en utilidades generan muy poco recursos. En este momento Setar tiene ya un 90% de instalación a nivel departamental, por lo que consideramos que esta empresa ha logrado llegar a todos los sectores. Tenemos un 10% que necesitamos conseguir en las zonas rurales, aspecto para el cual los ejecutivos seccionales están colocando todos los recursos para poder expandirse a los lugares más alejados. En estos siete años consideramos que vamos a completar todos los requerimientos en la instalación de energía eléctrica.

bolivianos que han servido no solo para poder expandirse no solamente en la ciudad de Tarija sino en las provincias. La nacionalización de los hidrocarburos ha generado un factor importante para el departamento. Haciendo una pequeña revisión de 1999 al 2005 en Tarija y del 2006 al 2010 hay una gran diferencia en la recepción de recursos. Fueron $us 282 millones de ingresos percibidos en los cinco años antes de la nacionalización, mientras que después de la nacionalización fueron $us 1.281 millones obtenidos en los cinco años posteriores, por lo que se deduce que por cada dólar que Tarija recibía antes, ahora obtiene cinco. Estos próximos años vamos a crecer en inversiones y tener alrededor de $us 350 a $us 400 millones por año. Conclusiones

En esta gestión se le ha transferido a la empresa 13 millones de bolivianos en instalaciones de 14 asentamientos que han llegado a Tarija. Hemos remodelado líneas de media tensión. El anillo energético para la interconexión al SIN que es lo más importante y que estamos retrasados por incumplimientos en anteriores gestiones. Al respecto, la Gobernación ha decidido en su primera fase colocar el 100% de presupuesto, con lo cual estamos colocando 92 millones de bolivianos a Setar para que pueda interconectarse al SIN. La otra unidad desconcentrada es el GNV. En este momento, tenemos una conversión a gas a nivel departamental del 40%, la conversión es gratuita, el agente de retención son las estaciones de servicio. En este momento tenemos 10.430 unidades. Consideramos que a nivel nacional somos unos de los primeros departamentos que está realizando la conversión de vehículos. En esta gestión se le ha transferido de la Gobernación al Programa de GNV 26 millones de bolivianos. La Empresa Tarijeña del Gas Emtagas, que se encarga de la expansión de redes secundarias e instalaciones domiciliarias tiene un 56% de instalaciones a nivel departamental. En esta gestión se les ha transferido cerca de 30 millones de

Las conclusiones importantes son que los combustibles líquidos no son suficientes en el mercado interno, por lo tanto tenemos que generar políticas agresivas de cambio de matriz energética y enfocarnos en el tema de industrialización que nos eleve el valor agregado del gas natural. Consideramos que bajo la nueva Constitución Política del Estado, y el artículo 300, que establece que los Gobiernos Departamentales puedan formar sociedades estratégicas con los gobiernos nacionales, tenemos los recursos necesarios y hemos licitado formalmente a YPFB y ENDE formar sociedades estratégicas. La Empresa Nacional de Electricidad ENDE ya nos ha abierto los brazos y estamos en esa posibilidad de entrar, por lo tanto creemos que este cuarto de hora para el departamento será muy importante para su desarrollo.

Jean Paul Claisse

Representante de Wärtsilä Es ingeniero industrial y ocupa el cargo de Business Development Manager de Wärtsilä Power Plants de Argentina desde hace dos años. Ha ocupado importantes cargos en la industria del gas y petróleo. En Finning South America se desempeñó como jefe de Industria Oil & Gas, Product Manager for Argentina & Uruguay, Key Account Manager Oil & Gas. Como también en la empresa Vetco Gray en el cargo de Sales & Services Engineer y en General Electric Oil & Gas .

Gas y energía: nuevas tecnologías, investigación, servicios e innovación optimización de los sistemas de generacióN

Wärtsilä es una empresa finlandesa proveedora de plantas de generación y también de negocios muy importantes en la propulsión de barcos.

Jean Paul Claisse

Wärtsilä es una empresa finlandesa proveedora de plantas de generación y también de negocios muy importantes en la propulsión de barcos. En lo que es el negocio de plantas de generación, tiene una capacidad instalada de 47 MW y utiliza tecnología de motores modernos de combustión. General Electric genera 23,8 GW, Siemens con 17, Mitsubishi con 4 y Wartsila con 3,2GW. De ahí su importancia. Lo singular de esto es que Wärtsilä es el único que compite en ese mercado con tecnología de motores. Ese mercado singular, en ese mercado de plantas de generación está un poco basado en la historia y en algunas percepciones de lo que es motores. Wärtsilä ha estado en un escalón superior porque son motores de mediana velocidad, pero se ha despegado ese mercado y hoy en día está compitiendo en el mercado de las turbinas con los resultados vistos. De alguna manera la competencia se produce entre turbina de gas y motores de combustión interna. El arraigo, las diferentes estrategias, el conocimiento, el know how de las turbinas hace que todavía tengan preferencias en la generación con turbinas. Ahora vamos a tratar de discutir un poco respecto a tecnología y ver si logro convencer sobre las bondades de los motores y las ventajas operativas de los mismos. Wärtsilä tiene motores desde 1 MW por unidad hasta 23 MW. Tiene una versatilidad en la utilización de combustibles: desde crudo pesado hasta gases naturales, biocombustibles o combustibles como el LNG. Cada vez que hablamos de generación hablamos de una flexible y si uno pudiera soñar y pudiera elegir qué quisiera, uno quisiera una fuente de generación en potencia base o con carga intermedia, poco recorte, y que además pueda tener frecuencias de arranques y paradas sin tener impacto en los mantenimientos, o además una reserva no rotante y no tener que evaluar si voy a utilizar máquina en un estado de mínimo técnico para evitar gastos adicionales de parada o arranque, y obviamente, flexibilidad de combustibles, cambios instantáneos y máxima eficiencia. Bueno Wärtsilä tiene un producto que cumple con todos estos aspectos.

Agilidad de despacho. Los motores tienen un arranque muy rápido. A partir del minuto empiezan a despachar energía. En 5 minutos alcanzan el 100% de la potencia de una unidad, de 10 unidades o de 20. Paradas rápidas también, horas de funcionamiento y paradas irrestrictas, alta confiabilidad, acceso remoto del operador, incluyendo arranque y parada y capacidad de arranque en negro. Bajos costos de generación. Basados en su alta eficiencia (46% en ciclo abierto y 50% en ciclo combinado), alto despacho con baja emisión de CO2, wide economic load range, múltiples unidades, cualquier potencia con alta eficiencia, tolerancia a la altura y temperatura, garantiza alto despacho. Bajos costos de mantenimiento, no influenciados por los arranques y paradas o la operación cíclica. Bajo o sin consumo de agua. Alta confiabilidad de planta y disponibilidad. Múltiples unidades garantizan potencia firme, disponibilidad unitaria típica 96%, confiabilidad unitaria típica 99%, confiabilidad unitaria de arranque 99 %. Tamaño y localización óptima. Localización dentro de los centros de carga i.e. cities, flexible, expandible en etapas, baja presión de gas (5 bar). Otra ventaja es que uno puede trabajar por etapas, vamos creciendo mientras va creciendo mi demanda. Fuel flexibility. Gas Natural y bio gases con back up, liquid fuels (LBF, LFO, HFO), fuel conversiones. Bajo impacto ambiental. Bajo CO2 y emisiones locales en toma de carga o carga parcial. Mantenimiento sencillo. Todo el mundo tiene un motor en su auto y esto no deja de ser un motor pero mucho más grande. Todo en uno. Generación en Carga Base; la tecnología es probada en aplicaciones de carga base con 47,000 MW de referencias. Rápido seguimiento de carga en las mañanas, cuando hay un crecimiento importante de la demanda o las tardes. Arranque, carga y parada de las unidades de a una en función de los cambios de la demanda. Peaking durante periodos de alto consumo,

Gas y energía: nuevas tecnologías, investigación, servicios e innovación optimización de los sistemas de generación

balance de fuentes intermitentes, i.e. Wind chasing, arranque, carga y parada rápidamente cuando las condiciones del viento cambian, arranque y despacho de energía en solo 1 minuto, plena potencia en 5 minutos. El mundo está enfrentando un crecimiento muy importante en las fuentes de generación de energía renovables y esas energías renovables no siempre son firmes. Si hablamos de energía solar podemos pensar que durante el día existirá energía pero de noche por supuesto no, pero con el viento no avisa. También tiene arranque en negro rápido en caso de un black out del sistema. Velocidad de respuesta. Los tiempos de toma de carga de una central de carbón podrían a los 50 minutos empezar a tomar potencia, un ciclo combinado tomaría una potencia hasta unos 45 minutos, una turbina industrial en 15 minutos y un motor en 5 minutos. 5 minutos 10 MW, 5 minutos 100 MW, 5 minutos 500 MW. Flexibilidad operativa. Es importante la flexibilidad operativa desde el punto de vista de arranque rápido, toma de carga, flexibilidad de combustibles, operaciones en carga parcial, y eficiencia. Podemos ubicar las diferentes tecnologías que hoy se utilizan para la energía eléctrica. Todos sabemos que la energía nuclear tiene su tiempo de arranque, su poca flexibilidad y su baja eficiencia. El carbón se comporta de manera similar. Los ciclos combinados tienen poca eficiencia porque tienen 30 o más porcentaje que dependen de su ciclo a vapor. Entonces tienen que alimentarlo con vapor que es generado por la turbina de gas, por lo que tienen buena eficiencia pero no tanta flexibilidad. En cambio una planta Wärtsilä a ciclo abierto tiene mucha flexibilidad y una eficiencia respetable, no tan buena como la de un ciclo combinado que se ubica en un 45%. Wärtsilä también tiene ciclos combinados que aún mejoran su eficiencia por encima del 50%, no alcanzando a los ciclos combinados con la mejor aplicación de 8 mil onzas al año a plena carga.

Operación Cíclica desde el punto de vista del operador. Esto es un desafío al cual se está enfrentando cada vez más el mundo como fuentes renovables. El mix de esa capacidad no permite una generación óptima por las velocidades de respuestas y las operaciones en cargas parciales. Hoy día la operación tiene un impacto muy grande en lo que son costos de mantenimiento principalmente porque esa operación cíclica hoy es absorbida con los ciclos combinados y obviamente la mejor fuente sería la eólica en caso de que se tengan reservorios.

Modelos de simulación dinámicos Es por esto que Wärtsilä está proponiendo el estudio de simulación de modelos dinámicos. El software que nosotros utilizamos es el plexus que adoptan los centros de despacho en donde se alimentan con toda la información del sistema de generación, los costos operativos, tienen datos técnicos de la línea de trasmisión, tarifas y precios de combustible. Toda la información se modela en ese sistema y esto da resultados de cuál es la manera más óptima para utilizar el sistema que uno tiene. Además una característica adicional de este sistema Plexus es que además se puede simular escenarios diferentes, esto permite comparar y tomar decisiones. Nosotros proponemos que debiera utilizarse cada vez más y con los desafíos que enfrentamos, intervalos de 10 minutos más que de una hora. Con esta lógica, Wärtsilä hizo un estudio del sistema de generación interconectado de España, que es un sistema grande. El perfil de carga diaria pasa de los 28 GW a los 47 GW. Se utilizó una resolución de 10 minutos, la carga real, o sea datos históricos del 2010 de despacho y también datos de vientos. La flota de generación: la eólica tiene una penetración importante en el sistema (35 GW). En rojo podemos ver los posibles escenarios, de incluir turbinas de gas para cubrir esos cambios, las turbinas de gas a ciclo abierto porque tiene velocidad de respuesta y también los motores Wärtsilä en 3 escenarios diferentes: 3GW, 6 GW, 9 GW. Y también 4 situaciones posibles: sin viento, con viento, con viento moderado, con alto viento y la plantas Wärtsilä.

Wärtsilä trabaja en la simulación del sistema eléctrico boliviano con información histórica del despacho del CNDC y utiliza planes estratégicos de expansión del CNDC

Jean Paul Claisse

En este ejemplo, vemos como los ciclos combinados que están en rojo están cubriendo gran parte de esos tipos que se ponen en la inercia con la resolución de 10 minutos en un caso de que no hay viento. Aquí el viento combinado aparece. Los ciclos combinados aun tienen más tipos porque el viento genera más picos por la intermitencia. En el tercer caso vemos con alta perfección de viento, los ciclos combinados aun más deprimidos y cubriendo también los picos. El caso cuarto, con alto viento y 3 GW instalados de Wärtsilä. Si comparamos lo que es el sistema normal, actual, comparado con el sistema integrando las solución Wartsila, ¿Cuál es el ahorro que se produce del sistema integrando estas fuentes de generación rápidas y flexibles?, en el caso 3 de alto viento, es la línea base con la adición de 3GW, tenemos un ahorro de 2%, que representan $us 221 millones al año. Con la adición de 6 GW tenemos un ahorro de 3% y con 9 GW un ahorro del 4,3%. Estas ventajas son operativas, porque no tienen en cuenta que además de estas ventajas de ahorro también existen ventajas que los ciclos combinados, que también están funcionando, lo harán en una demanda más base, sin tanto sobresalto. Esa demanda base va a permitir que el ciclo combinado trabaje en su máxima eficiencia y aporte un ahorro mayor. El ciclo combinado tiene que estar en el sistema trabajando para lo que esté diseñado, en carga base, muchas horas sin variación de carga que da su costo de operación y mantenimiento. En resumen los beneficios de la producción flexible en el sistema son: Más producción intermitente, puesto que puede ser instalada, caso 3 vs caso 4. La eficiencia total del sistema es incrementada. Perfiles de carga más estables para los CCGTs. Reduce la operación cíclica y los daños para los CCGTs. No hay plantas funcionando en carga parcial, en espera de la producción intermitente y menor requerimiento de reservas rotantes. Permite a otras plantas funcionar a plena carga y alta eficiencia. En conclusión: se gasta mucho dinero por la operación ineficiente por carga parcial y por ciclado. El ciclado no solo incrementa los costos de mantenimiento, sino que también acorta los pe-

riodos de vida y muchas veces genera daños catastróficos en este tipo de proyectos. Otras de las conclusiones es que existe una tecnología que permite la optimización del sistema y la reducción de costos.

Análisis de sistemas locales Ya hablamos de lo que es España. Wärtsilä está trabajando en la simulación para el sistema eléctrico boliviano con información histórica del despacho del CNDC y también utilizando los planes estratégicos de expansión que elabora el CNDC incluyendo las adiciones de potencia tanto hídrico, como en las termoeléctricas. Aquí no tenemos el componente eólico, pero si tenemos varios escenarios a evaluar y esos escenarios dan diferentes estrategias de operación. En los escenarios que estamos evaluando, todavía no tenemos los resultados y además corresponde compartirlos con el CNDC antes de mostrarlos, pero los escenarios son: disponibilidad de agua termal (hay época de seca y de lluvia donde en la de lluvia la base del despacho es lo hídrico y en la seca es lo térmico), también con valores de gas combustible. Esto es un tema que es interesante porque uno puede ver el verdadero valor de esta tecnología, utilizando el valor de 1,3 dólares el millón pie cúbico como también utilizando valores de costo de oportunidad. Cada molécula de gas que uno pudiera ahorrar para generar energía eléctrica tiene un mercado potencial donde vender. Nosotros los argentinos necesitamos ese gas y tenemos un contrato en el cual estamos obligados a pagar 10 dólares por el mismo volumen. Entonces hay un mercado potencial que a Bolivia le agregaría muchísimo valor no solo utilizando nuestra tecnología, sino recurriendo a lo más importante que es la eficiencia energética, eficiencia en el consumo y eficiencia en la generación de energía eléctrica.

analistas

Iver Von Borries

Socio de Wayar & Von Borries Asociados Es abogado y docente de maestría en diferentes univerdisdades. Fue asesor de la CAF, BID, Transredes SA y Total.

Carlos Sánchez

Presidente de la Sociedad de Ingenieros Petroleros de Bolivia Ingeniero petrolero, enfocado en producción, perforación y procesos de plantas de gas. Decano de la Facultad de Gas y Petróleo de Udabol.

Conclusiones / I Panel

Existen elemento que deben ser reglamentados y se tiene que definir cual es el verdadero alcance de la inversión nacional versus extranjera y como se la va a priorizar

Iver Von Borries

Hay dos falencias que considero deben ser mejoradas para el fácil desarrollo de la actividad. En primer lugar está el tema de la consulta pública en alguna TCO que por falta de la reglamentación existente se ha dilatado bastante este proceso. La siguiente es la fluidez que se necesita para la obtención de las licencias ambientales, por la misma naturaleza de que estas licencias son emitidas por la tuición de más de un ministerio y se ha convertido en un proceso lento. Hay que preservar el medio ambiente, pero hay que darle la agilidad necesaria para poder ver los resultados y por ende se logre lo que se busca que es exploración.

De acuerdo a la aprobación normativa que se conoce en derecho, es fundamental saber que existe orden predeterminado y la jerarquía normativa que debe seguirse. En este sentido, la Constitución Política del Estado, de acuerdo a lo que establece su artículo 400, se constituye en la norma suprema del ordenamiento jurídico y se entiende que ninguna norma de inferior jerarquía debe contradecir lo que la Constitución establece. Pero la ley 3058, el decreto supremo de nacionalización de mayo de 2006, y posteriormente en febrero de 2009, la Constitución, tenemos que no necesariamente las normas predecesoras van en línea con lo que la Constitución establece.

Cuando hablamos de investigación, innovación y nuevas tecnologías, nos estamos refiriendo al futuro energético y probablemente al siguiente paso que nosotros daremos como país. Sin embargo, para esto tenemos que hacer mención a cómo andamos en la perspectiva jurídica y cuál es la normativa actual en el país cuyas particularidades se han venido suscitando a la luz de los cambios de timón que se han dado en los últimos años.

En este sentido, tenemos una necesidad urgente de alinear toda la normativa que está por debajo de la Constitución para que vaya de la mano con lo que la misma establece. Existe la apremiante necesidad de aprobar una nueva ley de hidrocarburos que justamente alinee todos sus preceptos en contra de la Constitución que existen en algunas disposiciones, así como toda la otra normativa.

Hay un desfase cronológico en base a la normativa que estamos utilizando. La ley de Hidrocarburos 3058 promulgada en mayo de 2005, establece un nuevo régimen e incluye un artículo de mucha importancia que hace referencia a la propiedad de los hidrocarburos que a diferencia de su predecesora la ley 1689, establecía que la transferencia de la propiedad se daba en boca de pozo.

Otro punto importante en el marco de lo que es investigación, desarrollo, tecnología, está el tema de la inversión. Si bien es cierto que hay que premiar la inversión nacional, también es cierto que la Constitución establece que se priorizará la inversión nacional versus la extranjera y adicionalmente se establece que en tema de arbitraje internacional, a través del articulo 366, no se puede ir a foros extranjeros.

La ley 3058, producto de un referéndum rectifica esta posición y establece que la propiedad no pasa a manos de un privado sino que es el Estado a través de YPFB, el que se encarga de comercializarlo. Un año después se promulga el Decreto Supremos 28701 de Nacionalización de los Hidrocarburos que establece las pautas así como ordena un cambio de régimen contractual a los contratos previstos por la ley 3058 y finalmente, algunos años después en febrero de 2009, tenemos la promulgación de la Constitución Política del Estado.

Adicionalmente, mencionar como último punto la salida de Bolivia del Ciadi que era un mecanismo que ofrecía cierta garantía jurídica. Entonces, estos son algunos de los elementos que consideramos necesitan urgentemente ser reglamentados, definir cual es el verdadero alcance de la inversión nacional versus extranjera, en qué sentido se la va a priorizar entendiendo que esta última muchas veces va de la mano del desarrollo de las nuevas tecnologías y además, entendiendo que es importante la inversión de capitales extranjeros así como fomentar también, el crecimiento de la industria nacional.

Conclusiones / I Panel

Estas pequeñas precisiones que hacemos nos ubican en el marco jurídico actual y simplemente para concluir, es necesario modificar la ley de hidrocarburos y en segundo lugar, reglamentar todos los temas concernientes a la inversión para crear un ambiente más propicio para la inversión extranjera para la exploración que nos permita tener mayores

reservas, incrementar la producción, y finalmente materializar el sueño de la industrialización en un ambiente en el que Bolivia reciba los ingresos que merece, pero que a la vez todos tengamos seguridad jurídica, tanto inversionistas nacionales como extranjeros.

Antes hubo buenas campañas, con intensas actividades exploratorias que permitió tener buenos prospectos para el desarrollo estructural del bloque subandino

Carlos Sánchez

Actualmente, con tecnologías nuevas se ha entrado en la parte de 2D y 3D para definir la ubicación del pozo exploratorio a perforar. Sin embargo, habría que señalar que antes había buenas campañas, con intensas actividades exploratorias que permitió tener buenos prospectos para el desarrollo estructural que es lo que contamos en el bloque subandino.

En cuanto al enfoque del ingeniero Menacho, es una llamada de atención para formar empresas nacionales fortificadas. Tenemos capacidad técnica y mano de obra calificada para desarrollar grandes proyectos, tal es así, que muchas empresas nacionales están prestando servicios en los extranjeros con excelentes resultados.

En ese entonces, no había consulta previa con los pueblos originarios, ni permiso ambiental, lo cual ayudó bastante. Hoy en día contamos con esas dos trabas pero también tenemos tecnología de punta en la parte de sísmica que nos ha permitido predecir esos 50 millones de barriles de petróleo y 1 TCF de gas. Ojalá esto se confirme en 2013.

En cuanto a la política energética de Tarija, esta tiende a llegar con energía a todos los rincones, a gasificar y emplear energías alternativas. El potencial económico que recibe este departamento por el IDH es oportuno para que sea el primero que suministre gas y energía a todos los pueblos de esta región.

Referente a la exposición de Kathia, es muy loable el trabajo en seguridad y cumplimiento de contrato, porque estas nuevas empresas que actualmente están trabajando con el transporte, evidentemente manejan muy bien el control de la medición y compresión, puesto que requiere de mano de obra calificada. Ahora tenemos muchas herramientas que nos permiten ver futuros escenarios y eso también nos da altos índices de seguridad garantizando la provisión nuestros clientes externos. Por eso felicito a la empresa GTB. La investigación y tecnología son retos que tenemos que tomar en cuenta para nuestro futuro, ya que nuestros potenciales vecinos tienen retos importantes para autoabastecerse. Están desarrollando gas no convencional en la Argentina, en Brasil el Presal, entonces eso nos lleva a una reflexión que a partir del 2019 cuando concluya el contrato con el Brasil ¿Qué vamos a hacer con nuestro gas?, ¿A qué mercados externos lo vamos a dirigir? Por eso debemos pensar en el futuro energético, en la comercialización, en el transporte de nuestro gas.

II Panel: Soluciones y perspectivas del mercado energĂŠtico

Jordi Solé

Country Manager de Indox Cryo Energy Actualmente es responsable de mercado en Chile, Argentina, Uruguay y Paraguay en la compañía Indox Cryo Energy. Al interior de esta empresa ocupó los cargos de gerente de área en Europa en el sector de ingeniería industrial mecánica. También desempeñó sus funciones en la empresa Borges Group como responsable de Comercio Exterior, además dicta clases de gestión administrativa de comercio internacional en el Instituto Costafreda.

Transporte on shore del LNG a pequeña escala

Se puede tener GNL on shore de dos formas: la primera con plantas de licuación a pequeña escala y la segunda, a partir de patio de cargas en terminales de importación

Jordi Solé

Nuestra empresa es española dedicada a la recolección de residuos y tratamiento y en el sector de la energía, más particularmente, está especializada en la cadena de suministro de GNL. Desde su origen, la producción del GNL, transporte y almacenamiento y luego, los procesos industriales, domésticos y vehiculares.

sencillo en el cual, primero se requiere un tratamiento y luego a partir de una columna de licuefacción podemos licuarlo a partir del nitrógeno usando el enfriamiento de nitrógeno. A partir de allí se almacena, se carga en cisternas y en caso que sea necesario, podemos suministrar parte de este gas para producir la electricidad requerida en la planta.

Se puede tener GNL on shore de dos formas: la primera sería con plantas de licuación a pequeña escala y la segunda, a partir de patio de cargas en terminales de importación. Primero que todo tenemos que entender que el Gas Natural Licuado, licúa a una temperatura de -162 grados aproximadamente, lo que significa que requiere de un equipamiento especial criogénico.

Hay plantas que están extrayendo el gas de una mina de carbón lo que significa que debe tener un tratamiento muy importante antes de licuarlo. Entonces al inicio de la planta, tenemos el suministro de gas y estamos removiendo lo que sería la humedad, el mercurio y el C02 antes de proceder a la licuación. En este caso particular, la planta está situada en una zona aislada, o sea, también se requiere de su propia energía, por ese motivo se tiene instalado cuatro motores de 1 mega, de los cuales uno está parado de forma estacionaria para algún caso de mantenimiento.

El volumen también se reduce 630 veces aproximadamente, o sea, es una forma muy comprimida de transportar energía, lo que permite almacenarla, transportarla y llevar el gas natural allí donde no está disponible en lo que se llama las tuberías virtuales, que pueden alcanzar distancias de 1.000 kilómetros desde el punto de origen. ¿Qué consideramos una pequeña escala? ¿Cuál es el tamaño de una planta pequeña? Estamos hablando de plantas desde 20 toneladas métricas hasta aproximadamente 300. Normalmente las plantas más pequeñas se utilizan para licuar biogás. Debido al coste de la inversión y la capacidad que puedan tener esas plantas son deficientes ya que el biogás normalmente se vende a precios superiores al gas natural. En cuanto a las plantas un poco mayores, cuanto más grande sea la planta más beneficiosa será la operación, lo que no significa que una planta de 100 toneladas vaya costar la mitad que una planta de 200. ¿Qué no se considera una planta de pequeña escala? Básicamente las plantas de licuación que están situadas en los grandes países productores de gas licuan frente del mar para así suministrar los barcos metaneros y para poderlos llevar a países con necesidades. Para las plantas de pequeñas escala, la tecnología escogida es el ciclo de extracción de nitrógeno. El sistema es muy

Otro es una planta de licuación que se está terminando en Ecuador y es una planta de 200 toneladas al día lo que equivaldría a unos 400 M2, la diferencia con la primera es que obtenemos un gas limpio directamente de tubería, entonces el proceso de tratamiento es mínimo y ya pasamos directo a la licuación y almacenamiento. En este caso está suministrando GNL para 10 cisternas de transporte. De igual manera está produciendo su propia electricidad y tiene los sistemas de almacenamiento que mencionaba antes. A partir de ahí, vamos suministrando las cisternas para hacer la distribución a las diferentes plantas de regasificación. Ventajas y desventajas de utilizar este tipo de plantas Las ventajas más importantes serían: una menor inversión de capital, una alta operación porque al estar trabajando volúmenes relativamente pequeños podemos asegurar parte del suministro incluso antes que el primer contrato. O sea clientes que se comprometen a tomar 20 toneladas de producto día, o 30 o 5. También tienen una fácil operación y su

Transporte on shore del LNG a pequeña escala

mantenimiento es relativamente pequeño al de otras plantas y la cantidad de personas que deben trabajar en la planta es mínima. Los plazos de ejecución también son menores, puesto que estamos hablando que entre 16 y 18 meses se puede tener una planta lista. La simplicidad que tiene la misma planta, básicamente todo el proceso de licuación. Una de las desventajas más importantes en ese sentido sería el consumo de energía. Estás plantas tienen un consumo de energía relativamente elevado comparado con las otras tecnologías que existen actualmente para la licuación. Con el sistema de cascada se está utilizando 0,4 kilovatios por cada kilo de GNL producido comparado por ejemplo, con la extracción de nitrógeno o ciclo Braiton que estamos hablando del 0,68 kilovatios por kilo de GNL. La segunda forma de obtener el GNL sería a partir del patio de cargas en sistemas de terminales. Estas plantas constan de una o más líneas de carga y en cada una se puede llegar a tener una capacidad de carga de 750 metros cúbicos de GNL al día por línea equivalente, aproximadamente unos 450 mil metros cúbicos al día de gas natural en fase gas. Estos cálculos los estamos basando en capacidades de aproximadamente 50 metros cúbicos de GNL por cisterna. El patio de carga está alimentado por una línea de alimentación de GNL, una o más líneas de carga, el sistema de control, un cromatógrafo para poder comprobar qué gas estamos suministrando a los camiones, evidentemente los sistemas de protección de fuego y de gas, dos balanzas comerciales de peso estático porque la carga se realiza por peso no por volumen. Una balanza de peso dinámico requerido, eso significa que va calculando por el eje del camión el peso para que en ningún caso sobrepase las limitaciones locales. El procedimiento de carga es relativamente sencillo. Las conexiones y desconexiones de las mangueras flexibles se las realiza de forma manual pero todo el sistema de carga se realiza por sistema automátizado. El tiempo de carga de cis-

terna es de aproximadamente 90 minutos, incluso menos. Una vez hemos obtenido el GNL y ya sea en el patio de carga o en la planta de licuación, el siguiente punto sería transportarlo y almacenarlo. Las plantas de almacenamiento que hay en el mercado actualmente, están formando entre 5 metros cúbicos de producto y 500 metros cúbicos de producto fabricados en origen, pero evidentemente se puede realizar mayores. Un depósito de almacenamiento básicamente consta de dos cuerpos: uno interior de acero inoxidable, y uno externo de acero carbono y en el espacio que hay en el medio, se realiza al vacío. Si no hay aire no hay trasmisión de temperatura pero lo que también afecta es la radiación solar, por este motivo nosotros estamos instalando un aislamiento que sería la perlita que da propiedades al respecto. Otra forma de almacenar el GNL sería a partir de contenedores de 20, 40 a 45 pies. Estos contenedores son multimodales, o sea que se pueden transportar por tierra, por tren y por mar, lo que da una funcionalidad muy alta. Por ejemplo, una cisterna fabricada transporta aproximadamente 22 toneladas de GNL, es decir aproximadamente 1.150 millones de BTU de energía. El mismo vehículo transportando las mismas toneladas de diésel llevaría 950 millones de BTUs lo que significa que con GNL estamos transportando un 20% más de energía. Para transporte de GNL hay dos tipos de cisternas principalmente, las aisladas o de poliuretano y la cisterna criogénica o aislada al vacío. Una cisterna de poliuretano consta igual que en el depósito de un cuerpo interior de acero inoxidable y luego de 250 milímetros de poliuretano y un embellecimiento de aluminio en el exterior. La cisterna aislada al vacío tiene la misma estructura con un depósito criogénico, o sea un cuerpo interior de acero inoxidable y el cuerpo exterior de acero en carbono y el aislamiento que puede ser de vacío.

Existen dos formas para realizar el trasvase de una cisterna a un depósito criogénico: por diferencia de presión o mediante bomba

Jordi Solé

Diferencias principales entre ambos cisternas El coste de una cisterna de poliuretano es muy inferior al coste de una cisterna al vacío. La carga también es inferior, la capacidad útil si la carga es inferior también podemos cargar más productos, la autonomía también es inferior en el poliuretano, o sea los días que podemos tener el producto es inferior al de vacío. Otra cosa es que las cisternas de poliuretano son menos seguras en caso de accidente por este motivo. España es uno de los pocos países que está utilizando este tipo de cisternas. En España tenemos 250 cisternas circulando en este momento con GNL para suministrar gas a 400 plantas de regasificación. Los datos técnicos típicos para una cisterna con un peso máximo autorizado de 40 tonelada, para una de poliuretano de volumen geométrico de 56,7 metros cúbicos versus la de vacío que sería de 51,3 metros cúbicos. Hay una diferencia de 1600 kilos siendo la presión a 7 bares. La autonomía, que es el factor importante, es 4,10 en la de poliuretano. Hemos tenido en cuenta de que en GNL a medida que va pasando el tiempo va incrementando la temperatura y se va regasificando. Entonces la intención primordial es intentar aislar al máximo posible toda la cadena de suministro. En este sentido, las cisternas criogénicas cumplen mejor con este objetivo. Una cisterna al vacío puede mantener el producto dentro igual que un depósito criogénico entre 20 a 25 días. Hay dos formas para realizar el trasvase de una cisterna a un depósito criogénico: por diferencia de presión o mediante bomba. En el primer caso, básicamente hacemos bajar la presión del depósito de la planta de almacenamiento y entonces con cisternas sacamos la fase líquida una pequeña cantidad de GNL, la cual vamos regasificando o vaporizando y la rein-

yectamos en la fase gas de la cisterna. Entonces cuando la diferencia de presión es suficiente, automáticamente paralizando una descarga. El sistema mediante bomba, normalmente se utiliza cuando se tiene que hacer una distribución parcial de vaciado. Cuando requerimos sacar una cantidad parcial de GNL, necesitamos una bomba que incluye un medidor y que identifica la cantidad de GNL que se está distribuyendo en cada lugar. ¿Cuando hemos terminado con el transporte, qué hacemos con el GNL?. Existen plantas de regasificación y estaciones de servicios. Las plantas satélites de regasificación tienen como objetivo principal pasar de la fase líquida a la fase gas. En cuanto a las transformaciones que sufre el GNL serían: cambio de fase de líquido a gas, cambio de temperatura de menos 160 grados a temperatura ambiente y, una vez que lo tenemos, regulamos y suministramos al cliente. El esquema y principio de estas plantas es relativamente sencillo. Tenemos una boca de descarga con diferencia de presión mediante bomba, el tanque de almacenamiento, las olas de intercambiador de calor, la zona de regulación y orodización y en caso de que fuera necesario también se puede instalar un medidor. Y la zona de sistema de control, con precisión de controles da una variedad bien amplia en cuanto a las opciones que tenemos. Se pueden ver vía online las temperaturas del depósito, las fricciones, los flujos que se están suministrando, o sea toda la planta. Incluso se pueden abrir y cerrar válvulas a remota distancia esto en casos de emergencia. La segunda opción sería para uso doméstico. Básicamente se instalan, como este caso de planta de regasificación en Noruega, la cual está situada en un vecindario en las afueras de la ciudad. Desde allí salen diferentes tuberías que van suministrando gas natural a las diferentes casas. Otro proyecto muy parecido está en el norte de Portugal donde se están

Transporte on shore del LNG a pequeña escala

instalando plantas de regasificación en pueblos, zonas aisladas donde no hay tuberías de gas, y a partir de ahí y a medida que va creciendo el pueblo se incrementa la red de tuberías de toda la ciudad. Otras aplicaciones podría ser plantas de regasificación móviles, que son muy comunes para suministrar gas natural en industrias que solo tienen consumos puntuales. Por ejemplo, que tienen dos a tres meses de consumos muy altos porque tienen que hacer un secado de alimentos, y entonces utilizan estas plantas. Una vez que han terminado las devuelven al cliente. También se utilizan para caso de roturas de tuberías, mientras se va reparando la tubería y el cliente no nota nada. Hay dos tipos de regasificación: la regasificación ambiental y la regasificación forzada. La ambiental usa la temperatura ambiente para hacer el intercambio de calor. Se utilizan dos líneas en paralelo mientras una trabaja la otra va descongelando porque produce durante 8 horas aproximadamente. La regasificación forzada utiliza un sistema parecido al baño maría. Las principales diferencias El costo de implementación es básicamente lo mismo, la confiabilidad es menor en la ambiental que en el forzado porque dependemos de las temperaturas externas. Si en el exterior hay una temperatura muy baja, no hay viento o hay una humedad muy alta, se produce una gran cantidad de hielo, pero en cambio en el forzado, se tiene un consumo de gas que esto en el costo afecta y estamos hablando del 1%. Los clientes potenciales son generadoras de electricidad que en este momento están usando diésel, GLP O Fuel oil. Otras industrias que requieren de otras energías para quemadores seco como por ejemplo cementeras o cerámicas porque tendrán un mejor control de la manera que se suministra el calor a los quemadores con el gas natural que otros combustibles. Otra opción serían los vecindarios en zonas

aisladas y los sistemas de reposición en la red en casos de emergencia o consumos puntuales. También hay la posibilidad de combinar diferentes plantas, o sea, en una misma planta de regasificación se puede tener una de generación de electricidad a partir de motores a gas o una estación de servicio. Otro factor importante sería el tema de la generación de electricidad. Se puede utilizar el gas para suministrar un quemador y al mismo tiempo disponer la misma planta para proveer gas a un motor. En cuanto al sector vehicular, primero me gustaría comentar cuáles son las principales diferencia entre el GNC y el GNL. Como se mencionó el GNL es una forma muy comprimida de tener la energía, estamos hablando de 1 metro cúbico de GNL que equivale a 600 metros cúbicos en fase gas, lo que significa que nos da tres veces más autonomía versus el GNC. Normalmente un GNC tiene una autonomía de unos 350 kilómetros. Con el GNL podemos llegar a los 1.200 kilómetros. El peso del camión en algunos casos es muy importante. El peso del GNC es relativamente elevado comparado con un depósito de GNL. La desventaja es que se necesita un equipo criogénico en el camión y en caso de que no haya un consumo puede quedarse ahí. En cuanto a los beneficios, se tiene que estos combinarían el GNC y el GNL porque al fin y al cabo el motor del camión es exactamente el mismo. La única diferencia es como almacenas el gas, sería reduciendo la contaminación de acústica, que es importante en los recolectores de basura los cuales normalmente trabajan de noche. El potencial de ahorro sería de 50%.

Nosotros tenemos dos conexiones, con una llenamos el tanque con GNL y con la otra lo que hacemos es extraer la fase gas del depósito

Jordi Solé

También hay las verjas experimentales. La utilización de un motor a gas reduce en un 35% las emisiones de CO2 y el smog merma en 95%. Esto hace que las plantas de camiones sean más atractivas. Normalmente el precio del gas natural está a un precio inferior al diésel y esto hace que haya un ahorro por kilómetro. Lo que mencionaba antes es la relación 3 a 1, o sea el espacio requerido es inferior en el GNL y transportas mucha más energía. Esto es por ejemplo, el depósito de camiones que nosotros fabricamos lo estamos solicitando a Mercedes de forma oficial, a Iveco, Renault y Scania. Básicamente lo que tenemos es una pequeña fábrica de regasificación, un depósito criogénico que en la parte trasera tiene un intercambiador de calor. Utilizamos el agua caliente del camión para hacer el intercambio. O sea, hay dos funciones: regasificar y administrar la presión que quiere el motor, y la segunda, refrigerar el agua del camión.

Nosotros tenemos dos conexiones, con una llenamos el tanque con GNL y con la otra lo que hacemos es extraer la fase gas del depósito. Esto hace que puedas llenar el depósito al máximo y aparte que la temperatura interior se va a mantener más baja. En cuanto a estaciones de servicios para suministrar GNL y GNC. Una de las diferencias muy importante que tienen es el costo energético, y también que se puede poner una estación de servicio donde no hay tubería de gas, puesto que se abastece por camión. El coste de compresión sería de una relación 4 a 1, puesto que es cuatro veces más barato realizar el GNC a partir del GNL, que a partir del compresor, no solo por el coste de electricidad sino por el coste de mantenimiento.

Richard Botello

gerente general de Schlumberger Bolivia

Es Ingeniero Industrial. Estudió en la Universidad del Norte Santo Tomás de Aquino. Trabaja en la compañía Schlumberger desde hace más de ocho años desempeñándose en los cargos de gerente de Reclutamiento en México y América Central y Cementación de Apoyo Técnico (InTouch) en París, Francia.

Desarrollo de reservorios no convencionales: El rol de la tecnología

La brecha entre la oferta y la demanda de hidrocarburos es muy pequeña y el índice de crecimiento mundial asegura que este excedente se convierta en déficit

Richard Botello

Nos encontramos en una de las etapas más emocionantes de nuestra industria. ¿De dónde nace este entusiasmo? Surge de la creencia que tenemos de que la brecha hoy en día entre la oferta y la demanda de hidrocarburos es extremadamente pequeña y el índice de crecimiento mundial asegura que este excedente se convierta en déficit a no ser que ocurra algún cambio sustancial en la industria. Es este cambio el que llena a Schlumberger de entusiasmo. Es evidente que los hidrocarburos fáciles ya fueron descubiertos y se explotaron y lo que nos queda hoy en día son los recursos difíciles, uno de los que más se habla hoy en día son aquellos que yacen en aguas profundas o los que están atrapados en las rocas madres. Para explotar estos recursos la dependencia de nuestra industria es enorme en cuanto a los avances tecnológicos, Schlumberger es una empresa de que se orgullece en liderar la industria de servicios precisamente por la innovación tecnológica, es este motivo el que nos llena de emoción al enfrentarnos a la situación actual de la industria. Desarrollo en campos no convencionales Hablar del desarrollo en áreas no convencionales es hablar de tecnología por que van muy ligadas de las manos. Los desarrollos de shale gas y de shale oil han sido principalmente hasta muy poco tiempo un fenómeno que se vio en Norteamérica. Estos recursos fueron los responsables de la transformación de la industria energética en Estados Unidos, si retrocedemos 11 años, en el 2000 solo teníamos tres establecimientos de shale gas, de estos yacimientos el más famoso era el de Barnett porque fue el que probó al mundo que las reservas de este recurso podrían ser explotadas de una manera económicamente viable. Al tener las lecciones aprendidas en Barnett, nos ha permitido que la curva de riesgos se reduzca significativamente. En los últimos 10 años, la producción de Norteamérica en lo que es shale ha crecido de 0 hasta lo que es hoy en día 3TCF por año.

En la actualidad gracias a estas fuentes no convencionales los Estados Unidos se ha convertido en uno de los productores de gas más grandes del mundo. En el transcurso de los 10 años que vemos acá, han pasado de tener 3 yacimientos que estaban en estudios a tener más de 20 yacimientos que están en explotación hoy en día. Otro detalle importante es que se siguen descubriendo nuevos reservorios día a día en shale gas. En los últimos meses hemos visto un crecimiento de nuevos yacimientos como son Utica que se encuentra situado al noreste de Estados Unidos y por la estimaciones y pronósticos iniciales, se cree que Utica es un yacimiento más grande que Marcellus y el potencial de producción es más alto. El panorama también esta cambiando con los yacimientos shale en líquidos, tal como Eagle Ford que se encuentra al sur de Texas. En estos dos últimos años se ha hecho evidente que este nuevo recurso, no solamente se encuentra en Norteamérica. De acuerdo a las estimaciones de la Agencia Nacional de Energía hay alrededor de 30 mil trillones de pies cúbicos de reservas potenciales de gas en todo el mundo, de los cuales alrededor del 45% son no convencionales. Este número cambia casi día a día, porque se vienen descubrimientos de nuevos reservorios. El fenómeno del gas no convencional ya es internacional. Las regiones que más se nombran actualmente son de África al norte, Polonia, India, China y Argentina. La participación que tiene Schlumberger es prácticamente en todos estos yacimientos, para el caso de Latinoamérica estamos presentes en México, Colombia y Argentina. Como empresa nuestro objetivo es llevar al plano internacional todos los conocimientos y la tecnología utilizados en América del Norte para acortar el ciclo entre descubrimiento y el desarrollo. Reservorios No convencionales Los reservorios no convencionales básicamente son formaciones con cualidades naturales de reservorios pobres, esto

Gas y energía: Nuevas tecnologías, investigación, servicios e innovación

se debe al hecho de que están compuestos por partículas extremadamente pequeñas. Tienen baja porosidad y la permeabilidad es muy pobre. Para darnos una idea de lo que significa la permeabilidad es cerca de 1 millón de veces menor a lo que es un reservorio convencional. Por décadas se supo que estas formaciones contenían hidrocarburos pero hasta hace muy poco se conocía la tecnología capaz de liberar el potencial de estos reservorios de una manera económicamente viable. Un factor crítico que por lo general se pasa por alto es que cada formación de shale es diferente y compleja, existen porciones con variada composición. Pueden ser ricas en calcita, carbonato, arcilla, o cualquier combinación de estos elementos. Por este motivo cada rutina necesita un tratamiento diferente para poder explotar el recurso de manera económica. En un principio se pensaba que solo el hecho de aplicar fuerza bruta y utilizar más potencia hidráulica para crear mayor cantidad de fractura era la mejor manera de producir, más tarde descubrimos que esta teoría no era la correcta, el modelo de fuerza bruta. Es necesario hoy en día que los yacimientos de shale se perforen y se pongan en producción de una manera altamente eficiente. Esto significa que se debe perforar la mayor cantidad de pozos en el menor tiempo posible y maximizando el contacto de estos con el reservorio. En otras palabras deben perforarse los pozos horizontales de manera eficiente. Luego debemos estimularlos con la utilización de la tecnología conocida como la fractura hidráulica. Durante este proceso se bombea grandes volúmenes de agua que junto con granos de arena y pequeñas esferas de cerámicas bajo las condiciones de alta presión, este fluido produce una grieta en la formación y cuando se apagan las bombas las facturas inducidas tienden a cerrarse por la caída de presión, sin embargo, los granos de arena que he-

mos inyectado y las esferas de cerámica evitan el cierre por completo de estas fracturas que quedan abiertas. A través de estas fracturas, los hidrocarburos que están alojados en las lutitas pueden salir. Actualmente un pozo requiere entre 10 y 20 etapas independientes, sin embargo, es importante que para cada fractura requiramos aproximadamente 3.000 m3 de agua bombeada a una tasa de 70 barriles por minuto que son equivalentes a 100 mil barriles por día de agua, entre 200 a 400 mil kilos de arena a una presión de 13 mil PSI de bombeo. Por estos datos podrán imaginarse que esto es una operación enorme y tremendamente costosa. A través de los años hemos descubierto que la duración de la factura es más importante que el número de facturas. Ahora tenemos que entender un poco la calidad del reservorio y la completación. El secreto para liberar las reservas de shale de una manera económica comienza con la compresión completa de l reservorio. Schlumberger ha desarrollado un plus de trabajo multidisciplinario que contiene dos partes diferenciadas. La primera parte, es la caracterización de reservorios, el objetivo de esta parte es localizar el reservorio, comprender los tipos de arcilla y minerología, determinar el contenido orgánico, determinar la permeabilidad, porosidad y la presencia de gas libre o líquidos. Estas mediciones generalmente se realizan a través de registros eléctricos y de la extracción de muestras de coronas junto al pozo. Dado que estas partículas son muy pequeñas, los estudios de corona deben realizarse con microscopios electrónicos de barrido y dispersión de rayos X. Una vez que el reservorio queda determinado que tiene la calidad suficiente desde la perspectiva de la roca la segunda parte del trabajo consiste en determinar la calidad de la completación de la roca.

Durante la fractura de reservorios inyectamos arena con esferas como apuntalantes para mantenerlas abiertas, los fluidos del reservorio fluyen alrededor y dentro del pozo.

Richard Botello

El termino calidad de completación significa esencialmente que tan bien responderá esta roca los tratamientos de fractura y cómo va interactuar la factura con los fluidos de fracturamiento. En parte esta operación se realiza con la tecnología de registros eléctricos, con medidas de perfiles de tres sobre las muestras de estas coronas, por ejemplo, si las lutitas son ricas en hermetitas, serán muy maleables y cuando se fractura la roca no agrietará sino se deformará, esto significa que la roca no responderá a la fractura y que la permeabilidad no se podrá crear. Schlumberger ha estudiado más de 15 mil metros en coronas de shale en nuestro laboratorio que tenemos en Estados Unidos y ha realizado más de 2.000 registros eléctricos en pozos horizontales pilotos de reservorios de shale, a través de la integración de toda esta información, podemos determinar rápidamente la calidad del reservorio y de la completación y desarrollar un producto integrado que identifica la zona que se fracturará. El resultado que arroja el hub de trabajo son dos mapas topográficos. El primero identifica las regiones que poseen más buenas características del reservorio, cuanto más alto es el pico y más puro el color rojo, mejor es la calidad del reservorio. De igual manera, el segundo mapa se ha preparado para identificar las áreas donde hay buena calidad de completación del reservorio. Los tratamientos de estimulación solo deben realizarse cuando coincide la buena calidad de reservorio con la buena calidad de completación, para encontrar estas zonas lo que hemos hecho es combinar los mapas topográficos, identificamos las regiones correctas del reservorio para proceder con la fractura hidráulica. Las regiones con calidad pobres de reservorios y completación hay que desestimarlas directamente, las regiones con buena calidad de reservorio y con buena calidad de completación son las que hay que atacar, y las de buena calidad de reservorios y pobre calidad de completación eventualmente

podrán ser explotadas superando ciertos desafíos de ingeniería. Mientras hablaba sobre flujo de trabajo, mencioné que extremadamente importante comprender las propiedades mecánicas de las rocas y los perfiles naturales de estrés, las mejores fracturas que pueden inducirse en las formaciones son las que llamamos fracturas complejas, estas son las que se irradian en todas las direcciones desde el pozo y crean una red amplia de conductividad, las perores facturas son las que se propagan de forma lineal y las que conllevan una conductividad baja del reservorio hacia el pozo. El propósito de estas explicaciones es que realizar fracturas ciegamente no se generaran los mejores resultados como habíamos dicho antes, solo con un enfoque multidisciplinario y con la integración de todas las medidas disponibles las fracturas podrán colocarse de manera optima y se darán las fracturas de bajo desempeño. Técnica de Fracturamiento HighWay Durante el proceso de fractura de los reservorios inyectamos arena con las esferas como apuntalantes para mantener abiertas estas fracturas, los fluidos del reservorio fluyen alrededor de estos y dentro el pozo. Con los años hemos realizados experimentos en diferentes tipos y tamaños de apuntalantes para tratar de mejorar la conductividad de la red de fractura pero se pensaba que había una limitación teórica que no se podía superar. Luego de 7 años de estudios Schlumberger desarrolló la tecnología HighWay de fracturamiento, esta técnica envía pulsos de agentes de sostén a la formación y crea pilares que mantienen abiertas estas fracturas, esto mantiene canales más abiertos para que el fluido fluya en el reservorio. Es un camino abierto, como si fuera una autopista. En la etapa de prueba de esta técnica, se realizaron traba-

Gas y energía: Nuevas tecnologías, investigación, servicios e innovación

jos para YPF S.A. en el enorme campo de gas de la Loma de la Lata en Neuquen, en resumidas cuentas la producción inicial de gas fue de un 63% mayor de lo que se esperaba. Para aquellos que estén interesados en ahondar más en los conocimientos de esta operación pueden encontrarlo en el papel técnico que se escribió TSP 5034. Esta tecnología Highway también se aplicó exitosamente en la formación Eagle Ford, los pozos que se fracturaron con Highway producen 100% más que los pozos fracturados con agua y aproximadamente un 50% más que los pozos fracturados con fluidos híbridos. Para concluir me gustaría hacer énfasis en 4 puntos clave, cada formación de shale es única y diferente por lo que no pueden tratarse de la misma manera, las operaciones de producción de alta eficiencia son críticas para lograr que los

proyectos sean económicamente viables, el desempeño del pozo se maximiza cuando se utiliza el hub de trabajo completo, es decir, evaluar la calidad del reservorio y la calidad de la completación para seleccionar los intervalos óptimos de fractura. La realización de la fractura con el tratamiento correcto puede mejorar significativamente el desempeño del pozo y producir un alto impacto sobre la perforación total. El sector de servicios ha jugado un papel preponderante en el desarrollo de tecnologías que nos permiten extraer los recursos no convencionales de manera eficiente y económica, el objetivo para el futuro, para Schlumberger, será que nuestras inversiones e investigación y desarrollo e ingeniería conlleven a producir un cambio fundamental en la eficiencia de las fracturas.

Kathya Diederich

presidente de GTB SA

Cuenta con una Maestría en Business Administration en IAE Business School, Buenos Aires. Anteriormente ocupó los cargos de gerente de Logística y Contratos, gerente de Desarrollo de Negocios en la empresa Gas TransBoliviano. Además fue jefe de Comercialización de Gas Natural en la empresa Petrolera Chaco SA.

Seguridad de cumplimiento de entregas en el transporte de gas natural

Se requiere un sistema de medición adecuado. Estamos hablando de transferencia de custodia entre países, razón por la cual estamos certificados por la ISO 1012

Kathya Diederich

Cuando existe un bien comercializable como es el gas natural, tenemos el productor y el mercado. La importancia de esto es que lleguen a acuerdos entre las partes, de interés común. En algunos casos tienen que ser bilaterales cuando se habla de venta a país, y una vez estos acuerdos están constituidos, es necesario determinar la mejor forma de que este producto llegue al mercado. En el caso del Gasoducto Bolivia – Brasil (Gasbol), fue un transporte de gas por ductos. Una vez definido eso es menester una concatenación de esfuerzos, que seguramente incluirán acuerdos bilaterales, estudios de factibilidad, necesidad de oferta, análisis de inversiones requeridas en las diferentes etapas de la cadena: exploración, producción, transporte y mercado. Esto tiene que cerrarse con el respaldo a esas inversiones a través de los contratos de previsión del gas, los contratos en firme de transporte, y cláusulas contractuales que figuran en esas inversiones. En el caso del Gasbol se ha tenido una parte exploratoria de reservas y de producción, además de desarrollo de campos por la parte boliviana. En cuanto a la demanda de Brasil, se ha tenido el compromiso del incremento de gas en la matriz energética de gas de ese país, que pasó de un 4 a un 12%. Entonces, esto se materializó con la construcción de infraestructura, que es el Gasbol. Este gasoducto nace en Río Grande en Santa Cruz y llega hasta Puerto Alegre en el sur de Brasil. Es un gasoducto de 3.500 kilómetros, tiene un diámetro de 32 pulgadas y cuenta con 14 estaciones de compresión. Esto muestra un poquito la evolución de esta relación comercial entre ambos países, de los volúmenes transportados por el gasoducto y cuales fueron las fases necesarias para aumentar esta capacidad. El desarrollo se ha generado en 12 años de relación. No se da en el corto plazo y se ha acompañado ese desarrollo con las inversiones, según el requerimiento del mercado y lo que está establecido en los contratos.

Los contratos de transporte, con las obligaciones de entrega, garantizan este inicio de relación bilateral. Son bastantes estrictos y tiene estipulaciones de cumplimiento diario, en cantidad como en calidad. Se requiere de un sistema de medición adecuado. Estamos hablando de transferencia de custodia entre países, razón por la cual estamos certificados por la ISO 1012. Gas TransBoliviano (GTB) no ha tenido incumplimientos debido a problemas en su sistema de transporte, y esto lo vamos corroborando anualmente con una muestra de satisfacción al cliente que hacemos en la cual, en los últimos años de manera consecutiva, mantuvimos una puntuación bastante elevada respecto al servicio de transporte. ¿Cómo logra esto la empresa? Gestionando las inversiones necesarias de capital para la continuidad operativa, generalmente se trata de inversiones regulares de reemplazo de equipos o de mantenimiento. Hace tres años la empresa encaró el proyecto del cruce de Río Grande que tuvo una inversión total de $us 33 millones, que consistió en línea regular de 3.000 metros y cruce dirigido de 2.700 metros en el lecho del Río Grande. Previo a estos trabajos, se realizó una interconexión sin interrupción del servicio con la técnica del Hot Tap. Para poder lograr esta seguridad en el suministro, la empresa se basa en seis aspectos importantes: El primero es la gestión de mantenimiento, que comienza con un monitoreo continuo de los equipos y de los sistemas. Nos medimos con niveles de confiabilidad y disponibilidad de estos equipos que están arriba del 98% y principalmente se desplega una constante estrategia y filosofía de vanguardia en gestión de mantenimiento. En GTB se entiende el mantenimiento basado en confiabilidad y en condición, que nos ha permitido incrementar el uso de horas máquina. Se trabaja mucho en el tema de metrología, integridad de ductos y buscando siempre

Seguridad de cumplimiento de entregas en el transporte de gas natural

acuerdos estratégicos con los fabricantes para una provisión de repuestos para atender cualquier necesidad que pudiera surgir. El segundo punto importante es sin lugar a duda la tecnología. Gas TransBoliviano tiene tecnología de punta en todas las instalaciones tanto en la parte de ductos como en la parte de compresión y en todos los equipos requeridos. Se hace un monitoreo y control de las variables críticas de la operación, condición del equipo y atención predictiva de las fallas. Se trabaja en la optimización de tiempos de respuesta a las fallas no predecibles, y se cuenta con tecnologías de comunicación como el sistema SCADA. Otro punto tiene ver con el cumplimiento diario de las simulaciones. Contamos con un software para efectuar estas simulaciones, buscando siempre optimizar el uso de los recursos, tanto gas combustible como en las horas - máquinas. También tenemos un manejo adecuado del sistema, puesto que este mismo software nos permite administrar las simulaciones en caso de paros que sean necesarios o de alguna operación en el día que tenga varias variables con las cuales podamos optimizar en todo momento, el cumplimiento del cliente y el flujo de gas que estará disponible ese día, con lo cual se tratará de minimizar los impactos tanto en la producción como en la entrega al mercado. Dentro de esa operación diaria respecto en cuanto al manejo específico del stock que esté calculado en base a condiciones particulares que se denominen cada día, las variables que se consideran son: propiedades y descomposición del gas, temperaturas (ambiente, suelo, gas), presiones (succión, descarga), cantidades a ser transportadas, unidades/estaciones disponibles, cambios en las nominaciones y requerimientos especiales. Este stock se lo utiliza como un back up para minimizar el riesgo de incumplimiento en caso de falla de las unidades de GTB o algunos problemas que pudiera existir en el sistema.

El tercer punto, tiene que ver con la operación misma del sistema. GTB tiene en sus seis estaciones dos de medición y cuatro de compresión. Cuenta con personal asignado que tiene una supervisión 24 horas al día en la operación del sistema. Estos operadores son especialistas porque son capacitados tanto para el área de medición como de compresión para atender todas las demandas de la estación en general. Esto además, es acompañado remotamente vía SCADA las 24 horas en la sala de control en las oficinas. Indudablemente todo esto no sería posible sin contar con un personal altamente calificado para lo cual se tiene capacitación y actualización permanente en operación y mantenimiento de los diferentes tipos de equipos. Se hace prevención y corrección de fallas, después de cada turno se tienen talleres de análisis de fallas y para evaluar como se pudo haber hecho mejor. Se trabaja mucho en el know how que sea trasmitido por ejemplo a los fabricantes a fin de que el personal que esté en la planta pueda responder y atender necesidades de emergencia con lo cual se reducen los tiempos de reposición de las unidades ante cualquier circunstancia. Finalmente, el otro punto que también cuidamos mucho es el tema social y la relación con nuestros vecinos. Trabajamos bajo una perspectiva social. Tenemos un plan de gestión de inversión, puesto que se trabaja mucho en la construcción de la confianza para desarrollar proyectos sostenibles y los resultados de estos es que en 12 años de operación continua no hemos tenido interrupciones por conflictos sociales.

Conclusiones Las conclusiones serían que primeramente tiene que existir este esquema de relación comercial satisfactoria entre las partes que además se refrenden en compromisos contractuales. Las posibilidades de productor con las necesidades del mercado tienen que ser combinadas continuamente. Los mercados son dinámicos, van cambiando y también la oferta. El cumplimiento del suministro requiere un control y monitoreo constante de la operación y también un compromiso de gestión con el cliente que se

traduce en las decisiones que se toman tanto a nivel de Capex y Opex, a fin de que la prioridad sea esta garantía de suministro. Un punto importante es que el cumplimiento es esencial para el mercado. Definitivamente esto mide la cara y la visión del país respecto al cliente. Consideramos que GTB proyecta en Brasil una imagen de eficiencia y calidad al prestar estos servicios con esos niveles de no obtener fallas y presentar una garantía del suministro desde el punto de vista de la logística.

analistas Pedro Torquemada

Presidente de YPFB Chaco SA Es Ingeniero petrolero, trabajó en YPFB, Halliburton Services Reservoir, YPFB Andina, Repsol y Empresa Petrolera Chaco.

Orlando Vaca gerente general de BG Bolivia Trabajó en Schlumberger por casi 20 años, en varios países de América y África. Se une a BG Bolivia en diciembre de 2010.

Conclusiones / II Panel

Somos deficitarios de combustibles y ahora de energía también, esto es una alternativa para cambiar la matriz energética. El uso del LNG requiere de algunos retos.

Pedro Torquemada

Somos deficitarios de combustibles y ahora de energía también, esto es una alternativa para el cambio de la matriz energética. El uso del LNG es muy importante pero requiere de algunos retos para todos nosotros.

alguna manera iniciar una cultura de consumo alternativo. También tenemos un proyecto muy grande para una planta de GLP que es otro de los combustibles que estamos utilizando.

El primero es que debemos contar con una cultura de consumo de combustibles alternativo y evaluar el impacto que tendrá en el parque vehicular. Necesitamos darle mayor versatilidad y valor agregado interno dentro del país a nuestro gas, por lo tanto las entidades que están encargadas de regular el uso de combustible y de dotar a las poblaciones alejadas de mejores sistemas deben tomar mucha atención de este tipo de presentación que muestran las alternativas que son rápidas y más económicas que los megaproyectos que se quieren implementar.

Entonces, es hora de implementar este proyecto de manera que cuando se cambie la matriz energética en unos 4 a 5 años, esta planta este trabajando a full o las dos plantas que tenemos programadas, tengan el combustible necesario y paralelamente esté desarrollado toda la infraestructura para dotar a los vehículos y domicilios con este combustible.

Con los temas de exportación, debemos mejorar el futuro de nuestros propios habitantes. Las entidades que regulan el mercado del gas deben viabilizar de alguna forma la implementación de proyectos pilotos del LNG que va permitir de

Es muy importante tomar en cuenta esas alternativas y creo que España es un ejemplo a seguir, es difícil, es complicado. Se requiere de mucho esfuerzo económico, principalmente, en vehículos que es uno de los problemas más grandes que tenemos. Eso es lo que puedo comentar. Ha sido una exposición excelente, por sí misma ha mostrado todo.

Cada vez es más difícil contar con recursos, puesto que tenemos que ir al mar profundo, en condiciones extremas en los polos o en la jungla. Shale gas es uno de ellos

Orlando Vaca

Cada vez es más difícil contar con los recursos, puesto que tenemos que ir al mar profundo, en condiciones extremas en los polos o en la jungla. Shale gas es uno de ellos. En el 2000 se han encontrado tres yacimientos en Estados Unidos. Hoy, estamos hablando de 23. Las reservas de gas que hay en el mundo son 30 mil TCFs, de las cuales el 18% están en shale gas. Es una cantidad considerable, por lo tanto, se ha comenzado a explotarlo en países como Estados Unidos que es el pionero, utilizando la estructura que tiene, operacional, de eficiencia. Cuando se inician en estos tres campos, se pensó que era con fuerza bruta, con perforación hidráulica con alta presión, inyectando arena y así obtener el gas. Permeabilidad y porosidad en el reservorio son dos cosas muy distintas, porosidad son los lagos, permeabilidad son los ríos. Lo que se quiere es mejorar a esos ríos para poder extraer creando fracturas y dejando la arena abierta. Se creyó que con fuerza bruta era suficiente pero fuimos aprendiendo de que no era eso la gran solución, de ahí es que viene una logística que es la que mencionó Richard Botello. Definitivamente sí, hay que perforar muchos pozos horizontales para que sea económico, de la manera más eficiente para evitar mucho tiempo de contacto a la formación. Al ser pozos horizontales se complica más, tiene que haber más tecnología pero no solamente en la preparación o en la construcción, ya comenzamos a hablar del estilo de fracturamiento que se va a dar. Cuando nos habla de la logística no solamente nos habla de que hay que perforar muchos pozos, en dos semanas tienen que haber de 8 a 12 listos para ser fracturados. Cada pozo para ser fracturado necesita entre 10 a 20 etapas de fracturamiento. Cada fractura necesita 3000 m3 de agua para ser bombeados a 70 barriles por minuto, y necesitan de 200 mil a 500 mil toneladas de arena cada fractura. Algo muy interesante que nos dice es que para que esto de re-

sultados tiene que haber una definición para entender bien al reservorio. En este momento en Estados Unidos 21 yacimientos de lutitas se conocen y cada una es diferente por más que sean vecinas. Dice que el éxito de una fractura es identificar qué tipo de lutita y formación es, porque sino uno va aplicar sistemas de estimulación a una lutita que es plástica y ahí no tiene efecto. Todo esto nos lleva al éxito operacional que él mencionaba y concluye diciendo que en búsqueda del éxito operacional ha habido nuevas tecnologías como el del High Way que ya ha sido utilizado en la cuenca de Quina, con algunos clientes donde ha dado buen resultado. En Latinoamérica, es Argentina la que tiene la mayor experiencia en cuanto al desarrollo del shale gas. La actividad no es tan alta, los pozos no son comparativos en términos de números con Estados Unidos, pero es el más avanzado en Latinoamérica. Hay alguna actividad en México y otra en Colombia como él lo mencionó. Pero cuando hablamos del tema ilusión o realidad del shale gas en Latinoamérica, las conclusiones son que el flujo a seguir para tener éxito en estas operaciones implica no olvidar que cada formación es única y diferente, alta eficiencia en perforación y por supuesto el poder trabajar de manera conjunta para determinar la calidad de reservorio que se tiene y la completación para definir cuál es el tipo de fractura ganadora y obtener éxito en esta operación.

III Panel: Estrategias y Proyectos en Hidrocarburos

Héctor García

Director de Resources Energy Consulting Especialista en medición de Gas Natural y control de recursos gasíferos. Es ingeniero mecánico por la Universidad Tecnológica Nacional (UTN). Cuenta con una amplia trayectoria en Gas del Estado, Argentina. Fue asesor externo de YPF en Buenos Aires, de Petrolera Andina SA y de Petrobras Bolivia SA Fue titular de la Cátedra de Medición de Gas Natural, GNC, Combustión y Servicios Auxiliares en los Programas de Posgrado en Ingeniería Petrolera (Facultad de Ingeniería - Universidad de Buenos Aires).

Una mirada al mercado interno de gas natural en Bolivia

El desarrollo importante que tuvo Bolivia con el gas fue por 1973 cuando comenzó a venderle gas a Argentina con un contrato que tiene muchas cosas destacables

Héctor García

Yo estuve 14 años trabajando con ustedes, desde el 98 y realmente la preocupación que teníamos todos los que trabajábamos en Andina, en Maxus y en Petrobras, eran sobre las posibilidades que teníamos como Bolivia de satisfacer los mercados de exportación. Y el mercado interno ya vendría con su desarrollo pero parecía siempre que no era el objetivo. Como que ya estaba cumplido el mercado y realmente mirando los números en este periodo, me tomé el trabajo de comparar desde 1997 desde que cambiaron las reglas del juego y después cambiaron nuevamente en el 2007, pero de esos números salen algunas consideraciones que vale la pena tener en cuenta. Hagamos un pequeño repaso, sobre todo para aquellos que son nuevos en la industria, realmente el desarrollo importante que tuvo Bolivia con el gas natural fue allá por el año 1973 cuando comenzó a venderle gas a Argentina con un contrato que tiene muchas cosas que destacar. Un contrato que empezó con 4 millones de metros cúbicos de gas por día y se mantuvo con una media de 6 millones de metros cúbicos por día. El contrato original era por 20 años y se prolongó 28 años hasta el 99. Realmente se cumplieron tiempos del lado del comprador y del vendedor no existieron conflictos, no hubieron cambios importantes en el precio en algún momento porque la ecuación le resultaba muy costosa a la Argentina y se reconocieron diferencias de costos importantes pero el contrato se respetó hasta el 1992, cuando terminaba el primer contrato original y, posteriormente, cuando desapareció de la escena Golden House y lo continuo YPF Argentina, cada año, renovándolo hasta agosto de 1999. Como recordarán en junio de 1999, comenzó a cumplirse el contrato con Brasil. En los números vamos a ver qué importante era ese desafío que había asumido Bolivia porque generalmente a veces nos guiamos mucho por las cosas que no tenemos y no miramos lo que hicimos. Digo lo que hicimos porque me siento parte de haber colaborado con esta gestión.

Es importante señalar qué pasó con el mercado interno. Hasta el año 99 Bolivia producía 8 millones de metros cúbicos por día de gas de los cuales seis se llevaba Argentina y el mercado interno no alcanzaba a consumir 1,5 millones de metros cúbicos por día. Esta era la situación hace más de 12 años. Con la ejecución de los nuevos contratos, se asume el compromiso de que en cuatro años, desde 1999 hasta 2004, así lo establece el contrato GSA, se tenía que aumentar su producción de gas de 0 a 30 millones de metros cúbicos por día. Un país que venía produciendo 8 millones de metros cúbicos por día, históricamente desde que habían empezado 20 años antes, se comprometió a producir un 20% de incremento anual acumulativo cosa que al mercado de Brasil atrasó dos años, llegó a los 30 millones en el año 2006, pero el contrato se cumplió a rajatabla y nunca hubo incumplimientos salvo algunos hechos puntuales por algún siniestro en la operación, pero nunca hubo problemas de penalidades por incumplimientos de caudales en la entrega de ese contrato. Hay que señalar que no es común en la región, antecedentes de un crecimiento tan importante en 4 a 5 años. En el año 1997, la producción estaba en 7 MMmcd y creció al 1999 a 8MMmcd, hubo un bajón en el 99 precisamente porque dejó de venderse gas a la Argentina, si bien se sobrepusieron con dos meses al Brasil, y el inicio de la entrega de gas a Brasil que por cierto en los primeros meses del año 1999 fueron muy escasos por lo tanto bajó la producción. Pero se mantuvo de forma sostenida y podemos mostrar que entre el año 1999 y el año 2011, se creció de los 8 MMmcd a 43 millones que es la producción actual que tiene Bolivia. Dentro de la infraestructura de esa producción de gas, tenemos el mercado interno que consumía esos 2 millones de metros cúbicos día y hoy consume 8 a 8,5 en promedio. Es un crecimiento muy interesante y después veremos que partes del mercado crecieron.

Una mirada al mercado interno de gas natural en Bolivia

Durante esta gestión que estamos analizando también se desarrolló el mercado de Cuiabá, que al principio tuvo un consumo bastante sostenido. La variación empezó en el año 2003 más o menos con 2 millones y pico por día, la máxima fue 2,8 el primero y después cuando ya Brasil empezó a pedir cantidades Bolivia empezó a ocupar al máximo su producción y es la situación actual que tenemos. También hay que destacar el consumo de gas combustible que tiene el contrato GSA que es bastante importante. En definitiva, yo lo veo como un logro. Un país que producía 7 millones de metros cúbicos día a los 12 años este vendiendo 42 y con compromisos y algunos cambios en los datos originales. Mercado Interno En el crecimiento de los distintos mercados podemos señalar el de Brasil en particular que tuvo el bajón del 2008 después se restableció en el 2009 y se mantiene con una media de 30 millones. Y el mercado interno que tiene un crecimiento sostenido, pero ¿Qué pasó con el mercado interno? En el año en que empezamos a analizar esto 98 y 99, esos 3 millones que producía Bolivia estaban distribuidos en más de la mitad en el 55% de las centrales térmicas, Bolivia tenía las termoeléctricas más importantes. Los industriales en ese momento estaban en 1,2 millones de metros cúbicos y los domiciliarios solamente 200 mil m3. El que más desarrollo tuvo siempre en el área domiciliario fue Tarija, es el que más se adaptó y el gas natural comprimido en ese momento era incipiente. Veamos que pasó en estos 12 años. Esos 8,6 millones de metros cúbicos que tenemos en el 2011 la participación térmica bajó la participación en el mercado al 48%. Antes era el 55%, pero esto es muy natural porque las centrales térmicas no tienen un desarrollo vegetativo, puesto que se hace una central y recupera inmediatamente su niveles de participación. Hoy está un poquito atrasado esto y se veía que había unas condiciones desfavorables en el suministro de energía eléctrica, pero en el desarrollo de cualquier mercado es lógico.

El gas industrial, subió de 1,2 a 2 millones de metros cúbicos día, por lo que podemos decir que aumentó menos que la media que incrementó tres veces y el mercado industrial creció el doble nada más. Los domiciliarios muestran un crecimiento muy importante y sobre esto hay que hacer un análisis muy particular. El gas natural comprimido o vehicular, que en el 2008 era muy incipiente hoy ocupa el 15% del mercado o sea que tiene una proyección bastante importante. El crecimiento real del mercado interno, las termoeléctricas con el 48%, los industriales con 23,39%, el consumo doméstico que antes tenía el 8% creció al 11,61%. Sobre esto hay que hacer una reflexión. La generación eléctrica, es la que tiene mayor importancia porque es la que más se desarrolló, su crecimiento en la etapa inicial estaba en el 55%, mientras que actualmente está en el 48%. Su desarrollo es absolutamente normal, ya que el mismo responde a requerimientos del mercado en función de la economía de un país y realmente en toda América Latina los últimos años todos los consumos se están incrementando. Hay un pequeño recreo y cuando crece la economía también lo hace el consumo de energía. Con más razón la energía eléctrica. No hay una historia ni siquiera una costumbre de usar gas natural, las cocinas son eléctricas y los termotanques son eléctricos en las casas. La historia es muy distinta a la Argentina donde el gas por distribución en redes se inició en 1856, o sea hay una historia de 70 a 80 años del consumo del gas natural. Evidentemente en los 80 hubo un interés por revertir la ecuación porque se estaba consumiendo más líquidos que gas y la disponibilidad era inversa. Se hizo una proyección muy importante en desarrollo de gas natural y en un 38% que era la matriz pasó al 53% en 10 años. Algunas cosas no se hicieron bien, sobre todo en la década del 90, pensamos que éramos un país gasífero y se hizo el gasoducto al Brasil que es un despropósito, por lo que hoy estamos pagando las consecuencias, pero

En Tarija y Cochabamba se desarrolla mejor el gas y Santa Cruz es una región muy cálida, donde el uso de gas natural es para cocción, no hace falta calefacción

Héctor García

esto tiene que servirle de experiencia a todos. Primero, qué es un país gasífero, es un país con gas. Bolivia hoy con sus 9,8 TCF es un país con gas. Los contratos que tiene con Brasil y Argentina en buena hora que lo tienen. No piensen en tener más contratos mientras no desarrollen más reservas sino les va a pasar lo mismo que pasó en la Argentina. Hoy estamos los dos iguales, tenemos gas por 8 años nada más, la única diferencia es que Argentina tiene yacimientos maduros y acá todavía son jóvenes, pero para que existan reservas hay que hacer desarrollo. Y para hacer desarrollo hay que pensar muy bien en los pasos a seguir. Con respecto a los industriales, los más importantes están ubicados sobre las redes troncales a cargo de YPFB Transporte. Como ya dije el consumo en estos años aumentó el doble, si consideramos el mercado interno que creció tres veces viene desacelerado el crecimiento industrial, no es Bolivia un país de características industriales. Este mercado está compuesto por cementeras, algunos ingenios, es decir todo lo que tiene consumo intensivo de gas está convertido a gas natural. Si hace 10 años tenía el 36% de participación hoy tiene el 24%. Consumo doméstico y comercia. Todos los usuarios están en las principales ciudades de Bolivia por ejemplo, La Paz, Oruro, Potosí, Tarija, Santa Cruz y Cochabamba tienen gas natural. No es un mercado muy intensivo, Bolivia tiene una característica muy particular, lo hemos estudiado bastante cuando al principio teníamos la posibilidad de incursionar allá por el año 2001 -2002, en la venta del mercado interno. Evidentemente, el consumo doméstico es lento para ser en cualquier parte del mundo. A veces cuando uno dice van a ser 100 mil usuarios nuevos. Yo digo que una red nueva tarda 10 años en convertirse en la mitad de su potencial de consumo y 50 años para cumplirse al 100%. Esto es normal en todos lados, las redes son lentas en su desarrollo sobre todo cuando no hay mucho incentivo.

Acá los combustibles sustitutos son baratos, por lo que no es lo mismo hacer una instalación de gas que es fija, que tiene un costo de red y uno interno de medidores contra una garrafa. Entonces no hay que asustarse si la cantidad de usuarios que se convierten no son las que uno esperaría, de cualquier modo, en Bolivia y los países de estas características el gran consumo de gas puede estar en El Alto, en La Paz, Oruro o Potosí que es donde hace frío, y no siempre en esa zona es donde está el mayor poder económico. Esto hay que evaluarlo de las dos formas, un término medio es Tarija, Cochabamba, donde se desarrolla mejor el gas y otra zona como Santa Cruz una región muy cálida, donde el uso de gas natural es para cocción, no hace falta calefacción. Nosotros podemos sacar un número que represente en la zona de El Alto con un consumo de 3 metros cúbicos día de consumo, que sería una barbaridad y en Santa Cruz 1 metro cúbico por día. Entonces, si tomamos una media país, realmente para duplicar el actual consumo de gas, hay que convertir 500 mil usuarios que es una cantidad enorme. Solamente esto se puede hacer si los gobiernos deciden hacerlo, o sea, no existe un desarrollo para 500 mil usuarios en ninguno de los países con nuestras características, sin la ayuda del Estado. Es muy difícil hacer esos anuncios de que vamos a hacer 300 mil usuarios, piensen lo que vale cada uno. Una caja vale 600 dólares, los 10 metros de cañerías, si pensamos en un país que la parte urbana normalmente ya está cubierta entonces hablar de ampliar redes en zonas no densamente pobladas significan que tendremos en una cuadra de 100 metros 4 casas usuarias, si usamos el método que se usó en la Argentina, de que los 100 metros tenían que pagarse por 3 usuarios entonces la única forma de desarrollar esto es que un gobierno asuma el gasto y haga las obras.

Una mirada al mercado interno de gas natural en Bolivia

No hay otra forma con nuestro sistema tarifario, no todos tenemos los precios actualizados, pero aunque lo tuviésemos es muy difícil en todo el mundo. Cuando digo que en 10 años se desarrolla el 50% de la red es un rendimiento a nivel mundial, no solamente en los países que tenemos estos tarifarios.

comercialización está expresada en unidades de volumen.

La situación en el Gas Natural Vehicular. El GNV trajo de alguna manera las redes de distribución en Argentina en particular, grandes desarrollo de redes domésticas y comerciales de gas, porque la ubicación de una estación de servicio, la estrategia es que se debe tener gas en primer lugar y estar ubicado en un lugar comercialmente apto.

Este sistema de comercialización genera una distribución no equitativa, perjudicando a aquellos usuarios que reciben un gas pobre y beneficiando a los que reciben un gas rico.

Uno no puede hacer una estación de servicio donde quiere sino donde conviene, porque la gente tiene que pasar. En general cuando hay mucha competencia un usuario no va a la estación de servicio, sino pasa por ella.

Además, el sistema de unidades empleado, contrariamente a lo establecido en la ley de metrología es el sistema anglosajón. La unidad de volumen se expresa en miles de pies cúbicos (mpc), corregido a 14.696 PSI y 60° F.

Ejemplo de aplicación: Para dos clientes que consumen la misma cantidad de gas natural en regiones con distinto poder calorífico, la facturación sería como sigue: Volumen de 1030 BTU/PC = 1.000 pc

Entonces las estaciones de servicio tienen que estar ubicadas por donde pasa la gente. En gas natural no hay competencia, no hay uno de mejor calidad que otro, por lo tanto la competencia queda definida por la ubicación de la estación. Muchas veces para poner un surtidor en el lugar adecuado el inversor hacía 350 metros de cañerías desde las redes de alta presión para evitar etapas de compresión en su establecimiento y de esa forma, crecieron muchas redes al conjuro del desarrollo de las estaciones de GNC.

Energía entregada

Este segmento de 0% hace 15 años hoy está en el 15% del mercado y apunta a incrementarse mucho más. Esto es mucho y no debería haber ninguna traba para que el gas natural que se usa en las estaciones de servicio pueda estar limitado, porque la ley boliviana dice que la prioridad de consumo es el mercado interno. Por lo tanto, por ese lado creo que este es un mercado que va a seguir creciendo.

Como podemos observar, si bien ambos usuarios recibieron 1.000 pc, realmente el ubicado en la zona con poder calorífico mayor ha recibido 0,060 MMBTU más de energía, que es lo que realmente consume el usuario. Esto significa que, a igualdad de tarifa volumétrica, existe un 6,00% de diferencia entre ambas facturaciones.

1.000 pc * 1030 BTU/pc / 1.000.000 = 1,030 MMBTU Volumen de 1090 BTU/PC = 1.000 pc Energía entregada 1.000 pc * 1090 BTU/pc / 1.000.000 = 1,090 MMBTU

Factor de corrección por presión de medición ¿Qué particularidades tiene el mercado interno de Bolivia? La principal diferencia que tiene el mercado interno de Bolivia con el resto de los países de la región es que la unidad de

Este factor es función de la presión barométrica local y de la presión manométrica de medición.

Hay una pérdida de gas en la lectura porque al usuario hay que venderle bien, no significativamente porque no se mide por presión de entrega

Héctor García

La presión barométrica varía con la altura respecto al nivel del mar, por lo tanto debe ser corregida de acuerdo con esta variable. La no aplicación del factor de corrección por presión introduce errores de medición y facturación. En el ejemplo siguiente se evalúa la diferencia de medición por aplicación incorrecta de la presión barométrica. Para una medición ubicada al nivel del mar el factor de corrección por presión será: Fp = (Pb + Pm) / Po = (1.033 Kg/cm2 + 0,020 Kg/cm2) / 1.033 Kg/cm2 = 1.019 Pb

Presión barométrica

Presión manométrica

Presión base

En el caso de no corregir por el factor de presión (FP), en la lectura de un medidor doméstico se comete un error del 1.9 % en la facturación. Si la medición está a 4.000 m de altura y la presión barométrica es De 0,800 Kg/cm2, el Fp será: Fp = (Pb + Pm) / Po = (0.800 Kg/cm2 + 0,020 Kg/cm2) / 1.033 Kg/cm2 = 0,7938 En el caso de no corregir por el factor fe presión (FP), en la lectura de un medidor doméstico se comete un error en demasía muy importante. Bolivia es el único país que vende el gas en el mercado interno en unidades volumétricas, esto es un error histórico. Generalmente las grandes empresas petroleras nacionales como YPF en Argentina o YPFB en Bolivia, fueron no solo empresas pe-

troleras sino empresas que ayudaron al desarrollo de muchas ciudades, crearon muchas ciudades. En Bolivia está como bandera Camiri, en Argentina hay más de 20 ciudades que nacieron como barrios de YPF. Entonces la medición era muy aleatoria, la hacían como podían y en definitiva cuando le ponían el medidor medían por diferencia de lectura. Hay una pérdida de gas en la lectura porque al usuario hay que venderle bien, no significativamente porque no se mide por presión de entrega. Todas las redes reciben el gas sobre el límite de la columna de agua, no usar ese gas es un 2% de error en la medición, esto es un desafío que Bolivia lo asumió en el año 2003, primero nosotros los productores junto con YPF y con lo que se llamaba en ese momento la Agencia Nacional de Hidrocarburos, estudiamos el tema y en alguna ocasión cuando había que aplicarlo llamó la ANH a una licitación internacional, lo ganó una empresa de Argentina y se hizo todo el desarrollo y todo lo necesario, la ley, el reglamento que había que cambiar para implementarlo. Duro dos años el trabajo y costó mucha plata y no se aplicó nunca. Evidentemente la solución que tiene el mercado interno y para normalizar el pago de regalías e IDH y para que los balances energéticos que se hacen en todo el mundo, sean coherentes y evitarles el trabajo que están haciendo, pensamos que el mercado interno debería migrar a facturarse sin cambiar la tarifa, en unidades energéticas porque todos nosotros vendemos energía y no volumen. ¿Por qué pedimos esto? Bolivia tiene dos zonas muy diferentes que son el llano y una zona alta como El Alto, donde la altura define la presión barométrica, y esta la presión absoluta del gas. Entonces, si nosotros no corregimos, en conclusión un mismo caudal entregado en Santa Cruz puede diferir en 7% al mismo volumen en un usuario que vive en La Paz, porque en esta zona la presión volumétrica es de 800,08 por metro cuadrado. Entonces estamos cometiendo errores del 10% porque lo está pagando el usuario injustificadamente. Esto es uno de los temas que se tienen que recuperar para corregir.

Una mirada al mercado interno de gas natural en Bolivia

Hay que tener mucho cuidado con esas cosas porque hoy el mercado interno tiene mucha proyección. Además hay otra cosa, el distribuidor es uno solo, pero YPFB recibe gas en Senkata, donde se mide la entrada a la ciudad correctamente y la renta la medimos con hipótesis simplificativa de cálculo lo que es algo injusto para la empresa distribuidora, porque no vende todo lo que pago en la entrada. Ahora cuando esto se hace en el monopolio pierde vigencia. En Bolivia se están haciendo bien las cosas salvo en estos temitas que quedaron relegados y que se crearon cuando las ciudades eran barrios de YPFB. Pero ahora el mercado ha crecido casi 4 veces en la última década. Reflexiones

Esta modificación no afecta los aspectos tarifarios, ya que el objetivo final no cuestiona ni pone en tela de juicio el sistema tarifario vigente. Pero pondría un poco de claridad en la asignación correspondiente a los aspectos tributarios Dado que las regalías y participaciones y el IDH, se valoran en unidades energéticas, como así también las ventas en los mercados de exportación. El segundo desafío, la norma boliviana establece que se use el sistema métrico decimal y esto es otro desafío más. Este país tiene su ley y es muy completa, desarrollado junto al Ibnorca, excelente desarrollador en estos aspectos, pero en Bolivia se usa el sistema anglosajón que contradice las normas. Esto también es un desafío para el FIGAS 2012.

No hay que olvidarse de vender el gas en unidades energéticas como se hace con Argentina y con Brasil. Bolivia creció mucho hasta hoy, pero tiene programado crecer mucho más, por lo tanto el gran desafío es mejorar la forma en que está comercializando el mercado interno actual. Para que en el futuro el programa no sea más complejo aún. Necesariamente deben migrar a un sistema de ventas de energía, o energía equivalente. Deben recordar que los productores de gas natural, en conjunto con la ANH, ya habían completado los estudios y analizado toda la legislación a modificar, para que en Bolivia el gas natural sea comercializado como energía, para corregir la incorrecta asignación actual.

Miguel Ángel Pradel

gerente general de YPFB Petroandina SAM

Miguel Ángel Pradel es geólogo y se desempeña como gerente general de YPFB Petroandina SAM. Participó en el Foro Internacional del Gas con la ponencia: “Resultados de la interpretación geológica – sísmica del Bloque Lliquimuni”. En su gestión, la compañía conformada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Petróleos de Venezuela (PDVSA) realizó tareas de prospección de la zona de Lliquimuni y avanzó en el proyecto exploratorio Timboy X-1.

Resultados de la interpretación geológica – sísmica del Bloque Lliquimuni

Es una satisfacción haber reiniciado la exploración considerando que se trata de un área no tradicional. Sabemos que los riesgos se multiplican.

Miguel Angel Pradel

Vamos a mostrar los resultados obtenidos por YPFB Petroandina en estos últimos tres años en el contexto de las sociedades anónimas mixtas y toda esta reformulación de las políticas petroleras en el país. También lo realizado desde el año 2008 cuando iniciamos las actividades exploratorias de las cuales anoche se hacía énfasis de continuar con estas tareas que han sido prácticamente nulas en el país en este último tiempo. En estos últimos años, Bolivia ha enfocado su política petrolera hacia el desarrollo de los campos en actual producción. Para nosotros es una satisfacción haber reiniciado la exploración considerando que se trata de un área no tradicional. Sabemos que los riesgos se multiplican con el hecho de ejecutar una actividad en una zona como esta, puesto que implica también un cambio de logística, pero todo eso es el deber ser y son cosas que las empresas petroleras encaran usualmente. En este sentido, el año 2008 hemos iniciado la actividad sísmica en el bloque Lliquimuni con un levantamiento sísmico de envergadura procurando realizar la mayor investigación del área en un 100%. No solamente hemos hecho la sísmica, sino la elaboración de las campañas geológicas con el objeto de reforzar y determinar las estructuras geológicas prospectales que existan en el área. Todo esto nos lleva a ver un poco con optimismo lo que sería el potencial petrolero del norte de La Paz. En el mapa de ubicación del bloque Lliquimuni, en el contexto de desarrollo del subandino norte, en la parte central oeste, ahí estaría ubicado el bloque 32 donde hemos desarrollado estas actividades. Como objetivo tenemos identificar, documentar y evaluar las oportunidades exploratorias con potencial hidrocarburífero en el bloque Lliquimuni del subandino norte boliviano, la cual fue asignada a la empresa mixta YPFB Petroandina SAM y, asimismo, se cumple con el Plan Mínimo Exploratorio establecido para el bloque por YPFB.

Como antecedentes técnicos veremos como hemos recibidos estos bloques. El bloque Lliquimuni solamente tenía tres líneas pre existente de muy corta extensión y muy baja resolución, las cuales fueron levantadas por la Shell. También podemos ver los resultados negativos de la perforación del bloque Lliquimuni, realizado por YPFB en los años 90, ya que el pozo no cumplió con el objetivo de llegar a la zona de interés y en una posición estructural favorable como había sido inicialmente diseñado. En las propiedades geológicas en las que se desarrollan estas estructuras existe una deficiente información sísmica del subsuelo. Con base a esta información es que se comenzaron a diseñar los proyectos para encarar los programas exploratorios del bloque. Hicimos todo un programa de aerogravimetría y aeromagnetometría, en las 5 áreas que tiene YPFB Petroandina asignado. Las aeronaves que se han utilizado y el equipamiento para este levantamiento permitieron alcanzar una extensión de 44 mil kilómetros lineales. También se han hecho actividades de geología de superficie realizadas en 1.500 kilómetros de superficie con el propósito de ajustar la información que había sido adquirida. La actividad de la sísmica desarrollada incluyó levantamientos topográficos, el establecimiento de las líneas, la perforación y finalmente el registro en el área. Se contó con el apoyo logístico para el desarrollo de la campaña sísmica en el bloque, un campamento central ubicado en Palos Blancos en el emplazamiento de los ríos alto Beni, vía de acceso a esta extensa área, y una flota de helicópteros. Parte de las actividades realizadas incluyen los programas de socialización de los proyectos en las comunidades, con las TCO y los pueblos indígenas que vemos que se han desarrollado a plenitud y en cumplimiento con la norma, ya que se firmó las actas y se desembolsó los respectivos pagos a

Resultados de la interpretación geológica – sísmica del Bloque Lliquimuni

los diferentes propietarios que han sido intervenidos por el proyecto. YPFB Petroandina ha desarrollado un plan de acción social de inversión en el área. Hemos comprometido más de 20 obras, comenzando con postas sanitarias, escuelas, mejoramiento de viviendas sociales, dotación de infraestructura y toda una infinidad de obras entregadas en conformidad. Volviendo a la actividad sísmica, de tres líneas que tenían registro en el área hemos pasado a registrar 22, 20 líneas sísmicas de cruzamiento, y 2 de rumbo. La ubicación de las líneas sísmicas nos ha permitido tener una cobertura total del área en el bloque. El proyecto ha permitido extenderlas casi hasta el borde entre la faja subandina y el inicio de la cordillera. Hemos extendido dos líneas casi de tipo regional, que atraviesan desde el pie del andino, pasando el subandino, hasta llegar prácticamente a la llanura, lo que nos ha dado una buena visón geológica y sísmica del área. Tenemos las líneas donde se han obtenido una buena, media y baja resolución sísmica del subsuelo. No asociamos la resolución baja con la mala calidad, sino que se debe a la zona deformada de la parte del andino que impide tener una buena información sísmica. También está el pozo perforado en Lliquimuni y dos en Tacuaral por YPFB en el año 94, los cuales resultaron negativos. En el sector norte hemos visualizado nuestra área de mayor interés y prospectividad en base a la información obtenida, con lo cual se identificó el bloque Lliquimuni norte y centro. Por lo tanto, nuestra ubicación y donde tenemos un buen desarrollo de roca sedimentaria, considerando los elementos principales de roca madre, roca célibe y roca reservorio que nos permiten mantener las expectativas, es en estas áreas del norte.

Tenemos la secuencia estratigráfica que se emplaza en el bloque Lliquimuni donde tenemos los tres elementos principales roca reservorio, roca célibe y roca trampa y, a su vez, identificamos que desde los niveles inferiores nos ha dado la identificación de las zonas de despegue a objeto que la interpretación estructural sea balanceada y las áreas donde se están generando los diferentes movimientos geológicos que han permitido el desarrollo y la evolución de las estructuras geológicas de Lliquimuni, Tacuaral y parte de las otras secuencias hasta el este del ámbito subandino. Hemos cubierto prácticamente el área prospectada del bloque Lliquimuni e identificamos una estructura mucho más al norte, de menor extensión y otra al sur de mayor extensión. En total tenemos un área cerrada de 160 kilómetros cuadrados de extensión como área potencial, donde estamos focalizando el prospecto principal y estaríamos investigando principalmente las formaciones devónicas con el objetivo del reservorio de la formación Tomachi. Por lo tanto, se ha decidido y los estudios han mostrado que el prospecto principal de exploración se ubicará sobre la estructura en el sector sur. En función de estos resultados que se obtengan cuando se perfore el pozo, estaríamos posiblemente emplazándonos hacía el sector norte para definir la estructura devónica. La formación Tomachi se presenta como el objetivo más sano e íntegro que no se ve afectado por las fallas que están en el área y consideramos como posibilidades algunos niveles superiores de los cuales no hemos podido definir aún si se constituyen o no en reservorios como objetivos para la perforación. La estructura tiene una longitud que supera los 50 kilómetros y estaríamos hablando de una longitud transversal de un kilómetro y medio como área posible, saturando de hidrocarburos en función de los parámetros de porosidad, permeabilidades y de la generación de roca madre que habría generado petróleo en esta área.

El pozo tiene una falla principal que es Lliquimuni y otras secundarias de menor implicación. Esperamos encontrar los resultados de reservorios en la formación Tomachi.

Miguel Angel Pradel

El primer objetivo a perforarse es Lliquimuni centro y hacia el fondo tendríamos la ubicación de Lliquimuni norte. Hay un desarrollo de menor profundidad desde el norte hacia el sur, teniendo el emplazamiento de la zona reformada y fallada y, en la parte inferior, el emplazamiento de la estructura relativamente sana que esperamos encontrar con la perforación. La diferencia de altura entre el sector norte hacia el sector sur nos permite ubicar la estructura central como la zona más prospectiva en primer lugar, ganando una mayor altura y volviendo a tener la opción de explorar la estructura en sus mejores posiciones. El pozo tiene una falla principal que es la de Lliquimuni y otras secundarias que no tienen mayores implicaciones. Esperamos encontrar los resultados de reservorios de expectativas que serían en la formación Tomachi. En cuanto a la profundidad estimada para el pozo estamos hablando de 3.800 metros que son partes de novedades que nos ha dado la información sísmica con relación a la información que contábamos de los años 90. Con tres precarias líneas sísmicas se interpretó los pozos de Lliquimuni y Tacuaral en posiciones no favorables. Hacia el sector sur hemos visto que prácticamente el cierre de la estructura se pone en mucha duda, no obstante, la zona de interés estaría ubicada hacia el norte de los pozos que habían sido perforados por YPFB. Consideramos que estos elementos principales que justifican haber realizado una sísmica de esta magnitud en este bloque, nos han permitido elaborar toda el área en su longitud y poder llegar a estos resultados. La información sísmica de buena calidad originó una buena especificación. Consideramos que hay un riesgo geológico que siempre está asociado a todo prospecto exploratorio, pero esta información ha dado una mayor firmeza y confianza de los resultados que podrían obtenerse.

El proyecto se ubica en el departamento de La Paz, en la provincia de Caranavi y el pozo en el margen oeste de Río Alto Beni. Estos resultados nos han permitido identificar dos estructuras de interés prospectivo: Lliquimini Centro y Lliquimini Sur con un área total cerrada de 56 kilómetros cuadrados de área estructural entre devónico sur y la formación Tomachi. Los volúmenes asociados a las estructuras se estiman en 50 millones de barriles de petróleo y 1 TCF de gas. Obtuvimos novedades respecto a toda la historiación geológica que teníamos en el área, el análisis de roca madre nos han certificado que podría tratarse de gas condensado. Todos los estudios de análisis anteriores apuntaban que esta zona era netamente petrolera, entonces podemos estar hablando de secuencias de cursos de generación de hidrocarburos de tipo gas condensado. Este es el resultado general de la sísmica que hemos obtenido en el Bloque Lliquimuni, esperamos que estas expectativas puedan ser confirmadas con las perforaciones del pozo que estimamos realizar en el 2012 cuya duración tendrá aproximadamente un año, siempre y cuando no se tengan problemas habituales en este tipo de operación. Ahora estamos abocados al inicio de otra actividad con el trámite de licencias ambientales, proyectos de ingeniería para definir las rutas y caminos y construir la planchada para la ubicación del pozo que Dios mediante se iniciaría en 2012.

Jorge Ciacciarelli

Director de la Unidad de Negocios de Repsol en Bolivia Es Ingeniero químico de profesión, inició su carrera en YPF (Argentina) donde desempeñó diferentes cargos hasta ocupar la dirección de la Refinería Luján de Cuyo, en Mendoza, y de la Refinería de La Plata. Tiene 64 años y es argentino. Llegó a Bolivia a principios de 2010 y hasta septiembre de ese año se desempeñó como director del Proyecto Margarita-Huacaya. Desde octubre de 2010 es el presidente de Repsol Bolivia, empresa que opera el Área de Contrato Caipipendi y es socia de YPFB en YPFB Andina.

Margarita: un proyecto estratégico para Repsol y Bolivia

En el mundo Repsol tiene una plantilla de más de 35 mil empleados, que están distribuidos en más de 30 países y con una diversidad de más de 36 nacionalidades

Jorge Ciacciarelli

En el mundo Repsol tiene una plantilla de más de 35 mil empleados, que están distribuidos en más de 30 países y con una diversidad de más de 36 nacionalidades. Esto es un mensaje publicitario de lo que es Repsol en el mundo pero vamos a ver más tarde que en el rol nuestro de operadores de Margarita, toda esa diversidad y toda esa experiencia que se acumula en los distintos países donde Repsol opera al final terminan aplicándose en el día a día en la operación y en el desarrollo de los proyectos. A esos 30 países hay que agregarle el Centro de Tecnología que Repsol tiene en Madrid. Repsol en el Cono Sur, tiene presencia en Argentina, Brasil, Perú y por supuesto en Bolivia. En Argentina a través de YPF tiene 107 bloques, 16 en exploración y 91 en producción, la producción para que tengan una idea cerró en 2010 con casi 40 millones de metros cúbicos día y en líquidos casi 300 mil barriles por día. En Brasil participamos en las principales cuencas exploratorias en Santos y Espíritu Santo, tenemos el 10% de Albacora Leste y como para recalcar un hecho bastante reciente, la firma de un convenio entre Repsol y Sinopec para el desarrollo de proyectos que ha constituido una compañía en Latinoamérica con un valor cercano a los $us 18 mil millones de que es una de las más grandes en Latinoamérica. Entre los proyectos que participamos se encuentran los de desarrollo Guará 25%, Carioca 25%, Piracucá 37% y los de exploración, BM-S-9 Abaré, Abaré West and Iguazú, BM-S48 Panoramix. En Perú tenemos derechos mineros en varios bloques, seis de exploración y dos de desarrollo. Participamos en Camisea donde tenemos un 10% de las acciones. Participamos en Perú LNG con 4,4 Mtma capacidad, y procesa 17 millones de metros cúbicos de gas, además tiene derecho a comercializar el 100% el GNL producido. También somos operadores del proyecto Kinteroni que tiene varias similitudes con Margarita con $us 250 millones de

inversión, unos 9.000 barriles por día de producción de líquidos y unos 5 millones de metros cúbicos de gas. El primer gas de Kinteroni está planificado para el año 2012. Bolivia En Bolivia, hay una capacidad de producción de unos 335 mil barriles de los cuales el 30% va al mercado local si consideramos líquidos y gas. Para el mercado de exportación hay 226 mil barriles por día que mayoritariamente es gas natural. La demanda actual del gas natural, alcanza a 47 millones de metros cúbicos día y llegará hasta 70 millones de metros cúbicos día en el 2019, con contratos que se han firmado a largo plazo con Brasil y Argentina. Esto se lo puede ver desde dos puntos de vista, como una preocupación o como una oportunidad. Yo creo en el mundo actual, en la economía actual, tener un mercado garantizado por contratos de largo plazo con estas magnitudes y con precios que también son atractivos, es una gran oportunidad para Bolivia. Así que esperamos que los planes de exploración, que son necesarios poner en marcha de forma inmediata, van a recuperar las reservas necesarias y a incorporar grandes reservas para cumplir con esos compromisos. El futuro luce bastante bien para Bolivia en ese sentido. Repsol en Bolivia trabaja en exploración y producción. Iniciamos actividades en 1994, participamos con casi el 50% de YPFB Andina y a través de lo que llamamos la compañía Repsol YPF E&P Bolivia S.A. operamos el Área de Contrato Caipipendi que es donde se ejecuta el proyecto Margarita, que lo vamos a presentar más extensamente. Repsol E&P en Bolivia tiene 6 contratos de operación y por el lado de nuestra participación en Andina tenemos 21 Contratos de Operación. El proyecto Margarita se remonta a 1990 cuando se le adjudica el bloque a Chevron. En el 1995 se incorpora Maxus como operador y casi inmediatamente después, YPF que en

Margarita: un proyecto estratégico para Repsol y Bolivia

ese entonces era YPF Argentina porque Repsol no estaba, adquiere Maxus. En 1999, se declara la comercialidad de Margarita a través de los resultados que se obtienen del pozo Margarita X1, a continuación se perforan Margarita X2 y Margarita X3. En 2001, se produce la fusión entre Maxus y Andina y se crea la empresa Repsol YPF Bolivia. Ahí ya estamos más cerca de la época actual. En 2002 ingresa como socio en el bloque Caipipendi Panamerican Energy PAE con el 25% y BG con el 37,5% y Repsol adquiere su condición de operador del bloque. En 2004 se produce una puesta en marcha de la planta que nosotros llamamos Planta de Producción Temprana con unos 2 millones de metros cúbicos día, y se perfora el Margarita X4. En el 2006, cambia el contexto y se firma un contrato de operación entre YPFB y los socios llamados consorcio del área Caipipendi para el desarrollo del campo Margarita. En ese momento nos empezamos a denominar campo MargaritaHuacaya. En 2010, se aprueba el Plan de Desarrollo donde están establecidos las inversiones que hará el consorcio y también los mercados que va abastecer y las fechas a partir de la cuales, debe ir incrementándose la producción del campo Margarita- Huacaya. Los operadores ponemos el dinero para pagar a los contratistas y subcontratistas y vamos desarrollando el campo, corremos el riesgo en cuanto a la variación de la legislación o aspectos fiscales y recibimos, lo que se llama la compensación al titular, luego YPFB paga las regalías que corresponden la Ley de Hidrocarburos y nosotros vamos recibiendo los costos que son recuperables y la amortización del capital que hemos invertido. Cuando uno saca todas esas cuentas, puede llegar a la conclusión de qué es lo que le queda al titular después de hacer todos esos trabajos e inversiones. Por lo tanto, las decisio-

nes de inversión, los lugares donde se invierte, los montos, las fechas de puesta en marcha, los mercados, la comercialización está todo absolutamente todo en manos de YPFB y el Estado de Bolivia. Mirando el proyecto Margarita con más detalle, vemos que entre el año 1997 y el 2004 se instaló la Planta Existente EPF Revamp que en su momento tenía 2 MMmcd de producción y después llegó a 3 MMmcd que tenemos hoy. En pozos en producción, tenemos Margarita X1 y Margarita X3, las líneas de recolección y evacuación que están conectadas a la lateral de San Antonio para llegar a la Unidad de Compresión de Transierra que después inyecta el gas dentro de los gasoductos. Entre el 2010 y el 2012, que es de lo que más vamos hablar, vamos ejecutando lo que llamamos la Fase I del proyecto que es instalar un módulo de tratamiento de gas de 6 MMmcd, y hacer perforación de 2 pozos que ya están finalizados y tenemos que construir líneas de recolección que van a reemplazar a las actuales. La actual tiene 8 pulgadas y las nuevas serán de 20 pulgadas. Dentro del plan 2010- 2012 también vamos a hacer un loop de 28 pulgadas en la zona de Villamontes para llegar con las presiones suficientes. Entre el 2011 y el 2014, ya hemos empezado la Fase II a, ahí vamos a operar un módulo adicional de 6 MMmcd, vamos a perforar otros 4 pozos y a hacer sísmica en toda la zona norte del campo Margarita – Huacaya, específicamente en la parte de Chuquisaca. Entre el 2018 y el 2023, vamos a hacer perforaciones de mantenimiento de plateau. Si sumamos las inversiones de todas estas fases y del caso base que es lo que teníamos instalado en 2004, las inversiones en el bloque Caipipendi superan los $us 1.500 millones. Es una inversión significativa que debe ser una de las más importantes que se están haciendo hoy en Bolivia.

Los recursos que Repsol tiene como operador destinados a Margarita más los de nuestros socios asignados para invertir en el proyecto están garantizados

Jorge Ciacciarelli

Los mercados asignados a Margarita La asignación de mercados que ha realizado YPFB a Margarita hoy está en el orden del 9,5% y va a tener un pico en el 2014 del 50%. Los compromisos asumidos por YPFB en sus contratos con Enarsa en Argentina en gran parte van a ser implementados, a través del proyecto Margarita. Una mención a esto es que el proyecto Margarita es uno de los proyectos estratégicos que figuran en el plan de Repsol 2010-2015 y está ubicado en esa posición del cronograma para su puesta en marcha más cercana. Es decir, los recursos que Repsol como operador tiene destinados a Margarita más los que tienen nuestros socios asignados para invertir en el proyecto están garantizados porque figura en los planes estratégicos de tres compañías y va a haber la caja necesaria para ejecutarlos en tiempo y en forma. El Proyecto Los pozos Margarita 1, 3, 4 y Huacaya que van a ser los productores de la Fase I que estamos poniendo en marcha, ubicados al norte de la planta de tratamiento por arriba de lo que es el Río Pilcomayo, está la línea de 20 pulgadas con la recolección de gas de cada uno de los pozos y su conducción a la planta de tratamiento. De ahí salimos, con una línea de 24 pulgadas que tenemos que cruzar dos cerranías (Itaguazú y Caipipendi) para poder empalmar esa cañería con el lateral de San Antonio que lleva el gas hasta la unidad de compresión de Transierra. Está marcado también que se necesita hacer un loop de 28 pulgadas para llegar con las presiones suficientes. Lo otro que también es necesario comentar, es que para transportar ese gas hacia Argentina con los compromisos que se habían asumido, era necesario construir lo que se llama el Gasoducto Juana Azurduy que afortunadamente ha sido concluido con tiempo de anticipación, de manera que hemos eliminado un cuello de botella porque tene-

mos un caño de 32 pulgadas que permite ya cumplir con los compromisos que Bolivia había asumido de la parte del GIJA boliviano y los compromisos que Argentina había asumido para construir el GIJA del lado argentino. Ya hay gas que está fluyendo a través de ese gasoducto. Luego si miramos hacia el sur, en Campo Durán hay compresión está el TGN que lleva gas hasta Buenos Aires y de ahí el compromiso de Enarsa de construir GNA, con la suma de estos dos gasoductos Argentina debería estar en condiciones de transportar los 27 MMmcd que están comprometidos en los contratos que se han firmado. Geología de Margarita Después de 18 años de intenso trabajo exploratorio, con 1300 km2 de sísmica 2 y 3D, y perforando 5 pozos, el modelado actual de la geología del área, indica la existencia de 3 repeticiones de Huamampampa con espesor total productivo de 420 metros. Esto refleja todo el trabajo de exploración ejecutado por los expertos del consorcio por 18 años. La inversión en cada pozo es de $us 50 millones en cada uno y se ha llegado a un modular de lo que está sucediendo debajo de la superficie, a unos 5.000 metros en los campos Margarita- Huacaya. De ahí podemos ver que hemos encontrado tres repeticiones de Huamampampa, cada una de ellas de alrededor de 140 metros de espesor. Hemos hecho las pruebas del pozo Margarita X4, recientemente, y en las pruebas hemos llegado a los 5,5 MMmcd, por tanto de esa geología y ese modelado lo que podemos concluir es que todas las noticias que tenemos son muy buenas y que nosotros como mensajeros estamos trayendo buenas noticias de la existencia de estas formaciones y de la experiencia geológica que se ha acumulado en Margarita. A partir de abril de 2012 tenemos entonces 6 MMmcd más y 6 MMmcd más a partir de octubre de 2013. Al final, entre Fase I y Fase II estaremos produciendo en Margarita

Margarita: un proyecto estratégico para Repsol y Bolivia

21 mil barriles por día de líquidos con las necesidades que hay de gasolina en Bolivia. Compromisos contractuales Revisando el estatus del proyecto tenemos empresas de la talla de Técnicas Reunidas, Techint, Cuñado Hermanos para la provisión de tubería, DLS para los equipos de perforación y hay una gran cantidad de subcontratistas bolivianas: Bolinter, Kaiser, Inesco, Tarija Ecogestión, entre otras. En ingeniería tenemos un 100% de avance. En subsuelo estamos con un 87% de avance. Se ha hecho la perforación de pozo inyector de agua con éxito, ya se están ensayando a 15 mil barriles por día de agua, se ha concluido el Workover y prueba de Producción y Completación y estamos terminando el Huacaya 1 para que estos dos pozos se integren a la producción en abril de 2012. Los avances en montaje y construcción de gasoducto están en un 66%, gran desafío de Techint y de todos los que trabajan en la construcción de esta líneas, no solamente porque hay que cruzar el río, sino porque pasar la serranías con más de 1.300 metros de altura en el caso de Caipipendi. Está finalizada la línea de 20 pulgadas. Uno ve el esfuerzo de la gente que trabaja allí, que está coronándose con éxito en la parte de calidad y con éxito en la parte de seguridad. El avance en la construcción de la planta CPF está en un 80%. Algunas de las magnitudes del proyecto son las 16.200 toneladas de tubería, 800.000 horas de máquinas trabajando en la construcción de la nueva planta, 25.800 metros cuadrados de construcciones, 1.256 toneladas de estructuras metálicas y 128 mil metros cúbicos de movimientos de suelos. Al final vamos a terminar con unas 7.800.000 horas hombre de trabajo, y más de 3.000 per-

sonas trabajando en el proyecto. En licencias socioambientales, tenemos que destacar los acuerdos que hemos conseguido con la APG, con el pueblo Weenhayek y la Capitanía de la Costa porque el área del proyecto se encuentra ubicado casi en su totalidad dentro de la TCO APG Guaraní Itika Guazu. También hemos tenido que atravesar con el loop en zonas del pueblo Weenhayek y la Capitanía de la Costa, de manera que hemos llegado a acuerdos de largo plazo que llamamos Amistad y Cooperación, con la Asamblea del Pueblo Guaraní Itika Guazu. Lo mismo ha sucedido con Weenhayek y Capitanía de la Costa donde estas comunidades apoyan al desarrollo del proyecto Margarita a tiempo de que nosotros proveemos fondos para que estos pueblos vayan desarrollándose en paralelo. En licencias ambientales, están en un 100% concluidas, para esto hemos recibido viento de cola de YPFB, INRA, de los gobiernos regionales, y los propietarios campesinos porque hemos podido cerrar todas esas consultas y participaciones que establece la ley, todos los contratos de servidumbre y hoy no tenemos ningún tema pendiente para que el proyecto se desarrolle con normalidad. El capital humano Tenemos una organización espejo con los contratistas integrados por más de 50 personas, hay una gran diversidad que se ve reflejada en este caso, la misma que tiene Repsol a nivel mundial y que estamos aprovechando toda esa experiencia para aplicarla en Margarita. Nuestra gente supervisa el proyecto en 15 países, desde Japón, India, Corea, Estados Unidos, donde se construyeron todos los módulos y en Brasil donde se construyeron los compresores de propano.

El acuerdo de largo plazo de Amistad y Cooperación con la APG IG es un ejemplo bien representativo de Responsabilidad Social de los socios.

Jorge Ciacciarelli

Esa multinacionalidad que ha participado en la construcción de estas partes ha venido asegurando la calidad. En la obra contamos con gente trabajando en la planta, en la construcción de pozos, soldando las tuberías y trabajando a más de 1.200 metros de altura en el caso del cruce de Caipipendi. Con un récord de más de 5 millones de horas sin pérdida de día por accidente que es un logro en materia de seguridad. Resumen Repsol tiene una estrategia regional de activa participación en el proceso de integración energética en el Cono Sur. La información que recibimos de diferentes lugares del mundo la compartimos con las autoridades de Bolivia de manera de enriquecer las decisiones que puedan tomarse en Bolivia. En Bolivia, Repsol posee activos importantes, como YPFB Andina y su participación como Operador en el Área de Contrato Caipipendi, junto a BG y PAE. Dentro de este área se encuentra el Proyecto Margarita,

el cual es un proyecto estratégico para cumplir con los compromisos asumidos por Bolivia ante Argentina, principalmente, pero también para abastecer el mercado interno y Brasil. El acuerdo de largo plazo de Amistad y Cooperación con la APG IG es un ejemplo bien representativo de Responsabilidad Social de los socios, cuando hay que desarrollar un campo petrolero ubicado casi íntegramente dentro de una TCO. Las licencias medioambientales y servidumbres fueron obtenidas con el soporte de todos los organismos de control del Estado. (YPFB, MHE, ANH y MMA). El proyecto es ejecutado en Margarita por subcontratistas bolivianos con calidad internacional y altos estándares de Seguridad Industrial. Margarita hoy es una realidad, con avance global de más del 70% y la fecha del primera adición de volúmenes de gas de la fase I es Abril 2012.

Fernando Castelloes Petrobras Brasil

Es graduado de Ingeniería Mecánica de la Universidad Federal de Río Grande del Sur. Concluyó su maestría y doctorado en 2010 en ciencias térmicas. Trabaja en Petrobras desde 2003 en el área de investigación y desarrollo principalmente en el área de gas y energía. Actualmente ocupa el cargo de gerente de área en Gas Energía y Gas Química desde 2011 al frente de un equipo multidisciplinario de varios investigadores principalmente en el tema de transporte y uso final del gas.

Tecnología en soporte a la estrategia empresarial

Muchas de las inversiones dependen de la tecnología porque muchos de sus compromisos en ejecución de emprendimiento están dentro de ese plazo de cinco años

Fernando Castelloes

Voy a hablarles de la perspectiva que tiene Petrobras actualmente y cómo utiliza su brazo tecnológico para dar soporte a su estrategia y que la cartera de proyectos está atendiendo a la cartera de la compañía. Petrobras está presente en 28 países y participa en toda la cadena de gas, upstream, downstrean, comercialización de gas y combustibles, generación de energía eléctrica. En toda la cadena de gas y energía Petrobras está actuando y las áreas de concentración incluyen a América Latina a partir del Golfo de México. El ingreso bruto de Petrobras es de $us 168.360 mil millones entre el 2010 – 2011. Los negocios de Petrobras están asociados a la tecnología e inversión en tecnología. Es un plan bastante osado que contempla la inversión de $us 224.7 mil millones en el periodo 2011-2015. Ese plan es una estrategia mayor de rentabilidad creciente con una creciente integración de todas las áreas de la compañía con la sustentabilidad. El negocio de Petrobras se distribuye en un 75% para el área de exploración y producción; downstream el 31%; gas y energía el 6%; y el restante se distribuye en petroquímica, distribución, biocombustibles y corporativo. Muchas de las inversiones dependen de la tecnología porque muchos de sus compromisos que están dentro de ese plazo de 5 años, dependen de este aspecto para la ejecución del emprendimiento, la exploración de un pozo o la implementación de una usina. Entonces todos los temas tecnológicos están asociados a esta estrategia.

El sistema de tecnología de Petrobras se basa en un planeamiento estratégico con un monitoreo y planeamiento tecnológico. Este sistema tiene diferentes niveles: está el Comité Tecnológico de Petrobras que integra a todas las áreas de la compañía inclusive el área internacional donde se encuentra Petrobras Bolivia. Los integrantes de este Comité son los que definen cuales son los grandes desafíos tecnológicos principales a ser cumplidos por nuestros negocios. Ellos son los que definen cuales son las grandes metas para ser atendidas en el orden tecnológico. Una tercer camada del Comité que define cuales son los proyectos y alianzas más importantes, es decir con qué universidades con qué otras empresas nos vamos a asociar, en ese momento el comité técnico operacional define la mejor forma de materializar las entregas de aquellas tecnologías. Finalmente están los gestores del proyecto que van a realizar la investigación. Ellos transforman el conocimiento en demostraciones de tecnología. Paralelo a eso el sistema tecnológico, se mantiene constantemente un proceso de monitoreo y prospección tecnológica que permite dos grandes cambios: primero la identificación de oportunidades de mercado en función de esos desafíos tecnológicos. Como toda empresa Petrobras tiene recursos finitos, por lo que es importante definir qué proyectos son los más importantes. El segundo gran cambio para Petrobras es que permite que la gente retroalimente el plan estratégico, cada dos años los planes de monitoreo y prospección tecnológica retroalimentan el plan estratégico. Si una oportunidad es identificada puede pasar a ser parte del plan estratégico.

analistas

Bernardo Prado L. Analista

Director de Hidrocarburosbolivia.com, del CIDEA y miembro del Comité Técnico del Foro Internacional del Gas

German Nuñez

Decano de la Facultad de Ciencias Geológicas de la UMSA Es Ingeniero geólogo y cuenta con una especialidad en prospección geoquímica y control ambiental.

Conclusiones / III Panel

El problema de inversión en Bolivia radica en el aparato estatal, a diferencia de Perú, donde se limita a promocionar, negociar y supervisar la ejecución de contratos.

Bernardo Prado L.

Vamos a intentar analizar de la manera más objetiva y concreta los puntos que se han tocado en estas presentaciones durante la mañana. Existe una serie de aspectos comunes en las presentaciones que hemos visto, como la exploración, el desarrollo y la producción. Estos tres puntos están bajo un gran y necesario denominador que son las inversiones. En este último me voy a permitir desarrollar, de la manera más breve como dije antes, los conceptos que considero son necesarios recalcar acá. Todos somos conscientes del inmenso potencial gasífero que posee Bolivia, sin embargo para aprovechar ese potencial, el gobierno debe garantizar que se ejecute esas inversiones necesarias en la exploración, explotación y desarrollo, inversiones que al mismo tiempo permitan reponer las reservas, incrementar los volúmenes de producción, a un medio que acompañe la demanda, la que siempre llamamos externa e interna, incluyendo los proyectos de industrialización, el mutún, también la fase energética entre otros aspectos. En ese sentido me voy a permitir poner algunas cifras a lo que se ha mencionado en la mañana y quiero recalcar que son oficiales. En lo que a inversión y exploración se refiere, desde el 2006 y 2007, en los últimos 7 años, las inversiones de exploración, han avanzado $us 293 millones en total, lo que da un promedio anual de $us 58 millones. Esta monto nos permite deducir que no se ha invertido en la búsqueda de nuevos crecimientos que es lo que hacíamos. Bolivia consume y exporta pero no compensa las reservas, así el resultado de todo esto es la terrible crisis del 2009. El país ha certificado 9.94 millones de pies cúbicos. Analizando el tema de la producción vemos que en año 2006 y junio del 2011, la producción de gas natural en Bolivia se ha incrementado, nuevamente según cifras oficiales en 4,67%. La producción del 2006 muestra que se tenía 40.25 millo-

nes de metros cúbicos diarios (MMmcd) de gas natural y a junio del 2011 se ha incrementado a solo 42,3 MMmcd. Esto nos da un incremento de 4,67%. En actividades primarias: la exploración y la producción durante los últimos 5 años, se invirtió $us 1536 millones, de los cuales solamente 293 se destinaron al plan de exploración con las cifras que les acabo de dar. Para que nos demos cuenta en el panorama en el que nos encontramos actualmente nos conviene compararlas con Perú. Vemos que en el mismo periodo de los 5 años la inversión en exploración y producción ha sido de $us 5.725 millones, lo queda un promedio anual de $us 1.150 millones. Bolivia tuvo una inversión de $us 1.536 millones en exploración y explotación lo cual nos da un promedio de 307 millones de dólares anuales. Si analizamos las cifras vemos que 5 años de inversiones en Bolivia en promedio equivale a 1 mes de inversiones en Perú. Entonces eso nos hace pensar que es un poquito más alto. Desde mi punto de vista yo creo que el problema de inversión en Bolivia radica en el aparato estatal. Contrariamente en Perú el aparato estatal se limita a promocionar, negociar y supervisar la ejecución de los contratos de exploración y exportación, mientras que en Bolivia no. En el país sucede todo lo contrario y los resultados son los que tenemos con cifras oficiales. Vemos que el dinero de las inversiones está ahí, Repsol los va a mostrar, las petroleras van a invertir, pero lo único que está buscando es un marco legal coherente, porque un régimen fiscal competitivo necesita el mercado garantizado y reglas claras. El proyecto Margarita es un ejemplo de esos. Si tú tienes un mercado y buenos precios pues ahí están las inversiones, se van a dar. Lo que tenemos que ver desde hoy en

Conclusiones / III Panel

adelante es garantizar que a futuro se den las condiciones necesarias para que este panorama se revierta. Lo voy a repetir, en 5 años se ha invertido en Bolivia lo que se ha invertido en Perú en solo un mes en exploración y explotación, en base a datos oficiales. Yo creo que eso es una cifra que nos da claramente una idea para analizar cuáles son los puntos que se deben encaminar o dicho de otra manera, ¿Cuáles son los cambios que se deben dar a las políticas que se están ejecutando en el país?.

Se debe tener conciencia de que si le va mal al Estado nos va mal a todos esto no es un tema de criticar, es un tema de que el éxito de YPFB es el éxito de la política hidrocarburífera boliviana, del país, es un éxito de todo y el fracaso también lo es y creo que he tratado de resumir de la manera más objetiva los puntos que se han sembrado en la presentación de esta mañana y bueno que se den las preguntas si es que las hay se les dará una respuesta con mucho gusto.

Incrementar la producción desde 1999 de 8 millones por día de gas natural a 42 millones al año 2011 es un aspecto muy importante a destacar.

Germán Núñez

En el campo energético se ha señalado cosas que son importante para el país y para nosotros los técnicos que estamos aquí trabajando y preparando a los futuros profesionales en las universidades. Asimismo quiero felicitar al ingeniero por haber hecho prácticamente un análisis histórico del crecimiento sostenido del país. Creo que es importante saber qué es lo que queremos, como estamos considerando, porque subir de 8 millones por día de gas natural (desde 1999) a 42 millones al año 2011 es un aspecto muy importante a destacar.

También veo que es importante hacer una comparación de Bolivia con la Argentina y del problema que se está suscitando, sea económico no, va creciendo la población y los recursos se van agotando. Yo creo que eso es relevante porque en muchos países está sucediendo lo mismo. También considero importante el análisis que hace el Dr. García con la recomendación que nos hace sobre el sistema de venta. Tenemos que ver la manera de cambiar nuestras normas bajo estos aspectos. Quiero felicitar por su disertación.

IV Panel: Fiscalizaciรณn, recursos y capital humano

Marcías Martínez

Ingenieros Consultores

Nació en Venezuela, es docente universitario desde 1958. Fundador en su país del Instituto del Petróleo de LUZ, Fondo para la investigación en materia de hidrocarburos (Foninves)y el Instituto Venezolano del Petróleo (Intevep). Es autor de 20 libros sobre el tratamiento, ingeniería y endulzamiento de Gas Natural.

Capacitación del capital humano en materia energética

El individuo empieza a tener una ganancia después del pregrado. Luego el magister que está en niveles superiores y después el doctorado que tiene gran investigación

Marcías Martínez

El gas natural ha resultado ser una materia que antes se despreciaba y ahora todo el mundo quiere estar asociado al gas. Cuando dicen energía se me ocurre hacer una comparación entre la energía de electricidad y el gas natural. Cuando nosotros comparamos las dos fuentes energéticas, vemos algo que es interesante: por ejemplo que trasmitimos la electricidad por cables y el gas por tuberías. Si seguimos comparando estas dos fuentes energéticas vemos que hay un paralelismo entre ambos pero entonces nos preguntamos ¿podemos convertir el gas en algo más? Si. Urea, amoniaco, fertilizantes en plásticos. Actualmente sería imposible entender el mundo sin la presencia de los plásticos, pero la electricidad la podemos convertir? No. Es un producto fiable. Pero entonces, ¿Hay ingeniería eléctrica? Si seguro que sí, pero si hacemos la pregunta de si las universidades tienen ingeniería de gas casi ninguna tiene. ¿Cuál es la razón por la que el hombre marginó esa fuente energética y también marginó el entrenamiento de la gente que tiene que desarrollar su propio país? Entonces la dificultad de romper paradigmas nos toca cuando se trata de la ingeniería del gas. ¿Veamos qué hace un estudiante que quiere ser ingeniero? Asignándole 60 años de vida, a los 18 es bachiler, a los 23 es ingeniero, como no se han hecho escuelas de ingeniería de gas a nosotros nos ha tocado hacer ingenieros en la práctica que corresponde al ingeniero del gas. Pero cuando el profesional va directamente al postgrado puede ser que llegue a convertirse en un estudiante profesional y a la larga el no tenga un sentido claro de para qué está estudiando o qué cómo aplicar el conocimiento que persigue de manera permanente, entonces siempre es aconsejable trabajar un poquito después del pregrado. Cuando la persona trabaja unos dos años habiéndose graduado de ingeniería en gas tiene una visión de donde se cree que puede ejercer mejor la profesión y cuál campo del desarrollo le puede sacar mayor provecho. Verificamos que las universidades nuestras producen ingenieros para que se

empleen, los orientamos para buscar un trabajo después de que tengan el título pero no les enseñamos a trabajar y ocurre que las empresas los reciben y los tienen que enseñar a trabajar. Es allí donde se empieza a formar en ingeniería. El magister o master En este nivel es en el que realmente trabajamos de manera fluida en América Latina, el nivel de postgrado, no en el nivel superior, doctorado, sino en el nivel medio. Estos son cursos que nos permiten llenar el vacío que quedó después del pregrado, después de haber salido de la universidad, pues esto lo podemos hacer con extensión universitaria o aplicado de manera muy continua en América Latina. Ya el individuo empieza a tener una ganancia superior después de haber cumplido el pregrado. Luego el magister que está en niveles superiores y después el doctorado que está en niveles superiores con mucha investigación. En América Latina tratamos de promover el nivel medio, el Master y el Diplomado, como lo más apropiado para resolver los problemas que tenemos que resolver. Entonces cuando se va a nivel doctoral se va a romper conocimientos existentes, se va a buscar otro nivel de fórmulas que vengo aplicando para ver si realmente las puedo mejorar. Se va a investigar. Después de eso si el individuo ha encontrado un trabajo bien seleccionado, el resto de la vida le será fructífera. Entonces, nosotros pasamos la mitad de la vida preparándonos para pasar la otra mitad ejerciendo. A los que están en el proceso de graduación, si no pensaron en el proceso de graduación, todavía es tiempo de pensar: por qué yo estoy estudiando esta carrera y a partir de la respuesta que se están dando ir delineando el campo de consigna donde deben continuar direccionando su vida profesional. Si el individuo decidió ser ingeniero de gas bienvenido al campo, ya puede ejercer satisfactoriamente el resto del tiempo que le queda.

Capacitación del capital humano en materia energética

¿Qué es un ingeniero de gas? Visto desde el ángulo que lo estamos enfocando, prácticamente es una combinación del ingeniero de petróleo, el químico y el mecánico. Claro tiene elementos adicionales que no los tiene ninguna de esas profesiones. Cuando nosotros trabajamos a nivel magister a nivel postgrado, podemos partir desde cualquier ingeniero de petróleo está en esta área se siente ingeniero de gas, cuando el mecánico está en la parte de refrigeración se siente ingeniero de gas y cuando el químico está en la parte de fraccionamiento de la composición del gas, es ingeniero de gas. Como es una rama que no tuvo un soporte en el pregrado, cuando la ingeniería del gas apareció en acción todos los ingenieros del gas aparecieron en acción y cada uno de ellos en su especialización se siente muy bien ejerciendo ingeniería del gas. Estos son campos integrables por la mayoría de los ingenieros existentes. Pero no entran los ingenieros civiles, hay una diferencia muy fuerte entre el concreto y el fluido compresivo. Cuando empezamos a desarrollar ingeniería de gas en 1976, y el presidente de Colombia decretó la masificación del gas para toda Colombia, los ingenieros civiles entraron perfectamente en el desarrollo de redes y caminos. Hicieron un trabajo excelente pero le cerraron el paso a la ingeniería química, al establecimiento de plantas de fraccionamiento. Entonces mi recomendación es a seguir las pautas que más o menos a tenido éxito en el resto de lo países de América Latina. ¿Qué campo tendríamos que estudiar? Tendríamos que aprender de cada una de estas cosas. Por ejemplo, la termodinámica y la hidráulica son materias fundamentales. La refrigeración, la prueba de los fluidos, endulzamiento, diseño de separadores, fraccionamiento de gas natural, redes de gas, comprensión, válvulas, soldadura, etc. Un ingeniero de gas debe ser pensado en todo eso que es-

tamos viendo. No es necesario que un solo hombre maneje todas las materias, cada quien se puede especializar en una parte de todo el mundo del gas natural y ejercer satisfactoriamente dejándole espacio a otros ingenieros a que vayan tomando de manera progresiva las ramas que hay que aplicar dentro de la industria. Cuando vemos estudiantes en nuestra cultura, llegamos a la conclusión de que venimos de gente formados por gente que admira al individuo que utiliza la palabra a la perfección o sea nosotros somos admiradores naturales de los que usan la palabra. Pero no aceptamos con la misma elegancia a los trabajadores, esa cultura, se puede ver. En las universidades pude ver que los mejores profesores para los estudiantes eran los que se expresaban mejor, pero cuando averigüé quienes habían trabajado lo que estaban enseñando en la universidad en el nivel de ingenieros, la mayoría de ellos nunca habían trabajado en lo que estaban enseñando a hacer. ¿Entonces cómo se va a desarrollar un país donde los profesores de las universidades están enseñando algo que ellos nunca hicieron en la realidad? Así no desarrollamos nunca un país. Entonces hay que empezar a pensar de que es hora de empezar a enseñarle a trabajar a los muchachos, no es cuestión de hacerles repetir todos los elementos teóricos sino que hay que buscar la forma de que cuando el ingeniero se gradúe sea realmente un usuario del ingenio, que no sea un individuo que sale a buscar un empleo, sino que sale a hacer una pequeña industria, a generar un trabajo, a generar algo como persona. El ingeniero parlachin que dice como hacer cosas que aprendió de su docente, no es el individuo que termina desarrollando América Latina. Hay que buscar la manera de darle mérito al trabajo y llevarlo a ese hombre que además de toda la faceta de ingeniería, sabe hacer el trabajo que está previsto llevarlo a que forme a la juventud y los enseñe a trabajar.

En Bolivia es necesario acelerar el entrenamiento del personal encargado de la industria del gas natural y capacitar a los operadores, técnicos e ingenieros

Marcías Martínez

Ese método de la palabra como filosofía para medir la inteligencia se debe olvidar. Entre nosotros deben haber jóvenes que hablan con mucha fluidez de un capitulo de ingeniería y se venden y hay otros que se ven callados pero sumamente buenos y nadie les paga lo que debe percibir. Entonces no hay que perder de vista ese ángulo. El mejor profesor es aquel que siendo ingeniero fue a trabajar, aprendió a trabajar bien y puede tener en su tener un curriculum una buena cantidad de obras realizadas que le permite ante la colectividad decir: lo que yo estoy haciendo lo se hacer y por lo tanto puedo formar más personas que lo puedan hacer bien. La educación continúa permite capitalizar el conocimiento. Lo importante en el nivel de pregrado no es el título, es el saber hacer. Entonces, ¿hacia donde deben dirigirse? Donde puedan a aprender algo que la sociedad necesite. La orientación universitaria un 25% de los que llegan siguen fomentando el conocimiento, el 75% simplemente hace el curso recibe el diploma y se va.

En todo caso, es necesario disponer de un buen profesorado. Si cuando yo estoy armando un diplomado en cualquier rama no visualizo la necesidad de tener un profesorado calificado los diplomas que estoy entregado no tendrán validez. No se logrará resultados que deseamos. Por lo tanto un profesorado tiene que ser configurado por gente que haya demostrado su capacidad, es decir cuando yo reuno en Bolivia profesores de diferentes países estoy garantizando el conocimiento. Estoy dando una moneda que no solo vale en Bolivia sino que vale en diferentes países y que es universal. Un individuo que ha aprendido a ser ingeniero de gas no debe pensar en quedarse solo en Bolivia, en cualquier lugar puede ser recibido como complacencia. En conclusión, en Bolivia es necesario acelerar el entrenamiento del personal encargado de soportar la industria del gas natural y capacitar a los operadores, técnicos e ingenieros que trabajan en la industria del gas y del petróleo.

Luis Alberto Sánchez

Director del CNMCH - YPFB

Es ingeniero electromecánico con post grados en Calidad Total y la Competitividad, Técnicas Estadísticas Aplicadas al Control de la Calidad, Planificación Urbana, Gestión de Operación de Empresas Petroleras y Gasíferas. Tiene especialidad en Seguridad Industrial HSE y Medio Ambiente y diplomado en Gerencia de la Industria del Gas. Cuenta con 3 maestrías en Ingeniería Petróleo y Gas Natural UPSA en Louisiana State University, University of Oklahoma, Dirección & Gestión en Administración de Empresas en Universidad Tomas Frías.

Información, tecnología y transparencia. Centro Nacional de Medición y Control Hidrocarburífero

El objetivo del CNMCH es: medir, verificar, calibrar, contrastar, ajustar, controlar, monitorear y reportar los volúmenes y calidad de los hidrocarburos gaseosos y líquidos

Luis Alberto Sánchez

Todas las actividades inherentes a la medición están normadas por el Gobierno Nacional, a través de la Ley de Hidrocarburos 3058, Decreto Supremo 28224 y resoluciones de YPFB. Además estamos a cargo de todos los contratos de operación, transporte y comercialización. En las actividades de medición, volumen y calidad, equipos de medición, instalación, operación y mantenimiento, registros, además de mal funcionamiento de los equipos de medición. El objetivo del Centro Nacional de Medición y Control Hidrocarburífero es: medir, verificar, calibrar, contrastar, ajustar, controlar, monitorear y reportar los volúmenes y calidad de los hidrocarburos gaseosos y líquidos en toda la cadena de hidrocarburos. Obviamente, tenemos que medir y hacer una relación de lo que tenemos en reserva versus la demanda. Hoy Bolivia tiene 15,5 TCF de reserva de recursos y las demandas que tenemos suman 14,8 TCF con el mercado interno y el mercado de exportación y los proyectos de industrialización, que finaliza hasta 2026. Según las proyecciones estimadas: Brasil suma 31,5 millones de metros cúbicos (MMmcd) hasta el 2020, después baja hasta 20 MMmcd hasta 2026. Argentina tiene hoy 7,7 MMmcd y sube a 21,8 el 2020. El mercado interno crece drásticamente y hoy tiene un consumo de 8,71 MMmcd y el 2026 tendrá 32,31 MMmcd. Es decir, la demanda total el 2026 será de 75,71 MMmcd para lo cual se habrá desarrollado todo el sistema de gestión de control y de supervisión en cuanto a medición. Según la sala de control, la producción promedio de octubre ha sido de 45 MMmcd. A la Argentina se han enviado 7,2 MMmcd, a Brasil 29,2 MMmcd y 8,9 MMmcd al mercado interno. La presentación estaba basada a los megacampos Sábalo, San Alberto y Margarita. Las capacidades de estas plantas al 2011 son Sábalo con 540 millones de metros cúbicos, San Alberto con 480, y Margarita con 105 MMmc. El próximo año Sábalo sube a 770 MMmc, San Alberto a 680 el

2013, Margarita progresivamente crece, hoy 105, el 2012 a 315 y el 2013 a 525 MMmc de gas natural. Con estos volúmenes tan importantes es necesario cambiar la tecnología a la medición ultrasónica, porque de esta manera bajamos la incertidumbre de 1% con medición mediante placa de orificio a 0,6% de incertidumbre con la nueva medición ultrasónica. Pero además, hay otras incertidumbres típicas en la cantidad de calibración de campo e incertidumbre adicional de la operación que ha bajado. En la medición de estos tres megacampos hay una disputa entre $us 8 a 10 millones al año, por eso la importancia en la medición. Además de la producción, controlamos la exportación. Brasil recibe 31,5 MMmcd, Argentina 7,7 MMmcd, el mercado interno 8,61 MMmcd pero la proyección que hacemos al 2020 crece a 26,62 MMmcd. En total se comercializan 47,81 MMmcd. La importancia que tiene la medición. En realidad no medimos gas sino dinero. Con la información de la Dirección Nacional de Gas Natural a Brasil se han exportado desde Enero hasta la fecha un promedio de 27,07 MMmcd, a Argentina 7,13 MMmcd, siendo en total el promedio de la exportación 34,2 MMmcd. La facturación acumulada es de $us 2.290 millones al Brasil hasta octubre de 2011. A la Argentina es de $us 761 millones, lo cual esperamos que hasta fin de año vaya a ser uno de los mayores negocios de Bolivia con $us 4 mil millones. Toda esa cantidad y volumen de energía pasa por los procesos de medición. Obviamente para medir necesitamos unos parámetros primarios que son las presiones, la calidad del gas y además el equipo en sí. Para eso YPFB ha invertido cerca de $us 8 millones entre los laboratorios de verificación y ajuste de patrones. Este laboratorio nos permite certificar los equipos que tienen actividad en la calibración y con ello nosotros hacemos la calibración mecánica. También tenemos el laboratorio más importante del país donde podemos determinar toda la calidad del gas, los contaminantes, agua y medio ambiente. Pero uno de los proyectos más impor-

Información, tecnología y transparencia. Centro Nacional de Medición y Control Hidrocarburífero

tantes es que Bolivia instalará una facilidad para certificar todos los módulos que hay en América no solo los del país.

parámetros de perforación. Esto es muy importante por el tema de costos recuperables.

Además YPFB tiene un sistema SCADA que controla toda la actividad especialmente la de exportación al día. En él se tienen todas las variables primarias, los flujos y la calidad del gas. Con esto verificamos el cumplimiento de la nominación. Se debe resaltar que la nominación, medición y facturación realiza YPFB. Entonces tienen el control de los volúmenes de los diferentes operadores.

En reservorios podemos hacer pruebas de los pozos desde la sala de control VMT, que va desde la presión y temperatura de fondo y cabeza, monitoreo de pruebas de pozo, adquisición de datos. En producción lo mismo.

Algo importante es que YPFB hoy con este centro tiene el control total de los hidrocarburos a través de una sala con una arquitectura Scada, que permite monitorear todas las plantas de Bolivia. Además que se reportan todos los eventos como paro de planta, volumen de quema que es muy importante en Sábalo, San Alberto y Margarita y en las otras plantas. Emite reportes oficiales, de calidad del gas producido, transportado, poder calorífico y análisis de las fallas en función a tendencias e históricos.

En forma mensual se hace la fiscalización de todos los puntos de transferencia de custodia en gas y líquidos, de acuerdos a las especificaciones de los contratos. Igualmente, tenemos todos los gasoductos y poliductos en línea. Estamos ahora instalando el sistema de medición Scada al poliducto Cochabamba –Oruro –La Paz. En almacenamiento tenemos alrededor de 50 tanques en plantas de Cochabamba, Santa Cruz y La Paz, y obviamente que la comercialización se tiene el control total.

Hoy en día YPFB tiene 500 puntos de medición en tiempo real. 12000 tags, plantas de acondicionamiento de gas, puentes de transferencia de custodia, medición Industrial, city gate, plantas de almacenamiento para el mercado interno y externo, gasoductos, poliductos y medidores de quema. Este es todo el negocio de hidrocarburos del que tenemos un control en tiempo real.

YPFB a través del Centro está realizando la medición y reportes con datos confiables lo cual es importante porque es el resultado de todo el negocio de hidrocarburos. En estos dos últimos años hemos invertido muchos millones en upstream, sísmica, perforación y producción pero el resultado de todo ello es la medición porque es la caja registradora.

Según el reporte nacional de hidrocarburos el día de hoy a las 6:00 a.m, la producción nacional ha sido de 46 mil barriles, en gas 45 MMmcd. Tarija tiene el 72% de la producción de líquidos y el 70,3% de gas. Reportes como estos se hacen todos los días a tiempo real.

Es decir, no medimos flujo, medimos dinero. Entonces estamos en ese trabajo de bajar la incertidumbre para eso tenemos convenios con empresas a nivel mundial que capacitan de forma mensual a la gente de YPFB. Estamos implementando centros de perfeccionamiento en Villa Montes.

El reporte del día de la exportación indicaba que al Brasil se envió 29,07 MMmcd, a Argentina se 7,20 MMmcd, al mercado interno 9,58 MMmcd. En total la comercialización fue de 45,77 MMmcd.

El próximo año vamos a implementar facilidades de calibración en gas y líquidos únicas en Latinoamérica. Y el compromiso es supervisar que las especificaciones técnicas estén en cada uno de los contratos de operación, transporte, comercialización y la normativa legal vigente.

Monitoreo de la perforación Si bien vemos toda la parte de producción y comercialización, también tenemos la posibilidad de monitorear a tiempo real los

Mesa de trabajo Electricidad: Los paradigmas de la seguridad energĂŠtica para Bolivia

Mario Rojas Sensano Cámara Boliviana de Electricidad

Estudió Ingeniería Eléctrica e Ingeniería Económica en las Universidades de Ciencias Aplicadas de Constanza y Munich de Alemania y es Máster en Administración de Empresas de la UCB. Se desempeñó en áreas como la regulación y control de sistemas eléctricos en Asea Brown Boveri en Suiza al igual que como consultor en procesos de reingeniería organizacional y sistemas de gestión de calidad en Merck – Bosch. Está a cargo de la Regulación en CRE y es presidente de la Cámara Boliviana de Electricidad.

Paradigmas de la seguridad energética para Bolivia

Acá la duda es si esto es un plan óptimo de expansión, o si es una optimización de la operación con proyectos que surgen a iniciativas recientes

Mario Rojas Sensano

La presentación tiene tres partes: la realidad que vamos a sobrevolar, los desafíos que tenemos, y las bases que hay que construir para sentar el futuro. ¿Cómo hemos llegado hasta aquí? Son conocidos los problemas que tenemos en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), los sistemas aislados no lo tienen, aunque hasta hace 10 años eran los qué si tenían problemas en el abastecimiento fruto de falta de inversiones y ahora la situación se ha invertido y los problemas los tenemos en el SIN. Las razones para ello podemos discutirlas. No creo que sean importantes como el empezar a mirar el futuro. Son diversas las razones, hay diferentes opiniones de porqué estamos en la situación que estamos, pero intentaremos llevar un debate a un entorno técnico de manera que no caer en juicios de valor acelerados. Hay varios desafíos que tienen que ver con el sector eléctrico y el país. Uno de ellos es la pobreza y desigualdad, lo que empezamos a relacionarlo con los recursos que se asignan a proyectos, el desarrollo de energía, el plan óptimo de expansión que tenemos como referencia para delinear una política, la matriz energética, la inclusión de energías alternativas y la tecnología para hacerlo, universalización y desarrollo humano, el tema de las magnitudes de la financiación y el plan de financiamiento, precios, subsidios, además la adecuación institucional. Hemos tenido muy poco éxito en cuanto a la reducción de la pobreza, sea la extrema o la moderada, en estos últimos 10 años. Lo mismo en disminuir la desigualdad por ingresos en las personas de este país. Esto nos debe llevar a reflexionar sobre como asignamos estos recursos que no necesariamente son cuantiosos, sino que en algunos casos son escasos. Estas necesidades son primarias, más allá de estar jugando con tecnologías nuevas. Lo mismo en cuanto al uso productivo de la energía eléc-

100

trica tenemos de los más bajos indicadores en cuanto al consumo per cápita y en cuanto al ingreso per cápita. Países desarrollados se caracterizan por tener altos niveles de estos indicadores. Pese a que tenemos una economía con una tasa de crecimiento que ronda el 7%, significa que al menos el consumo eléctrico, de energía y potencia, se estaría duplicando entre 8 a 10 años, algo con el que muchos países o sectores sueñan. Acá hay un mundo de oportunidades. El tema es aprovecharlas y a la vez empezar a dotar a la gente de una mayor capacidad para un uso productivo de la energía. Otro tema que tenemos, el Plan Optimo de Expansión, un documento publicado por el Comité Nacional de Despacho de Carga, donde hace un mix de tecnologías de generación convencionales con alternativas, y la duda acá es si esto es un plan óptimo de expansión, o si es una optimización de la operación con proyectos que surgen a iniciativas recientes de privados o como iniciativas de estudios que se hicieron en el pasado. Ponemos en duda esto, porque antes de formular una política, una estrategia es bueno haber detectado las demandas y haberles asignado alternativas de soluciones óptimas desde el punto de vista de inversión y no darlas como sentadas, sin optimizar su operación. Es lo que tenemos, son los recursos que existen, la planificación no ha sido de lo mejor en este país en los últimos años. Es un tema que nos está llevando a esbozar este Plan Óptimo de Expansión como la referencia de inversiones en el país, cosa que no necesariamente es. Aquí hay proyectos que ya deberían estar empezando como la Central Termoeléctrica en Santa Cruz para el año 2013, lo digo como un ejemplo, porque era un proyecto que estaba por ahí. Sin embargo, no se han analizado otras opciones o tenemos Rositas, que es una planta hidroeléctrica enorme que tampoco ha sido analizada desde otras alternativas que tendría el país para ir suministrando en esa época, más o menos alrededor de 100 MW cada año. En-

Paradigmas de la seguridad energética para Bolivia

tonces la duda es si es esta la forma de planificar o necesitamos hacer algo previo a empezar a mandar una señal completa de la política que quiere este país para el futuro. Otro tema importante, muy relacionado con el anterior es la matriz energética diseñada en el Ministerio de Hidrocarburos y Energía. A propósito, la fuente principal ha sido el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, el Comité Nacional de Despacho de Carga y en algunos casos el Plan Regulador. Aquí tenemos una propuesta de como estaría conformada la matriz energética de acá al 2027 y basada en aquel instrumento del Plan Óptimo de Expansión. En esta proyección de la matriz energética no se han tomado en cuenta por ejemplo, los costos de inversión para las diferentes tecnologías, la capacidad de soportar por los consumidores estos niveles de inversión y costos de operación resultantes. Es decir, hay algo que falta por un lado, un plan de inversión optimizado desde el punto de vista de la inversión y otro, desde el impacto que va a tener esto en los consumidores desde el punto de vista de precios más allá del medio ambiente. Un tema que representa inversiones de magnitud es el reto que tenemos en la Nueva Constitución Política del Estado de universalizar el acceso a la energía. Es un esfuerzo económico que supera los $us 1000 millones en los próximos 10 a 12 años o a 15 si es que la idea es hacerlo al 2027. El impacto sería directo a reducir los niveles de pobreza no cabe duda de eso, pero esto no es una garantía. El acceso universal a la electricidad no es una garantía para salir de la pobreza, a la par tienen que existir iniciativas que hagan que la gente empiece a usar mejor la energía eléctrica. Volviendo al tema de inversiones, los desafíos que se asumen en generación en los próximos 10 años es fruto también del Plan Óptimo de Expansión con $us 2.000 millones en generación, $us 200 millones en trasmisión, más de $us 1000 millones en distribución, para encon-

trarnos con una alta cobertura, con niveles de exportaciones, mitigando el cambio climático. Pero, ¿Cómo superamos como país esta capacidad de inversión? Hasta ahora en los últimos 10 años en promedio en la generación se han venido insertando alrededor de $us 50 millones, por lo que tenemos que superar 4 veces ese nivel. Lo mismo pasa en distribución, donde se tendría que duplicar la inversión de las diferentes empresas que participan. En generación tenemos un adicional porque hasta ahora, pese a que existe una ley que permitiría que otros actores participen, el planteamiento sería que se invierta $us 2.000 millones en un solo actor. Esto ocasionaría de acuerdo a proyecciones que existen en el Banco Mundial que entre el 1 y 3 % del PIB se destinen al desarrollo de un solo actor como Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), cuando en otros países como Colombia se destina un 0,25%. Es decir, estaríamos destinando ingentes recursos en algo que en otros lugares si es posible hacerlo con participación privada porque el negocio eléctrico es previsible en gran parte en el largo plazo que alienta a inversiones seguras. Pese a que no hay una nueva ley de electricidad, las distribuidoras del país han respondido al reto de la universalización e inversión en el sector comprometiendo formalmente la ejecución de programas ambiciosos para cumplir metas de cobertura, calidad de servicio y rentabilidad. En los próximos 4 años se invertirán alrededor de $us 200 millones para acompañar la demanda del mercado e incorporar más de 300.000 nuevos consumidores demandando alrededor de 250 MW de potencia. Son las inversiones ya comprometidas por las distribuidoras. Otro tema que ha estado en boga ha sido el subsidio a los hidrocarburos. En el sector eléctrico el subsidio viene por los costos por un precio interno menor al de exportación, incluso al costo de producción. Esto es trasladado directamente a la población. Es un subsidio indirecto, no explicito, no es de las mejores formas de apoyar a sectores

101

La adecuación institucional aún adolece de problemas para permitir que se incorpore de forma eficiente la oferta necesaria para energía abundante.

Luis Alberto Sánchez

de escasos recursos y es un tema que hay que tratar con muchas pinzas. Para ir revisando este tema en caso de que tengamos que hacerlo, ya se anuncia que se tiene la intención de revisar los subsidios a los hidrocarburos, lo que es un tema delicado porque hasta ahora no tenemos un estudio que diga qué sectores son los más vulnerables, donde están, cómo llegar a ellos, qué mecanismos alternativos podemos tener a un incremento generalizado si es que se retira los subsidios. Entonces hay cosas previas a realizar antes de intentar una medida de este tipo. En términos de tarifas, tenemos a Bolivia con niveles bajísimos al igual que Perú el costo marginal de la energía en el sistema interconectado, mientras que otros países están con niveles superiores. La adecuación institucional aún adolece de problemas para permitir que se incorpore de forma eficiente la oferta necesaria para energía abundante. Actualmente el único actor visible en el sector de la electrificación es ENDE y por más que hayamos hecho proyectos y disposiciones para incentivar la participación de otros actores no se ha tenido la respuesta que necesita el ritmo de crecimiento actual. ENDE que es el único actor visible al que se le puede responsabilizar por construir oferta, adolece de imprecisiones legales. De igual forma, es importante definir los roles del Regulador y del Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC) así como de la planificación (futura) a la luz principalmente del rol que se crea conveniente conceder a la inversión privada sea esta nacional o extranjera. Por ejemplo, nos preocupa realmente la situación legal de ENDE, puesto que actúa como empresa pública- nacional estratégica y el Código de Comercio y el ordenamiento jurídico no tienen esta figura. Es algo que merece corrección. De acuerdo a decretos supremos, es una empresa que actúa de forma integrada a todas las actividades de la cadena del sector eléctrico, sin embargo hay una ley de

102

electricidad que no lo permite. Finalmente, ENDE es una empresa corporativa conformada por subsidiarias que establece un conjunto jurídico sui generis, una empresa pública estratégica, que tiene mayoría en Sociedades Anónimas Mixtas y en Sociedades Anónimas. Se supone que es inembargable, entonces hay una dificultad no solo en términos jurídicos sino económicos, que es necesario resolver para hacer de ENDE una empresa capaz de actuar con todo el potencial que podría tener. En lo que es la estructura de operadoras en el sector, a la par de la ley sectorial hay una necesidad de revisar las reglas del juego para los actores económicos en Bolivia, no solo eléctricos. Una empresa privada más allá de necesitar una ley, necesita que se le diga cómo va a tener que comportarse desde el punto de vista de sus inversiones, un código de comercio renovado desde la óptica de empresas cooperativas. Las empresas públicas en todos los sectores necesitan una ley de empresas públicas, es el caso de ENDE mismo que necesita una norma que le ordene la potencia y las bases legales para actuar eficientemente en el sector. En la generación hasta ahora teníamos competencia en el mercado, no están obligadas a firmar contratos Priorización Spot a contratos, había una clara protección de capitalizadas. En la trasmisión si había acceso abierto y competencia por el mercado algo que se debería mantener. En la parte de distribución, hay una obligación de cumplimiento de inversiones respaldada por boletas de garantías, hay una imposibilidad de integrarse verticalmente es decir, de participar en el sector de la generación excepto en cierto porcentaje con energías alternativas. Teníamos la obligación de contratar generación, por último en la Constitución Política del Estado (CPE) está el tema de derechos adquiridos.

Paradigmas de la seguridad energética para Bolivia

La adecuación institucional, ¿Es la Constitución, el Plan Nacional de Desarrollo la traba o la causante de la situación en la que estamos? Haciendo una revisión de los textos relativos al tema energéticos tanto en la Constitución como el Plan Nacional de Desarrollo vemos que tienen un bajo nivel de restricciones para poder componer y formular un modelo que le permita esa seguridad energética. Esta reflexión tiene su comprobante en la forma como están actuando muchos de los actores en el sector eléctrico, es decir las inversiones continúan pero hay una parte que no está funcionando y la que le decía que requiere una reforma legal urgente. En paralelo se debe ir pensando en el tema de las normativas sectoriales. En el Plan Nacional de Desarrollo en el único lugar donde se habla de la necesidad de una adecuación legislativa es la que hace referencia a ENDE. En realidad, yo diría que la gente que plasmó estos documentos con la intención o no, vio que se podía vivir con lo que se tiene excepto aquellas cosas que atingen a ENDE para darle la fortaleza que se requiere. Revisando lo que hace el mundo desarrollado vemos que hay un énfasis en el cambio climático y la eficiencia energética, mientras que en América Latina tenemos un énfasis un tanto diferente. Aquí todavía una parte de la población se alimenta con leña, todavía hay niveles de pobreza altísimos donde hay que cuidar cada centavo y además en América Latina y Bolivia especialmente, la contribución a la contaminación es ínfima. Aquí viene la duda, si proyectos tipo eólico o sistemas solares son destinos seguros de recursos públicos. Todo esto nace de ese Plan Óptimo de Expansión que no considera todo este tipo de factores. Son cuatros los pilares de esa seguridad energética: el abastecimiento seguro, abundante, económico y sustentable. Serían los cuatros pilares sobre los que habría que trabajar cuidando de no caer en esa moda que nos

es trasmitida desde el mundo desarrollado y que por supuesto tiene su presión en hacernos convertir en tecnologías que no son las más apropiadas para nosotros. Para ir a la situación actual del país y la visión de país que está plasmada en la CPE, en instrumentos de estrategias elaborados por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, que tienen que ver con una misión del sector energético con objetivos, nos hace falta algo importantísimo que es un plan de viaje. Si ven las presiones sobre una nueva ley de electricidad no han sido tan fuertes, estamos queriendo pisar el acelerador en algo sin haber hecho muchas tareas que deberían anticiparse. Por ejemplo, un Plan Óptimo de Expansión desde el punto de vista de la inversión, un estudio sobre tarifas sociales y sobre como focalizar subsidios, un estudio sobre el tema de eficiencia energética, sobre el costo de suministros de los combustibles primarios que utiliza el sistema eléctrico nacional, un plan de negocios de ENDE. Si se ven, los proyectos que han salido en este plan de emergencia tiene muy poco que ver con los proyectos que estaban descritos en el Plan de Expansión del CNDC, esto nos da una idea de cómo estamos como sector en tema de planificación. Por último, a partir de todo esto que no requiere años, sino meses, formular una política nacional del sector eléctrico que responda a preguntas cómo qué rol esperamos de la empresa privada, de cooperativas, empresas públicas o que rol queremos jugar para atraer inversiones del extranjero. Lo grave de esto es que hay condicionantes a la hora de formular planes y políticas. Actualmente tenemos la presión de los cortes y apagones que están habiendo, y a veces el sector eléctrico es el más buscado para intentar resolver problemas como el de los subsidios a los carburantes. Es un sector muy formal que llega a todos, casa por casa, con una factura y no así el sector de transporte. Entonces son las cosas que tenemos que cuidar para evitar que esto se convierta en algo contraproducente.

103

Propuestas

Luego con un poco más de tiempo, diseñar una política sectorial a largo plazo.

Hay tres cosas que son importantes: Previo a la formulación de una nueva ley de electricidad habría que haber construido una estrategia integral de desarrollo del sector, hay muchas cosas que faltan desarrollar. Otro en paralelo, dotar las bases para una ENDE de clase mundial y formular las bases para la participación de actores económicos en el desarrollo del país y del sector eléctrico.

104

La pregunta es ¿Necesitamos de toda esa base técnica para una política de largo plazo y darle orden a ENDE para empezar sacar cabeza de estos problemas que se mantienen en el día a día?

TALLER Tributos y fiscalidad en los negocios de hidrocarburos

Marco Simons

consultor jurídico tributario

Estudió derecho en la UCB. Tiene post grados en Educación Superior y Habilidades de Gestión Implementación de Negocios. Posee un MBA de la UPSA y maestría en Derecho Tributario. Es docente en la UAGRM y UPSA. Se enfoca en derecho corporativo, comercial, administrativo, tributario y laboral, resolución alternativa de conflictos, asesoría de empresas, instituciones privadas, asociaciones y fundaciones. Trabajó en diversos estudios jurídicos del país y está a cargo de Bufete Simon.

Tributos y fiscalidad en los negocios de los hidrocarburos

Hay tres clases de contratos: de operación, producción compartida y asociación. Los que se firmaron fueron los de operación que tienen características de servicios.

Marco Simons

Bolivia tiene una larga y rica historia en relación a los hidrocarburos. Hasta el gobierno del presidente Evo Morales hemos tenido dos nacionalizaciones de hidrocarburos: una en los años 30 y otra en los años 60 con los generales Toro y Ovando Candia. En ese momento habían dos empresas extranjeras que eran las que manejaban los hidrocarburos en Bolivia como en su momento fue la Standar Oil, y después la Gulf. Hay algunos historiadores que dicen que Bolivia ha tenido una historia muy esquiva con los hidrocarburos. Viendo el pasado reciente el país ha cambiado cuatro leyes. Durante la década de los 90, en toda Sudamérica se vivió una ola de privatizaciones de empresas estatales como consecuencia del consenso de Washington que sugería cambios y ajustes estructurales en los gobiernos Latinoamericanos y parte de esos cambios eran justamente privatizar las empresas, darle mayor participación a los privados y achicar el Estado, que en esa época era muy grande y deficiente. Es por eso que en el gobierno de Gonzalo Sánchez de Lozada se dicta la ley de hidrocarburos que tiene por principal característica los contratos de riesgo compartido que se suscribía con las empresas privadas, por la cual se entregaba la propiedad de los hidrocarburos en boca de pozo a estas empresas. El año 2009 tenemos una nueva Constitución Política que refuerza la propiedad de los hidrocarburos, en ella se estable que los hidrocarburos ni siquiera son del Estado, sino del pueblo boliviano y que el Estado ejerce los derechos del pueblo. Pero la Constitución anterior que era del año 77 y que tuvo muchas modificaciones, también establecía que el Estado es el propietario de los hidrocarburos. El año 2004 se hace un referéndum en Bolivia y una de las preguntas que se hace estuvo estrechamente ligada con la recuperación de los hidrocarburos. Había quien entendía que

108

la figura de los contratos de riesgo compartido se estaba cediendo la propiedad de los hidrocarburos, que fue motivo de debate. Se propone que se utilice los hidrocarburos para negociar una salida soberana al mar en territorio boliviano, esa pregunta ampliamente y como consecuencia de eso se promulga una nueva ley de hidrocarburos que cambia totalmente las reglas del juego y pasamos de tener contrato de riesgos compartidos a contratos de operación y de asociación con la particularidad de que Yacimientos pasa a ser el actor principal en la cadena de los hidrocarburos. Actualmente, hay tres clases de contratos que se pueden firmar, de operación, producción compartida y asociación. Los que se firmaron fueron los de operación que tienen características de un contrato de servicios, porque da una retribución al operador y le devuelve sus costos. En materia legal hay varias formas de interpretar la ley, la manera textual, pero también hay el ánimo del legislador, qué es lo que quiso hacer. Si nos fijamos en la ley de hidrocarburos y en la Constitución el ánimo es que las empresas privadas sean prestadoras de servicios de Yacimientos. Se ha afianzado el concepto de servicios pero siempre fueron de operación. Ahora los nuevos contratos que son con áreas reservadas mantienen todas las cláusulas de un contrato de operación. La Nueva Constitución del Estado establece que de ninguna manera se puede transferir la propiedad de los hidrocarburos, y es considerado traición a la patria cualquier persona que firme un contrato con esas características, con una pena máxima de 30 años. Aspectos Impositivos Nuestra Constitución al margen de tener un régimen específico de los hidrocarburos establece garantías constitucionales para las personas naturales. En el tema específico de los

Tributos y fiscalidad en los negocios de los hidrocarburos

tributos, la norma consagra principios como el de legalidad, solamente la ley modifica y extingue impuesto, el presidente no podría establecer impuestos vía Decreto Supremos. Hasta el año 2009 Bolivia era un Estado unitario, el único que podía crear impuesto era el nivel central del Estado o sea el Congreso, las alcaldías municipales podía crear impuestos pero estos tenían que ser aprobados por el Senado. A partir de 2009 tenemos un cambio de Constitución donde Bolivia pasa de ser un Estado Unitario a un Estado unitario con autonomía. Se les otorga poder tributario unitario a los departamentos y a los municipios. De igual forma la Constitución establece que las personas y las empresas extranjeras están sometidas a esta Carta Magna. Esa salvedad está repetida en el régimen de hidrocarburos señalando que las compañías extranjeras que realizan actividades en hidrocarburos en Bolivia no pueden solicitar protección o un fuero especial que no se les otorgue a los mismos bolivianos. Parte del cambio constitucional ha sido pasar un poco de ser una república liberal a una presencia muy fuerte del Estado en toda la economía. Para la aplicación de ese régimen autonómico se aplica una ley de clasificación de impuestos. Básicamente son tres niveles los que tienen poder originario tributario. Esto es que no haya impuestos análogos, es decir que no hay un IVA nacional y otro departamental. Otra cosa que se establece en la Constitución es que no hay devolución de impuestos o del IVA a las exportaciones. En el tema de la clasificación de impuestos, la ley establece que son de dominio nacional del nivel central todos los impuestos relacionados a los hidrocarburos, utilidades, IVA. El verdadero proceso de achicamiento del Estado empieza en el Gobierno de Víctor Paz Estensoro que promulga el decreto 21060, se cambian los impuestos en el año 86. Con

la ley 843 sostienen los investigadores que habían 200 impuestos que no se cobraban, hay un indicador que es la presión tributaria, que nos indica cuánto del PIB es impuesto, porque los países son iguales que las personas. Nosotros tenemos tres formas de conseguir dinero, podemos trabajar, prestarnos o nos pueden regalar y la única sostenible en el largo plazo es trabajar. En los Estados es con impuestos, sin un país recauda adecuadamente sus tributos tiene una buena presión fiscal y puede cumplir con ellos. Hasta el año 86 no era ni el 1% del PIB lo recaudado en impuesto. Vivíamos de la minería, entonces a partir de ese momento se hace un borrón y cuenta nueva y se promulgan la mayoría de los impuestos que hoy por hoy afectan o soportan la actividad hidrocarburífera. Entre otros está el IVA, el IRC IVA, la trasmisión gratuita de bienes, el impuesto municipal a los inmuebles, a los motores, el impuesto a los consumos específicos, el impuesto a las utilidades de las empresas que es el impuesto más conflictivo entre las petroleras y el servicio de impuesto. Posteriormente, a partir del año 86 viene la reforma tributaria, a partir del 2002 viene un nuevo Código Tributario y posteriormente se crea el Impuesto Especial a los Hidrocarburos y sus Derivados y el año 2005, se crea el Impuesto Directo a los Hidrocarburos. La misma ley establece la forma en que ese impuesto se tiene que coparticipar y repartir. Establece la obligación de las empresas que participan de pagar patentes, regalías y el IDH y goverment take suba el 50%. Otro tema importante son incentivos tributarios para la industria. La ley establece la existencia de contratos de operaciones, pero también estableció una serie de incentivos tributarios que han sido de poca o escaza aplicación a la fecha. Esto es porque los incentivos tributarios que se dieron estaban enfocados solo para la industrialización de los hidrocarburos.

109

Una crítica constructiva es que si pedimos reglas claras también deberíamos exigir un impuesto más profesional y más institucionalizado.

Marco Simons

Entonces hasta el 2005 no había nada y se incentivaba a este proceso en un sentido que equilibraba impuestos a la importación de maquinaria pero como no teníamos industrialización, el incentivo no había tenido efecto.

pagamos impuestos por las utilidades ganadas. Eso tiene una explicación lógica porque controlar un sistema de renta mundial es complicado, se necesita mucha información con todos los países del mundo.

Los incentivos como tal no son factores determinantes para atraer inversiones. Lo que todos buscan en los países ante todo estabilidad legal. Saber de antemano cuales son las reglas y que te las vayan a mantener en el mediano y largo plazo.

El año 86 era prácticamente inexistente el servicio de impuesto, entonces se aplica el sistema territorial porque es el más sencillo de aplicar. Una crítica constructiva es que si pedimos reglas claras también deberíamos exigir un impuesto más profesional y más institucionalizado.

Hasta el año 2009 tenemos como Bs 29 mil millones recaudados y si vemos el total de IDH y el total de los impuestos a las utilidades de las empresas es más o menos la misma cantidad.

El impuesto IUE, que grava las utilidades de las personas naturales, establece que este impuesto se calcula y es resultante de los estados financieros ajustados a su reglamento. Es decir, al comienzo de balance tengo uno para mi empresa y tengo otro para servicios de impuestos porque ahí puede deducir, qué es el verdadero problema con las empresas. Qué es deducible y que no, hay reparos.

El total IDH en 2009 fueron Bs 6.465 millones o sea los privados generan lo mismo que el IDH anual. Para el PIB es muy importante los hidrocarburos. Los Estados tienen dos formas de cobrar impuestos. Uno es renta mundial y otro es el principio de territorialidad que lo aplica Bolivia. En la primera, no importa donde obtenga su dinero, tiene que pagar impuesto. En el país aplicamos un impuesto territorial, salvando unas dos exenciones,

110

En Bolivia hay dos maneras por las que te presenta reparos el servicio de impuestos, la vía administrativa por las cuales se puede hacer valer los derechos una vez, por la autoridad de impugnación tributaria, un recurso de alzada, o se puede ir por la vía judicial con un contencioso tributario.

CONCLUSIONES

1. Con carácter de urgencia se debe promulgar la nueva ley de hidrocarburos, incluyendo los insumos aportados por los actores públicos y privados, con el fin de sacar al sector de la incertidumbre. En este sentido, se debe definir y promulgar la nueva Ley alineando sus preceptos con la Constitución Política del Estado, lo que facilitará la atracción de nuevas inversiones. 2. Deberá promulgarse la nueva Ley de Electricidad, para reacomodar el mercado eléctrico, ya que en las condiciones actuales no es posible crecer y resolver las demandas reales del mercado. 3. Urge adoptar nuevas tecnologías y políticas de innovación para crear valor en la cadena de hidrocarburos. A su vez, al ser Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) el principal actor de esta cadena, debería asumir con mayor intensidad este concepto.

112

4. El mercado interno de gas natural se desarrolla con normalidad y se destaca un crecimiento importante. Sin embargo, se debe ampliar la penetración de redes primarias y secundarias en áreas con importante densidad de población, tanto urbana como rural, que aún no cuentan con el servicio. 5. Respecto al conflicto surgido por diferencias de puntos de vista respecto al campo Margarita, se recomienda profundizar el diálogo entre las partes, a fin de resolver las diferencias en un marco de respeto y con los argumentos técnicos que permitan mantener una relación armoniosa y de beneficio para las partes.

memoria fotogrรกfica

MEMORIA

FIGAS

2011

IMáGENES DEL FIGAS 2011 | FORO

1 Los panelistas nacionales e internacionales resaltaron la situación del sector e incluyeron temas de innovación tecnológica, análisis de la coyuntura energética del Cono Sur y a nivel mundial, proyectos exitosos en aumento de producción de hidrocarburos como el de Margarita y la situación de las empresas de servicio bolivianas en el contexto de la industria petrolera nacional. Fue destacable la participación de las empresas de YPFB, junto a operadoras y de servicios del sector privado.

MEMORIA

ALMUERZO | IMáGENES DEL FIGAS 2011

FIGAS

2011

1 Mario Cossío, prefecto de Tarija inauguró el FIGAS 2009.

2 Estuvieron en el apertura del evento Marcelo Palópoli, Mario Cossío y Miguel Zabala.

3 Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación estuvo presente en el foro

4 Participantes nacionales e internacionales estuvieron atentos a las presentaciones.

5 Participantes nacionales e internacionales estuvieron atentos a las presentaciones.

Los participantes del Foro tuvieron la oportunidad de estrechar aún más sus relaciones interpersonales, mediante el intercambio de criterios en un ambiente informal al finalizar las jornadas de conferencias técnicas. El Hotel Los Parrales puso a disposición sus amplios y cómodos salones donde los asistentes degustaron deliciosos platos preparados especialmente para este evento internacional. En las fotos, representantes de más de un centenar de empresas participantes de las áreas de hidrocarburos y electricidad.

MEMORIA

FIGAS

2011

IMáGENES DEL FIGAS 2011 | EXPOFIGAS

1 La ExpoFIGAS abierta a todo público contó con una masiva participación de los asistentes al encuentro energético, como también de visitantes externos que aprovecharon la ocasión para conocer a detalle tecnologías como la del medidor ultrasónico del CNMCH de YPFB, los proyectos de construcción y ampliación de ductos de YPFB Transporte, las actividades de Repsol en Margarita, los frutos de RSE de Transierra, el programa de eficiencia energética de la AE y la nueva visión de la ANH, entre otras instituciones y compañías presentes.

MEMORIA

PREMIACIÓN | IMáGENES DEL FIGAS 2011

FIGAS

2011

1 Mario Cossío, prefecto de Tarija inauguró el FIGAS 2009.

2 Estuvieron en el apertura del evento Marcelo Palópoli, Mario Cossío y Miguel Zabala.

3 Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación estuvo presente en el foro

4 Participantes nacionales e internacionales estuvieron atentos a las presentaciones.

5 Participantes nacionales e internacionales estuvieron atentos a las presentaciones.

En la última jornada se galardonó a los mejores stands presentados, obteniendo el primer lugar Repsol Bolivia por su esfuezo y despliegue logístico en recrear un ambiente amigable con la naturaleza. La primera mención fue otorgada a Transierra SA por la exposición de artesanías de comunarios Weenhayek. La segunda mención fue para el CNMCH de YPFB que mostró medidores ultrasónicos. A su vez la tercera mención a mejor stand, fue para la ANH por el despliegue técnico y gran número de visitantes.

MEMORIA

FIGAS

2011

IMáGENES DEL FIGAS 2011 | NOCHE CHAPACA

1 Los exquisitos sabores de la variedad de vinos locales en la Bodega Kohlberg y los bailes y tradiciones de Tarija brindaron el marco para la noche más esperada del FIGAS, el tradicional evento de confraternización la “Noche chapaca”. Allí se fundieron en un abrazo fraterno la camaradería, el ameno intercambio cultural y profesional que marcó una vez más el sello distintivo del FIGAS, sazonado con la exquisita gastronomía regional como el “chancho y chivo a la cruz” además de las mesas de jamones serranos, quesos y masas locales.

Con el apoyo de: