Memoria FIGAS 2013 by Branko Zabala

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FIGAS

13, 14 y 15 de Noviembre de 2013 Tarija - Bolivia

Miguel Zabala Bishop COMISARIO GENERAL DEL FIGAS Y DIRECTOR DE REPORTE ENERGÍA Branko Zabala Peris GERENTE GENERAL BZ GROUP Boris Gómez Uzqueda MIEMBRO DEL COMITÉ TÉCNICO Ivr Von Borries MIEMBRO DEL COMITÉ TÉCNICO

■ EQUIPO DE APOYO FIGAS 2012 Ema Peris Serrate ADMINISTRACIÓN GENERAL Lauren Montenegro Montes de Oca GERENCIA de MARKETING Kathia Mendoza GERENCIA COMERCIAL

EQUIPO

Lia Ovando LOGÍSTICA Priscila Zabala René Mendoza STAFF Luis Rivera / Isabel Ocampo REPRESENTACIÓN BZ GROUP / FIGAS TARIJA

■ EQUIPO EDITOR MEMORIA FIGAS 2012 Franco García REPONSABLE MEMORIA 2012 Lizzett Vargas PERIODISTA Edén García PERIODISTA 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, Nro. 175, Equipetrol Norte, Santa Cruz, Bolivia. Tel. (+591-3) 341-5941 copyright bz group 2012 www.bz-group.com www.reporteenergia.com

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INAUGURACIÓN 5

Miguel Zabala Bishop. Comisario General del FIGAS

Arístides Fernández. Distinción de Doctor Honoris Causa a Miguel Zabala

Rodrigo Paz Pereira. Presidente del Concejo Municipal de Tarija

Alfonso Lema. Ejecutivo Seccional de la Provincia Cercado de Tarija

Álvaro Baldiviezo. Presidente de la Federación de Empresarios Privados de Tarija

PANEL I: POLÍTICA ENERGÉTICA

César Navarro. Hidrocarburos y Energía en la Agenda Patriótica 2025

Leopoldo López. “Los excedentes generados por el gas”

Eduardo Alarcón. “Crecimiento exploratorio hidrocarburífero en el país”

Álvaro Arnez. Proyectos de industrialización

Bernardo Prado. “Mirando el pasado para enfrentar el futuro”

Fernando Meiter. Proyecciones de demanda de gas de la Argentina para los próximos 5 años

Luis María Villar. “Diseño y construcción de unidades para hidrocarburos”

Pablo Andino. “Nuevas Tecnologías de Desorción Térmica para recortes impregnados”

Oscar Darío Navas “Gestión de activos críticos en el mantenimiento de facilidades gasíferas y

petroleras según norma PAS 55”

Mauricio Roitman. “Balance y perspectivas del proyecto de energía nuclear de la Argentina”

PANEL II: GAS Y ELECTRICIDAD

Juan Manuel Gonzáles Flores. Situación actual y proyección del sector eléctrico y energías alternativas al 2025

Alberto Tejada. “El papel de ENDE Corporación en el crecimiento del sector eléctrico boliviano”

Carlos Peláez. “Participación de energías renovables y sistemas híbridos en la matriz energética”

Germán Rocha. “Estado de situación actual y futuro del sistema de transmisión eléctrica”

Gerardo Borda. Proyecto Eólico Qolpana

Eleodoro Mayorga. “El papel del Gas y las fuentes renovables de energía en las políticas energéticas”

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Jorge Gutiérrez. “Aspectos Legales del Sector Eléctrico hacia la Agenda 2025”

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Daniel Gómez. “Actualidad de los biocombustibles en la matriz de energías renovables”

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PANEL III: ENERGÍA, INVERSIÓN Y DESARROLLO

Iver Von Borries. Proceso Arbitral Nacional e Internacional en la Industria del Gas y Petróleo

Gabriel Gaite. Los Hidrocarburos y la economía tarijeña: Principales Desafíos

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Hernán Vega. “Avances de la EEC-GNV 2010-2013”

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Gary Medrano. “Regulación en tiempos de revolución”

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Juan José Sosa. Avances y desafíos de la nacionalización de los hidrocarburos y electricidad y la visión 2025

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CONCLUSIONES 143 MEMORIA FOTOGRÁFICA

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Inauguraciรณn

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Miguel Zabala

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 SRL. Fundador de los más importantes medios especializados en la materia en Bolivia; de la Federación Latinoamericana 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 Kansas-New York), columnista, editor, redactor, productor de prestigiosos medios impresos y de televisión nacionales; ha cubierto varias versiones del Congreso Mundial del gas, Congreso Mundial del Petróleo, Congreso Mundial de Energía y asistido 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 FIGAS 2013 7

Miguel Zabala

ompañeros y hermanos asambleístas, senadores y diputados nacionales. Señores asambleístas departamentales. Todas las autoridades nacionales que nos honran con su presencia. Querido y respetado Rodrigo Paz, presidente del Honorable Concejo Municipal, gracias por recibirnos en tu casa todos estos años. Querido Alfonzo “Pica” Lema, ejecutivo seccional de la provincia Cercado, Álvaro Baldiviezo, presidente de los Empresarios Privados de Tarija, Baldelomar Peralta, presidente del Comité Pro Intereses de Tarija, estimados concejales, representante del gobernador del Departamento, representantes de empresas y distinguidos panelistas de diferentes países. A cada una de las entidades, organizaciones de apoyo, sin quienes no estaríamos aquí. Estoy emocionado y entusiasmado, por las muestras de cariño desde el primer momento que pisamos Tarija y nos recibieron con las manos abiertas, nos apoyaron y nos quisieron, eso para nosotros es una bendición. Dios se manifiesta a través de ese cariño, por eso antes de empezar quiero que le demos un aplauso a Dios y a Tarija. Hablemos de gas y energía, aunque Pica ya hizo un buen resumen. Estos días vamos a tener expertos que nos van a hablar justamente de estos temas que hemos venido hablando a lo largo de cinco años. Si ustedes se acuerdan el año 2009 empezábamos el discurso en los tiempos de cambio. Entonces en esa ocasión, nuestras conclusiones en el FIGAS se referían a los desafíos energéticos en tiempos de cambios, pero con un agregado, una visión desde el Sur, de aquí, desde donde están las reservas, desde donde se producen las riquezas para el país. Hablamos de la necesidad de impulsar la industrialización el 2009. Decíamos que el gas deberá pasar por una planta virtual para que se pague sobre valor calórico y no simplemente sobre volumen bruto, respecto a los ingresos para los departamentos productores. Había mucha preocupación por las restricciones de la provisión de gas a las regiones, se pidió a YPFB que priorice la distribución de gas para todas las regiones. Creo que ese tema

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se lo tomó en serio. Hoy hay un proyecto virtual de gas que va a comenzar a llegar a las poblaciones más alejadas. Se solicitó a YPFB transparentar el origen y la fuente de los recursos anunciados en ese FIGAS 2009. Se solicitó a las prefecturas de los departamentos productores hacer público el Plan de Inversión y crear a la brevedad un Consejo Nacional de Energía e Hidrocarburos. Ante la evidente alta demanda y bajo costo de gas natural vehicular se propuso reforzar este tema en los departamentos. El contrato de compra venta de gas natural a Argentina, debe modificarse agregando compromisos más estrictos. Luego se hizo una adenda con el contrato con la Argentina. El Estado a través de las instancias correspondientes, deberá desarrollar una política más agresiva de exploración y producción en el departamento de Tarija, especialmente en las cuatro cuencas geológicas, nos decían los expertos en ese momento. Tarija exigía también proyectos de industrialización, termoeléctricos, más estudios geológicos en su territorio. Se propuso a las instancias que correspondan la restitución del concepto de regalías pagaderas en Boca de Pozo. Y algo que se pidió en el 2009 fue una nueva Ley de Hidrocarburos con mejores incentivos para la atracción de inversiones extranjeras para incrementar la frontera exploratoria en el país. Hubo más conclusiones, pero eso es en resumen. En el año 2010 hablamos de los nuevos escenarios del negocio energético: hidrocarburos y electricidad ante demandas crecientes. Recogimos todas las preocupaciones del 2009, todas las promesas hechas por el Estado a las regiones, a las empresas, a los ciudadanos, respecto a inversión, a crecimiento a desarrollo y eso fue traducido en un nuevo Foro, en el que hablamos de los nuevos escenarios. Un año después hablábamos de que se evidenciaba la ausencia coyuntural de reservas de petróleo y gas, aunque a futuro ello no impedirá la industrialización con valor agregado. Tomamos la tarea en el 2009 y la continuamos el 2010. Esto no estaba

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Inauguración del Figas 2013

hecho el azar, recogimos la impresión de todos los actores que participaron en ese momento. Inclusive estuvo el presidente de YPFB haciendo una exposición de su Plan de Inversiones, en ese momento y lo escuchamos y tomamos apuntes y todos los que estuvieron presentes, que al final fueron reflejados en estas conclusiones. Dice una de las conclusiones en el año 2010. Se considera inútil debatir sobre la cantidad de reservas porque los mejores especialistas en geología afirman que Bolivia tiene menos del 20% de su territorio explorado, por lo que con inversión adecuada se encontrarán nuevos reservorios. Se remarca que únicamente con nuevos descubrimientos comerciales podrá rediseñarse la política energética nacional y recién entonces considerar la industrialización. Desde el 2003 está descuidada la potencialidad boliviana de generar industrias de valor agregado del gas como electricidad con plantas termoeléctricas, diésel sintético y sustitutos del GLP, los contratos con Argentina y Brasil. Eventualmente la industrialización, junto con la puesta en marcha del proyecto Mutún estará garantizada siempre y cuando haya inversiones en exploración para la producción. El proyecto Mutún se cayó, en este momento está paralizado. Hay promesas de inversión, pero no hay gas natural para el Mutún. De momento eso es cierto. Entonces para implementarlo, mi amigo Carlos Peláez, vino desde Alemania a visitar El Mutún, está tremendamente emocionado porque estuvo en el cerro y dice voy a traer empresarios alemanes para que conozcan esta maravilla, a ver si hacemos. Es interesante, necesitamos gas.

dije, por lo que recuerdo desde la capitalización los empresarios tarijeños están pidiendo un espacio en la industria. Algunos espacios se fueron dando, hay que ser hidalgo en reconocer que algunos espacios importantes que se han ido concretando y a medida que las empresas adquirieron mayor experiencia, certificaciones y estándares de calidad, han ido participando en los procesos de exploración, producción, servicios, provisión de insumos para la industria, pero todavía hay mucho más por hacer y esas son las conclusiones del 2010. En el 2011 saltamos para hablar de gas y energía, nuevas Tecnologías, servicios e innovación. Hablamos de los tiempos de cambio, de nuevos escenarios. Entonces nos trajimos una plancha de expertos de todas partes. Me acuerdo que como nunca me sentía realmente orgulloso de decir estamos trayendo uno de los expertos más grandes, de uno de los centros de investigación, más importantes del mundo que tiene la compañía Repsol, cuyos ejecutivos nos acompañan desde el primer FIGAS, trajimos a un científico que nos contó un poco sus experiencias y nos hizo ver que hay que innovar en tecnología, en gestión para tener una industria eficiente. Como él vinieron otros expertos internacionales de muchas partes del mundo. Ustedes saben lo que significa llegar desde otras partes del mundo hasta llegar a Bolivia, Santa Cruz, La Paz, Tarija. Son viajes largos, tediosos, pero llegaron hasta aquí con el apoyo de los empresas, de nuestros auspiciadores. Entonces hablamos de nuevas tecnologías, servicios e innovación. Tenemos que apostar los bolivianos por nuevas tecnologías, por mejores servicios y por ser innovador, no de boca, de hecho. Hay mucho por aprender.

Las licitaciones en lo referente a empresas de servicios y suministros pasan por dificultades de índole burocrática que deben ser reglamentadas. En la inauguración de la Exposur escuchamos a su excelencia, el vicepresidente del Estado Plurinacional, instando a los empresarios de Tarija a interesarse más y sumarse a la industria petrolera.

Finalmente el año 2012, el año pasado, hablamos de servicios y suministros eficientes y oportunidades de negocios en la cadena de valor de los hidrocarburos y energía. Estos servicios y suministros se constituyen en un eslabón fundamental dentro de la cadena hidrocarburífera nacional.

Ayer algún medio me preguntaba que pensaba sobre esto. Yo le

Bolivia atraviesa un periodo post nacionalización comenzando

Miguel Zabala

a encarar proyectos de industrialización, con los cuales no se puede descuidar el área de la exploración, donde las empresas de servicios desempeñan un rol preponderante. Otra vez las empresas de servicios. Únicamente una campaña exploratoria agresiva permitirá cumplir los compromisos de abastecimiento a los mercados internacionales a Brasil y Argentina. La experiencia de empresas internacionales de servicios se constituye en una valiosa ayuda y un valioso ejemplo para los bolivianos. El año pasado venían varios empresarios bolivianos que tienen emprendimientos en el exterior, exitosísimos, proveedores de servicios de ingeniería, de tecnología que en el caso de una compañía en el Perú contrata miles de empleados y obreros todos los años para desarrollar líneas de transporte, para el montaje de plantas, para hacer planchadas, para hacer caminos. Uno de los temas que aún no fue resuelto. Debe mejorarse el acceso al crédito para empresas bolivianas, a través de la flexibilización del marco regulatorio bancario, financiero, lo cual permitirá la contratación directa de estas empresas con el consiguiente beneficio que ello implica. Son muy buenos los consorcios porque está el capital, la experiencia, de repente internacional o de un grupo más grande, asociado a empresas más pequeñas, con otros expertise, pero que interesante sería darle muchísima más autonomía financiera a las compañías locales, sobre todo a las de servicios y suministros para que puedan actuar por sí solas en algún momento. Crecer y ser ellas en todo caso las líderes en los consorcios, sin desestimar el gran valor que tienen las compañías grandes, internacionales, que van aportando todos los días con su experiencia y capital a los proyectos. Es un tema que no debemos dejar de lado. Persiste el desfase normativo, producto de la promulgación de la Constitución Política del Estado, con posterioridad a la Ley de Hidrocarburos vigente, por lo tanto se debe alinear los principios y preceptos mediante una nueva Ley de Hidrocarburos, estamos hablando de este tema desde el año 2005 hasta la fecha.

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No habíamos terminado de promulgar la ley 3058 y empezamos a hablar de una nueva Ley. Creo que siempre es bueno el debate, el análisis, los ajustes que tienen que hacerse al marco normativo y legal boliviano. Considero que es importante que lo mejoremos y como decían las conclusiones del año pasado, hagámoslo de una buena vez. Pongámonos plazo, digamos, vamos a tener una nueva Ley en los próximos dos, tres o cinco años para que nos acomodemos al escenario actual, sigamos trabajando o finalmente cumplamos lo que dice la Constitución y alineemos los principios constitucionales a la norma. El pedido que se hizo el año pasado y que persiste es, consideramos que, de una vez, debe promulgarse la nueva ley y consensuarse todos los intereses y aportes para contar con un nuevo marco legal en el país, que nos permita un nuevo boom de inversión y crecimiento en exploración de hidrocarburos y de crecimiento en generación de energía eléctrica en el país. Creo que esos son los aspectos más destacados de estos cuatro años. Este quinquenio para nosotros es un buen referente de lo que se ha hecho en materia de energía e hidrocarburos en el país. Quiero agradecerle a todos aquellos que han ido acompañando el Foro, que fueron protagonistas en el país de la nueva política energética, que son protagonistas todos los días, de una mejora continua, en nuestra calidad de vida como bolivianos. No quiero dar cifras porque el Foro nos trae eso, el conocimiento, la experiencia, las cifras, los números, proyecciones y este año vamos a analizar los avances y desafíos de los hidrocarburos y la electricidad. Nos vamos a centrar en la propuesta del presidente Evo Morales de construir una Agenda hacia el 2025. No nos oponemos a la Agenda, no estamos en contra, aportamos y aquí estamos para fortalecer los objetivos. Nosotros somos nada más que facilitadores del diálogo. El que habla y el equipo del FIGAS y los que participamos, no somos los protagonistas, somos los facilitadores, tenemos la mesa del

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Inauguración del Figas 2013

diálogo para enriquecer la política energética. La visión del FIGAS es esa, enriquecer con nuestro aporte la política energética del país.

ratoria para petróleo & gas. En septiembre tuvimos un FIGAS en Lima, pero más bien relacionada a política energética y el aspecto socio ambiental. Así que estamos creciendo.

Por lo tanto yo les agradezco mucho por la paciencia en una calurosa noche chapaca y les agradezco por todo el cariño brindado y mis últimas palabras, quiero expresar mucho agradecimiento a la sorpresa tan gentil que nos han traído los hermanos de la Universidad Privada del Guairá de Paraguay, que de verdad no lo esperaba.

El próximo año estamos en Asunción en Abril, en Lima nuevamente en Junio, el 21 de agosto de la segunda versión del taller de sísmica exploratoria en Medellín y otra vez en Tarija en nuestra sexta versión del Foro Internacional del Gas, si nos dejan. Gracias a todos ustedes y bendiciones.

Es muy emocionante para mí y para mi familia y equipo que se reconozca del hermano país del Paraguay, solo porque tuvimos la iniciativa de organizar de realizar un FIGAS en Asunción y fuimos por allá y empezamos a organizarlo, en abril del próximo año, Arístides y Gustavo, junto con ustedes vamos a estar con el overol puesto, ahí en Asunción en lo que se va a llamar el Paraguay Energy Summit, o la Cumbre de Energía de Paraguay, donde se va a hablar de gas, petróleo, energías alternativas, hidroelectricidad, de todo lo que tiene que ver con energía. Así que muchísimas gracias por ese gesto inmerecido de verdad y también el gesto que tuvo mi querido amigo y hermano Boris Gómez, que hoy es rector de la Universidad Nacional del Oriente, vicepresidente del FIGAS, miembro del Directorio, de habernos entregado estos reconocimientos. Es un incentivo y compromiso. Gracias. Finalmente decirles que a finales del año pasado creamos una entidad que se llama el IGEF. Ustedes han podido ver, es el International Gas & Energy Forum. Aquí en Tarija, entre nosotros, surgió una marca internacional y esa es FIGAS puesto en el idioma mundial que es el IGEF y este año tuvimos ya dos eventos internacionales en Lima, donde tenemos además una oficina del FIGAS internacional, tuvimos un evento de sísmica exploratoria para Oil & Gas en septiembre que fue realmente todo un éxito por la tecnología. Trajimos a 10 gurúes de todo el mundo a Lima para poder compartir la experiencia y la tecnología en materia de sísmica explo-

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Arístides Fernández

Rector de la Universidad de Guairá

Está involucrado netamente a la actividad académica tanto en la docencia como en el rectorado. Lleva más de 20 años de trabajo en la educación superior.

“Distinción de Doctor Honoris Causa a Miguel Zabala” 13

Arístides Fernández

sta labor nos involucra a todos como latinoamericanos, con mucha trascendencia de lo que estamos hablando, del presente y futuro de nuestras naciones. Antes que honrar su presencia como exponente en esta área, nos honra a nosotros como universidad otorgar esta mención que es la máxima en el ámbito universitario, por esta labor que inició y hoy estamos en la quinta versión. El próximo año vamos a tener el orgullo de tener el Foro Internacional del Gas y Energía por primera vez en Paraguay. Eso nos llega de orgullo por acordarse de nuestra nación y creemos

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que en esta oportunidad estamos trabajando muy de cerca en el FIGAS para que ese evento sea un éxito y sea coronado ese esfuerzo, a través de esta labor que está realizando el Dr. Zabala y todo su equipo, porque sabemos que aparte del trabajo que realiza él hay mentores de esto que se está conformando como una gran entidad dentro de Sudamérica. Agradecer a todos porque esta presencia de ustedes hace que el evento sea cada vez mayor y mejor y tenga la trascendencia que todos esperamos. Como universidad el orgullo de tener un gran exponente latinoamericano como Dr. Honoris Causa.

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Rodrigo Paz Pereira Presidente del Concejo Municipal de Tarija

Se tituló en Economía y Relaciones Internacionales en la American University, Washington (Estados Unidos). 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.

Discurso de Bienvenida 15

Rodrigo Paz Pereira

uiero saludar a todas las autoridades presentes, al equipo de organización de FIGAS, a los expertos e instituciones presentes. No voy a hablar de cifras específicas porque aquí están los expertos. Quiero hacer un comentario sobre estos cuatro años que estamos trabajando junto a tu organización y con aquellas instituciones que se han ido sumando en el transcurso del tiempo. Tarija está agradecida que haya gente que se preocupe en realizar alianzas públicas y privadas de nuestra provincia Cercado y a nivel departamental. También damos gracias a Dios por darnos un buen papa, que nos va a guiar muy bien por su camino y esperanzas para lo que nos toca vivir como generación. Un par de palabras. Desde el Concejo Municipal sentimos que este tipo de eventos son un caudal no solamente para del debate de los hidrocarburos a nivel nacional sino para Tarija, que está en momentos de evolución. Cuando nos juntamos hace cuatro años con Miguel y me alegra para ver de qué manera se colaborado desde el principio, esta obra que venía desde el anterior Concejo Municipal estaba terminándose y tuvimos como presidente del Concejo alguna injerencia para preservar algunos ejes. Hoy en día estamos frente a un cabildo. Miguel estaba con las intenciones de hacer la inauguración en ese patio del Cabildo en la gestión presente Concejo, aún no está listo, pero seguro estará para el próximo año. Al 2010 Tarija tenía un flujo de 30 aviones en promedio a la semana, hoy en día está por los 70 vuelos semanales. Es más con el esfuerzo de los empresarios y el municipio y si el gobierno no se echa para atrás tendremos la conexión de Tarija hacia Salta vinculando con una serie de conexiones con Paraguay, Chile y el resto de Argentina. Si Dios quiere y si no equivocamos el camino en pocos meses, está firmado el convenio, inauguraremos en Salta con la representación la Casa de Tarija en Salta vinculada al municipio para aperturar el comercio que tenemos y si Dios quiere tendremos en poco tiempo más un parque industrial para Tarija para potenciar todo el emprendimiento. Son pequeños detalles que se han dado en los últimos cuatro años.

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Cuando hablábamos con Jhonny Torrez fuimos diputados conjuntamente y esto marca la historia, en el momento de la aprobación de la nueva Ley de Hidrocarburos, algunos diputados del MAS se retiraron y otros se abstuvieron y no votaron por la nueva Ley. Recuerdo incluso que había una propuesta que los tarijeños habríamos salido beneficiados de ley de dejar el 50% de lo que se generaba en regalías debía ser entregado a los departamentos productores. Imagínense ese dinero. No sé qué hubiéramos hecho los tarijeños y los departamentos productores con esa idea del 50%. Y Tarija pudo a través de un grupo de profesionales como don Coronel Aparicio a quien tengo una profunda admiración y otros profesionales de proponer la propuesta del IDH que iba a preservar nuestras regalías del 11% y también beneficiar a todo el país, una visión con alto sentido nacional. Ese impuesto del IDH es el que mayor generación de recursos ha brindado a diferentes instancias del país y repito nuevamente ha nacido desde una propuesta del sur del país. Yo tenía la esperanza de que Tarija vuelva a retomar y articular nuevas propuestas de forma honesta y transparente, tomando en cuenta el lema de esta versión del FIGAS dirigida a los Avances y Desafíos de la Nacionalización. Estamos en una especie de debate corto y nos hace falta mirar más largo plazo, generando planteamientos de alcance nacional, como los que tuvo Tarija con varios presidentes, de iniciativas ciudadanas, así como se tuvo en su momento como cuando se planteó con el IDH, que impactaron en el contexto nacional. Tengo una preocupación que espero se pueda dilucidar en este encuentro. Estuve en Santa Cruz en el Congreso de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía y escuché la participación de diferentes países entre ellos de Argentina y Brasil. Escuché muy claramente cuando se decía que a partir de 2019 las reglas van a cambiar eso decía Brasil y las condiciones no van a ser tan favorables como las actuales. Si vamos a seguir comprando, pero no sabemos que volúmenes y precios se aplicarán porque tenemos propias capacidades.

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Con Argentina también se dijo que va a impulsar desde el 2017 depender menos de lo externo, potenciando lo interno. Son preocupaciones de la cuales espero que el FIGAS pueda expresar como parte de esas conclusiones al Gobierno Nacional porque es nuestro gobierno nacional, elegido por el pueblo y que si bien no aceptó la Ley de Hidrocarburos anterior en su momento, pero que ahora la aplica. Esta generó un concepto de la nacionalización, que tuvo la buena fortuna de los precios buenos internacionales del petróleo y la buena fortuna de las reservas que se fueron acumulando con el esfuerzo de varios gobiernos. Ellos tendrán que enfrentar el destino a través de incrementar las reservas, pero estas no valen nada si no somos capaces de producción interna, podemos generar gas para todos los bolivianos, apostar por los empresarios, pero aun así nuestro mercado es pequeño, necesitamos nuevos mercados. Si algo aprendí de los convenios que firmaron Argentina y Brasil es que firmando la garantía de nuevos mercados el gas sale más rápido. Bolivia firmó primero el contrato de venta de gas a Brasil

y luego hizo el gasoducto porque el PIB de Sao Paulo es más grande que toda la Argentina. Quiero expresar esta preocupación, porque si miramos hoy en día hay recursos, no nos podemos quejar, pero si miramos lo que pasará a mediano plazo nos daremos cuenta que lo que haga este gobierno ahora incidirá en el futuro de nuevas generaciones, incluyendo las conclusiones de este FIGAS, tomando en cuenta no solo el gas, sino también los productos tradicionales mineros y por si fuera poco el litio, que país con fortuna. Espero que esto sea un planteamiento porque realmente me preocupa de corazón esta relación con Argentina y Brasil y las limitantes que tenemos para ganar nuevos mercados y colocar nuestro futuro en esos nuevos mercados. Sean bienvenidos a Tarija, a esta casa de la democracia, a un rincón de la patria muy diverso. Si algo queremos construir los tarijeños es construir más Bolivia, no más naciones, más Bolivia a través de lo que Dios nos ha dado.

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Alfonso Lema

Ejecutivo Seccional de la Provincia Cercado de Tarija Es ingeniero civil. Fundó la asociación de Ejecutivos Seccionales del Departamento de Tarija llegando a ser su Vicepresidente en octubre de 2010. Además contribuyó como miembro del Grupo Núcleo de la Federación de Asociaciones Municipales en la propuesta municipal para la Asamblea Constituyente.

Discurso de Bienvenida 19

Alfonzo Lema

l 2009 se inició este Foro Internacional del Gas en Tarija como un espacio importante para poder debatir sobre la política energética en el país, el desarrollo petrolero en el país en las últimas dos décadas no tiene sentido alguno si esto no se ve reflejado en mejorar el nivel de vida de la gente. Con la nacionalización de los hidrocarburos que será el tema que se va a abordar en esta quinta versión del FIGAS se define la política de hidrocarburos vigente en el país, donde se establecen tres medidas fundamentales: la perentoriedad de firmar nuevos contratos acordes a la nueva política del Estado, la estatización de las acciones cedidas por la capitalización y la participación de YPFB en las utilidades de las empresas productoras en porcentajes variables. Actualmente YPFB controla todas las empresas que les pertenecían antes del proceso de capitalización incluyendo las dos mayores refinerías que habían sido vendidas a Petrobras y recibe más de 864 millones de dólares por su participación en las empresas operadores además YPFB administra dos grandes contratos de exportación de gas, cerca de 31 millones metros cúbicos de gas por día al Brasil y los cerca de 16 millones de metros cúbicos por día a Argentina, además de los cerca de 10 millones de metros cúbicos de gas natural que se comercializan en el mercado interno. Lo positivo que trajo la nacionalización de la política de los hidrocarburos son los efectos importantes pero a corto plazo, al contar con mercados seguros, con reservas descubiertas aunque en volúmenes menores a los proyectados y precios internacionales del petróleo elevados, hoy el barril de petróleo está casi a 94 dólares. Tarija, Bolivia y las empresas operadoras, hemos logrado importantes ingresos por la exportación de gas. Eso explica la bonanza económica que está viviendo el país y el departamento de Tarija. Este año se proyectan ingresos por 6 mil millones de dólares, de los cuales 4 mil millones de dólares ingresarán a las arcas del Estado a través de los gobiernos departamentales, municipales, universidades y otras instituciones que se benefician de estos recursos.

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La medida de la nacionalización ha permitido a Bolivia consolidar el crecimiento económico y sostenerlo a lo largo de los últimos años y financiar programas y proyectos de modernización y mitigación de la pobreza; sin embargo ha faltado hasta ahora una visión de mediano y largo plazo que asegure el trabajo y bienestar para la población cuando se acabe estos recursos por la exportación de nuestros recursos naturales. Se ha nacionalizado pero manteniendo un modelo de desarrollo centrado en la extracción y exportación de nuestros recursos naturales como materia prima, pero sin valor agregado, por lo que urge acciones que permitan no repetir las frustraciones de las bonanzas económicas del pasado y como región, como departamento productor del 70% de los hidrocarburos del país, queremos participar de otros beneficios además de las regalías de los impuestos de los hidrocarburos que son anteriores a la nacionalización, beneficios como de la planta de separación de líquidos del Gran Chaco, beneficios como el de los proyectos de industrialización de los cuales como departamentos queremos ser socios. Lo primero y lo más importante es tomar buenas decisiones porque los recursos que están ahí y hay que invertirlos, de tal forma que no sean gastos o meros asistencialismos. Fundamentalmente la inversión y eso va para todos los actores de las entidades públicas que administran recursos, la inversión debe ser sin indicios de corrupción, que el beneficio sea permanente y solo para este periodo de bonanza que no va a durar para siempre. Se presentan situaciones que generan dudas sobre la posibilidad real de la formación de una base económica sólida para el país, si bien tenemos un crecimiento importante del 5,5% para este año y en este se ha superado metas fiscales generando mayores reservas internacionales también tenemos información clara y preocupante que dice que si no se realiza la prospección, exploración, explotación y comercialización de nuevos campos hidrocarburíferos, nuestras reservas de gas solo van a alcanzarnos hasta el año 2023, casi una década y es poco tiempo. Aplaudimos la Agenda 2025 que también va a ser parte del de-

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FIGAS Discurso de bienvenida

bate de este Foro Internacional del Gas en lo que se van a tratar temas como la erradicación de la pobreza, la universalización de los servicios básicos, la salud, la educación, el deporte, la soberanía alimentaria, ambiental, la transparencia en la gestión pública y un pilar muy importante en nuestra agenda que es sobre nuestros recursos naturales con nacionalización, industrialización y comercialización. Tarija siendo el mayor productor de hidrocarburos del país, se constituye en uno de los mayores aportantes a las arcas del Estado y en ese sentido considerando que existen las intenciones de algunos de nuestros principales mercados, Argentina, sostiene el 38% de nuestras exportaciones y tiene la proyección de autosostenerse en hidrocarburos y bajar la demanda de los mismos de nuestro país. La necesidad de renegociar el contrato con Brasil en condiciones más favorables ya que el contrato actual está vigente hasta el 2019 es fundamental que se analice la sostenibilidad de los diferentes megaproyectos que tenemos en el tema de la industrialización, como la Planta de Urea y amoniaco y la etileno y polietileno.

También somos conocedores que actualmente se realizan algunas acciones que permiten la sostenibilidad homogénea de los ingresos del país como por ejemplo las inversiones que se vienen haciendo en el megacampo Margarita, donde se va a llegar a una producción de 15 millones de metros cúbicos de gas por día. En esta quinta versión del FIGAS tenemos el gran compromiso con el país y la sociedad de lograr identificar y generar propuestas de desarrollo del sector que nos permitan ver más allá de lo superficial y lo aparente, que nos permitan atrevernos a invertir los recursos con una mirada diferente, sin corrupción. El transformar esos recursos naturales y económicos en alcanzar los sueños que tiene nuestra gente de una sociedad más justa y de iguales, donde exista equilibrio y armonía con la naturaleza, donde vivamos más seguros, más tranquilos, donde podamos vivir mejor. Bienvenidos a la tierra del gas, a la tierra de la esperanza. Bienvenidos a Tarija.

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Álvaro Baldiviezo

Presidente de la Federación de Empresarios Privados de Tarija Es licenciado en Administración de Empresas y cuenta con un Post Grado en Administración en proyectos de Medio Ambiente. Ha sido presidente de la Cámara Departamental de Industrias de Tarija (dos periodos) y Vicepresidente de la Fundación para el desarrollo tecnológico de los valles.

Discurso inaugural 23

Panel I: POLÍTICA ENERGÉTICA

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Álvaro Baldiviezo

uy buenas noches, quiero saludarles a todos. Hoy estamos complacidos por la inauguración de la quinta versión del FIGAS, que entendemos es un encuentro de actores públicos y privados del sector de los hidrocarburos donde participan importantes personalidades académicas, donde se comparten tecnologías, experiencias y políticas, se diseñan planes y programas.

cremento de 2.86 TCF en las reservas de gas. De 2007 al 2012 hubo un decremento de 16.7 TCF de gas natural, entonces creo que es importante de que empecemos a reflexionar, ya lo hicimos en la anterior versión, sobre la importancia y urgencia de ahondar más en la exploración y sobre todo de cómo vamos a usar los excedentes del gas para beneficio del pueblo boliviano, eso es parte de la disertación de la Federación de Empresarios Privados.

El gas generó la mayor riqueza histórica de nuestro país, más que la plata y el estaño y que bueno que Tarija sea el primer departamento productor de esto y la que aporta con más recursos al país. Desde 1999 al 2005 hemos tenido ingresos para el país de 1.661 millones de dólares. En el periodo 2005 al 2012 los ingresos fueron 16.754 millones de dólares, según datos del último evento de soberanía hidrocarburífera. Hemos aumentado en 10 veces los ingresos por el gas en los últimos seis años. La pregunta es si hemos aumentado diez veces más en salud, educación, vivienda, seguridad ciudadana o en producción de gas. Esto seguro va a responder la gente.

Quiero valorar en alto grado el aporte de Miguel Zabala y la realización del FIGAS para Tarija, nos llena de orgullo contar con su presencia y hacer un evento de esta magnitud. De igual forma resaltamos el aporte de nuestro presidente del Concejo Municipal, Rodrigo Paz, que siempre está al lado de la Federación, y que tiene la visión de realizar alianzas estratégicas en el sector público y privado. También estamos orgullos de contar con expertos como ustedes de primer nivel y esperamos que en esta versión podamos brindar propuestas e ideas para el rumbo del sector hidrocarburos, gas y energía en el país.

Los datos también nos dicen que de 2001 a 2005 hubo un in-

Muchas gracias.

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César Navarro

Delegado Presidencial Agenda Patriótica 2025 Fue viceministro de Coordinación con Movimientos Sociales, ex diputado del Movimiento Al Socialismo y ex jefe de Bancada de ese partido en la Cámara de Diputados.

Hidrocarburos y Energía en la Agenda Patriótica 2025 27

César Navarro

uiero agradecer y felicitar a los organizadores de este trascendental foro internacional que nos congrega anualmente. Participamos aquí por los valores e informaciones que recibimos en la Delegación de la importancia de la ascendencia del mismo y de la importancia cada vez más activa de las autoridades y personalidades, presentes.

y local. Si queremos llegar a cumplir la Agenda del 2025 no solo se hará con una política de Gobierno, sino que vamos a llegar con una política de Estado donde todos estemos involucrados. Por esta razón los 13 pilares parten de un objetivo histórico que debe dejar de ser discurso circunstancial, electoral o político para constituirse en una meta y objetivo grande.

¿Qué es la Agenda Patriótica? Nos motiva mucho saber los avances y desafíos de la nacionalización tanto en los hidrocarburos y energía en el contexto nacional y tenemos que verla en su propia dimensión política y económica y en sus múltiples desafíos que tenemos en Bolivia.

En esta línea, el primer objetivo de la Agenda Patriótica es erradicar la extrema pobreza. El Presidente de su propia experiencia sindical, social, política, partidaria y también internacional nos plantea que la solución de la pobreza extrema no es solamente material, definida como falta de servicios básicos o de tener bajos ingresos económicos, pero también la carencia social y espiritual.

Cuando el presidente del Estado, Evo Morales, nos plantea la Agenda Patriótica 2025 en Agosto del año pasado en Oruro, en el marco de su mensaje al país, menciona 4 puntos principales y hace énfasis en la nacionalización y en la industrialización. De esta manera desde agosto hasta enero de este año, el presidente, el vicepresidente, el canciller y autoridades del Poder Ejecutivo han hecho una reflexión constante y permanente.

¿Qué es la pobreza social y espiritual? El presidente nos plantea con mucha claridad que debemos erradicar superar el individualismo y optar por una lógica colectiva. Eso no significa desconocer los valores individuales del ser humano y la sociedad, pero no debemos pensar solo en lo personal, sino en lo colectivo.

Por eso en enero de este año, en su mensaje en la Asamblea Plurinacional, nuestro presidente ha dado a conocer los 13 pilares de la Agenda Patriótica 2025, que no es más que una visión de país que busca consolidar en nuestra Constitución Política del Estado (CPE) un proyecto de país que involucra a todos los bolivianos.

También nos dice que la extrema pobreza espiritual tiene que ver con el racismo y la discriminación al interior de la sociedad boliviana. Es justo que avancemos en liberar las tensiones de la sociedad boliviana, especialmente de algunas élites que siguen pensando bajo la lógica del racismo y la discriminación. Tenemos un gran desafío, una revolución cultural y moral para aprender que las múltiples civilizaciones al interior de la sociedad son nuestra presentación y particularidad.

Partimos del concepto que está claramente definido en el artículo tres de la CPE cuando dice que la Nación está constituida por bolivianos y bolivianas, naciones y pueblos indígenas, originarios, comunidades interculturales y afro bolivianos, que en síntesis es el pueblo boliviano. Por lo tanto, la definición de pueblo nos involucra a todos sin excepción y cuando el presidente propone esta Agenda Patriótica nos dice que hay que materializar la CPE y también menciona la corresponsabilidad no solo del Estado sino de las diferentes instancias de la sociedad civil organizada a nivel departamental

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Por lo tanto, ningún proyecto económico que desarrolle este gobierno y los sectores privados puede desconocer estos grandes objetivos. Consideramos que los hidrocarburos tienen la cualidad de estar presentes en todo el país, porque no están solo en los departamentos productores, debido a que con la lucha de muchos hermanos aportan a los ingresos de los Gobiernos departamentales, municipales, de las universidades y de los pueblos indígenas de todo el país, plasmados en diferentes proyectos.

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Hidrocarburos y Energía en la Agenda Patriótica 2025

¿Cuáles son las diferencias entre el modelo económico neoliberal y el plural? Creo que se debe superar las especulaciones inmaduras que descalifican procesos y no dejan ver los objetivos históricos. El modelo económico neoliberal planteaba la hipótesis de que el mercado es eficiente, nosotros en nuestra CPE apoyamos un modelo de economía plural. Aquí explicamos que esta es la co existencia de cuatro formas de producción: la estatal, la cooperativa, la privada, la comunitaria. Por lo tanto, la CPE reconoce a los actores de la actividad económica del país. Vemos que en este proyecto del modelo económico plural existen cuatro sectores estratégicos fundamentales para la economía del Estado boliviano: los hidrocarburos, minerales, electricidad y recursos ambientales, porque tienen la capacidad de generar excedente económico, que se ha transferido en gran medida al Estado boliviano, que a su vez este ha reinvertido en sectores generadores de empleos e ingresos como la industria, manufactura, artesanía, comercio, desarrollo agropecuario, colegios, viviendas, servicios, etc. También nos plantea la distribución social de estos ingresos económicos o excedentes económicos mediante el Bono Juancito Pinto, la Renta Dignidad y el Bono Juana Azurduy.

con su ministro de hidrocarburos, Marcelo Quiroga Santa Cruz. Es el segundo momento de la nacionalización, el 17 de octubre. Luego tenemos el tercer momento el 1 de mayo de 2006 con el presidente Evo Morales, quien decide decretar la nacionalización de los hidrocarburos, que nos permite recuperar la propiedad de los hidrocarburos en boca de pozo. Desde ese momento los bolivianos somos los que disponemos la venta de los hidrocarburos en el mercado interno e internacional. No estamos expulsando a las empresas extranjeras, sino que se aplica la lógica de socios y no patrones.

Para muchos de la clase media el Bono Juancito Pinto no tiene ningún valor. Sin embargo, si revisamos los avances de la alfabetización y la lucha contra la deserción escolar nos damos cuenta que ambos van de la mano. Con esto estamos garantizando la presencia de miles de niños en las escuelas y su educación en sí al 2020 o 2025. Entonces vemos el valor humano de la nacionalización. Pero además vemos que los hidrocarburos tienen su propia connotación política, puesto que no pueden estar ausentes del hecho histórico o del hecho político. La primera nacionalización se gesta después de la guerra del Chaco, como un importante elemento articulador del país, puesto que los recursos estaban en manos de la Standard Oil. En 1937 tenemos la primera nacionalización por parte de gobiernos militares de tendencia socialista como los de Toro y Busch, que hicieron esto posible. Luego viene la segunda nacionalización en 1967 con el gobierno militar de Alfredo Ovando Candia,

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Leopoldo López

Asesor de la Federación de Empresarios de Tarija Ocupó diferentes cargos políticos en Bolivia. Fue ministro de Trabajo en el Gobierno de Hugo Bánzer Suarez y congresista en diferentes periodos por el Movimiento de Izquierda Revolucionario (MIR).

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Leopoldo López

arija por el excedente de los hidrocarburos ¿Tenemos más fábricas de aceites? ¿Más áreas de desarrollo agrícola? ¿Más bodegas? ¿Más generación eléctrica? Con toda la millonada que ha venido no se está haciendo nada. No puede ser que dejemos pasar el carro de la oportunidad y hagamos algo. En esa investigación donde vemos que el gas ha generado más ingresos para el país, más que la plata y el estaño. Eso ha ocasionado que tengamos más fe al gas natural y con eso financiar las necesidades de desarrollo del país, principalmente en industrialización. Entonces me permiten asistir y me invitan junto con la Federación de Empresarios Privados al evento Soberanía Hidrocarburífera al 2025. En este evento no participó nadie de la empresa privada como evento. Estuvo aquí el presidente de la Federación de Empresarios de Bolivia, pero no hubo ninguna presentación. Entonces lo que me voy a referir justamente es sobre el documento base. ¿Que tenemos? Los ingresos por renta petrolera sumaron de 2001 al 2005 $us 1.661 millones y de 2005 al 2012 fueron $us 16.759 millones. Entonces vamos a ver cuánto nos hemos comido de la riqueza. El consumo de reservas de 2001 al 2005 era 23.84 TCF, el 2005 acabamos con 26.7 TCF, o sea que incrementamos 2.86 TCF. El 2009 dice que teníamos 9.94 TCF o sea que hubo una baja de 16.76 TCF. La historia ha comenzado con 26.7 TCF y el 2009 se quedó con 9.94 TCF. Como no soy experto en el sector y resulta que desde el 2009 hasta la fecha el único descubrimiento para tomar en cuenta es el de Ipati y Aquio con 3 TCF con lo que hemos ascendido al 2010 con reservas de 12.94 TCF, pero hay que considerar que este 2010 se incrementó el consumo porque se incrementó la venta a Argentina. Según Gas Energy, la proyección de la oferta y demanda entra en declive a partir de 2017, o sea que no soy solo yo sino este documento también coincido con lo que estoy exponiendo. El año 2024 estamos en déficit absoluto de gas porque habremos consumido todo el gas. Entonces llegamos a la conclusión de

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que estamos más pobres que cuando comenzamos. Las facturas actuales de la venta de gas son mucho más elevadas que lo que analicé con el incremento a Argentina por el precio internacional, pero lo que más preocupa es la otra factura. A junio de este año la subvención en gasolina y en diésel ha llegado a $us 575 millones. Aritméticamente ¿Con cuanto vamos a cerrar a 2013? Con $us 1.150 millones de subvención al diésel y gasolina. Cuando estaba negociando la Prefectura de Tarija con la empresa brasileña de petroquímica para instalar el polo en Villa Montes por un monto económico de $us 800 millones y se estaba decidiendo la forma de participación. Yo diría que la subvención de diésel y la gasolina se están consumiendo una petroquímica y media por año. Y eso no tomamos en cuenta que los excedentes de los hidrocarburos financian el bono dignidad y el bono Juancito Pinto. Según el propio documento habría que ver entonces quien nos puede dar esperanza, tendría que ser YPFB, pero está mal lamentablemente. Dice la ley que 50% va para regalías, Beni Pando, TGN e IDH, mientras que el otro 50% va para YPFB, patentes, utilidades de operadores y compensación de gastos de operadores. Entonces de los $us 19.567.750 millones de ingresos del país, YPFB ha recibido por los menos 3 mil millones de dólares. Entonces uno diría que todo está bien, pero no lo está. Porque también resulta que el BCB le ha prestado a YPFB, $us 2.500 millones para que pueda hacer inversiones. ¿Cuáles? Están en las exposiciones del ingeniero Villegas, que es lo que debemos de ratificar. YPFB no tiene capacidad propia para el desarrollo soberano de los hidrocarburos, entonces nos preguntamos cómo está el resto del mundo. Si YFB recibió esto y no le alcanza como estarán las otras y ellos según el decreto supremo 28701 deben recibir 18% para las compañías, o sea han recibido hasta el 2012 $us 3.016 millones. Entonces si esto han recibido deberían pagar del IT $us 90.4 millones y por el IVA $us 449.97 millones, pero hemos recibido un

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“Los excedentes generados por el gas”

informe publicado sobre los mayores tributantes de Bolivia que no son del Estado por supuesto, es la cervecería paceña, Embol, ingenios azucareros y otro, pero es aquí donde tengo que hacerme la pregunta. Las petroleras como Petrobras, Repsol, PAE le venden servicio al Estado, pero no figuran en la lista de tributantes, tampoco figura la gran minera San Cristóbal, entonces aquí nos hemos reunido y la voz de los empresarios tarijeños es que el mundo se divide en estatal y privado. Tenemos que financiar el desarrollo no solo con el gas. No alcanza ni siquiera para que YPFB tenga capacidad para hacer sus propias inversiones, tiene que prestarse plata. Entonces llegué a la conclusión que en Bolivia las empresas se dividen no entre estatales y privadas, sino entre los que tributan y los que no tributan. El campesinado no tributa, el de régimen único no tributa, los cooperativistas mineros no tributan, pero resulta que a menos que me demuestren lo contrario las grandes operadoras petroleras no tributan, las grandes mineras no tributan. Entonces ¿Quiénes tributan? Los que yo represento, quienes hemos ido al encuentro por la Soberanía Hidrocarburífera, en la mesa de industrialización y hemos hecho dos planteamientos. La tercera etapa de la industrialización de los hidrocarburos debe ser compartida mínimamente. La primera, la separación de líquidos, la obtención de etanos, propanos, butanos, pentanos, etc, lo hace el Estado. La segunda fase, las reacciones para producir polímeros, que lo haga el Estado. Pero la tercera fase que es hacer el plástico, que lo haga el sector privado y si quiere en sociedad con el Estado, pero dijeron no, eso lo tiene que hacer el Estado, pero el Estado no lo puede hacer todo.

presta el BCB. Entonces es muy difícil negociar esto. Entonces un viceministro que dirigía la mesa, dijo da lo mismo porque YPFB entrega la plata al TGN, el TGN hace el circuito y vuelve a YPFB. Le digo ese es el problema porque para que dé la vuelta, primero entra al TGN, para que salga del TGN tiene que ser con elaboración presupuestaria del propio Ministerio de Finanzas, va a pasar por decisión de gabinete del Banco Central, va a llegar de nuevo a YPFB, pero con costo. Se ha hecho la plenaria de este sector, pero por supuesto no han dicho nada, pese a que reclamé. Estamos fuera de todas las decisiones Nos estamos comiendo todas las reservas. Les paso un dato. En la venta de gas a Argentina, ellos tenían que construir el Gasoducto Norte para tener capacidad de importar los 27 MMmcd, pero ¿Por qué Argentina no está construyendo? Señores nos cuesta 1.150 millones de dólares la importación de diésel, al 2014 en el presupuesto que se envió al Congreso se han anotado Bs. 3.340 millones para las obligaciones sociales como el Bono Juancito Pinto, el Bono Juana Azurduy y la Renta Dignidad. O sea que están ya comprometidos en total $us 1.600 millones, pero a YPFB no le queda un centavo. Hasta cuándo va a soportar Bolivia la no determinación de una política objetiva que evite semejante sangría. Les digo esto porque en el evento de la Soberanía Hidrocarburífera de Bolivia no dejaron que expresemos nada. Si la cosa sigue así la empresa privada tiene que buscar un espacio de actuación para influenciar positivamente.

En segundo lugar si la empresa que va a desarrollar todo esto va a ser YPFB como dejaremos que siendo la que capta todos estos recursos tenga que prestarse para seguir captando. Entonces recomendemos que el 10% de la renta petrolera se quede bajo la gestión de YPFB para financiar el desarrollo industrial. Es muy diferente que YPFB llame a grandes empresas les diga tengo gas y $us 900 millones, hagamos sociedad a que les diga tenga solamente gas y no tengo capital para aportar, solo si me

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Eduardo Alarcón

Viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Es viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos desde el 2010. En aquella oportunidad se comprometió en aumentar el potencial hidrocarburífero nacional.

“Crecimiento exploratorio hidrocarburífero en el país” 35

Eduardo Alarcón

e ha mencionado en dos anteriores presentaciones el contenido de lo que significa la Agenda Patriótica los pilares y el rol que tiene precisamente el sector hidrocarburífero y energía, que cumple una función muy importante porque genera la seguridad y soberanía con estos energéticos y provee recursos para ser invertidos en otros sectores productivos.

hacerlo son empresas que tienen recursos y la tecnología para ello.

Lo que me corresponde dar es netamente al tema exploratorio y el título es “Crecimiento de la exploración hidrocarburífera en el país”. Mencionar algunos antecedentes. Se realiza el Referéndum Vinculante del 18 de julio de 2004. A su vez en mayo de 2005 se promulga la nueva Ley de Hidrocarburos Nº 3058, abrogando la Ley 1689 del 30 de abril 1996. De esta manera nace el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) que ha tenido un rol preponderante en el país.

Asimismo el artículo 348. Parágrafo II. Dice que “los recursos naturales son de carácter estratégico y de interés público para el desarrollo del país”. En tanto que el artículo 351.- Parágrafo I expresa que “el Estado, asumirá el control y la dirección sobre la exploración, explotación, industrialización, transporte y comercialización de los recursos naturales estratégicos a través de entidades públicas, cooperativas o comunitarias, las que podrán a su vez contratar a empresas privadas y constituir empresas mixtas”.

El 1º de mayo de 2006, el Estado, mediante Decreto Supremo Nº 28701 Héroes del Chaco, en aplicación estricta de los preceptos constitucionales, se nacionaliza los hidrocarburos del país. Este es también un hecho importante y vamos a ver qué cambios han ocurrido en el país.

Luego tenemos el artículo 352 que es el tema de la consulta para ejercer actividades sobre todo en exploración, respetando los ecosistemas. Por ello, estamos trabajando en un decreto para entrar a áreas protegidas.

De esta manera se nacionalizan como mínimo el 50% más 1 de las acciones de las siguientes empresas petroleras capitalizadas y privatizadas: Empresa Petrolera Andina S.A, Empresa Petrolera Chaco S.A, Transredes S.A, Petrobras Bolivia Refinación, Compañía Logística de Hidrocarburos Bolivia y últimamente Air BP que ahora es YPFB Aviación. También la nueva Constitución Política del Estado Plurinacional de Bolivia, promulgada el 7 de febrero de 2009, es la base que norma actualmente el andamiaje del sector y lo hará cuando se tenga la nueva Ley de Hidrocarburos. También es parte de la presentación la Agenda Patriótica al Bicentenario, Soberanía de Hidrocarburos y Energía al 2025 porque debemos llegar hasta esa fecha en condiciones de seguridad energética y el plan de exploración es un punto de todo lo que es la cadena que requiere inversiones de riesgos y quienes deben

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La nueva Constitución señala en el artículo 342 que “Es deber del Estado y de la población conservar, proteger y aprovechar de manera sustentable los recursos naturales y la biodiversidad, así como mantener el equilibrio con el medio ambiente”.

El artículo 359 dice que la propiedad de los hidrocarburos está en el pueblo boliviano, y eso se hizo con la nacionalización porque con ese decreto ha servido de mucho para la elaboración de la nueva Constitución Política del Estado. De igual forma el artículo 360 afirma que el Estado definirá la política de hidrocarburos, promoverá su desarrollo integral, sustentable y equitativo, y garantizará la soberanía energética. También el artículo 366 señala que “Todas las empresas extranjeras que realicen actividades en la cadena productiva hidrocarburífera en nombre y representación del Estado estarán sometidas a la soberanía del Estado, a la dependencia de las leyes y de las autoridades del Estado. No se reconocerá en ningún caso tribunal ni jurisdicción extranjera y no podrán invocar situación excepcional alguna de arbitraje internacional, ni recurrir a reclamaciones diplomáticas”.

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“Crecimiento exploratorio hidrocarburífero en el país”

Del mismo modo el artículo 367 indica que “la explotación, consumo y comercialización de los hidrocarburos y sus derivados deberán sujetarse a una política de desarrollo que garantice el consumo interno. La exportación de la producción excedente incorporará la mayor cantidad de valor agregado”. Por último el artículo 368 afirma que “los departamentos productores de hidrocarburos percibirán una regalía del once por ciento de su producción departamental fiscalizada de hidrocarburos. De igual forma, los departamentos no productores de hidrocarburos y el Tesoro General del Estado obtendrán una participación en los porcentajes, que serán fijados mediante una ley especial”. En cuanto a la organización del sector hidrocarburos, está dirigido por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, que tiene cuatro viceministerios, elabora la política de este sector para que YPFB sea el brazo operativo y tenga todas las normas para que pueda operar. La CPE dice también que existe una Agencia Nacional de Hidrocarburos que regulará y controlará todo el andamiaje del sector, no solamente en el downstream, sino también en el upstream. El artículo 365 indica que la ANH es una institución autárquica de derecho público, con autonomía de gestión administrativa, técnica y económica, bajo la tuición del Ministerio del ramo, será responsable de regular, controlar, supervisar y fiscalizar las actividades de toda la cadena productiva hasta la industrialización, en el marco de la política estatal de hidrocarburos conforme con la ley. Tiene que supervisar contratos cuando YPFB está presente porque no puede ser parte y fiscalizar al mismo tiempo. Vamos a ver ahora un poco de lo que es la situación de las reservas, producción y recaudación por comercialización de hidrocarburos. Según la consultora Ryder Scott el 2009 se certificó 9.94 TCF de reservas probadas de gas natural. Si nosotros quitamos los datos de producción hacia el 2012 tenemos 8.16 TCF, los datos de producción son reales. Si aumentamos la producción al 2012

tenemos 13,64 TCF. De acuerdo a Degoyler & MacNaughton, que utilizó otros parámetros petrofísicos como factor de recuperación, porosidad, espesor, mejor conocimiento del tamaño de reservorio, de extensión, etc. El tema porosidad es muy importante, antes se hablaba de porosidad primaria, pero ahora hay que hablar de porosidad secundaria por las fracturas, incluso es un tema de investigación. Entonces hubo una certificación utilizando esos parámetros que daban 26,75 TCF de gas natural al 2004. El 2011 se hizo una cuantificación de las reservas porque el 2009 todavía no existían los descubrimientos de Incahuasi e Ipati por parte de Total que quizás sea un megacampo, más los descubrimientos en otros campos pequeños como Río Grande, Carrasco, Tacobo y Curichi, se tendría adicionalmente 3,04 TCF de gas natural, lo cual elevaría al 2012 las reservas a 11,2 TCF. ¿Dónde están las reservas? ¿En qué departamentos? Este es un dato importante para las regiones. La mayor parte está en Tarija con 7.84 TCF, Santa Cruz con 1.05, Chuquisaca con 0.76 y Cochabamba con 0.29 TCF. Por supuesto van a variar estos datos cuando se comience a trabajar en la zona de Huacaya, favoreciendo las reservas de Chuquisaca. En condensado también Tarija concentra la mayor parte con 173.16 millones de barriles sumando el 80% de reservas de gas y líquidos a nivel nacional. Se está incrementando los niveles de producción, pero si no incrementamos las reservas están van a disminuir, es una ecuación muy sencilla y normal. Muchos países vecinos como Argentina, Ecuador, Colombia no tienen reservas certificadas al 2050 ó 2100. Si no están mal en líquidos, están mal en tema de gas natural. Por ejemplo, Ecuador no tiene campos gasíferos, solo produce lo equivalente a un pozo de San Alberto, esa es la producción que tiene. Abastece solo al 20% de su mercado interno, lo demás tiene que importarlo. Lo que queremos hacer es desarrollar el gran potencial de gas y evitar las importaciones de líquidos, pero es-

Eduardo Alarcón

tamos trabajando en ello. En gas natural teníamos en 1998 una producción de 14,7 MMmcd de gas natural mientras que al 2013 tenemos 58,03 MMmcd de gas natural en promedio. Esto muestra un considerable aumento en la producción. En el tema de líquidos es exactamente lo mismo. En 1998 se tenía una producción de 34.59 mil barriles por día (MBPD) y esta se incrementó a 47.07 MBPD en 2013. El Impuesto Directo de los Hidrocarburos ha tenido un efecto importante en las recaudaciones. Si no se hubiera aplicado la Ley 3058 se habría obtenido $us 12.768 millones, mientras que con la implementación de esta norma se logra $us 33.719 millones hasta el 2012. Con el IDH se benefició todo el país. La Paz recibe con el IDH al 2012 casi $us 180 millones, sin ser departamento productor. El IDH ha sido un aporte a nivel nacional que ha servido para aportar a diferentes áreas como salud, educación y otros. En cuanto a la participación de YPFB se observa por ejemplo que en el año 1997 era de $us 196 millones, mientras que el 2013 recibirá $us 1.141 millones. De manera general se tiene ingresos acumulados por la exploración y explotación de hidrocarburos que suman $us 15.904 millones entre el año 2007 y 2013. En cuanto al IDH se observa un incremento notable desde 2005 cuando se recibió $us 151 millones y al 2013 (mes de septiembre) $us 1.125 millones. Ahora vamos a hablar netamente del tema de exploración. YPFB ha recibido áreas a su favor desde el 2005, con 11; el 2007 sumó otras 10; el 2010 se añadió 23 áreas nuevas y el 2012 incrementó 42 áreas más. De esta manera en total tiene actualmente 98 áreas reservadas para exploración, cuatro de ellas se encuentran subdivididas por ello es que hablamos a veces de 104 áreas. La situación actual de las áreas hidrocarburíferas en el país mues-

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tra que se tiene 41 contratos de operación vigentes desde mayo de 2007. Estando tres de ellas con causales de fuerza mayor, es decir, sin actividad por una licencia socio ambiental. Entonces los contratos de operación han estado abocados a la explotación y no a la exploración porque se desarrolló nuevos niveles y no han buscado nuevos campos. La situación actual de estas 104 áreas, se resume en12 áreas con contrato con YPFB Petroandina SAM, vigente desde 2008, 12 áreas con contratos en autorización y aprobación por la Asamblea Legislativa Plurinacional (ALP), 5 áreas en exploración por cuenta propia por la GNEE-YPFB, 21 áreas con convenio de estudio y/o negociación de contratos. A su vez existen 54 áreas disponibles para convenio de estudios o nuevos contratos petroleros, que YPFB se está haciendo cargo a través de consultorías para generar proyectos de exploración, considerando que YPFB está haciendo perforación con tres equipos que está adquiriendo para tal fin. Bueno a manera de resumen de las 104 áreas reservadas para YPFB se puede decir que actualmente 17 están en exploración y 12 en la ALP para autorización de firma de contratos y aprobación de los mismos, los cuales iniciarán su actividad exploratoria luego de su protocolización ante notaría. En cuanto a YPFB Petroandina SAM desde el 2008 cuenta con 5 áreas en el Subandino Norte. Lo más relevante es Lliquimuni donde se tiene previsto perforar un pozo el primer semestre de 2014. En el Subandino Sur tiene a su cargo 7 áreas, donde lo más relevante es el pozo Timboy, ya se está perforando un pozo. 12 áreas de contrato para servicios de exploración y explotación están en proceso de autorización por la Asamblea Plurinacional y se ubican en los departamentos de Cochabamba, Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija. Su potencial gasífero estimado es de 12 TCF. Respecto a los detalles de los contratos de servicios podemos mencionar que por ejemplo el área Sanandita, Tarija está en trámite de protocolización el contrato con la empresa Eastern Pe-

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“Crecimiento exploratorio hidrocarburífero en el país”

troleum & Gas SA, mientras que las áreas Isarsama, San Miguel y Dorado Oeste pertenecen a YPFB Chaco SA. Luego está el área Azero con 314 parcelas y un potencial muy alto al igual que el área Huacareta, que comparte Tarija con Chuquisaca. Además se tienen otras áreas como Cedro, Sunchal, Carohuaicho y Oriental que suman en total un requerimiento de inversión de $us 221.9 milllones. Por otro lado los resultados de las inversiones realizadas durante el periodo 2010 - 2013, implicaron el desarrollo de los campos mayores (SAL, SBL, MGR-HCY, ITU, ICS-AQI) y por ende el incremento de la producción de gas natural y condensado. De igual manera, el descubrimiento de nuevos niveles productivos en los campos Carrasco, Rio Grande, Tacobo, Tajibo, Curiche y otros campos menores, contribuyen de manera importante en la producción nacional. La exploración geofísica y geológica en los megacampos permitirá la ubicación de nuevos pozos y nuevos niveles de producción. De acuerdo a la presentación de YPFB para la Agenda Patriótica 2025, en toda la cadena de los hidrocarburos se prevé una inversión de $us 40.670 millones, de las que $us 17.500 millones van para exploración. Como conclusión se puede decir que se ha elaborado el Anteproyecto de la Nueva Ley de Hidrocarburos de acuerdo a la Constitución Política del Estado, entre los puntos relevantes se definen los roles del sector, modelos de contratos, incentivos a la exploración, fases y garantías en exploración, reservas fiscales, planes de desarrollo, sanciones a incumplimiento de contratos, respeto a la Madre Tierra, etc. Se espera el consenso y la promulgación de la Ley de Consulta y Participación, normativa para incentivos a la Exploración y otros. YPFB por sí misma y mediante sus subsidiarias deben garantizar la reposición y descubrir nuevas reservas, asimismo es necesario priorizar las siguientes acciones:

Agilizar la firma de contratos en las diferentes instancias, agilizar los trámites para conseguir la licencia ambiental para operaciones, proponer incentivos que permitan atraer socios para inversiones en exploración y explotación de Hidrocarburos, en el marco de la CPE y Ley de hidrocarburos vigente. Realizar actividades de reconocimiento superficial y estudios del potencial petrolero en las áreas sin convenios de estudio ni contratos, promover la firma de nuevos contratos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos. Actualmente, la actividad de exploración y explotación se encuentran en 4 Departamentos: Tarija, Chuquisaca, Cochabamba y Santa Cruz. Tarija el Departamento el de mayor producción de gas natural y condensado y reservas probadas de hidrocarburos, con aproximadamente el 80%. A partir del análisis realizado sobre el upstream, el aspecto que merece mayor atención es la actividad de exploración, debido a la tendencia de disminución de las reservas y producción de hidrocarburos, con especial atención a partir del año 2020. Para cumplir con los Mercados Interno y Externo hasta el año 2020, se deben desarrollar las reservas probables y posibles en los megacampos y campos medianos. La Empresa YPFB Petroandina, que dispone de 12 áreas de exploración con buen potencial, deberá cumplir un rol importante para el descubrimiento de nuevas reservas en el período 2015-2020. La exploración a partir de los 12 nuevos contratos que se encuentran en autorización y aprobación por la ALP y otros previstos para el futuro, permitirán reponer y descubrir nuevas reservas de hidrocarburos a partir del 2020. La efectividad en las actividades de exploración y explotación debe enmarcarse en un cumplimiento estricto de los Programas de Inversiones en Exploración establecidos en los Contratos de Servicios y los Planes de Desarrollo aprobados por YPFB.

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Álvaro Arnez

Viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos Es doctor en petroquímica. Hizo una pasantía en la refinería Pemex de Mexico. Actualmente ocupa el cargo de viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos.

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Álvaro Arnez

nicialmente quería agradecer a la organización del Foro Internacional del Gas y Energía porque se da la posibilidad de que las visiones públicas y privadas tengamos una interrelación y fluya la información de manera tal que se pueda encontrar coincidencia con la Agenda del Bicentenario frente a la visión de país. Inicialmente lo que vamos a ver es un panorama global de lo que es el downstream y obviamente lo que tenemos a futuro. Posteriormente vamos a hablar de los proyectos de industrialización. En la actualidad somos un país exportador de energía que está abasteciendo a dos mega economías. Podemos asumir en la actualidad que somos importantes, en cuanto a las exportaciones como la del gas natural. En este sentido, podemos observar las ganancias que tenemos en la exportación. Por ejemplo una aproximación de lo que ganaremos por la exportación muestra que los ingresos a noviembre de 2013 son aproximadamente de 6.000 millones de dólares. Como país gasífero tenemos una ardua implementación del gas natural en la matriz energética. En la actualidad tenemos un potenciamiento en lo que es el sector industrial y obviamente se puede plasmar a través de esta figura la importancia que le está dando el gobierno al cambio matriz energética, a través del GNV en una perspectiva a mediano y largo plazo. En la actualidad tenemos la firme decisión de implementar nuevas inversiones. Como país gasífero tenemos que tener la posibilidad de transportar esta energía, que obviamente a través del trilema energético tiene que ser asequible para todos los bolivianos. Desde la nacionalización de los hidrocarburos del 2006 hemos visto triplicada la capacidad en promedio de transporte de gas natural obviamente con un mayor énfasis en la zona del altiplano. Las estaciones de servicio son un mercado importante y a través de YPFB tenemos la implementación de los que brindan GNV. Como país gasífero vamos a tratar que se utilice con mayor frecuencia el gas natural en pro de dejar de importar líquidos como la gasolina y el diésel. En el futuro es un tema que vamos a querer

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tocar: la subvención de los hidrocarburos, es algo que el Gobierno Nacional en la actualidad ha garantizado a través de la inversión en el 2014 y obviamente con un techo menor de lo que ha sido el año pasado. Si el 2012 teníamos un monto aproximado de 1.060 millones de dólares reservado para la importación de aditivos, para lo que es la mezcla con gasolina en el país y adicionalmente el diesel oil, en la actualidad se tiene un techo de 900 millones de dólares aproximadamente para el siguiente año. Esto genera una visión de que vamos a seguir implementando un cambio de matriz energética. A través de YPFB y Emtagas estamos implementando en Tarija una inversión mayor a 400 millones de dólares para conexiones de redes gas. En la actualidad la facturación que se tiene por abastecimiento de gas natural con YPFB hemos llegados a superar las 330.300 conexiones a nivel nacional, exceptuando Tarija. A septiembre de este año hemos superado las 30 mil conexiones complemente gratuitas. Esto se va a implementar el siguiente año con mayor énfasis y se tiene también reservado el monto de dinero para seguir generando las conversiones el siguiente año. Últimamente ha salido en la prensa las deudas que tiene la entidad con las empresas convertidoras. Al tener reservado el dinero luego de la conciliación a través del Ministerio, garantizamos que cualquier conversión generada por los talleres será cancelada por lo menos hasta inicios de la siguiente gestión. Las reservas de gas natural, según lo ha explicado el viceministro Alarcón, son el potencial que tiene Bolivia frente a un nuevo contrato a negociar con Brasil, lo que a su vez genera una visión de cómo transportar este fluido inclusive a las fronteras. A través del Ministerio de Hidrocarburos y Energía estamos implementando, mediante Decretos Supremos, la aplicación del gas natural comprimido, algo que ya se está utilizando de una manera ardua en Argentina y Brasil. Esperamos que el 2014 se lo haga a través de dos decretos supremos que vamos a sacar hasta finales de esta gestión. Asimismo, vamos a emitir una normativa

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para la implementación de inversiones público privadas para el transporte de gas natural comprimido. Este proceso es conocido a nivel Sudamérica. Hemos sacado un Decreto Supremo de las Estaciones de Compresión. A fines de año tenemos el Decreto de Transporte, al siguiente inicio de año, el de las Estaciones Hijas. A través de estos tres Decretos Supremos estará completamente normado el abastecimiento de gas natural comprimido. A su vez, a través de los proyectos de investigación se conoce el punto de inflexión en el cual es rentable llevar gas comprimido y a partir de eso es mucho más rentable llevar a través de gas natural licuado, obviamente superando los 300 kilómetros lo que genera la factibilidad de la licuefacción del gas natural. Además tenemos la Planta en Río Grande, la cual llevará GNL a través de gasoductos virtuales a 26 poblaciones inicialmente en todo el país, pero obviamente con una visión de la aplicación a nivel social ¿Por qué a nivel social? Porque ese va hacer el rostro de 2014 de YPFB a través de las conexiones de redes de gas. En YPFB se maneja que el 2015 vamos a ser un país que dejará de importar gasolina. A través de la inversión de más de 550 millones de dólares en ambas refinerías: Gualberto Villarroel en Cochabamba y Guillermo Elder Bell en Santa Cruz, estamos generando la visión que Cochabamba sea un polo energético en el cual el incremento de la entrada de crudo inclusive, llamado condensado por el nivel de grado API, que tienen nuestros líquidos en la actualidad pueda generar por lo menos un nivel de cortes en cuanto a lo que es gasolina y diésel que va a paliar para las siguientes gestiones el tema de la subvención de la cual mencioné llega a 900 millones de dólares. En la refinería de Santa Cruz la visión es fortalecer a YPFB Refinación con la planta de Isomerización para tener mayor corte de gasolina de alto octanaje. A partir del 2015, con inversiones en refinación, generamos esa certidumbre no solamente a través del dinero que se reserva para la subvención, sino a través de estas inversiones que tienen una rentabilidad elevada a cargo de YPFB Refinación, especialmente

en la Planta en Santa Cruz para la obtención de gasolina. En el marco de la visión de industrialización se ha generado en estos últimos años mucho movimiento económico en los polos petroquímicos. De manera seria se está implementando estos proyectos. Con los empresarios privados se ha visto algunos temas por subsanar como la logística. Toda la estructura que estamos generando para la exportación de estos productos con valor agregado tiene que generar un impacto económico entre los empresarios privados, algo que a través del Vicepresidente estamos tratando de fortalecer. Sé que no es nada fácil generar empresa en Bolivia, pero con el primer proyecto que estamos generando en Bolivia de Amoniaco Urea, hemos visto ciertos problemas en cuanto a la implementación física del proyecto y uno de esos problemas ha sido evidentemente la logística. Con la Planta Separadora de Río Grande si bien per se no es industrialización y a nivel técnico se ha definido que es simplemente tratar de reducir el poder calorífico del gas natural de explotación al Brasil, extraemos los cortes y de esos solamente el primero se está exportando, con alrededor de 5 mil toneladas de GLP inicialmente. Se está tratando de generar un escenario beneficioso para el país en cuanto a precios. La Planta de Río Grande está funcionando. Si bien vamos a generar una aplicación de estos turbogeneradores para incrementar su capacidad de extracción con el tiempo, en la actualidad podemos llegar a separar 300 toneladas métricas día de GLP. La visión de Planta Separadora Gran Chaco es que el GLP no se destine a la exportación sino la industrialización. Obviamente vamos a tratar de industrializar el propano y el butano en el país y exportarlo con valor agregado. Si bien en la actualidad generamos mucha perspectiva para el corte de etano para el proyecto de polietileno, pero estamos viendo que en la actualidad debido a un desabastecimiento de este producto a nivel global el polipropileno viene a ser más rentable en comparación a lo que es nuestro proyecto de polietileno. A partir de 2015 se tiene la visión de industrializar el propano y

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butano. En la actualidad si bien a través de las negociaciones que se hace con Petropar existe la visión de exportar al Paraguay, en el 2015 o 2016 ya sea a través de la EBIH o YPFB vamos a industrializar ese corte de propano y butano. ¿Qué tenemos en la actualidad? Una YPFB que tiene el proyecto de Amoniaco Urea y el de Polietileno Polipropileno. En cuanto a Amoniaco Urea este es el proyecto de punta de lanza de la industrialización del país, en el cual hemos demostrado la seriedad y la firme decisión a utilizar recursos para su implementación. Certificamos que este proyecto tiene que ser rentable porque existe un préstamo de por medio a través del Banco Central. Toda la logística que se genera con este proyecto también está alineada con el objetivo de que tenga un impacto económico en la zona de Bulo Bulo, pero también camino a la exportación inicialmente a Brasil y otros países con déficit del mismo como Perú Y Argentina. Respecto al proyecto de Polipropileno vamos a recibir el informe final el primer trimestre de la siguiente gestión. En esa fecha vamos a decidir dónde va a estar definitivamente ubicado y cuánto se requerirá para su implementación, aunque sabemos que no será viable solo con recursos propios. De esta manera debemos generar sociedades estratégicas con otras empresas que tienen el know how, que saben utilizar el mismo a través de sus subsidiarias a nivel global. Seguramente vamos a tener algún un joint venture con empresas que tengan el conocimiento y adicionalmente que sepan hacer el trading o la comercialización de los productos, no solo en el Cono Sur sino a nivel global. Por otro lado, a través de la provisión de tuberías para gas natural, primer proyecto de tercera generación que será implementando por la EBIH, podrá adicionalmente ser usado para transportar agua potable a través del proyecto Miagua. De ese modo se va a generar un movimiento económico para redes de gas natural y el abastecimiento de agua potable.

Existen proyectos que visualizamos en la actualidad y que tienen que ver con la planificación de la visión país. Ante toda negociación con otros países tenemos que tener una carpeta de posibles proyectos. Si bien en el futuro vamos a mencionarlo como uno de los proyectos que generaría mucha expectativa, el proyecto BTX, sería a partir del corte del propano o butano, que tendríamos en nuestras planta separadoras. Lo principal que están generando los proyectos de industrialización son los análisis de mercado, ¿Por qué Polipropileno primero y no Polietileno si estamos tratando de ir a la par de las Plantas Separadoras del Gran Chaco? Obviamente el mercado tiene también su peso en el análisis FODA y obviamente es uno de los factores que estamos tomando con mayor énfasis. En cuanto a la materia prima analizamos el costo y competitividad frente a la exportación. También tenemos en la legislación actual lo que debe costar el techo máximo para usarlo en industrialización. En la nueva normativa se presentarán otras visiones, frente a un escenario dinámico que estamos viviendo en la actualidad en el sector hidrocarburos. En cuanto a la capacidad de inversión podemos decir que esos 843.9 millones de dólares que hemos generado para la planta de amoniaco urea de manera soberana, ha generado a nivel global una certidumbre de que Bolivia está empezando a entrar en la era de la industrialización y obviamente no va a parar en esta visión. El tema de tecnología es un tema arduo en la agenda 2025. Cuando estuvimos en este mismo escenario en semanas pasadas se buscaba generar una nueva visión a partir de las universidades para apalancar a estudiantes para que trabajen en nuestras empresas de industrialización. Allí se generaron discusiones acaloradas en la mesa de industrialización sobre cual era el rol específico de YPFB, EBIH y de las universidades para no inmiscuirse en las funciones de las Casas Superiores de Estudios, sino en la generación de postgrados científicos ad hoc al proceso de industrialización. En infraestructura y logística estamos generando concertación

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con el empresariado privado. Sabemos que es muy difícil ser empresario en proyectos ligados a la industrialización y es algo que estamos viendo en la actualidad en Amoniaco Urea. Si fortalecemos la relación público y privado podemos generar una visión de nuestro destino. No podemos visualizar una industrialización netamente pública a netamente privada, sino que esto se va a tener que amalgamar.

Como mencionamos, a finales del 2014 tendríamos claro el proyecto GTL y hacia dónde vamos en el tema de la subvención de diésel. Ese va a ser el punto de inflexión para el país para la toma de decisiones. Si nosotros implementamos esta planta de 30 mil barriles y la decisión la tomamos ahora, el 2019 podríamos hablar de un país que deja de subvencionar el diésel y genera un superávit por exportación inicialmente.

Tenemos diferentes posibilidad de proyectos petroquímicos, pero se harán previo Tesa, ingeniería básica para tener una certidumbre del camino a seguir. Esta es la visión inicial que planteamos por ejemplo en el Complejo de Amoniaco Urea. Los proyectos que voy a pasar a mencionar son el Nitrato de Amonio o NPK, que las personas que están en el rubro de la industrialización saben que generar estos polos es mucho más rentable para tener la misma logística en ese complejo y tener un mayor valor agregado de los cortes.

Alrededor del 2025, como somos una economía que está en crecimiento volveríamos a importar gasolina. El 2015 dejamos de importar y llegando a 2025 tendríamos que volver a importar gasolina sin adecuaciones a las refinerías. Es por eso que través del proyecto Metanol generamos una alternativa más para la producción de gasolina a través del proceso MTG. Es una alternativa y obviamente tenemos un poquito más de tiempo para definir este proyecto en el país.

A su vez el proyecto de Diésel mediante GTL es un proyecto que YPFB está llamado a entregarnos una ingeniería básica el 2014. El no tener alternativas ni posibilidades de respirar en cuanto a la importación de diésel eso generaría un chaleco de fuerza para el país porque poco a poco con la economía que se está implementando en el país se va a ir incrementando este requerimiento. En la actualidad hablamos de 605 millones de dólares que eroga al gobierno por subvención de diésel, y conforme van pasando los años esta carga se torna cada vez más pesada para el Gobierno, por lo que inclusive con dos años de importación de diésel podríamos generar la planta proyectada para 30.000 barriles, pero no podemos realizarlo sin una base técnica, una base financiera que estará a cargo de YPFB. De igual forma tenemos el proyecto de polietileno y PVC, lo que son los anticongelantes, el proyecto de polipropileno, que se está acelerando con mayor celeridad, también el poliestireno. Todos esos polímeros que utiliza Bolivia y que no demanda en gran magnitud, pero si se genera estos proyectos todos son con la visión de exportación y al tener esa visión lo primero que analizamos es un mercado.

El proyecto de Nitrato de Amonio que lo va realizar la EBIH en cercanías del proyecto Urea Amoniaco con todas las facilidades que se tienen en Bulo Bulo va a complementar este proyecto y por supuesto también se va a analizar el proyecto MTK. La Planta de Aromáticos genera mucha visión para el país especialmente en cuanto a recepción de divisas porque actualmente existe un mercado deficitario y algunos precios para los que son los solventes. Dentro de la industrialización a través de los complejos petroquímicos podremos certificar y a través de los empresarios privados generar una visión conjunta bajo el conocimiento de que a medida que vayamos avanzando de tercera, segunda y primera generación vamos a tener más empleos, que eso es lo que requiere el país, más divisas por la exportación de este producto y a medida que pasemos de la petroquímica básica hacia la transformación final la inversión se va reduciendo exponencialmente y el nivel de conocimiento y tecnología también. Con esto quiero agradecer la visión que tiene el empresariado privado para poder aportar y enriquecer una visión que ya está siendo implementado y reconocemos que necesitamos el aporte no solo del empresariado privado, sino de los movimientos sociales.

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Bernardo Prado

Analista energético

Es ingeniero civil, analista, consultor independiente, fundador y director del portal informativo especializado en temas energéticos HidrocarburosBolivia.com. Además de consultor en temas energéticos.

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Bernardo Prado

uenos días a todos. Lo que voy a hacer es un pequeño análisis del sector de lo que se está viviendo en este momento, y la he titulado la presentación “Mirando el pasado para enfrentar el futuro” porque lo que quiero es alejarnos del tema político que tienen más que ver con intereses regionales y demás, abocarnos netamente a cifras y hechos incontrastables. En ese sentido vamos a comenzar y voy a pedir que visualicemos a Bolivia como una potencia gasífera con mercados dependientes, hasta hace muy poco eso era, se organizaban cumbres presidenciales para discutir el destino del gas boliviano. Hace muy poco estaba La presidente Kirchner discutiendo con Lula para tener un poco más de gas boliviano, recordemos también que se condicionaron los envíos al hecho de que estos no sean reexportados a otros mercados (Chile) en el caso de Argentina. Recordemos también que se pudo suspender la exportación argumentando temas de mantenimiento. (Cuiabá), se causó pánico en las industrias y se afectó la economía cuando se redujeron o suspendieron las exportaciones. (Brasil). Asimismo se logró un pago adicional por el gas “rico” que se exportaba (Brasil) y también competían por ser el puerto que exporte el GNL boliviano al mundo (Chile y Perú), ese era el panorama de Bolivia como una potencia gasífera con mercados dependientes. Además Bolivia, era el centro energético de la región con prometedores mercados alternativos que no pudo aprovechar como el proyecto del Pacific LNG, Cuiabá, proyecto Urupabol y Gas Atacama al norte de Chile. Ahora pasamos a hacer el ejercicio de preguntarnos hoy en día si realmente Bolivia es una potencia gasífera con mercados dependientes. Veamos que las cosas son diferentes. Nos preocupa y afecta la caída en la demanda externa al punto de pedir modificar contratos por ejemplo en el caso con Brasil, el gas que era imprescindible para la industria, el comercio y las viviendas en Brasil ahora se puede destinar a la industrialización, caen los envíos y nadie lo nota, el precio de exportación es ilógico y se pone sobre el tapete la posibilidad de renegociarlo.

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Además las fuentes alternativas (GNL) llegan a ser eventualmente más baratas, de pronto se necesita exportar el gas mucho más de lo que necesitan importarlo. Se consolidan otras fuentes de abastecimiento como el GNL y surgen potenciales alternativas como el gas no convencional, se crean mercados secundarios donde se subastan los excedentes de gas natural, a precios muchos más bajos como en el caso de Brasil, cae la inversión, crece la importación de combustibles, las reservas no son repuestas y en consecuencia estas se reducen. Por otro lado Argentina está incrementando su capacidad de regasificación a pasos agigantados. Desde 2011 Bolivia dejó de ser la principal fuente de gas importado. Brasil, con el Pre-sal y el GNL ha logrado diversificar sus fuentes de abastecimiento, pronto estará exportando GNL incluso a Uruguay y Argentina. Perú LNG ya llegó a Brasil y está cada vez más cerca de Chile y Argentina, Atlantic LNG T&T está consolidado, el proyecto Mariscal Sucre ya tiene volúmenes comprometidos con Uruguay, Argentina y Brasil. Entonces vemos como pasamos de tener ese rol tan importante como el centro energético a ser simplemente un jugador más ante todos los proyectos de regasificación y licuefacción que están atendiendo a los mercados que antes dependían solo de Bolivia. En ese sentido, vemos que Argentina tiene al GNL como su principal fuente de abastecimiento y está sumando hasta el próximo año 50,2 MMmcd en capacidad de regasificación, frente a los 23,5 MMmcd que Bolivia pretende llegar el 2023 con el gasoducto GIJA. Entonces vemos como el GNL ha copado cualquier expectativa de ampliar mercado de Bolivia. Tenemos además el tema del Gas no convencional que es un tema que se puede tocar más a fondo. Argentina ha llegado a incrementar notablemente los cargamentos de GNL. Vemos como en el 2008 tenía seis y en este

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2013 llegó a 50. Y vemos los precios del GNL osciló entre 15 a 16 dólares por MMBTU frente al gas boliviano que estuvo en los 10 dólares por MMBT, pero también vemos que ese no debe ser un problema, porque en realidad la Argentina está luchando con el precio del diésel importado y no así con el GNL. El gas boliviano cuesta $us 10 MMBTU, frente a los $us 25 MMBTU del diésel importado hacen que el precio del GNL no sea un precio preponderante para Argentina por lo que no puede dejar de ser un motivo para importarlo. Brasil tiene el pre sal. Entre Pecém y Guanábara suman 21 MMmcd de regasificación, además de Bahía que está adicionando 14 MMmcd también de regasificación, lo que da un total de 35 MMmcd. Esto es un incremento de 137%. Tenemos los proyectos de LNG flotante para abastecer las terminales del Pre Sal. Se espera que la capacidad de exportar crezca a 40 MMmcd al 2020, además que se espera que el mercado secundario continúe desarrollándose a precios más bajos. Con el Pre Sal se ha asistido también a contar con nuevos players. Ahora vamos a pasar desde un contexto más propositivo en el país. Todos tenemos la certeza del potencial que tiene Bolivia en cuanto a gas natural, eso está fuera de discusión, sin embargo, nos hacemos una pregunta, ¿Cómo va la exploración y producción en Bolivia?. Aquí intervienen tres aspectos, el legal es decir las reglas de juego; el mercado porque los hidrocarburos descubiertos serán producidos en la medida en que exista un mercado que los demande; y en tercer lugar se requiere contar con un buen precio, porque el productor siempre buscará comercializar su producción en el mercado al mejor precio que se le ofrezca por su producto. Ahora vamos a analizar un tema trascendental para entender lo que pasa en Bolivia. Las cifras oficiales de exploración y explotación. Del 2006 al 2012 se han invertido en exploración en Bolivia 775 millones de dólares, mientras que en explotación la cifra subió a 2688 millones dólares. Eso nos da un promedio anual de 110.7 millones de dólares en exploración y 384 millones de dólares en explotación.

Es bien sabido que invertir en exploración es la única manera de garantizar la reposición de las reservas hidrocarburíferas a medida que estas se van consumiendo en el tiempo. Vemos claramente la poca relevancia que se dió a la búsqueda de nuevos yacimientos hidrocarburíferos en Bolivia, los montos son, si vale el término, simbólicos considerando que el objetivo común es el de mantener y consolidar a Bolivia como el centro energético de la región. Lo cierto es que ningún país podría ser centro energético de ninguna región invirtiendo tan solo $us 775 millones en exploración durante un periodo de siete años, ese es un monto bajísimo que equivale a un promedio de $us 110 millones por año entre 2006 y 2012. Las inversiones en exploración son la única forma de revertir estos siete años perdidos. Mientras Bolivia explota, consume y exportaba sus reservas hidrocarburíferas probadas, se observa claramente que no se invirtió lo suficiente en la búsqueda de nuevos yacimientos y la reposición de reservas. Así, al 31 de diciembre de 2009, como resultado de esas bajas inversiones en exploración, la consultora Ryder Scott certificó con 9,94 trillones de pies cúbicos (TCF por sus siglas en inglés) el volumen de reservas gasíferas probadas en Bolivia. ¿Cómo vamos en el tema de explotación? La regla en este caso nos dice que si no se realizan ese tipo de inversiones, las consecuencias son con toda certeza el estancamiento y la declinación en los volúmenes que se producen. Salta a la vista que si bien la mayor parte de las inversiones destinadas a las actividades primarias fueron ejecutadas en tareas de explotación de reservas ya descubiertas, la producción de hidrocarburos en Bolivia ha sufrido un estancamiento en el caso del gas natural y una notable declinación en el caso del petróleo que, afortunadamente se viene revirtiendo a partir de 2011. Hemos tenido 5 a 6 años de letargo. Afortunadamente las autoridades se han dado cuenta que si seguimos en ese ritmo las cosas no iban a ir muy bien.

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En siete años se invirtieron $us 2688 millones en actividades de explotación para obtener como resultado un incremento de apenas el 4,67% en la producción de gas natural. Es así que durante el periodo analizado, el volumen promedio de gas natural producido en Bolivia diariamente fue de 40,5 millones de metros cúbicos. Todo eso nos lleva a concluir entonces que en Bolivia, las empresas petroleras solamente invirtieron lo mínimo necesario para mantener sus operaciones y cubrir, en lo posible, la demanda de los mercados externos e internos. ¿Por qué no se invirtió más? ¿Por qué no se produce más? Entre el 2006 y 2012 el promedio de producción ha sido de 42.7 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. De producir 40.25 MMmcd en el 2006 al 2012 hemos pasado a producir 51.1 MMmcd. Del 2006 al 2010 el incremento de producción ha sido casi simbólico sumando solo 3,73%; mientras que de 2011 al 2012 la cifra creció en 27.5%. He creído que podíamos compararnos con el Perú podemos decir que este país logró caracterizarse por generar, ofrecer y ejercer un modelo que tiene como principal objetivo el atraer a la inversión privada basándose, y aquí está uno de los motivos de su éxito, en la libre competencia con un Aparato Estatal que se limita a promocionar, negociar y supervisar la ejecución de los contratos de exploración y explotación. Algo totalmente opuesto a lo que ocurre en Bolivia donde YPFB, a nombre del Estado, se hizo cargo de toda la cadena hidrocarburífera tras la nacionalización de 2006. Un mercado basado en la libre competencia y un Aparato Estatal dinámico que ejerce una Política Energética respaldada en un marco legal estable, coherente y objetivo fueron sin duda los principales factores que influyeron para que entre enero 2006 y junio 2011 el Perú haya incrementado su producción de gas en 382% mientras que, durante el mismo periodo, en Bolivia solamente se logró un incremento del 4,67%. El 2012 Perú a partir de los políticas mencionadas logra superar a Bolivia en porcentaje de crecimiento en producción de gas. Esto es muy interesante analizar. El por qué Perú pasó de tener

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una producción de 5,94 MMmcd de gas natural en el año 2006 a tener 53.2 MMmcd en el 2012, mientras que Bolivia mantuvo un estancamiento hasta el 2011 que es cuando Bolivia comienza a despertar de este letargo. Los mismos son en las inversiones que muestran las condiciones favorables que se tienen en los países para quienes quieren destinar recursos para este fin. Las inversiones en exploración son notablemente superiores en el lado peruano. Del 2006 al 2012 en Bolivia se destinó 775 millones de dólares, mientras que en el Perú 3451 millones de dólares. Entonces hay que analizar y ver mucho detenimiento para ver que está pasando en Bolivia y por qué contrastan estos datos tan fuertemente. Entre la conclusiones podemos decir que Perú las condiciones, las políticas y las reglas ofrecidas por este país permitieron que se inviertan $us 3.451 millones en actividades de exploración hidrocarburífera entre 2006 y 2012, alcanzando un promedio anual de $us 493 millones. A su vez las condiciones, las políticas y las reglas ofrecidas por Bolivia permitieron que en este país se inviertan $us 775 millones en actividades de exploración hidrocarburífera entre 2006 y 2012, alcanzando un promedio anual de $us 111millones. En cuanto a la negociación del GSA con Brasil con miras al 2019 es muy importante que el Gobierno comience a trabajar en la estrategia, porque no sabemos si Brasil necesita comprar tanto gas o sí es Bolivia el que necesita con mayor urgencia venderlo. En cuando a la industrialización, el Gobierno tiene que garantizar que los ingresos por este concepto superen a los de exportación por venta de gas natural a Argentina y Brasil. Para la industrialización se tiene que garantizar que se va a superar los 5 mil millones de dólares que se obtuvieron por ingresos de exportación el año pasado. Es una tarea bastante difícil que el Gobierno tiene que plantearse para poder implementar todo este proceso. En cuanto al shale gas o gas no convencional se puede decir

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“Mirando el pasado para enfrentar el futuro”

que es game changer, que ha cambiado toda la dinámica del gas mundial. He escuchado declaraciones oficiales que dicen que el tema del shale gas no debería preocupar a Bolivia. Yo estoy en desacuerdo con eso porque creo que el shale gas en la medida en que se haga técnicamente más viable impactarán en los mercados de Bolivia porque ellos tendrán una opción más de compra.

Finalmente se tienen señales claras más allá de lo político, que el país está despegando a partir de 2011 del letargo que tenía. Esto es un hecho incontrastable y esperemos que la situación se mantenga así y que el gobierno tenga la capacidad de aplicar las políticas necesarias para que Bolivia vuelva a estar en el centro de este enclave energético en la región.

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Fernando Meiter

Director de TNS Latam

Fue country manger para Argentina, Uruguay y Chile del Drilling Info Inc. A su vez se desempeñó como consultor asociado de Montamat y Asociados. Trabajó como colaborador en publicaciones para Olade. Fue asesor en temas energéticos de la CAF. Actualmente es director de TNS Latam

Proyecciones de demanda de gas de la Argentina para los próximos 5 años 53

Fernando Meiter

i presentación es una continuación del año pasado, del estudio de caso de YPF, empresa que había sido nacionalizada y a la que se le había impuesto condiciones, que hacía bastante improbable y difícil que se desarrolle y por ende toda la industria hidrocarburífera en este país. Fuimos criticados por lo que se dijo en este Congreso, pero la realidad fue esa, puesto que lamentablemente perdimos un año, con elecciones nacionales y el gobierno tardíamente se dio cuenta que la cosa estaba color de hormiga y empezó a hacer determinadas cosas. Voy a contar lo que pasó desde noviembre del año pasado hasta noviembre de este año y tratar de responder de manera personal, sin involucrar a las empresas que represento, a algunas de las preguntas que se suscitaron entre ayer y hoy. El primer problema que tiene Argentina es que continúa el déficit energético. Es un país que desde el 2001 cuando decide planchar todas las tarifas deja de haber inversión. No se destinan recursos en exploración, no se descubre, no se extrae y entonces empieza a haber un declive muy importante en lo que es reservas y obviamente producción. Producto de eso Argentina es el primer país que rompe lo que podría haber llegado a ser la gran integración energética regional que habíamos trazado con Bolivia, interrumpe los envíos de gas a Chile, a la Central de ASTT en Brasil y se cierra el mercado, por lo que lentamente empieza a importar. El primer barco de regasificación que llegó a Argentina vino por un día, y hoy en día ese barco está parado en la terminal nuestra de Bahía Blanca, la familia del capitán vive en Argentina y está presupuestado 50 barcos de importación de LNG para lo que va del año 2013, mientras que para 2014 se prevén 60 más. Hay un déficit energético muy importante. Las importaciones son crecientes y desfavorecen la balanza comercial de Argentina. Luego viene 2011, cuando Argentina pasa de ser un exportador a un importador neto de energía. Sin embargo, el shale brinda a la Argentina una oportunidad histórica de dejar de salir de esta situación.

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Vamos a hablar de la situación actual de la Argentina, desde un punto de vista negativo y positivo. Desde el punto de vista negativo continúan los bajos precios del gas a los consumidores residenciales. En Argentina es muy normal que un consumidor residencial encienda sus equipos de calefacción en el mes de Abril y lo apague recién en Octubre porque el costo no importa, debido a que las facturas de gas son vergonzosas. Entonces eso impulsa el consumo. Argentina es uno de los pocos países donde el gas residencial es mucho más barato que el que se le cobra a los industriales, al revés de lo que pasa el mundo. Ese es un gran problema que hace que la demanda siga tirando gas todo el tiempo. Además Argentina se desprende de 3.000 millones de dólares mensuales en concepto de importación de energía, de Bolivia y barcos. A su vez se pone en práctica un proceso de sustitución de importaciones tanto a nivel nacional como a nivel provincial, que establece que no puede haber trabajadores extranjeros trabajando en los yacimientos. Además se prohíbe la importaciones de equipos, es decir, si hay una parte de un equipo que se produce en la Argentina, automáticamente no se permite que se importe este equipo porque la Secretaría de Comercio, dice que se tiene que comprar a la Argentina. Ustedes se imaginan los cuidados que tienen que tener las empresas petroleras que trabajan con equipos enterrados a 4000 y 5000 metros de profundidad. No pueden poner cualquier tipo de equipo a trabajar, entonces se hace un programa de importación temporal. ¿Qué significa eso? Se trae un equipo por dos años, luego de ese tiempo, renuevo esa importación y después tengo que devolverlo a su punto de origen. Administrativamente es muy complicado para las compañías operadores y servicios porque son muchos más trámites que hay que hacer para una simple importación de equipos, que en definitiva es para poder producir más y todavía continúa la incertidumbre en cuanto a precios y jurisdicción hacia aspectos económicos. Argentina está pagando por default $us 2.5 MM/BTU extraído en boca de pozo normal. Si ustedes descubren gas nuevo o shale gas

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Proyecciones de demanda de gas de la Argentina para los próximos 5 años

tienen un precio sancionado de $us 7.5 MM/BTU.

reconoce a un precio aproximado a $us 9.90.

Con un único comprador que es Cammesa, que es un ente cuatripartito, formado por el Estado Argentino, las generadoras de electricidad, las transportistas y las distribuidoras. Ese único comprador recibe el gas. Ustedes presentan el legajo de pozo y luego la Secretaría de Energía define si la roca y la presión era tan dura como uno había dicho al principio y a los $us 7.50 establecido le sanciona un precio menor.

A las compañías se les obliga a comprar un bono que se llama vale, las empresas lo que hacen es comprar ese bono en el exterior y lo liquidan en Argentina a un precio que es casi lo que vendría llamarse el dólar paralelo o dólar blue.

Vale decir que hoy un gas nuevo se está pagando entre 6 y 7 dólares a 60 días. Esa es la situación en la república Argentina. Entonces esto hace muy difícil que un empresario llegue al país y que por los canales oficiales diga señores quiero invertir en Argentina. Es muy difícil. En Latinoamérica en general siempre le damos una vuelta a la cosa. Estos son todos los acuerdos que se han hecho en los últimos dos meses de inversión en Argentina, firmados y refrendados con cada una de las empresas. No es que es una empresa llegó y que por trámites administrativos decidió este tipo de inversiones, sino que cada una fueron habladas y apalancadas con el gobierno en condiciones especiales fuera de las condiciones normales en las cuales opera el mercado argentino. Quiere decir que si yo soy una empresa extranjera y quiero invertir en Argentina no voy a conseguir estas condiciones especiales, las tengo que negociar. Pero los números son más que positivos, el primero fue el acuerdo con Chevron en donde le empresa norteamericana se compromete a invertir en el lapso de 10 años $us 1.600 millones, los cuales no van a entrar de fuera del país, sino se trata de dinero que la compañía tenía en Argentina, por una ley que prohíbe enviar utilidades a sus casas matrices. Era una masa de dinero muy importante que tenía Chevron y que no podía repatriar, entonces se le autoriza a la compañía traer la plata que tiene y en lugar de reconocérsela al precio del dólar oficial se la

Otro tema muy importante, cuidado que todos los números no es para extracción de gas no convencional, son todos números para extracción de gas nuevo. Cuando ustedes tienen un precio que le están pagando de $us 2.50 el millón de BTU, normalmente todas las compañías operadoras usan las reservas, no las declaran. Entonces yo les conté en otra oportunidad que antes no se exploraba, producía y no se anunciaban reservas. ¿Pero qué pasó? Argentina un día se acuesta con 34 TCF de reserva y al otro día se despierta con 764 TCF de reservas recuperables de gas no convencional según el último informe de la EIA, colocándose detrás de Estados Unidos y China en el número 3 en reservas del mundo. Eso cambió absolutamente todo. El problema es que hay un problema regulatorio, porque todavía Argentina no hizo un cambio en las normativas en cuanto al gas convencional y el gas no convencional, entonces todas esas inversiones que ven acá, pueden ser para gas convencional o no convencional. Estamos hablando de gas nuevo que puede ser que las empresas los descubran o que lo tenían pisado y denuncian las reservas recién ahora. Por su parte, Total comprometió hace dos semanas una inversión de $us 1.500 millones, una petroquímica muy importante $us 300 millones, los alemanes Wintershall $us 500 millones, PAE un acuerdo de $us 500 millones con la condición de que se les permita trabajar. Cuando el gobierno empieza a necesitar plata se da cuenta que por las vías normales no va haber inversiones, entonces se apuran a arreglar directamente con cada una de las empresas y eso es lo que se está viendo.

Fernando Meiter

Hay un acuerdo de $us 500 millones con Corporación América. Algo muy importante es que existe una empresa provincial de energía que se llama Gas y Petróleo de Neuquén, la cual tiene $us 2.500 millones de inversión comprometidos con pequeñas empresas. A esto tengo que sumarle que la acción de YPF cerró la semana pasada a $us 29 cuando estaba en $us 40 en su mejor momento, pero llegó a estar en $us 13, quiere decir que la inversión en YPF sigue subiendo. Además la semana pasada se denunció un nuevo descubrimiento de YPF en Malawe, provincia de Mendoza, equivalente a unos 15.000 millones de barriles para extracción. Inversiones totales denunciadas, oficiales y refrendadas por las empresas, se tiene $us 7.400 millones. ¿Cuál es la consecuencia para los próximos cinco años en Argentina? Yo no digo que vaya a modificar este panorama que está teniendo y que cada vez es más importante, pero sí que la línea energética empezará a subir un poco. Entonces hay un tema que se preguntan todos. Yo les voy a recordar un poco la historia de Argentina. Argentina fue el primer país que rompió el proceso de integración energética regional, cortándole el gas a Chile. Uruguay, quien está terminado un terminal de regasificación en Punta Sellado, cerca de Montevideo, estuvo esperando a Argentina dos años para que ponga la plata, Uruguay se cansó y terminaron financiándose ellos mismos. Ahora yo les hago esta pregunta, con los antecedentes que tiene Argentina ¿Ustedes piensa que Argentina va a poner la plata para la ampliación del GNEA? Yo solo me pregunto eso. Personalmente como lo veo para Argentina es mucho más fácil traer barcos e inyectarlos al sistema, porque el tramo es más chico. De hecho está presupuestado por el Gobierno argentino un aumento de la importación de barcos para el año que viene y no así un aumento de la demanda de gas a Bolivia. Argentina es un país que está apuntando a abastecerse por LNG de Trinidad Tobago, Qatar entre otros que tiene contratos abiertos. Otro tema, la Terminal de Punta Sayago de Uruguay no es econó-

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micamente viable si Argentina no compra la mitad de ese gas, entonces tenemos otros proveedores de LNG cerca. Por otro lado, en shale gas, como explotó ese tema en Estados Unidos, el precio está a $us 3.24 el millón de BTU; y cuando empiece este país a exportar gas el precio del LNG pueden llegar a bajar. El tema es muy dinámico, por ejemplo antes Argentina era exportador ahora es importador de gas. Por ahora el escenario es como se los estoy mostrando. Por otro lado, el potencial de gas no convencional que tiene este país es interesante, aclaro una cosa, como todos los países en este momento se está tirando al tema líquidos por un razón sencilla, hoy el líquido se está pagando más que el gas, entonces los primero que va a buscar Argentina es el shale oil. En el caso que necesite gas tiene su contrato hecho con Bolivia. El yacimiento Vaca Muerta, como les conté ahí están participando las principales empresas del mundo y otras que están interesadas en invertir. De hecho en los congresos de shale gas que se realizan en Argentina, las empresas se acercan a preguntar cómo son las comisiones y de qué manera pueden realizar negocios en esta área. Vamos a necesitar varios equipos de perforación en este yacimiento. En el 2011 llevamos 4 equipos y esperamos hasta diciembre de 2013 tener 11. Entonces empresas de servicio empiecen a ver Argentina como un país que hay que visitarlo. Bueno ahora la proyección de oferta y demanda de gas en Argentina, aquí pueden ver que según estos números puedo hacer una proyección y también de acuerdo a los datos de la empresa petrolera estatal argentina YPF, diría que hasta el año 2017 estaría produciendo gas como para poder equilibrar la balanza energética. En conclusiones, en Argentina los recursos de shale gas están certificados. Por otro lado, lentamente se van acercando inversiones. Este país está teniendo una política de tender, acercarse, aproximarse a importar gas por barco. La derrota política del mes de octubre obliga al Gobierno argentino a revisar muchas de sus disposiciones. Si Dios quiere seguiremos analizando esta situación el año que viene. La verdad fue un placer estar aquí, muchísimas gracias.

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Luis María Villar

Gerente General, Técnicas Reunidas Bolivia Tiene un doctorado en Estructuras Especiales para Plantas de Gas. Ha desarrollado su profesión en el sector de Ingeniería, Construcción y Puesta en Marcha de plantas de gas y petróleo en proyectos por todo el mundo.

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Luis María Villar

racias a la organización por invitarme. Gracias a los asistentes por aguantarnos y a los panelistas anteriores que han tratado cada uno de los temas que yo he querido resumir en esta presentación. Quería comenzar hablando de lo que es Técnicas Reunidas, pero como todos nos conocen lo maravillosos que somos, voy a saltar estas primeras diapositivas. Técnicas Reunidas en Bolivia. Estamos aquí en Santa Cruz con 200 empleados en este momento y empezamos con los contenidos. Primero quería hablar de la cadena de valor del gas natural, después pasar a hablar de las distintas etapas de los proyectos y para finalizar con construcciones un poco en la línea de analizar los proyectos necesarios que se van a realizar en Bolivia o que conclusiones podemos sacar al respecto. En cuanto a la cadena del gas, primero siempre partimos del yacimiento del gas natural, a partir de ahí tenemos que traer la extracción del gas natural, de una manera sencilla, estoy querido hacer cada uno de los pasos para que veamos donde están identificados los proyectos que estamos haciendo en Bolivia y que hay que hacer para desarrollar. De la extracción y el tratamiento del gas natural sacamos diferentes productos, el condensado y el gas natural ya limpio. De ahí vía los ductos tenemos que llevar a la refinería los condensados a la exportación y el gas natural y de la refinería se hace el refino del producto y va a consumo natural. El gas natural hay que hacer mediante ductos se puede llevar a generación eléctrica mediante turbinas y de ahí pasaría al consumo a través de la red energética nacional. El gas natural puede ir para el consumo nacional o para la exportación como hemos venido hablando en las distintas ponencias en la mañana. Otras alternativas serían la separación de líquidos que ya está haciendo en Río Grande o en el proyecto que se va a desarrollar en Gran Chaco. De ahí obtenemos etanos, GLP, condensados o gasolina natural y el gas natural. Volvemos a decir que el GLP se puede consumir internamente con la demanda nacional una vez cubierta se puede exportar y el gas natural lo

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mismo después de extraer los líquidos que tienen mayor valor para Bolivia se quedan aquí, se exportan a los distintos países consumidores. Luego viene la petroquímica, el etano y el GLP pueden abastecer a la petroquímica, como bien ha explicado el viceministro de industrialización y de ahí hay muchas alternativas porque tenemos polietileno, y distintas alternativas que pueden haber desarrollo de proyectos. En cuanto a los condensados lo mismos, los condensados que salen de las plantas de separación de líquidos van a las refinerías igual se vuelve a ir al consumo nacional. Otra alternativa que se está llevando a cabo en el país, es el GNL para llevar el consumo a lugares aislados, es un proyecto más político donde no lleva el gas se puede llegar a través de camiones cisternas y se está llevando a cabo este proyecto en Bolivia. Por último otro proyecto que está en marcha Amoniaco Urea es parte de la industrialización del gas en el que obtenemos fertilizantes y abastecemos a la agricultura. Viendo el diagrama total que he querido hacer en forma sencilla. En Bolivia para que el desarrollo de la industrialización sea sostenible hay que hacer grandes inversiones desde el yacimiento del gas. Eso es la base de todo el desarrollo sostenible. Las reservas tienen que estar garantizadas porque eso es lo que alimenta al resto de las industrias que están asociadas. Hay distintas formas de industrialización. Se dijo que los proyectos de separación de líquidos no son industrialización como tal, bueno es el primer paso, la petroquímica básica, obtenemos los productos básicos para procesarlos posteriormente en Petroquímica e industrialización del Gas, de ahí podemos tener a través del Metano, distintos productos amoniaco, metanol y demás puedo pasar porque ya lo trataron en anteriores ponencias. Igual pasa con el etano como producto básico, por ejemplo Gran Chaco que está extraer etano, pues de ahí de los polietilenos y demás muchos productos permiten potencial de desarrollo agrícola, textil, plástico y otros, y esas posibilidades del polietileno se pueden hacer productos de consumo industrial.

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“Diseño y construcción de unidades para hidrocarburos”

Los proyectos en sí quería hacer mención de cada uno de los pasos, que son necesarios y que cada una de las etapas son fundamentales, pero sobre todo de las primeras. Igual se trataron los temas en varias disertaciones, estudios de viabilidad. Es fundamental para desarrollar de la política energética, de hidrocarburos en este caso, en un país, hacer estos estudios, estudios de factibilidad, estudios de mercado, sin el resultado de estos estudio no se puede invertir a o dirigir la construcción el desarrollo de los proyectos, sin evaluar si son rentables, si así es cuanto tengamos el producto como el caso de Bolivia, en el caso de gas natural, conseguimos mantener a través de la exploración y producción, pues después hay que ver hacia donde quiero ir. La exportación es clara que tenemos que mantenerla. Esa plata e ingresos financian los proyectos necesarios. Además hay que decidir, decía el viceministro Arnez que después de hacer un estudio de mercado, se ve que el polipropileno es más rentable el día de hoy que el polietileno. Ese tipo de estudio, el resultado de los mismos donde nos tenemos que basar para hacer el desarrollo posterior y tomar las decisiones de inversiones. Con esos estudios de factibilidad lo que tenemos más o menos son estimaciones de inversión en torno a un +-30%, y nos dan una idea de que si van a ser rentables los proyectos, si se puede decidir seguir en la siguiente etapa que puede ser la ingeniería básica o feed o una ingeniería básica extendida, donde ajustamos normas y se hace un desarrollo mayor de la ingeniería del proyecto concreto que ya se ha seleccionado en los estudios conceptuales, se hace el estudio más detallado del proyecto concreto con términos de estimación de la inversión menor de tal forma que pueda tomar la empresa en este caso YPFB o la empresa privada que vaya a desarrollar el proyecto pueda tomar la decisión sobre la base de un coste de proyecto. De ahí podemos estar hablando a un +-15% de la inversión de estimación de tolerancia y con el FEED que es una básica extendida podemos estar hablando de lo mismo, un poquito menos, entorno al 10% una vez se tiene el FEED se decide cómo hacer el proyecto. Hoy en día la tendencia internacional es contratar proyectos EPC, llave en mano, de manera que el riesgo lo tenga el contratista y lo asume a través de unas contingencias que tiene dentro del contrato.

Cuando tienes el proyecto EPC firmado, la empresa o el cliente ya tiene la inversión y lo único que queda son posibles contingencias por imprevisto que aparezcan o alcances adicionales. Con el EPC, o IPC como se dice aquí en Bolivia. Ingeniería, Procura y Construcción. Se empieza siempre por la ingeniería desarrollando ingeniería en detalle, esta me va dar las bases necesarias para la compra de equipos principal, en este tipo de proyectos hay que comprarlos en todo el mundo para tener los mejores equipos que nos el mercado. De ahí después de la procura empieza la construcción, comisionamos y pre comisionamos y ponemos en marcha las plantas. Luego hay otros tipos de proyectos que pueden ser usuales para los operadores, que son las mejoras de los rendimientos de los activos que es un análisis de los proyectos de las plantas en marcha para tomar decisiones y mejorar producciones y rendimientos. Quería mostrarles proyectos aquí en Bolivia, esta es la planta de separación de líquidos Gran Chaco que estamos en la ejecución del montaje mecánico. Ya se terminó las obras civiles y podemos ver que es una realidad tenemos una planta que va a tratar 32 millones de metros cúbicos de gas por día que se va a Argentina para la extracción de GLP, la posibilidad de extraer etano, cuando esté asociada del etano de Gran Chaco, podrá alimentarse de él, gasolinas naturales y condensados como hemos hablado antes. Ahora ya están los equipos principales ahí, los turbogeneradores, los turbocompresores, toda la estructura principal de los parrales donde se va a hacer el proceso criogénico de la extracción de los licuables que está en desarrollo y las esferas de almacenamiento de GLP de butano y propano con el hemisferio inferior terminado. Luego este otro proyecto que ya conocen más porque está en marcha fase I y II de Margarita, son proyectos que se han desarrollado durante tres años a través de Caipipendi que opera Repsol y ahora mismo están dando a Bolivia 12 millones de metros cúbicos de gas al día adicionales desde mayo del 2012 y ahora recién los primeros 6 millones de metros cúbicos de gas y desde septiembre 6 millones de metros cúbicos de gas adicionales.

Luis María Villar

En cuanto a las refinerías es fundamental tratar de autoabastecerse y tenemos en Bolivia productos de las plantas de gas que pueden aprovechar para refinarlos y tener abastecimiento de combustibles de gasolinas y diésel. En este momento se está desarrollando en las primeras etapas de construcción de obras civiles la modernización del topping de la unidad de crudo de los 12.500 día de barriles de crudo de la Refinería de CBBA y vemos que ya están las principales fundaciones hechas. Se han removido los equipos que había que cambiar y aumentar y en unos meses en el último trimestre del año próximo se va a poner en marcha esta unidad que va a dar una capacidad de 12.500 barriles adicionales en Cochabamba. Y como última parte de las etapas de los proyectos de pre comisionado y comisionado y puesta en marcha es una parte fundamental de los mismos requiere personal especial izado en esta área y junto a los operadores tienen que la planta que se está construyendo pues prácticamente ponerla en marcha y conseguir los rendimientos y garantías que requiere el cliente final.

que son 4 años con una producción como los que tenemos ahora igual se hablaba de una potencialidad de otros 12 TCF adicionales que son 17 años más, entonces eso hay que ir garantizando para la sostenibilidad. Lógicamente es fundamental que se tenga reservas para hacer todo el desarrollo posterior. Es importante el autoabastecimiento en GLP, gas natural y refino, en la medida de lo posible en diésel y gasolina como se está haciendo ahora, continuar con la exportación de gas natural que va dar el sustento para los proyectos de industrialización, la producción de petroquímicos básicos que ya se están dando, propano, etano, butano, para poder desarrollar la industria además del desarrollo de la petroquímica como se está comenzando en Amoniaco y Urea y las plantas que se vienen, la de polipropileno que es la que se quiere que sea más urgente.

Para concluir quería hacer unas conclusiones y un llamamiento a la concientización de los empresarios bolivianos porque se necesita un desarrollo y aporte de los mismos para acometer los proyectos que están viniendo no solo los que se están haciendo, como Amoniaco Urea y Gran Chaco, muy grandes pero además todos los proyectos de exploración y producción por supuesto son proyectos grandes de mucha inversión y muchos otros que se están haciendo en las refinerías actualmente, pero además viene el desarrollo de la petroquímica. Son inversiones millonarias, de miles de millones de dólares que requieren servicios aquí en Bolivia.

Después la planificación, la industria petroquímica asociada. Ahí es donde tiene que entrar el empresario boliviano, ahí y en la construcción. Si seguimos en el segundo punto de las conclusiones tenemos la necesidad en Bolivia de desarrollar grandes proyectos, estudios de mercado y los proyectos EPC, que es donde entran las empresas constructoras. Hoy por hoy hay muy buenas empresas constructoras pero con la cantidad de proyectos que hay necesitan un mayor apoyo. Creo que es importante actualmente están cada una de las empresas constructoras y de montaje están facturando al año 40 millones de dólares de facturación como posibilidades de ejecución de proyectos y están necesitando proyectos como el de Gran Chaco cuyo presupuesto de construcción está por los 240 millones de dólares y tienen que ser varias empresas constructoras las que intervengan.

Entonces primero para hacer mantenimiento, como primera conclusión del desarrollo de Bolivia en materia hidrocarburífera por supuesto se tiene que garantizar la producción de hidrocarburos, reposición y el incremento de las reservas, si ahora estamos en 9 TCF y también se hablaba de 54 millones de metros cúbicos por día de producción estamos hablando en 11 años si no se aumentan las reservas Bolivia se quedaría sin gas. Bueno no se está contando todas las potenciales, Incahuasi que tiene 3 TCF

Traten de ampliar sus capacidades y después el desarrollo del empresario privado que ponga su mira en la industria asociada que va a haber alrededor de la petroquímica y tienen que ser ellos los que apoyen ya sea en servicios, catering y demás servicios asociados a la construcción y operación de las plantas petroquímicas o medianas empresas de mantenimiento o constructoras que puedan estar asociadas a la operación de las mismas. Gracias.

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Pablo Andino

Gerente MI-ES Schlumberger Bolivia

Andino es especialista en manejo de desecho, control de sólidos y tratamiento de aguas en operaciones de perforación, terminación y producción.

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Pablo Andino

uenas tardes a todos. Vamos a hacer una presentación técnica sobre tecnología de tratamiento térmico. Durante la mañana hoy se estuvo hablando sobre cómo impacta en la proyección en el tiempo las actividades que hacemos en la parte de exploración y esto tiene que ver con eso porque tan importante como las reservas es como cuidamos el medio ambiente a medida que ejecutamos las operaciones de perforación y producción de pozos. Dentro de los servicios que tenemos en Schlumberger un segmento de nuestra compañía está dedicado exclusivamente a diseñar y ejecutar programas de cuidados ambientales.

poder llegar a los valores deseados de TPH para que el sólida pueda ser dispuesto en el suelo. Cualquier tipo de sólido de lo que nosotros generamos en las operaciones de perforación, puede ser tratado por desorción térmica. Además de los cuttings como se los llama los recortes de perforación.

Por un lado vamos a hacer una reseña para ver que es la desorción térmica y después vamos a explicar en detalle las tecnologías que estamos aplicando actualmente en Bolivia.

Esta tecnología son aptas para tratar desechos de refinerías que tengan suelos empetrolados. También se los utiliza en la industria de los pesticidas y demás, no es el caso de la industria del petróleo, pero también es aplicado para esas funciones. Todos los materiales que pueden ser desechados con ese tipo de tecnología son solamente los orgánicos es bueno aclarar que la tecnología no es apropiada con suelo o recortes que tengan metales pesados. Para ese tipo de desechos vamos a requerir de otra aplicación. Como tecnología térmica se ha diseñado aquí en Bolivia a lo largo del tiempo y hemos utilizado un montón de diseños y tecnologías, básicamente la tecnología la podemos dividir en dos pasos, que una es aplicar calor al material contaminado para poder vaporizarlo y este gas va a tener que ser colectado a lo largo del proceso y separado en las distintas fases de agua y aceite en el caso de los lodos.

La desorción térmica consiste en alimentar los sólidos contaminados con agua y con hidrocarburos a una cámara de desorción, donde nosotros vamos a aplicar calor de distinta maneras, con el objetivo de llevar a la fase de vapor los contaminantes y el agua y obtener un sólido tratado que pueda ser responsablemente dispuesto de acuerdo a las leyes locales, en este caso la 1333 en Bolivia y todo lo que es la fase de vapor, intentar recuperar las diversas fuentes de esa fase vapor. En el caso de los lodos que utilizamos para perforación, diésel, aceite sintético y el agua, con el fin de recuperar y poder ser reutilizado en operación y así minimizar costos finales de la operación.

Esto es lo que diferencia a la desorción térmica como un proceso de incineración, donde nosotros recuperaríamos un sólido tratado con las características para ser dispuesto, pero estaríamos destruyendo toda la fase líquida del material a tratar sin necesidad de recuperar algún valor comercial en el proceso. En el caso de algunos OVMs este material contaminante es diésel, aceite sintético que tiene un alto valor comercial. Dentro de los tipos de unidades de tratamiento térmico que hay actualmente utilizándose en la industria la podemos separar en dos grupos de acuerdo a como nosotros generamos el calor dentro de esa cámara.

Entonces usamos desorción térmica porque en muchos de los casos los volúmenes que se generan en estas operaciones son grandes volúmenes y es la única tecnología que nos permite tratar en poco tiempo grandes cantidades alcanzando los valores deseados, comparados por ejemplo con algunos otros métodos de disposición, landfarming que requieren de meses o años para

Todas las máquinas que generar calor a través de quemadores a través de PPS o las cámaras rotativas. Estas son las que normalmente conocemos como convencionales y la que actualmente se conoce como nuevas tecnologías son las cámaras que general el calor a través de la fricción, que es la que actualmente está instalada aquí en Bolivia y vamos a ver más detalles. Estas

Una de las tecnologías que utilizamos habitualmente en la industria petrolera en la etapa de perforación es la tecnología de desorción térmica para el tratamiento de recortes contaminados con petróleo o con diésel o con lodo sintético que hemos utilizado para perforar el pozo.

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“Nuevas Tecnologías de Desorción Térmica para recortes impregnados”

son algunas imágenes de algunas de las quemas utilizadas aquí en Bolivia una TPS en el año 2000 hasta el año 2010 estuvimos operando con una cámara rotativa y desde fines del año pasado tenemos esta unidad una Hammermill que es la que provee el calor a través de la fricción del sólido con una máquina que ahora vamos a detallar. El proceso básico de una Hammermill. Alimentamos el material a través de una excavadora en un sistema de separación, donde vamos a separar para recortes de perforación, en esta primera etapa lo que vamos a hacer es homogeneizar el material para fines de tener una fuente de alimentación al equipo lo más constante posible en cuanto a calidad y también lo que vamos a separar los materiales extraños que no sean cutting que pudieran alterar los sistemas de bomba y los sistemas que vienen posteriores al proceso, que pudieran dañar alguna pieza. En la cámara principal donde está el Hammermill donde vamos a general el calor, normalmente dependiendo de las características de humectación que tenga ese material va a oscilar entre los 300 y 400 grados centígrados. Vamos a obtener el sólido ya tratado, seco, con menos de 5 mil partes por millón tal cual indica la ley 1333 para fines de ser dispuesto al medio ambiente se lo envía a un sistema de tornillos, que tienen una cámara de enfriamiento para finalmente estas cenizas que obtenemos están alrededor de los 250 grados, entonces lo vamos a enfriar a lo largo del tornillo y lo vamos a disponer para ser llevado a la zona de disposición final. Con los vapores lo que vamos a hacer es llevarlos a un ciclón que trabaja igual que los hidrociclones que utilizamos en la parte de perforación para limpiar los globos. La ventaja de este hidrociclón es que hace la limpieza de las pequeñas partículas que son arrastradas por esta corriente. Aquí tenemos una bomba al vacío que retira los vapores de esta cámara y las pequeñas partículas más livianas son arrastradas con esa corriente de vapor. Entonces lo que vamos a hacer con este hidrociclón es limpiar esos vapores y volverlos sólidos a la zona de disposición final y el vapor limpio sin presencia de sólidos lo vamos a llevar a una primera etapa de condensación de aceite y ahí vamos a recupe-

rar la primera fase del aceite limpio y todos los vapores sin condensar que son los que necesitan más enfriamiento van a pasar a una cámara de condensación de agua, donde ahí nuevamente vamos a hacer es condensar el agua, las pequeñas partículas de aceite que hayan sido arrastradas por esa corriente de vapor de agua van a un separador de agua aceite y también son enviadas al recuperador de aceite. Todos los gases que no pudieron ser condensados van a un cámara de oxidación que trabaja entre 700 y 800 grados donde lo que hacemos ahí es completar el proceso de combustión de esos gases y que los pocos gases que salen de este proceso sean todos oxidados y eliminados como dióxido de carbono o dióxido de nitrógeno en todo caso. Aquí tenemos algunas de lo que es la planta. Este es el sistema de alimentación con la excavadora, una zaranda se encarga de separar las partículas extrañas, este es el recinto donde está este mezclador y acá abajo se encuentra una bomba con un pistón que se encarga de alimentar los sólidos a la parte de tratamiento. Aquí en esta bomba tenemos el primer sistema de medición para poder controlar cuanto es el volumen que la planta está procesando a cada momento y tiene un sistema de medición para fines de ir midiendo volumétricamente lo que estamos inyectando a la planta y llevar un control sobre los volúmenes tratados al final del día. Esta es la cámara principal, el Hammermill, está es una cámara en forma de barril, este el hammermill, es un eje con un montón de brazos, todo esto está fabricado en inoxidable con un tratamiento de tugsteno porque generalmente gira entre 600 a 800 vueltas dependiendo de la temperatura que queramos generar en la cámara y para evitar el desgaste prematura de estas piezas, tiene todo un tratamiento de endurecimiento de tungsteno para los fines de que tenga un vida útil mayor. Este es el Hammermill después de más o menos una 5 mil horas de trabajo acá se puede observar cómo se van desgastando algunas piezas. Lo que va a ser esto es generar temperatura a girar dentro de esta cámara y el material va a ser alimentado por esta brida y al

Pablo Andino

girar va a generar fricción entre las partículas de los sólidos, los a la vez y la pared de la cámara y va a ser lo que va a generar la temperatura interna del material para fines de absorber el vapor de agua y de aceite. Aquí vemos como este el módulo de condensación a la salida a través de unas bombas de vacío, estos vapores son retirados de la cámara y llevados a la zona de limpieza y acá tenemos los dos primeros condensadores que habíamos visto en el diagrama el condensador de aceite y el condensador con tapa de limpieza de aceite. El dominster y el condensador de agua son las dos siguientes fases: El dominster es el que se encarga de l limpiar las partículas de aceite o aquellas pequeñas gotas de aceite que fueron arrastradas con la corriente de vapor de agua y aquí en esta parte es donde vamos a condensar el agua de proceso. Este es el separador de agua, que habíamos visto que trabaja por gravedad en la placa interna que va haciendo correr una pequeña corriente de agua por gravedad va separándose y retirando con una pequeña bomba las partículas de aceite que quedan flotando por diferencias de gravedad de ambos fluidos. El sistema de tornillos, cuando la temperatura es muy alta de estos sólidos que son descargados de la cámara principal, alrededor de 250 grados, este tornillo tiene una doble cámara. La cuna interna es la que va por donde viajan los sólidos transportados por un tornillo, y en la cámara secundaria en la externa, se hace circular una corriente de agua, así que por contacto indirecto de esa corriente de agua con los sólidos es donde nosotros logramos reducir la temperatura desde 250 grados hasta unos 60 grados hasta esta parte que es la zona de rehidratación. Estas cenizas son bastantes livianas porque si las elimináramos directamente en los kits para transportarlos tendríamos mucha polución en esa zona por eso se diseñó ese sistema de rehidratación para fines de mojar esa ceniza para que tengan un poco de peso y caigan al contenedor y no generen polución en esta área de esta unidad.

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Bueno aquí hay un sistema de rieles para que la operación se pueda hacer un cambio de contenedores y no se tenga tiempos improductivos en esta tarea. Para ir recuperando todos los fluidos se tiene un sistema de almacenamiento de fluidos. Aquí tenemos tres tanques de 65 metros de capacidad para recuperar el agua para recuperar el aceite y un tanque de diésel para poder alimentar los generadores de la planta. Los equipos auxiliares con los que cuenta la planta la Hammermill son un grupo de generadores eléctricos. La parte de compresión de aire para todas las válvulas y demás que son actuadas con un sistema de aire comprimido, una planta de nitrógeno para cuando algunos sectores requieran una parada de planta se inyecta nitrógeno para generar un ambiente norte y reducir la temperatura en menor tiempo, el sistema de enfriamiento de agua y un sistema de pararrayos para proteger en esta zona de Bolivia que en verano hay tormentas y demás como toda la planta está automatizada tiene un sistema de PDC que es demasiado sensible, tiene un sistema de pararrayos para evitar que cualquier interferencia pueda dañar los componentes de ese sistema. Este es un sistema de generadores, tiene dos de 2200 KVA, un generador de 350 KVA para las etapas de mantenimiento o montaje y desmontaje para fines de economizar combustible más que nada con esas etapas la parte operativa está en stand by, con este generador alimentamos todo lo que es iluminación y oficinas. Esta es la planta de nitrógeno de aire comprimido. Este es un sistema de enfriamiento de agua con 14 ventiladores porque todo el agua que vamos recuperando en el proceso es reutilizada en el mismo proceso, entonces para fines de evitar, como se usa para enfriamiento, para fines de evitar evaporación y demás se hace recircular el agua se pasa por este sistema de enfriadores para fines de poder reutilizarlas. Este es el sistema de TLC de la planta, tiene todo comando automatizado. Toda la planta puede ser controlada desde este control rule. Tiene un segundo sistema de control de volumen

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a través de celdas de pesaje, que están instaladas en el tanque de alimentación desde donde aquí se controlan todas las cargas que se hacen a la planta y se emiten un ticket a fines de poder entregarle al cliente al final del día un reporte certero de lo que se trató en la planta. Ese es el control rule y aquí abajo está la parte de compresión de aire. Esta es una imagen de la pantalla desde donde todo el control y las variables del proceso se pueden dirigir desde la misma zona donde está instalada la computadora central de la Planta. Se tiene un laboratorio desde donde podemos hacer in situ el análisis de TPH con un sistema de infrarojo para ir controlando que los valores de los sólidos que estamos descargando están dentro de los parámetros exigidos.

Una idea del material que estuvimos alimentando 55% de sólidos y el resto distribuidos entre aceite y agua. El promedio de los sólidos descargados de todos los lotes que se generaron fue de 3000 ppm 0,3% en peso y los que nos pide la Ley 1333 son 5000 como máximo y esto es muy importante para esta planta porque se lograron recuperar casi 400 metros cúbicos de aceite sintético, que fueron devueltos al cliente para que puedan ser reutilizados en la operación de preparación, lo cual significa que el nivel de recuperación de la Planta es superior al 94%. Esta es la calidad con la que se recupera el aceite justamente por esos sistemas de limpieza y separación que estuvimos viendo. Aquí hay dos ensayos cromatográficos que se hicieron del aceite virgen tal cual nos fue entregado en el momento que preparamos los lodos para la perforación y este es un ensayo cromatográfico del aceite que nos fue devuelto se ve bastante similitud entre ambos.

Aquí está la zona de los tanques de reserva, los generadores toda la planta de tratamiento que vimos recién y la parte de control y protección de aire. En cuanto a la experiencia que hemos tenido aquí en Bolivia para tener una noción de cómo trabaja la planta, la hemos activado en dos oportunidades, en la primera en el montaje inicial y después en el mes de mayo con un total de 43 días trabajó la planta en forma permanente y pudimos procesar casi tres mil toneladas a un promedio de 70 t diarias de material, lo cual es un promedio bastante alto comparado con otras tecnologías de tratamiento térmico.

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Oscar Darío Navas

Gerente Región Andina Confipetrol

Es Magister en Ingeniería de Confiabilidad y Riesgo, con experiencia internacional en dirección de proyectos de ingeniería, en industrias petrolera, gasífera y minera.

“Gestión de activos críticos en el mantenimiento de facilidades gasíferas y petroleras según norma PAS 55” 67

Oscar Darío Navas

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“Gestión de activos críticos en el mantenimiento de facilidades gasíferas y petroleras según norma PAS 55”

Ayer algún medio me preguntaba que pensaba sobre esto. Yo le

Bolivia atraviesa un periodo post nacionalización comenzando

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“Gestión de activos críticos en el mantenimiento de facilidades gasíferas y petroleras según norma PAS 55”

diálogo para enriquecer la política energética. La visión del FIGAS es esa, enriquecer con nuestro aporte la política energética del país.

ratoria para petróleo & gas. En septiembre tuvimos un FIGAS en Lima, pero más bien relacionada a política energética y el aspecto socio ambiental. Así que estamos creciendo.

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Mauricio Roitman

Consultor del estudio Montamat & Asociados, Argentina Es máster en economía con especialidad en economía de la energía. Actualmente es asesor de la Comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Senadores de Argentina e Investigador del Instituto de Economía UADE.

“Balance y perspectivas del proyecto de energía nuclear de la Argentina” 73

Mauricio Roitman

uenas tardes a todos y en primer lugar me gustaría agradecer la invitación a Miguel Zabala, a Fernando Meiter que fue el nexo para con nosotros y la organización de este importante evento. La idea cuando me comentaron sobre la exposición tiene que ver con lo que hacemos en la consultora, donde hacemos economía de la energía, documentos tales como la Carta Energética, informe trimestre y otro sobre precios de la energía. Es decir, tratamos de dar la visión de la industria energética en sus distintas fases. En este caso sé que ha habido algunas conversaciones previas para el avance en desarrollo nuclear. Voy a tratar de hablar de Argentina porque no conozco mucho de la discusión aquí en Bolivia. Voy a comentar el caso argentino de la perspectiva del desarrollo del sector vinculado con la energía, pero algunos otros aspectos con los resultados finales. Cuando uno mira las centrales nucleares ve un resultado final de un proceso mucho más importante. Entonces la primera parte de la presentación consiste en mostrar los hitos históricos del desarrollo de la energía nuclear en Argentina, en algunos voy a tratar de ser breve, pero la idea es sacar alguna lección. El desarrollo de la energía nuclear tiene un poco de casualidad – causalidad. En la presidencia del general Perón una persona lo entusiasmó con un desarrollo del sector nuclear, de ahí le tiraron el anzuelo y se embarcó en esta empresa con algunos problemas al comienzo. Se nota que no era lo que le habían vendido al comienzo, pero tuvieron que reforzar la estrategia y hacer una en serio para no quedar mal parado. Entonces a partir de 1950 y con un decreto en 1936, se crea la Comisión Nacional de la Energía Atómica, que en términos institucionales es a partir de donde se crean todas las demás instituciones con el ordenamiento correspondiente. A partir de 1951 se descubre el primer yacimiento de uranio en Mendoza, hay otros yacimientos en Argentina. Se inaugura en 1958 el Centro Atómico en Gran Buenos Aires.

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En 1968 la Comisión Nacional de Energía Atómica firma con Siemens la instalación de Atucha I, una de las centrales nucleares que tiene Argentina y hubo algunos desacuerdos en 1970. En el año 1973 se firma un acuerdo para la construcción de la Central de Embalse. En 1974 alcanza la criticidad el reactor de Atucha I, nótese cuando se firma el acuerdo o contrato en el año 1968 y cuando alcanza la criticidad el reactor seis años después. Esto es interesante para ver luego la economía de las centrales nucleares. Se conecta al Sistema Interconectado Nacional, donde todos los generadores proveen electricidad. El año 1978 se crea la carrera de Ingeniería Nuclear en Instituto Balseiro, esto es muy importante. Hay que tener cuidado de no poner el carro antes que el caballo. Primero viene el desarrollo científico, de recursos humanos y luego viene el desarrollo de las plantas nucleares a la inclusión a la matriz de energía nuclear. Creo que esto es crítico en el desarrollo del sector, tener instituciones que alberguen a investigadores que se dediquen más allá de los vaivenes políticos que haya en el país a profundizar la línea del desarrollo nuclear. En Argentina por casualidad o causalidad, han pasado los gobiernos y estas instituciones han seguido trabajando, lo cual ha dado buenos resultados. En 1982 alcanza criticidad el reactor de investigación y docencia RA-6 de 500 kW en el Centro Atómico Bariloche, construido por INVAP S.E con los recursos humanos muy bien calificados. En ese mismo año, se inaugura la planta de purificación de concentrado de uranio y producción de dióxido de uranio (UO2) con capacidad de 150 tn/año en el Complejo Fabril Córdoba. En Argentina se fue desarrollando la cadena de la energía nuclear. En 1983 se inaugura la Central Nuclear Embalse. Por otro lado en 1980 se dicta del Decreto del PEN N° 1.337/80, aprobando el contrato celebrado entre CNEA y Siemens para construcción de Atucha II. En 1991, se reliza la prueba de presión de la esfera de contención de la Central Nuclear Atucha ll para mostrar que se estaba avanzando y lo que había pasado en 11 años.

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“Balance y perspectivas del proyecto de energía nuclear de la Argentina”

Hace poco menos de un mes hacen una prueba de Atucha II para mostrar que el reactor estaba funcionando y supuestamente entraría en régimen para producir en plena capacidad. Que quiere decir esto que el año 80 se firma el contrato, los recursos puestos para cumplir el sueño de la energía hay que pensarlo con la mente, pero no tomar decisiones con el corazón, sobre todo el tema de las construcciones de las centrales nucleares. Se dice que dejaría de funcionar Embalse para extender la vida útil, pero tendría que entrar Atucha II, para que no falte energía y ellos están tratando de regular la entrada y salida. El desarrollo nuclear argentino es bastante importante. Se tiene dos centrales nucleares, un centro nuclear de potencia en construcción, seis reactores de investigación, cuatro aceleradores de partículas, tres centros atómicos, un centro tecnológico, una planta de producción de agua pesada, más las aplicaciones de medicina nuclear que hay muchos avances. Todo esto tiene que ver con la formación de recursos humanos, crear instituciones que permitan a los científicos dedicarse a lo que saben sin intervención política y de poco se va a construyendo la industria. Estas son las instituciones vinculadas con la energía nuclear con la CNEA, con la empresa nucleoeléctrica que lidera la energía nuclear para electricidad y que está a cargo de Atucha II. Por un lado está Atucha I que tiene 357 MWe de potencia. Atucha II 745 MWe de potencia que va a aportar 692 MW eléctricos netos al Sistema Interconectado Nacional. Central Embalse fue construida en 1974 y puesta en marcha comercial unos 10 años después, la usina posee hasta el momento una potencia bruta de 648 MW. Una vez finalizada su modernización, su capacidad instalada crecerá un 6% hasta alcanzar los 700 MW, mientras que su horizonte productivo se ampliará 25 años. Centro Atómico Constitución es un centro de investigación y desarrollo que cubre un amplio espectro de actividades centradas en las ciencias base de la tecnología nuclear, desde la investi-

gación básica y aplicada, al desarrollo y transferencia de tecnología, incluyendo la producción pre-competitiva en la escala de planta piloto y la tarea de formación de los recursos humanos. En la matriz energética argentina lo nuclear es solo 3%. No es solución para Argentina, la matriz está sesgada hacia los hidrocarburos. Gas natural y petróleo están cerca del 90% de matriz primaria en Argentina. En 1970 no teníamos centrales, luego fueron apareciendo teniendo su pico en 1990 con 4.7%, pero bajó su porcentaje en relación a la matriz energética por la aparición del gas natural en 2.7%. Nuestro vínculo con Bolivia tuvo mucho que ver con esto. La energía nuclear es de base nos sirve mucho para la generación eléctrica, el crecimiento está vinculado con lo térmico, con la inversión pública. La Central Embalse está produciendo el 80% de su potencia y va a salir el 2014. La nuclear en cuanto a costos sigue bastante alto, pero el costo importante son los costos fijos. A nivel internacional, dos tercios de los costos están centrados en los fijos de una central nuclear. Los costos de combustibles no son altos en el caso nuclear son bajos. Se requiere mucha pericia, recursos humanos altamente capacitado, la tecnología no es demasiada cara, pero hay que tener financiamiento para el proyecto, si la central se hace en 6 o 15 años, los números influyen bastante. También tienen que ver los temas ambientales con la seguridad sobre cómo se disponen los residuos nucleares. Los temas importantes de la economía de la energía nuclear tienen que ver con costos fijos, de construcción y tiempo, costo de capital, performance operativa, costos de desmantelamiento y provisión, seguros y pasivos. Asimismo se tienen costos variables como costos de O&M no combustibles y de mantenimiento, costos del combustible, longitud de la vida contable. Para el 2014 se tiene previsto que ingrese la central nuclear Atu-

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cha II y el proyecto Carem, con la futura puesta en servicio del prototipo CAREM 25, Argentina tendrá en operación la primera central nuclear de potencia íntegramente diseñada y construida en el país.

dar el propio desarrollo y la investigación de los recursos humanos que se pueden formar en el área nuclear, más allá del propio desarrollo de las centrales nucleoeléctricas, ese desarrollo tiene que tener algunas condiciones previas.

Estos reactores tienen una gran proyección para abastecimiento eléctrico de zonas alejadas de los grandes centros urbanos o polos fabriles con alto consumo de energía, desalinización y provisión de vapor para diversos usos industriales.

Esas condiciones previas tienen que estar vinculadas a las instituciones del sector a que haya recursos humanos formados e investigación en el área de tecnología nuclear, a partir de eso se puede construir desarrollo de centrales nucleares que aporten y que ayuden a diversificar la matriz energética, esto es la línea que les quería traer de lo que pasa en energía nuclear en Argentina.

El desarrollo nuclear y el aporte que puede brindar a la matriz energética está vinculado a algunas externalidades que puede

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Panel II: GAS Y ELECTRICIDAD

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Juan Manuel Gonzáles Flores

Director general de Energías Alternativas del Ministerio de Hidrocarburos y Energía de Bolivia Juan Manuel Gonzáles Flores, es ingeniero civil y estuvo trabajando en la Superintendencia de Electricidad en la Dirección de Atención al Consumidor antes de ingresar al Viceministerio de Electricidad y ocupar el cargo de Director General de Energías Alternativas de Bolivia.

Situación actual y proyección del sector eléctrico y energías alternativas al 2025 79

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amos a comenzar hablar sobre la retrospectiva del Sector Eléctrico, sobre cómo se manejaba antes cuando no estaba involucrado el Estado. Si ven el ámbito de generación, transmisión y distribución se ven indicadores bajos de inversión. No había un aprovechamiento adecuado de los energéticos y no se tenía la visión de exportar. El mercado se conformaba con brindar energía de acuerdo a los rendimientos que había en el país. No existía una expansión de la infraestructura eléctrica, había una falta de interés de suministro en el área rural. Solo las empresas veían las utilidades y ganancias y no se preocupaba mucho del área rural. Se tenía desigualdades entre el área rural y urbana. Es por esa razón que el Estado se involucra y participa en el desarrollo de la industria eléctrica. La nueva visión del Estado en el sector eléctrico contempla la Universalización del Servicio Básico de Electricidad en relación a lo que nos dice la Constitución Política del Estado (CPE), en el artículo 20, que es un derecho fundamental; Entonces había una falta de interés en el suministro de electricidad y de suprimir las desigualdades existentes en la provisión de este servicio. En el tema de Integración y Seguridad del Sistema Eléctrico solo atendían a las regiones del eje central, porque allí tenían utilidades. En cambio ahora con la nueva CPE se promueve la integración nacional, seguridad y equidad y que estos proyectos acompañen a las demandas productivas y el desarrollo de las regiones. También hablamos de la diversificación de la matriz energética. Sólo se instalaron plantas termoeléctricas para maximizar beneficios que daba este negocio. Ahora lo que se quiere no es la cantidad a ganar sino la consolidación de este parque generador y ver cómo se puede aprovechar todo potencial energético en el país. También tenemos otro punto que es la generación de excedentes. No había una visión de exportación y ahora con la nueva política se plantea que como potencial que tenemos queremos

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exportar estos excedentes y que se genere en esta nueva visión del Estado. Respecto a la incursión del Estado en el sector Eléctrico podemos afirmar que la primera medida social de este Gobierno en el 2006 fue la Tarifa Dignidad, que implicaba que aquellos consumidores de 60 kw/hora al mes, dentro del SIN y de 30 kw/h en los sistemas aislados tienen derecho a una rebaja del 25 por ciento en la factura de energía eléctrica. Posteriormente en el 2010 se amplía este Decreto y se llega a 70 kw/hora para los Sistemas Aislados y para los consumidores del SIN. El año 2007 se saca la Ley 3783 que modifica el Art.65 de la Ley N°1604, donde solamente podían invertir las empresas privadas en esta ley ya que las empresas públicas pueden participar en cada una de las etapas productivas en el sector eléctrico. En el año 2008 se saca el Decreto de Refundación de ENDE para que participe en toda la cadena productiva. Con otra normativa se lanza a su vez el Programa de Eficiencia Energética, con la cooperación de Cuba y Venezuela. Se llega a repartir 8.500 focos ahorradores y con esto se ha conseguido un ahorro de 72 MW, que de otro modo habría obligado a realizar inversiones adicionales en tema de generación. Luego se emite otro Decreto Supremo referido al Programa de Electricidad para Vivir con Dignidad, que tiene metas quinquenales. En esa época, en el sector eléctrico habían visibilizado que al 2025 todo boliviano debería acceso a energía eléctrica con las redes convencionales y para aquellos lugares alejados con energías alternativas o renovables. En el año 2010 se llega a recuperar algunas empresas con el Decreto Supremo N° 493 del 1ro de mayo de 2010, mediante la nacionalización de empresas de generación como Corani SA, Guaracachi SA, Valle Hermoso y Elfec de Cochabamba. Como se ve, cada año el Gobierno va tomando medidas como la nacionalización de la Transportadora de Electricidad (TDE).

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Y por último nacionaliza las empresas Electropaz, Elfeo SA, Cadeb y Edeser SA, pero no es por capricho o abuso de poder, sino porque a estas empresas se le había propuesto que recojan la experiencia de la CRE de subsidio cruzado. Sin embargo, se negaron por lo que era inadmisible que la gente del área rural, pague lo mismo que la de la ciudad. Por este motivo se nacionalizaron estas compañías.

En el tema de la universalización del servicio de electricidad y nivelación tarifaria se puede decir que desde abril las tarifas en el área rural de La Paz, disminuyeron de 1,66 Bs/kWh a 0,66 Bs/kWh, beneficiando alrededor de 89 mil familias del área rural con la nivelación tarifaria, las cuales recibieron una rebaja del 30% aproximadamente. Asimismo, se realizó el mantenimiento adecuado para brindar un suministro de calidad.

De este modo con la Nacionalización, la participación estatal, en capacidad de generación sube a 76 por ciento y en transmisión a 82 por ciento. En lo que se refiere a distribución se llega al 63 por ciento.

Con esta medida se ha beneficiado a 89 familias del área rural. Aquí vemos un ejemplo de la familia Quispe, que antes pagaba 26.67 bolivianos y ahora paga solamente 15 bolivianos. Como verán las medidas que está realizando el Estado son positivas, puesto que van en beneficio de la gente.

Respecto a la adición de capacidad de generación al SIN se puede mencionar que del año 1999 al 2005 se suma 370 MW, del 2006 al 2009 todavía el Estado no participa, y sigue dejando todo en manos privadas con lo que se añade 116 MW. Con la nacionalización del 2010 al 2011, se agregan 132 MW. Entre 2012 y hasta agosto de 2013 se adicionan 192 MW. De esta manera el aumento de potencia promedio anual de 1999 al 2009 fue de 44 MW/año y de 2010 al 2013 en tres años y medio, llegó a 92 MW. En el tema de inversiones cuando estaba en manos privadas, se destinaron 26.8 millones de dólares, mientras que con el manejo del Estado este montó creció hasta 110 millones de dólares, o sea hubo un incremento en 4,1 veces la inversión anual. En expansión del Sistema de Transmisión, se tiene los mismos cuadros del año 1995, con 587 km; del 2006 al 2009 se aumentan 226 km; con la nacionalización del 2010 – 2011, 768 km y del 2012 al 2013, 260 km. Si vemos en resumen, se obtuvo 74 km/a cuando estaba en manos privadas y 179 kilómetros cuando estaba en manos del Estado. En el tema de inversión es lo mismo, la inversión anual fue de 14 millones de dólares y en manos del Estado de 27 millones de dólares, entonces se duplica la cantidad.

La adición de potencia para generación incluye proyectos ejecutados como el de Carrasco con 24 MW, la termoeléctrica de Moxos, la Planta de El Alto, el Ciclo Combinado de Guaracachi, la Planta Valle Hermoso y la adición de potencia de El Alto II. En ejecución tenemos del Proyecto Eólico Qollpana, la Estación de Bulo Bulo, la Termoléctrica de Warnes, la Termoeléctrica del Sur, hidroeléctrica Misicuni Fase I, y la hidroeléctrica San José. En cuanto a Transmisión está la línea Caranavi Trinidad, Tarija al SIN y la Línea al Centro Minero Huanuni, que son proyectos ejecutados. Los que están en ejecución son: Línea Chaco Tarija, Uyuni al SIN (Dakar) Fase I y II, Cochabamba y La Paz, Yucumo San Buenaventura y la Línea Sucre Padilla. Si hacemos un total de la adición de potencia estamos hablando de 887 MW, con una longitud de líneas de 297 km y una inversión aproximada de 1.334 millones de dólares. La Agenda Patriótica 2025 para el sector eléctrico no es un Plan ni un modelo de actuación pública, sino una visión futura de nuestra Patria. Tenemos dos pilares importantes que son: la Socialización y Universalización de los Servicios Básicos con Soberanía para Vivir Bien. La meta es tener una cobertura del 100% en servicios de energía eléctrica.

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Otro pilar que tenemos es la Soberanía Productiva con Diversificación y Desarrollo Integral. Queremos ver que Bolivia al año 2025 será un país productor y exportador de energía eléctrica aprovechando plenamente su potencial hidroeléctrico y desarrollando proyectos de energías renovables. Con las líneas de acción queremos satisfacer y acompañar el crecimiento de la demanda, asegurando el suministro de energía eléctrica en el corto, mediano y largo plazo con un adecuado nivel de calidad y confiabilidad. Queremos ver un cambio en la matriz energética orientado al aprovechamiento sostenible de los recursos energéticos del país Además buscamos consolidar el nuevo modelo del sector eléctrico boliviano en cumplimiento a los preceptos de la Constitución Política del Estado. Asimismo pretendemos generar excedentes de generación de energía eléctrica para la exportación en busca de lograr recursos económicos para el país y posicionar a Bolivia como el centro energético regional. En el tema de cobertura eléctrica al 2025 tenemos como estrategias la extensión de redes, densificación de redes y en aquellos lugares y remotos el uso de energía renovable. Entonces en los planes al 2015 queremos llegar a una cobertura de 85 por ciento tanto en lo urbano y rural. Al 2020 un 96 por ciento y al 2025 un 100 por ciento. Para llegar a esta cobertura, tenemos 1.974 millones de dólares. En el tema de la expansión de la energía eléctrica vemos que para garantizar excedentes y seguridad energética necesitamos llevar adelante el aprovechamiento de nuestro potencial y la expansión de la infraestructura eléctrica. Si comparamos el 2012 con el 2025, queremos tener una potencia instalada de 7.600 MW. Ahora tenemos 1600 MW. Queremos tener una potencia efectiva de 7.283 MW, una demanda interna de 3.300 MW y un excedente de 3.000 MW para exportar. Otra de las metas que se tiene, ligadas al cambio de la matriz

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energética, son las hidroeléctricas. En este momento el parque generador consta de un 32% de hidroeléctricas, las termoeléctricas llegan a un 67% y las energías alternativas a un 1%. Queremos cambiar esto al 2025 con 70% de generación hidroeléctrica, 26% de generación termoeléctrica y un 4% de energías alternativas. Hemos avanzado en energías alternativas. Tenemos ya una política en este ámbito que está orientada a promover y fortalecer el desarrollo de fuentes de energías alternativas para generación de energía eléctrica y otras aplicaciones respetando el medio ambiente, consolidando un marco normativo y técnico, la seguridad energética nacional y diversificación de la matriz energética, que contribuya a lograr el acceso universal al servicio básico de electricidad y sus aplicaciones productivas, un uso óptimo y eficiente de los recursos naturales, fortalecimiento de instituciones nacionales y la investigación y transferencia de tecnología. Dentro de estas políticas hemos identificados cuatro programas: El Programa 1: Generación eléctrica mediante energías alternativas. Su objetivo es aprovechar de manera sostenible las fuentes de energías alternativas, mediante la aplicación de las tecnologías para la generación de electricidad a fin de diversificar la matriz energética en el SIN y los Sistemas Aislados. Dentro de esto estamos avanzando con proyectos de generación de biomasa de 50 MW al 2025. Queremos proyectos de generación con pequeñas y medianas centrales hidroeléctricas más o menos de 60 MW. Tenemos bastante potencial hídrico con pequeños emprendimientos. En cuanto a proyectos de generación eólica, buscamos tener 50 MW. Qollpana ya empezó con 3 MW. Asimismo se avanzará con proyectos de generación geotérmicos, inicialmente con 50 MW en Laguna Colorada y posteriormente otros 50 MW. Asimismo, se suman proyectos de generación solar con un parque de 20 MW. Con la cooperación danesa en Cobija vamos a instalar 5 MW en energía solar. ¿Por qué Cobija y no el Altipla-

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no? Por el tema del diésel. Mensualmente para generación de electricidad requieren 1 millón de litros. Si ven al costo que importamos, se darán cuenta que se gasta 9 millones mensuales por este concepto. Por eso queremos desplazar diésel y que 5 MW entren al SIN con energía solar. También tenemos proyectos pilotos con JICA, Koica, que construirán pequeños parques solares en Viru Viru. Estamos trabajando con la UMSA, Tupac Katari en Huarina, también venidos trabajando en proyectos híbridos. Justamente tenemos un proyecto de 60 KW, que es el proyecto El Espino en un pueblo guaraní. Queremos replicar eso en algunas poblaciones del Beni, donde justamente también subsidiamos diésel y queremos que sea generación híbrida solar – diésel. Hemos identificado tres poblaciones con el fondo nórdico. Con la cooperación vamos a construir estos sistemas. Tenemos el Programa 2: Electricidad para Vivir con Dignidad PEVD, que tiene metas quinquenales y todo el financiamiento que buscamos de la cooperación internacional a través de créditos o donaciones. Con el Programa de la Unión Europea Euro Solar se ha instalado 59 centros comunitarios en distintos lugares del país con una inversión aproximada de 4.8 millones de dólares y se ha beneficiado a 5.500 familias, este proyecto ya está concluido. Con KFW tenemos proyectos que hemos ejecutado con microcentrales hidroeléctricas en el departamento de Potosí, en kanamarca en La Paz y Pucará en Santa Cruz. Este proyecto está en ejecución, con una inversión de 7.2 millones de dólares. Esto es una donación y se va beneficiar a 581 familias. Con el Banco Mundial tenemos un proyecto que es el IDTR con el que se trabajó en densificación de redes, sistemas fotovoltaicos, cocinas mejoradas y usos productivos. Se ha logrado beneficiar a 30.200 familias con una inversión aproximada de 21 millones de dólares.

Tenemos un programa de eficiencia energética. Inicialmente el 2008 y el 2011 se logró la sostenibilidad, logrando además beneficiar a 1.391 consumidores con una inversión de 11 millones de dólares. Tenemos otro proyecto que es OFID que solo está enfocado en el departamento del Beni, con una inversión de 15 millones de dólares, que son obras complementarias a la línea Caranavi – Trinidad, que favorece a 168 mil familias. Contamos asimismo con otro crédito del BID por $us 60 MM para líneas de transmisión, distribución y energías alternativas y estamos gestionando recursos del Fondo Nórdico, por $us 5.3 millones para sistemas híbridos, 300 sistemas termosolares y eco sistemas fotovoltaicos. También estamos desarrollando un Programa 3 que es Desarrollo Normativo, y Fortalecimiento Institucional. Su objetivo es generar un marco normativo específico incluyendo mecanismos económicos financieros y operativos. Dentro de este proyecto se está trabajando para tener el anteproyecto de Ley de Energías Alternativas hasta fines de diciembre. Tienen que estar involucradas todas las instituciones, además de un Plan Estratégico de Energías Alternativas de formación técnica a través de becas y curso (GIZ - KOICA). En el Programa 4 hemos identificado que se debe llevar adelante el desarrollo de la investigación, promoción y difusión. Se está trabajando en Programas de Difusión (Talleres, radiodifusión, spots televisivos, trípticos), plataforma y red virtual de EAs, convenios con universidades. Queremos que las universidades no tengan solo como materia las energías alternativas, sino como carrera profesional porque los combustibles fósiles se acabarán más adelante.

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Alberto Tejada

Gerente de Coordinación de ENDE

Es ingeniero eléctrico de profesión con un MBA de la Universidad Católica de Chile. Ocupó diferentes cargos en ENDE en las gerencias de Planificación y de Generación.

“El papel de ENDE Corporación en el crecimiento del sector eléctrico boliviano” 85

Alberto Tejada

oy a hacer una presentación del papel de ENDE y el crecimiento en el sector eléctrico. Para contextualizar un poco la presentación quiero mostrarles el escenario de la evolución del sistema hasta el 2022, simplemente para demostrar que la demanda ha sido sostenida en el sistema y que la vida institucional de la corporación ha estado inmersa en esta situación. Hay hitos importantes en la vida institucional de ENDE y también en el sistema nuestro. En el año 2006 era una empresa residual que tenía muy pocos trabajadores y con un inversión de apenas 1.5 millón de Bolivianos. En el 2007 se hizo el proyecto importante Caranavi – Trinidad. El 2008 es un hito tremendamente importante porque se refunda ENDE y le permite al Estado invertir y ser protagonista para garantizar el abastecimiento de energía eléctrica al sistema nacional. El 2009 se presenta la nueva Constitución Política del Estado. El 2010 la nacionalización de las generadoras tal cual se dijo anteriormente, Corani, Guaracachi y Valle Hermoso y se interviene Elfec. El 2011 se hace un intento de centralización en el tema de ENDE y el 2012 se nacionaliza definitivamente TDE, se recobra Elfec, la descentralización y hay una inversión mucho más importante para el sector. En este contexto que pasamos de un Estado a otro, han podido ver como se han incorporado las generadoras y sistemas eléctricos aislados y se siguen incorporando a la fecha. Esto ha significado mucha mayor responsabilidad, más operación de sistemas y competencias para ENDE, pasando gradualmente de muy poca actividad a una muy intensa. Eso significa que el trajín ha sido muy rápido para ENDE se ha visto que como organización estaba faltando algo. Al haber empresas que se incorporaron a la administración central de ENDE resultó que en temas de comunicación, normativas, administraciones y reglamentos fue muy difícil trabajar y manejar porque respondían a sus propios directorios. Esto ha obligado a que ENDE muestre una organización acor-

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de con los desafíos que se presentaban y por eso mostraba el cuadro de la evolución de la demanda, en la cual hay un crecimiento histórico, importante y sostenido. Entonces ENDE tenía que constituirse en una nueva organización para enfrentar justamente estos nuevos retos. Por ello, en el 2013 se aprueba la nueva organización de ENDE, hoy en día es una corporación que está compuesta por 9 empresas. En generación se tiene a Corani SA, Guaracachi SA, Valle Hermoso SA, Ende Andina SA; en distribución se cuenta con Elfec SA, Delapaz SA, Elfeo SA, Edel SAM; En transmisión figura TDE SA y en servicios Edeser SA y Cadeb SA que son quienes nos dan soporte. Esta organización nos permite enfrentar con optimismo el futuro próximo y enfrentar una cartera de proyectos que están en ejecución, en generación y transmisión fundamentalmente. Tenemos otra cartera de proyectos que son los proyectos de inversión. Entonces la organización de Ende nos está permitiendo mayor optimismo el trabajo que se nos viene. No se centraliza los trabajos sino más bien se descentraliza de acuerdo a la naturaleza de los mismos. Entre los proyectos tenemos el de Qollpana que agregará 3 MW de energía eólica, el de Bulo Bulo de 50 MW de potencia, mientras que el de Uyuni – Dakar, que si bien no agregará potencia, por lo menos mejorará la calidad y confiabilidad del suministro a Uyuni. Asimismo tenemos el proyecto de la Planta Termoeléctrica del Sur que aportará 160 MW de potencia, mientras que la Planta Termoeléctrica de Warnes sumará 200 MW. También están las hidroeléctricas Misicuni y San José, además de Miguillas y la Planta Geotérmica de Laguna Colorada. Veamos ahora en detalle cada uno. El Proyecto eólico Qollpana tiene una potencia de 3 MW, con un costo del proyecto que suma $us 7.6 millones. El financiamiento es con recursos propios y

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actualmente está en proceso de construcción. Se espera que su puesta en operación esté para noviembre de 2013. En cuanto al proyecto Bulo Bulo tendrá una potencia de 50 MW. El costo bruto aproximado es de $us 44 millones y actualmente está en construcción. La fecha estimada para finalizar la ejecución es el 30 de noviembre de 2013 en la Etapa I y l Etapa II en marzo de 2014. El tiempo estimado de operación comercial es el 1ero de diciembre de 2013 para la Etapa I y en Abril de2014 para la Etapa II. Respecto al proyecto de electrificación Uyuni – Dakar, coadyuvará en el mejoramiento de la calidad y confiabilidad de suministro a Uyuni y se divide en dos componentes: En cuanto al componente transmisión se indica la construcción de una subestación de Potencia Uyuni, con una derivación de la actual línea 230 kV Punutuma – San Cristóbal, que permita la conexión de un transformador de 50 MVA 230/115/24.9 kV, que se encuentra en proceso de transporte de fábrica al sitio de montaje. Referente al componente de distribución se puede señalar que la construcción del complemento en la subestación de potencia que corresponde a los sistemas de distribución (transformador zig-zag, celdas de media tensión, cables de potencia, cuchillas seccionadoras), un alimentador trifásico de 12 km, desde la subestación de potencia hasta la subestación de maniobras, también la construcción de una nueva red de media y baja tensión. Por otro lado el proyecto termoeléctrico de la planta del Sur tendrá una potencia de 160 MW de potencia con un presupuesto estimado de $us 122 millones, que está actualmente en ejecución con un avance financiero de 72% y un avance físico general del 80%. Se tiene previsto que la primera unidad ingresará en operación comercial en Marzo 2014, las otras unidades ingresaran de manera escalonada hasta el mes de octubre 2014.

En relación a la planta termoeléctrica de Warnes, tendrá una potencia de 200 MW con un presupuesto estimado del proyecto de $us 171 millones, mismo que actualmente está en ejecución. En este sentido se prevé que la primera unidad ingresará en operación comercial en Octubre 2014, mientas que las otras ingresaran de manera escalonada hasta el mes de junio 2015. Respecto al proyecto hidroeléctrico Misicuni podemos señalar que tendrá una potencia de 80 MW con 217 GWh/año y un costo de $us 114,1 millones, financiados por el BID en su mayor parte y un aporte propio menor. La fecha estimada de operación comercial está prevista para mayo 2015. De igual manera está en proceso de licitación el proyecto hidroeléctrico San José que tendrá una potencia de 124 MW con 754 GW/h al año. La inversión prevista es de $us 24.9 millones al año. El tiempo de ejecución estimado es de 45 meses y se espera que esté listo para junio de 2017. En cuanto al proyecto hidroeléctrico Miguillas se encuentra en etapa de elaboración de diseño y documentos de licitación que debe estar listo hasta diciembre de 2013. La puesta en operación se estima para diciembre de 2018. Tiene un costo aproximado de $us 443 millones. La potencia prevista es en Umapalca 83.51 MW, Palillada 113.47 MW, mientras que la energía en Umapalca es de 416.25 GWh/Año y en Palillada 597.73 GWh/Año. El proyecto de construcción de la Planta Geotérmica de Laguna Colorada de 100 MW de Potencia está concebido en dos etapas de construcción. Para la primera etapa contempla la generación de 50 MW y 394.2 GWh/año de energía. Entre los componentes de la primera etapa se encuentran la perforación de pozos geotérmicos, construcción de ductos para transporte y tratamiento de fluidos geotérmicos, construcción de planta de 50 MW y construcción de la línea de transmisión de 172 km. Por otro lado tiene otros proyectos de transmisión. Aquí se en-

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cuentra la línea de 230 kv Chaco – Tarija que consiste en una línea de transmisión en doble terna, con una tensión de 230 kV, para el transporte de la energía generada en la Subestación Termoeléctrica del Sur hasta la Subestación Tarija. Las subestaciones asociadas son SE nueva Yaguacua y ampliación SE Tarija. Tiene una longitud de 138 km.

Para el cambio de la matriz energética y en el marco de la política de diversificación de la matriz energética y en el ámbito cooperación entre países, el Estado Plurinacional de Bolivia y la República Popular de China han suscrito hasta la fecha Memorándum de Entendimiento, para estudiar y ejecutar los proyectos de generación hidroeléctrica.

Este proyecto posibilita la incorporación al SIN de los sistemas aislados de Yacuiba, Villa Montes, Caraparí, Entre Ríos y Bermejo. Mejorará la calidad y confiabilidad del suministro en Tarija, Yacuiba, Caraparí y sus aéreas de influencia, beneficiando a más de 60 mil familias. Del mismo modo permite transportar la energía generada en la Planta Termoeléctrica del Sur, incrementando la oferta de generación. La operación comercial está prevista para marzo de 2014.

Entre ellos tenemos el proyecto hidroeléctrico Rositas con Hidrochina Corporation, Puesto Margarita con China Machineri Engineering, Cachuela Esperanza con Sinohydro Corporation Limited, Carrizal con la empresa China Railway Construction Corp. Electroingeniería SA y el Proyecto Icla con China geshouba Group International .

En el caso de la línea de transmisión de 230 KV Cochabamba – La Paz, el mismo consiste en una línea en doble terna completa hasta la subestación La Palca continuando hasta la subestación La Cumbre en simple terna, con tensión de servicio de 230 kV. Las subestaciones nuevas asociadas al proyecto son Santivañez , La Palca y La Cumbre. La línea tiene una longitud de 275 km. El objetivo de este proyecto es mejorar la confiabilidad y atender los requerimientos de la creciente demanda del Sistema Norte. Se tiene previsto su operación comercial para enero de 2015 y un costo de $us 82.7 millones.

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Estos estudios todavía están en proceso, puesto que el único que han entregado es el de Rositas. Es probable que de aquí a poco tengamos noticias del curso que tendrá este proyecto.

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Carlos Peláez

Phd del EWeRK Institut

La experiencia del doctor Peláez en el ámbito de la regulación energética es amplia. Es Phd del Instituto de la competencia y derecho energético de la Universidad de Berlín (EWeRK Institut). Se desempeñó como asesor legal energético en diversos consorcios alemanes.

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uchas gracias por la oportunidad de estar en el FIGAS por segunda vez. Ahora bien por otro tema, este será sobre energías renovables. Trataré de concentrarme en la visión y presentarles un poco sobre lo que acontece en Alemania, Europa y nuestra visión en América Latina en energías renovables.

denanzas de la Unión. No sé si algunos escucharon hablar de las metas hasta el 2020, que es un ambicioso objetivo de la Unión Europea para lograr tres cosas vitales: una de ellas es disminuir las famosas emisiones de carbono que más que todo son ocasionadas por la industria que utilizan grandes cantidades de energía y esto cumpliendo el protocolo de Kyoto.

El título dice: participación de las energías renovables en la matriz energética y viene de toda la experiencia de un trabajo realizado por nuestro Instituto en la universidad Von Humboldt, donde tenemos un equipo para energías convencionales, energías renovables y asesoramos a las empresas, gobiernos, empresas desde un punto de vista jurídico – económico, por lo que voy a hablar mucho del sistema que permite que surjan las energías renovables desde un punto de vista factible de financiamiento, incentivo institucional marco.

Pero además paralelamente, gracias al mercado de carbono de la Unión Europea para mitigar las emisiones de carbono y tratar de ligar la disminución de las emisiones a un mercado que funcione correctamente. Lamentablemente el mercado de bonos de carbono hoy en día ha caído por su precio. Hay bonos que están a $us 1 y muchos proyectos que en Latinoamérica estaban siendo desarrollados hoy están paralizados.

El contenido de la presentación lo dividiría en tres partes. Una para ver el marco europeo porque hoy en día el desarrollo de las energías renovables en los diferentes países responde a una política que se ha fijado en los 90 en Europa, en Alemania, Francia, España, etc. Luego quiero entrar a hablar de Alemania porque vivo en Berlín y estoy cerca de su realidad pero también porque Alemania ha logrado un nivel de desarrollo en energías renovables espectacular. Al día de hoy 22% de la matriz eléctrica alemana depende de las energías renovables y esto es muy interesante, ver como los alemanes lograron esto, no solamente aprender de sus aciertos, sino también de sus errores. También quiero dar una visión desde nosotros, desde nuestro trabajo, del potencial de América Latina y ver cuáles son las opciones que debieron considerarse, tanto de Bolivia, que me alegra mucho escuchar que está dentro de la política energética y ya está considerando la inserción de energías alternativas. Algunas pautas podrían aportar que sistemas a implementarse podrían ser los más factibles. Comenzamos desde el objetivo de política energética que se plantea en la Unión Europea en el 2007 y que se materializa el 2009 con normativas específicas, algunas directivas y otras or-

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El segundo punto es la eficiencia energética y la Unión Europea se ha planteado hasta el 2020 disminuir el consumo energético o aumentar la eficiencia energética, a través del saneamiento de edificios públicos o privados con la fabricación de tecnología con estándares de eficiencia mucho más altos. Otro proyecto que tiene que ser acompañado con ciertas normas que la Unión Europea está lanzando en los últimos años. Finalmente lo que nos incumbe aquí es que todos los países de la Unión Europea deberían tener hasta el 2020 un 20% de su matriz energética con energías renovables. Alemania curiosamente ya ha superado ese objetivo, estamos en el 2013. Alemania al 2020 va a tener un 35% de su matriz energética con energías renovables. Estos objetivos, para entender en que sistema se van a desarrollar lo primero que se debe saber es que la Unión Europea ha decidido crear un mercado común europeo energético ese es su diseño de mercado. Esto es muy importante porque hay una interdependencia e integración y una responsabilidad comunitaria para garantizar que todos sus objetivos sean cumplidos. Digamos que el panorama del mercado es creado por varios países. De esa manera se pretende garantizar la seguridad energética. Por ejemplo el tema gasífero, la Unión Europea depende fuertemente de Rusia y el 2007 hubo un problema bastante grande

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con Ucrania cuando cortaron los envíos de gas y de esa manera en pleno invierno Italia y Austria se vieron terriblemente perjudicados. Desde ese entonces la Unión Europea se ha planteado con mucha fuerza la diversificación energética. Ahí las energías renovables se muestran como un objetivo vital.

las renovables son el 87% en Brasil, pero en Alemania no hay el potencial hidroeléctrico, es decir, esto es a punta de tecnología, de desarrollo muy relativo y las renovables a su vez tienen en energía eólica con un 7,3%, la biomasa 5,8%, hídrica 3,3% y luego la fotovoltaica 4,6%. Es una Energy mix bastante diverso.

Luego viene el tema social. En primera línea se debe garantizar los precios justos y accesibles a los ciudadanos y un suministro universal que permita el acceso a todos, sin discriminación de procedencia de país. Por ejemplo desde mi laptop en Berlín puedo comprarme electricidad de una empresa francesa, es decir, no hay fronteras, el ciudadano es el que se beneficia primeramente y esa es la realidad. Es un beneficio que permite por ejemplo si mi factura de gas comienza a subir. Entro a la web y con tres clicks puedo tener otro proveedor inmediato que esté asentado en Austria o Bélgica.

Sin embargo hay un escenario negativo en Alemania: Por ejemplo 28,5 centavos de euros para una persona o una familia por 1 kw/h por electricidad, eso es altísimo. Si traducimos a dólares son 35 centavos de dólar el kw/H, está es sin duda una de las tarifas más caras del mundo. Eso es ahora, es un gravísimo problema político. La canciller Angela Merckel tiene que armar su comisión y uno de los puntos claves es cómo van a poner un freno al precio de la electricidad en Alemania.

El instrumento principal para lograr estos objetivos. En primera línea se tiene que plantear la política energética y luego viene la inserción de la norma. Esto es lo que nosotros trabajamos diariamente, es decir el derecho energético. Para lograr los objetivos esta política ha tomado como instrumento clave el tema de la regulación. Al mercado no hay que satanizarlo, sino regularlo, pues es un elemento vital que permite una desarrollo eficiente de las industrias energéticas como obviamente se lo deja al libre albeldrío su regulación no va a priorizar las necesidades sociales sino el lucro. La regulación en Europa se basa en tres principios: La libre competencia, las tarifas, transparencia, integración, son principios que están en las normas europeas y luego se implementaron en Alemania. Entre toda esa maraña de normas que vemos, se ha aplicado en el 2009 la Directiva 208 de Energías Renovables donde todos los países de la Unión Europea están obligados a desarrollar sistemas e incentivos para el desarrollo de energía renovable de diferente tipo y Alemania decide optar por un tipo de tarifa garantizada. Alemania tiene una matriz bastante desarrollada. Ustedes ven que el 2012 Alemania genera 617 teravatios o sea es un mercado bastante grande de energía y en energías renovables ya se alcanzó el 22%, claro ustedes dirán que

Luego ustedes pueden ver ahí (en el cuadro) que esa incidencia de 5 centavos de euros es la incidencia en las renovables en la tarifa completa. Eso quiere decir que las renovables no son el elemento que más encarece el precio de la electricidad en Alemania, significa que es viable económicamente, por lo menos lo ha sido hasta ahora. En esta otra lámina ustedes pueden ver algo interesante, que si bien un residencial pagaba 28 centavos (en el 2013) el sector industrial paga solamente 15 centavos, eso es porque Alemania como un país extremadamente competitivo tiene que darle la posibilidad al sector industrial de tener energía más o menos económica para poder competir con países como China por ejemplo. En todas las energías, las renovables están con un 11,5 %, todavía existe mucha tendencia al carbón que suman 24%, el gas es muy importante porque Alemania depende un 38% de su gas que consume desde Rusia y su matriz energética tiene gas un 22%. Ahora cual es el secreto del éxito para que esas energías renovables hayan surgido de esa manera. Es una normativa que se introdujo en el año 2000, la Ley de Energías Renovables, una normativa relativamente simple que básicamente lo que establece es lo siguiente. Se basa en dos pilares: El primero, hay privilegio de que las energías renovables entren a la red frente

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a otro tipo de energía. Es decir si tengo una energía producida por una turbina de gas y aquí otra producida al parque solar, el administrador de la red está obligado a darle prioridad a la producida por el parque solar. En segundo, se exige una tarifa que permita que la inversión sea viable, es decir, hay una tarifa que se determina por tipo de energía renovable y en base a cálculo que se ha hecho y estudios, existe permite que los márgenes de recuperar las inversiones en base a lo que ellos cotizan en la bolsa. Ese es el secreto que Alemania introdujo en su sistema y que la hizo en los últimos 10 años aumentar las energías renovables en su matriz. Entonces los grandes beneficios de este sistema relativamente simple son: Un crecimiento de 0 a 22% en una década, es un récord, se ve muy poco. El surgimiento de un nuevo sector industrial, con más de 300 mil fuentes de empleo, una nueva innovación de tecnología con gran potencial de exportaciones, la diversificación energética, la generación por ciudadanos. Si uno tiene una casa pone su techo solar, puede de esa manera disminuir sus costos porque la energía que le sobra la vende a la red. Entonces el ciudadano se vuelve un generador, y además de pagar menos por su energía recibe un dinero extra incluso por poner un loop en su sistema privado. Luego de cumplir con los objetivos de la disminución del CO2 y la inserción como uno de los objetos más importantes para evitar el poder del monopolio y consorcio de electricidad. Sin embargo, no todas son buenas noticias. Alemania tiene grandes problemas hoy en día. Esa tarifa garantiza la procedencia de que sea energía renovable pero no la calidad del sistema. Lastimosamente se comenzó a implementar muchos sistemas que no son necesariamente los más eficientes, por ejemplo paneles solares que tienen bajo nivel de radiación, incluso materiales que vienen de Asia que no tiene la misma calidad de Alemania, porque el mercado se abrió. Entonces existen críticas que dicen que la norma debería observar que la calidad de la tecnología aplicada sea de punta.

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Otro problema que la tarifa es fijada políticamente y eso no va ni al mercado ni a los intercambios que hace la EEX (bolsa europea de energía). El problema aquí se debe a que los procesos para fijar las nuevas tarifas para los siguientes años, demora demasiado y el dinamismo del mercado es mucho mayor, mucho más rápido. Finalmente. Tenemos el aumento de precios, que es un pacto social bastante duro. Hay una sobreoferta de energía, imagínense ustedes que ahorita hay mucha energía eólica producida que no puede ser introducida a la red porque no hay capacidad, o sea hay una sobreoferta y nuestro problema es que el ciudadano paga por esa energía producida aunque no se introduzca en la red, ese es un problema que debe también cambiar urgente. Toda esta problemática hace que urja un cambio en el sistema de la regulación de la energía en Alemania para que vean que allá no todo está bien hecho, hay graves situaciones que tenemos que reflexionar. El 2011 en Japón, Fukushima, sucede esta catástrofe que todos conocemos que lastimosamente las consecuencias van al tema nuclear. Angela Merkel, la canciller, dice después de la catástrofe: Yo no voy a cargar con la responsabilidad de exponer a mis ciudadanos al riesgo de una catástrofe. Japón, que tenía los mayores estándares del mundo en materia nuclear; Alemania también, decide por este hecho apagar las usinas nucleares. Inmediatamente en el 2011 se apagan 8 usinas nucleares, ahora quedan 9, y ellas funcionarán solamente hasta el 2022. Ahora que Bolivia está considerando entrar al tema nuclear. Alemania está considerando salir porque a pesar de tener estándares de seguridad muy altos, no se anima a arriesgar a su población. Yo me pregunto si Bolivia y otros países de América Latina, no deberían pensar que por los riesgos sísmicos, no podría ser algo irresponsable. Creo que sirva para la reflexión. Ahora se crea la famosa Energiewende, que significa en español el cambio energético. Señores nos salimos de lo nuclear y vamos a luchar porque las renovables tarde o temprano reem-

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placen a las fósiles. Es un desafío espectacular, yo no sé si lo van a lograr, pero en eso estamos trabajando. Por un lado las usinas nucleares estarán activas hasta el 2022 y por otro lado tienen estos objetivos muy ambiciosos hasta el 2050, el 80% de la matriz energética será renovable, entonces imagínese lo que les queda a los alemanes por adelante. Entonces este Energiewende que lanza Angela Merkel, presenta una serie de incertidumbre. Por ejemplo no existe un plan nacional común para ver cómo se va a implemente el Energiewende, en Alemania tienen sistemas federales y cada Estado tiene su política energética y la que es a nivel nacional es muy difícil aplicarla porque cada uno tiene su propia autonomía. Luego tiene que replantear su sistema. El sistema de energía renovable. Es muy importante un grave conflicto entre la energía convencional y energía renovable cuando se trata de capacidad en la red y mercado secundario y Exchange en la bolsa de kW/h o lo que fuere, es decir, tiene que haber un criterio que pueda darles a ambas energías una contabilidad porque la una no excluya a la otra, porque ahora las renovables no son simples porcentajes, son súper importantes, entonces el sistema tiene que incluir una compatibilidad entre los convencional y lo renovable. ¿Cuál va a ser el próximo incentivo a las inversiones? Y una gran pregunta ¿Quién va a manejar la red? Ahora hay una recomunicalización de la red que quiere que vuelva a los ciudadanos. Eso se debe principalmente a los altos precios de la energía. Los costos de la famosa Energiewende son altos. Alemania deberá invertir 300 billones de euros hasta el 2030 solamente por su cambio energético. Ahora están construyendo parques eólicos offshore en el mar del norte, otras usinas solares, en fin, van a hacer muchas inversiones y grandes, van a comprar muchos metales como cobre, para el desarrollo de redes, más de 40 billones de euros invertirá para ello. Quieren salir del sistema de tarifa garantizada y privilegio y quieren entrar a un sistema más coherente. Estos sistemas pueden ser considerados y pensados para nuestros países. El

generador puede vender a la bolsa su energía producida pero además recibe un bono ecológico por haber producido energía limpia. De esta manera el generador se preocupará por tener siempre un porcentaje de energía limpia, el generador puede ser cualquiera, si produce un 10% de su energía recibirá un bono por lo que produzca y de esta manera tendrá los incentivos. Eso implica incentivos pero al mismo tiempo hay más transacciones. Después tenemos el sistema por cuotas donde el Estado decide cuanto por ciento debe alcanzarse por ciertos plazos de energías renovables y obligar a los generadores que cumplan. El otro sistema es el de licitación que se da principalmente si se trata de una economía estatal como es el caso de Bolivia, donde hay un sistema donde el mercado no funcionaría porque el mercado está desactivado en cuestiones de energía aquí. Para finalizar brevemente algunas reflexiones en América Latina. Definitivamente hay un potencial enorme. Alemania tiene la mayor cantidad de capacidad instalada como país en el mundo en energía solar, pero si comparamos con el potencial de radiación solar de América Latina, Alemania solo tiene un 40%, entonces es una ineficiencia internacional, es una locura. El potencial de América Latina en eso es impactante e insuperable. Ahora se debe empezar en como creamos los incentivos legales. Está bien, todos los países de América Latina ya lo tienen en su política energética, queremos energías renovables, la pregunta es cómo. Se necesita crear normativas e institución clara y definida. Un ejemplo interesante fue Ecuador con la resolución 244 aplicaron una tarifa garantizada, muy interesante. Chile con un precio elevado también va a permitir surgimiento de nuevos proyectos de energías renovables. Otro tema interesante es cuando vamos a llegar a producir en América Latina industria con el componente de energías renovables, esa va a ser otra etapa fantástica porque eso permitirá que nosotros produzcamos y se desarrollen las empresas y consultoras. El país líder, por ahora es Brasil donde tienen una fuerte política de desarrollo local.

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Luego Bolivia debería aplicar como Catar y Rusia, estos estás creando un fondo de gas. Es decir, exportemos nuestro petróleo y gas lo más que podamos y llenemos las energías renovables aquí adentro, esa es la lógica que debería seguir. En cuanto al financiamiento, los bancos locales tienen que aprender y familiarizarse con estos sistemas porque será lo más importante para los proyectos de energías renovables. Cada vez tenemos precios más competitivos. Por otro lado, es

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muy importante entrar en sinergias con las empresas de energías, asociarse con generadoras porque si uno solo les vende probablemente no van a tener el interés de inyectar esa energía en la red.

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Germán Rocha

Gerente de Mercado y Exportaciones de TDE Es ingeniero electricista de profesión. Trabajó en el Departamento de Subestaciones de la Gerencia Técnica de ENDE, para luego pasar a la la Gerencia de Operaciones y Mercado de TDE.

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Germán Rocha

oy vamos a hablar de todos los proyectos que tenemos de expansión del Sistema Interconectado Nacional (SIN), que básicamente cubren todo el país.

Hablemos de la situación de ENDE. Tenemos básicamente cuatro gerencias y certificaciones de calidad, que la estamos manteniendo en medio ambiente y seguridad ocupacional, además de la SA 8000 de Responsabilidad Social. La disponibilidad de las redes en transmisión es muy alta estamos por encima del 99.7 y eso comprado con cualquier estándar internacional es realmente altísima. Básicamente este es el eje troncal de interconexión, nos falta conectar con Pando. Tarija ya está y por el otro lado estamos en Trinidad con un sistema compuesto de líneas de 230, 115 KV y 69 kilovoltios (KV). Lo que nosotros hacemos es definir todo el sistema troncal de interconexión basándonos en cuatro áreas. Hablamos del Sistema Norte, que lo compone básicamente La Paz y Oruro, el Sistema Central, Cbba – Oruro, Sistema Oriental en Santa Cruz y el Sistema Sur vendría a ser Potosí y Tarija. La transmisión es simplemente la facilidad que tienen tanto los generadores como las distribuidoras para dotar de energía y para retirar. Haciendo un balance por áreas, los sistemas Norte y Central tienen un excedente de 50 MW y 326 MW, respectivamente, mientras que en el Sur y el Oriental existe un déficit importante de 130 MW y 100 MW. Es por eso que en Tarija se está construyendo la Termoeléctrica del Sur que va a superar completamente este déficit, lo mismo en Santa Cruz con la planta de Warnes que registra un gran avance. En este cuadro están todas las instalaciones, básicamente en líneas de transmisión puras, más o menos tenemos 3.200 km, más otras líneas asociadas a la distribución y a la generación

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que suman 2.000 km, totalizan 5.000 km de líneas en estas cuatro zonas. Una cosa que tiene que quedar bien claro es que estos 3.000 km de líneas, prácticamente se tienen que duplicar cada 10 años. O sea, más o menos hasta el año 2022 está prevista la construcción de otros 3.000 km y así sucesivamente para las siguientes décadas. La inversión es cada vez más creciente, entre 50 y 60 millones de dólares al año para satisfacer el crecimiento de la transmisión. Estas son las líneas actuales, básicamente están todas las empresas, la TDE, ISA BOLIVIA y bueno, las otras empresas distribuidoras y generadoras que tienen algunas líneas de transmisión en Bolivia. Quiero mostrarles los proyectos que tenemos, divididos en los siguientes sectores. En el área Norte dos sectores, todo lo que es la provincia Larecaja y Trinidad. Se trabaja para satisfacer las necesidades de la ciudad de La Paz, también en Cochabamba, en la parte Sur y en Santa Cruz. Son muchos los proyectos, alrededor de 40, pero lo que está sucediendo es que el tiempo es increíblemente corto y lastimosamente las dificultades son crecientes, es decir, antes eran un poco más simples conseguir los derechos de vía, las servidumbres, hoy es cada vez más complejo. Una licencia forestal antes se podía conseguir muy rápidamente ahora puede demorar muchísimos meses. Nuestra línea que se ha construido en Tarija, ha tenido un terrible problema con la licencia en la ABT, ha demorado una cantidad de tiempo exageradamente grande, perjudicando enormemente la construcción de proyectos. Entonces las trabas son mayores y los tiempos son cada vez más cortos en los proyectos de transmisión.

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En el área Norte, en la zona Larecaja tenemos en ejecución la Subestación La Cumbre de una línea, una línea en Trinidad que es la última planta que tiene que haber en el río Zambo y llegar hasta Caranavi. Después está en ejecución en este momento el proyecto de la línea Yacumo – San Buenaventura que va a permitir suministrar energía al ingenio azucarero que se construye en esa zona, además que con el bagazo de caña se generará energía para inyectar al SIN. Tenemos otra línea prevista de Chimoré hacia la planta de San Ignacio de Moxos y de ahí a Trinidad, para asegurar el suministro en el Beni. Estos proyectos básicamente están siendo ejecutados por ENDE y la colaboración de TDE. Son casi 600 km y $us 85 millones de inversión. También está los requerimientos de la ciudad de La Paz y sus alrededores. ENDE construye una segunda línea entre Cochabamba y La Paz. Luego vamos a derivar de esta línea a una subestación cercana a Viacha y una subestación en Patacamaya para atender las necesidades de electrificación rural. Estamos empezando a hacer un anillo a La Paz para mejorar la confiabilidad del suministro eléctrico. Básicamente son 315 Km y una inversión alrededor de $us 80 millones. En la parte central de Oruro y Katari hay algunos proyectos que están en ejecución, se está ampliando la subestación Vinto, también unas líneas de transmisión y una subestación para alimentar al ingenio de la Laguna Alalay, que está prácticamente terminado. También vamos a ampliar la capacidad de las subestación Katari para requerimientos menores en esta zona. En el sector de Oruro y Cochabamba, tenemos varios proyectos, entre ellas, una subestación para alimentar proyectos de electrificación rural de Elfec que ya está terminada, la línea de transmisión que va conectar la planta de Misicuni con la subestación

de la distribuidora cochabambina. También Se está construyendo a la subestación Sayari para dar energía a una cementera que se ha instalado en este lugar y se está haciendo la subestación minera, porque la cementera de Coboce está ampliando mucha más capacidad de energía. En 230 KV se tiene que hacer una segunda línea de San José – Carrasco, una línea de San José – Santivañez, para evacuar la generación de San José y también hacer una ampliación en la subestación Santivañez, entre otros proyectos. En estos proyectos mencionados en el área Central tenemos 280 km de líneas y 100 MVA de capacidad de transformación y $us 80 millones en inversión. En el sector Sur, tenemos los proyectos para Potosí, Chuquisaca y Tarija. Por un lado se tiene proyecto que está ejecutando la gobernación de Chuquisaca en coordinación con ENDE, de la línea Sucre – Padilla. También está prevista la línea Sucre – Rositas, la subestación Uyuni para mejorar el suministro al Dakar y todas las necesidades en esa zona. Se va a construir también las líneas de transmisión San Cristóbal – Laguna Colorada y Carreras – Tupiza – San Cristóbal, ya que este momento las instalaciones de San Cristóbal van a ser insuficientes para atender los proyectos de litio que tiene el país, entonces tenemos que reforzar la transmisión hacia el Salar de Uyuni para poder atender los emprendimientos industriales estratégicos de Bolivia. En Tarija, otras líneas que están en ejecución son Llallagua – Tarija, Llallagua – Caraparí y se prevé hacer mejoras en Llallagua – Yacuiba y Llallagua – Villa Montes para poder optimizar la capacidad de transmisión y poder utilizar la energía que se va a generar ahí con la Termoeléctrica del Sur y otras plantas a futuro. También estamos ampliando la capacidad de transformación en Punutuma y la construcción una nueva línea entre Sucre – Carachipampa – Potosí, para poder atender la demanda de la planta

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de Karachipampa que necesita mucha más energía para darle confiabilidad y atender el crecimiento de Potosí. Básicamente son todos los proyectos del Sur que en total incluyen 200 km de líneas, en 150 MWA en capacidad de transformación y $us 220 millones de inversión previstos. En el caso de Santa Cruz se tiene también varios proyectos. La subestación de Warnes, va a servir para sacar la energía de la termoeléctrica que se construye en esa población. También está prevista la construcción de las líneas de Warnes a Palmasola, Rositas-Palmasola, la subestación Cotoca en el Este, para extraer la energía de todos los proyectos de Río Grande, una subestación en el oeste llamada Terebinto. Para atender los requerimientos del norte de Santa Cruz, está prevista también una línea Warnes – Los Troncos, y ahí la distribuidora también va poder abastecer la demanda que hay en ese lugar. Básicamente son 350 km de líneas en capacidad de transformación 350 MWA y está prevista una inversión de $us 110 millones de dólares. Santa Cruz es la zona de mayor crecimiento de la demanda, tiene un desarrollo importantísimo y tanto la transmisión, generación como la distribución debe ser de grandes inversiones en ese sector.

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Haciendo un resumen de los proyectos que les he comentado, básicamente tenemos 2.850 km de líneas, básicamente en 230 KV. La capacidad de transformación es de casi 900 MVA y una inversión $us 570 millones de dólares en los próximos nueve años. Es una inversión bastante grande para atender los requerimientos que tenemos. Esto no está previendo todavía los proyectos de exportación, los cuales van a requerir líneas que son bastantes costosas que todavía está por definirse la tensión, por lo que todavía no se tienen los estudios finales y la inversión. Básicamente hay que expandir hacia Beni y Pando e interconectar toda la zona norte del país. Debemos atender la demanda del Mutún e interconectarnos con Perú, Argentina, Brasil, Chile, no necesariamente para exportar, pero sí para conseguir una integración energética que ayude a fortalecer los niveles de reserva, ganar seguridad, entre otras ventajas. Y si es posible que podamos exportar, podríamos llegar a Chile y tener una relación costo – beneficio, así se podría asegurar una exportación a Chile y posiblemente también a Brasil y extendernos mucho más para hablar de exportación.

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Gerardo Borda

Jefe Unidad de Proyectos Eรณlicos Corani SA Es ingeniero de sistemas con posgrado en seguridad de la informaciรณn. Fue encargado de la Unidad Comercial de Corani SA antes de ocupar su cargo actual de Jefe de la Unidad de Proyectos Eolicos y Energias Alternativas.

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Gerardo Borda

a presentación que quiero hacerles la he dividido en tres puntos: El primero es el contexto internacional y el estado del arte que ya han hablado bastante los panelistas que me antecedieron. El segundo es un registro fotográfico de todo el proceso de ejecución del proyecto eólico Kollpana, y el tercero es la construcción del Parque, que se está llevando a cabo en este momento. Finalmente se verá cuál es la visión de que tenemos como empresa. En el contexto internacional existe una preocupación por los efectos de los cambios climáticos (Protocolo de Kyoto) y las otras reuniones que se han llevado a cabo a nivel internacional y nacional. Se ve una escasez de derivados de petróleo con precios fluctuantes y crecientes, además de la disminución capa de ozono. Exista una sensibilización mundial general por el medio ambiente, una nueva y marcada tendencia hacia el sector hidroeléctrico, solar, ciclo combinado, eficiencia energética y en especial la generación eólica. Quiero mostrarles la evolución de la generación eólica desde el principio de los ‘80 de 35 kw a las actuales que están en producción comercialmente entre 1.5 y 3 MW. Se están llevando estudios prototipos con unidades que van de 3 a 5 MW y la tendencia es que este tipo de generación ha ido subiendo la capacidad de estas unidades tanto offshore como onshore. Quiero mostrarles el grado del impacto y la penetración que tiene la tecnología. A partir de 1996 tenemos la ventaja que esta tecnología ha sido madurada en el continente europeo y nos llega a nosotros de manera estable, luego tenemos la participación desde el 2011. La generación eólica tiene un importante grado de penetración en todos los continentes del medio. Latinoamérica tiene la ventaja de estar absorbiendo una tecnología que ya está madura, con cerca de 20 años de pruebas y de mejoras. Ahora vamos hablar del Parque Eólico Qollpana. Fue concebi-

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do con la idea de explorar y aprovechar el potencial eólico en la zona de Qollpana, (Provincia Carrasco, Municipio de Pocona, Departamento de Cochabamba, 2780 msnm). Tiene la misión de diversificar la matriz energética del SIN, reducir la dependencia al gas natural, adquirir tecnología nueva y el know how para el país (Primer Parque Eólico de Bolivia), además de contribuir a incrementar la generación en el SIN. También hay una característica muy importante que se da y es la competencia de la complementariedad de los ciclos hídricos que puede ser utilizada para almacenar la energía a través del agua, en la premisa de reducir la dependencia al gas natural que tenemos actualmente en la matriz de generación. Hay una premisa que tiene la empresa y es la de adquirir esta tecnología para el país y poder replicar estos proyectos en otros lugares. Con el parque eólico Qollpana queremos contribuir a incrementar la generación en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). El punto de partida del proyecto eólico Qollpana fue el Atlas Eólico que sacó en el 2009 la Empresa Transportadora de Electricidad y fue complementada con el trabajo que hizo la empresa 3Tier con la modelación numérica matemática con modelos que muestra la escala del Atlas Eólico de Bolivia. Se observa en el mapa las diferentes zonas del país que vendrían a ser más interesantes para la prospección de sitios para el Parque de Qollpana. En esta otra diapositiva vemos un acercamiento el proyecto de Qollpana, pues vemos a Santa Cruz como un gran potencial eólico y tenemos algunas zonas de la Paz, del Altiplano que tienen un gran potencial. Sobre los datos obtenidos de este Atlas Eólico, viene un pre proceso para hacer un estudio de pre factibilidad de las zonas que habíamos visto como posible y que merecían continuar con un estudio de factibilidad y encarar una campaña de medición eólica. Hicimos este estudio, porque hicimos una prospección de varios, y vimos que uno de los lugares era el más interesante

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Proyecto Eólico Qolpana

para el desarrollo. Para ubicar un parque eólico es necesario ver no solo cuál es el lugar que tiene más viento, sino que hay otro conjunto de condicionantes que nos van a dar la mejor ubicación. Es decir, accesos de terminación de donde está la transmisión, ver dónde están los centros de consumo. Todos esos aspectos tienen que ser considerados para fijar un punto para hacer una prospección eólica. Por otro lado, lo primero que se tiene que trabajar es notificar un punto de prospección. Después de haber hecho un estudio de pre factibilidad, se tiene que hacer el análisis de recursos, lo cual es muy importante porque mientras más certeza tengamos de nuestros recursos, de cómo se comparte en el tiempo, nuestro proyecto va a ser mejor. Para eso la empresa instaló en el 2010 una torre de medición eólica de 60 metros de altura con instrumentos certificados y calibrados para este fin proyectos y estuvimos midiendo durante un año. Después del primer año de medición recurrimos a una empresa que nos ayude a validar el primer proceso que hicimos, a quien le pedimos que haga la valorización del primer año de trabajo que hicimos y los datos obtenidos. Posteriormente, después de tres años de mediciones, involucramos a otra empresa consultora, una de renombre internacional experta en lo que es modelación de flujos de viento para hacer un estudio más profundo de los datos que tenemos de más de tres años de trabajo. De esta forma obtuvimos resultados de las velocidades de viento mensuales de los sitios, la dirección de viento y en especial el modelo de flujo de viento que tenemos en la zona de Qollpana. Por otro lado las dos unidades que estamos poniendo se encuentran en este punto. Hicimos un modelamiento de toda esta cuadrícula para ver como el movimiento de viento se comporta en esta zona. Entre los detalles de las obras civiles del proyecto Qollpana en

su primera fase se menciona que se tuvieron que realizar caminos de acceso y plataformas para la subestación. Algunos datos interesantes en tornos a las obras civiles es que para la excavación necesaria y para las dos fundaciones han sido necesarias mil metros cúbicos de excavación, el hormigón masivo estructural vaciado por fundación son 400 metros cúbicos, la cuantía de acero que tenemos por fundación son 100 kilos por cada metro cúbico vaciado en el sitio. A su vez la resistencia que hemos trabajado en el hormigón armado a la compresión es mayor a 300 kilos por centímetro cuadrado. Para la enferradura se utilizaron diámetros de acero de 6 a 36 milímetros. Tuvimos que hacer importaciones de este acero porque permite mayor flexibilidad en armar las figuras que son necesarias para las enferraduras. Las plataformas son 2 mil metros cuadrados que son necesarias para el proceso de izado, de ensamblaje de los aerogeneradores. En suma, se utilizaron tecnologías que no estaban disponibles en el país. La fundación de cada aerogenerador tiene una forma cónica truncada en la parte superior y es un orgullo decir que para la construcción de las obras civiles se ha utilizado 100 por ciento de mano de obra boliviana. De esta forma se ha cumplido con el objetivo de capacitación y la absorción del conocimiento de las empresas del medio. La excavación de la fundación tiene 20 metros de diámetro y tiene una profundidad de 3 metros. La instalación de los soportes va a servir para instalar el anillo del aerogenerador, que es de acero fundido de una sola pieza, de 9 toneladas de peso, que sirve para unir la torre del aerogenerador con la fundación. Algunos datos importantes sobre los aerogeneradores que se están instalando. Son dos fabricados por la empresa Goldwind. La torres es de 65 metros de altura y tiene 3 palas colocadas a 3 metros cada una. El tipo de generador que se está utilizando es de última generación. Esta generación puede calificarse como generación distribuida porque no estamos conectados en esta

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primera fase a una línea de alta tensión sino a la línea de distribución directamente. Calculamos que desplazamos la emisión de C02 en 5.000 t/año. Estas son las próximas actividades del proyecto: concluir el montaje de los aerogeneradores, concluir las conexiones eléctricas, pruebas de equipos electromecánicos previstos para el mes de diciembre y puesta en operación comercial, además de la instalación de la torre de referencia del parque. Entre los beneficios ambientales tenemos la no emisión de CO2 (de acuerdo al parque generador, contribuye a disminuir su emisión), no emisión de NOx , SOx, material particulado, no emisión de radiaciones, no genera residuos, no consume agua, ahorra combustibles derivados del petróleo, no deteriora la calidad atmosférica (salud pública), usa un recurso renovable y no lo afecta. Los beneficios para la región son: impulso a la economía local, genera mejores condiciones para desarrollo, mejora el acceso a la energía en áreas alejadas, generación de empleos directos e indirectos, identidad y orgullo regional.

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También entre los beneficios sociales figuran: la generación compatible con agricultura, pecuaria, turismo, etc., innovación tecnológica, mejora la provisión local de energía, beneficios económicos para los propietarios de los terrenos y la comunidad, activa empleo local y la actividad económica, no hay cargas sociales por salud pública, u otros causados por la contaminación ambiental. Ha mejorado en todos sus aspectos en la comunidad local. Para la segunda fase de Qollpana se tiene 2 zonas para explotar. En estas dos zonas se tienen 30 MW disponibles para ejecutar. Ahora para la Visión 2025tendríamos que hacer un diagnóstico de la normativa vigente en Bolivia relacionada con la generación de energía eléctrica que tome en cuenta: la Constitución Política del Estado aprobada el 7 de febrero de 2009, Ley de Derechos de la Madre Tierra Nº 071 de 21 de diciembre de 2010, Ley Marco de la Madre Tierra y Desarrollo Integral para Vivir Bien Nº 300 de 15 de octubre de 2012, Ley de Medio Ambiente Nº 1333 de 27 de abril de 1992, Ley de Electricidad Nº 1604 de 21 de diciembre de 1994, normas contenidas en Decretos Supremos, lineamientos estratégicos establecidos en documentos de política económica y energética. Eso es todo, muchas gracias.

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Eleodoro Mayorga

Consultor de Laub & Quijandría, Perú Es socio de Laub & Quijandría, Perú, de profesión ingeniero petrolero. Fue director del Proyecto Camisea, gerente general de Petroperú SA y trabajó más de 20 años en el Banco Mundial.

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erdaderamente placer estar en Bolivia y esta vez aquí en Tarija, cuando me invitaron a participar en FIGAS acepté porque me informaron que iba a ver gente joven en el ambiente y dije con mucho gusto me voy a para Tarija, veo que hay una sala con interés siguiendo las presentaciones y dije voy a hacer una presentación técnica o estratégica que discuta políticas en nuestros países a largo plazo. He trabajado en Perú en el proyecto Camisea y en el Banco Mundial en proyectos de hidrocarburos. Tengo conocimiento del proceso de formulación de políticas y la manera de llevarlas adelante y dije vamos a aprovechar eso y vamos a hacer una presentación bajo tres grandes líneas, primero una visión de cómo están las cosas a nivel de la demanda y la energía en el mundo. Hemos escuchado muchas presentaciones en este foro y me da la impresión de que las personas que las escuchan no las creen o no las quieren creer, cuan serios son los problemas de cambio climático, cuan difíciles son los desafíos que los hombres estamos pasando por haber desarrollado un sistema energético basado en combustibles fósiles. Este es un tema que debe cambiar. No sé si vieron las últimas noticias, del ciclón en Filipinas y el delegado de este país llorando y hablando de la Conferencia de Varsovia diciendo que esto les va a pasar a todos si no tomamos acción. O sea se ha acumulado una cantidad de C02 (dióxido de carbono) en la atmósfera que ya comienza a ser no sostenible, hay necesidad de hacer un cambio. El tema de usar más gas, de seguir con energía renovable en un proceso de transición energética es algo que es esencial. Veamos el caso de nuestros países, cómo estamos ante esta situación y cómo los recursos que disponemos de gas y de energías renovables nos pueden facilitar una transición energética eficiente y mejor llevada. Esa es la idea de la presentación. Si miramos hacia atrás y vemos como se fueron consumiendo energía en el mundo encontramos que después de la revolución

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industrial de los años 1900 hacia delante, hemos desarrollado un sistema en el cual el universo la leña, el carbón, el petróleo y el gas ocupan casi el 90% de los requerimientos de energía. Tenemos un consumo de energía que es el grueso petróleo, gas, carbón y hay un poco de energías renovable que no son combustibles fósiles. Esta situación ha traído consigo que solamente sabemos crecer o funcionar si es que quemamos más. Toda nuestra manera de desarrollarnos, de transportar, de cocinar, está basado en el consumo de este tipo de combustible y eso hay que cambiar. Ese es el gran reto que tenemos hacia adelante. Existe un aumento sostenido en la concentración de C02 y normalmente es sostenido del impacto que iba a tener. Primeramente se pensó en una barra móvil de 400 partes por millón como la concentración límite y luego en los últimos tratados se habló de 450 partes por millón y con eso solamente se tendría un incremento de 2 grados centígrados en las temperaturas de la atmósfera, que quizás sea el límite sostenible si se quiere si es que no queremos seguir teniendo catástrofes puntuales y eso lo vamos a afrontar a la vuelta de la esquina. Cuando uno mira estas proyecciones se ve que esto es necesario. La comunidad internacional está reunida en Varsovia discutiendo qué medidas se van a tomar, se supone que en los próximos años en Lima, se va recibir a la comunidad internacional para llegar a acuerdos vinculantes que efectivamente cambien la manera de manejar la energía a nivel mundial y esto debe llegarse a acuerdos al salir de la reunión de Lima a fines de noviembre y Diciembre 2014. El tamaño de la tarea es per cápita, vamos a tener que bajar en los próximos 20 o 30 años radicalmente la manera como consumimos energía porque de otra manera vamos a vivir en un mundo lleno de catástrofes con países quizás más sensibles más frágiles o partes de nuestros países sufriendo sequías, inundaciones o desastres naturales, difíciles de conservar. Estamos a la puerta de este cambio tenemos en consecuencia que movernos hacia delante, el tema es qué podemos hacer.

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Como no podemos tirar toda la infraestructura energética que tenemos debemos pasar a algo que consuma menos. Y el primer reto fue convencer a China e India que dejen de consumir carbón y pasen a consumir gas en una etapa de transición y después dejemos ese gas a cosas sumamente esenciales y hagamos todo con combustibles que no sean fósiles y esto no tenemos que hacerlo a futuro, sino ahora. Este es el gran reto de la transición energética. Hay necesidad de hacer estos cambios. Hay procesos en curso que no lo podemos modificar. Por ejemplo el uso del GLP en cilindros, ese es un proceso que se viene dando, o sea el cambio del mundo rural al urbano. En nuestros países viene acompañado en un cambio de la incorporación social de la mujer al trabajo, en el abandono de los combustibles tradicionales y el paso consumir GLP, que tiene una mayor eficiencia y va a producir una menor cantidad de emisiones. Esto lo estamos viviendo en el Perú. El consumo de combustibles tradicionales y el cambio hacia GLP ha ido evolucionando en una tasa de 11% por año consistentemente en la última década, 18% fuera de Lima y 5% en Lima. Es decir ya el Perú en 10 a 15 años va a dejar de consumir ello y eso está igual sucediendo en Bolivia. Hay un proceso en esa transformación. En segundo lugar está el aumento de eficiencia, comencemos con tener vehículos más eficientes, pasemos a sistemas híbridos y de repente terminaremos con vehículos funcionando con motor eléctrico. Tenemos que cambiar las industrias, adecuar todo el paso de los combustibles tradicionales de los fósiles a energía de otra naturaleza en la industria. En la oferta también, necesitamos más gas para manejar la transición y esto hay técnicas, hay mejoras, shale gas y hay una serie de maneras de encontrar energía que ya no es carbón, petróleo pesado, sino que va generando menores cantidades de CO2 y este es el periodo que vamos a vivir. Yo no creo que nuestros pueblos puedan pensar y decir que necesitamos conservar el gas para 100 años, porque ya en 100 años debemos estar en otra matriz energética.

Si tenemos que sacarle provechos a estos recursos de gas tendrá que ser en los próximos 30, 40 0 50 años. Más allá el mundo se movió a otras formas de energía. Entonces necesitamos pensar y hacer nuestras estrategias que son estos cambios de la demanda y oferta de energía. A esto se suma lo que está sucediendo en Estados Unidos. Vamos a vivir un proceso en el cual los precios igual van a ir cayendo. Este gráfico muestra que EE.UU pasará de ser un importador neto estará convirtiéndose en un exportador de gas y esto traerá consigo un cambio en los precios. Yo me quedé sorprendido, revisaba proyectos recientes, el Banco Mundial tiene una proyección de precios para el próximo año y está en caída, piensa que va a ver tal cantidad de shale gas, de ahorro de energía, va a haber introducción de renovables en países europeos que probablemente los precios del petróleo bajen. Y hoy en día se analizan los proyectos con un cambio en esta dirección. Para resumir las tendencias hay necesidad de trabajar a largo plazo en mover la matriz energética hacia renovables, abandonar los combustibles fósiles, reducir la emisión de C02 y eso implica un uso del gas eficiente en los años que viene. Como nos posicionamos en esos cambios en términos de los recursos que disponemos. Ustedes no tienen petróleo, Perú tiene muy poco petróleo. Importamos más de las dos terceras partes del crudo, pero sí tenemos gas natural. Producimos gas y exportamos la mitad del gas natural. Acá en Bolivia, producen gas y exportan las dos terceras partes, el 70%. Una economía energética basada en eso. Tenemos recursos hídricos y muchas fuentes renovables. Cuando hablamos de hidroelectricidad en Perú decimos hay 60 mil megavatios y tenemos solamente 5% utilizadas. Hay un potencial enorme por utilizar y hay posibilidades de solar, biomasa y otras enormes, pero no las estamos utilizando, entonces tenemos que replantear nuestro futuro energético en base a estas consideraciones.

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Si uno mira las proyecciones no de largo plazo, sino para los próximos 10 años. El mundo debe pasar por una etapa en el cual el gas va a jugar una etapa cada vez más importante y esto viene de cambios en los grandes consumidores. China, si es que logra acuerdos importantes va a tener que reducir, junto con el resto de países asiáticos el consumo de carbón. Existe un miedo muy grande del tema nuclear después del accidente de Fukushima y hemos escuchado esta mañana de la reacción de Alemania y de muchos países europeos de reducir su participación nuclear y hay una abundancia de recursos de gas que está generándose a partir del shale gas y de utilización y desarrollos como lo estamos haciendo nosotros de querer tener más reservas y producción. Esto nos va a llevar a un periodo que todo el mundo comience a considerar que los próximos 10 a 15 años van a ser los años de oro para la industria del gas. La matriz energética en América Latina va a seguir cambiando, aún en nuestra región que dispone de una cantidad importante, vamos a hacer un mayor uso de la hidroelectricidad, a seguir gastando la parte de petróleo y a ver todos estos proyectos, que están catalogados como otros que van a tomar una gran fuerza. Geotermia es una energía también que va a recibir un gran aporte. Por lo menos esto es lo que la gente que mira el futuro al 2050 ve cómo cambian nuestra región, la de la energía fósiles la única que se mantiene estable es la del gas natural y para poder hacer los cambios tenemos que cuidar los precios. Yo creo que difícilmente y, tal vez, es una malformación por haber trabajado en el Banco Mundial que los Estados van a poder asumir todo el grueso de la inversión hoy tienen que hacerlo acompañados con el sector privado. Tienen que hacerlo dando señales para los industriales a los consumidores en base a precios realistas, y en consecuencia aquellos países que mejor acomoden sus precios van a poder un mejor uso de sus recursos. Ustedes aquí en Bolivia tienen un problema, tienen precios de los combustibles del GLP del diésel sumamente bajos que seguramente va a tomar trabajo cambiar en el futuro, pero la

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realidad obliga a pensar que los precios van a tener que seguir siendo un factor importante para lograr estos objetivos de cambio en la matriz energética. Si sumamos los factores, que cosa es lo que leemos en las políticas de nuestros países. Primero disponemos de gas de bajo costo porque viene acompañado de líquidos de gas natural. Si uno mira la economía de los productores de campo, el grueso de los ingreso no viene de la renta de gas, sino de la renta de los líquidos que acompañan este gas. Si uno mira los costos de producción, estos son de cierto nivel, lo que nos cuesta hacer es la infraestructura de transporte y de distribución de este gas, pero tenemos que tener esfuerzos para financiar estos trabajos, en base a la producción de campos de un gas barato. Sabemos que hay un mercado de electricidad muy grande, pero que no puede seguir apoyándose en unidades térmicas, tendrá que hacer uso de los recursos hídricos que disponemos. Tenemos que hacer industria petroquímica que es esencial y preocuparnos de mejores precios para la exportación para realizar nuestros excedentes y esto en los años que nos vienen encima. Estas orientaciones las compartimos los dos países. A mí me cuesta mucho trabajo ver, que yo no trabajo para el Estado sino para el sector privado, que los gobiernos tanto de aquí como del Perú, no discuten ni conversan, no se sientan a pensar y decir mira tenemos una base energética común, tenemos una problemática común, muchas cosas que podríamos hablar y complementarnos de una manera más eficiente para sacarle provecho a los recursos en esta década que viene. Si vamos a desarrollar petroquímica, sabemos que hoy en día nos vamos a encontrar con un problema que es el desarrollo de esta industria en Estados Unidos. Hoy en día el gas más barato que recibe la industria petroquímica es obvio, en los países del Golfo Pérsico. Arabia Saudita el gas lo entrega entre $us 1 a $us 1.25 a los productores de etano. En EE.UU. va a costar $us 3. Quizás nosotros podamos tener un gas a $us 3.4 puesto a la entrada de la planta, pero nuestros costos de inversión, nuestros

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manejos industriales son más costosos que el país norteamericano, porque no tenemos la infraestructura logística y es contra esto es lo que tenemos que elegir. Nuestros países y gobiernos van a tener que crear los mecanismos para sacar adelante estas industrias que son importantes y tenemos que compartir mercados. Si miramos las reservas y creo que hay que plantearse esto en términos de reservas no para 100 años, sino de aquí a 20 o 30 años, y vemos cual ha sido el trabajo exploratorio y cuál ha sido el resultado que ese trabajo ha tenido, podemos pensar que en el caso del Perú las reservas pueden aumentar. Hoy en día hay alrededor, sumando reservas probables y probadas, de 20 TCF que podrían aumentarse hasta 80 TCF si es que se tiene una política que permite la exploración y se logra 1 TCF por año. Esto es lo que ha sucedido en estos años en el Perú. Si uno se pone en una posición conservadora y dice vamos a encontrar solamente la mitad de eso, entonces tendríamos 40 TCF disponibles. Con este escenario tenemos un excedente exportable significativo y yo creo que esta misma situación se repite en el caso de ustedes. El proyecto más importante que está haciendo el Perú en este momento es el segundo Gasoducto y tiene 2 partes, una primera que se da en la parte central que es desarrollar una infraestructura la más grande posible para no tener que repetir el esfuerzo de trabajar en una zona sumamente frágil al lado de Camisea. El Perú está pensando hacer una tubería de 36 pulgadas para salir de Camisea y no tener que regresar y a partir de ahí llegar a metas de producción más ambiciosas. El segundo esfuerzo es crear en el Sur un nuevo energético y un polo de desarrollo petroquímico y esto es un proyecto que se espera licitar ahora en febrero del próximo año en el cual se está trabajando. Si nosotros miramos toda la demanda de la zona sur del Perú, llegaríamos a 900 millones pies cúbicos por día en 20 a 25 años. Tuberías de ese tamaño como la que se está planeando de 36 pulgadas para salida y 32 pulgadas para bajar permite

mover 1600 millones a 1800 millones de pies cúbicos por día. O sea está pensada con una meta de exportación y a eso se suma los cambios que se vienen dando en el upstream, las reservas que se piensan utilizar en gran parte son aquellos que descubrieron Shell y aquellas que fueron descubiertas en estos años. Petrobras que ha sido uno de los grandes players, acaba de vender sus reservas a la Corporación Nacional de Petróleo de China. Yo estoy seguro que esta empresa de China no viene a hacer un proyecto para abastecer las necesidades de Puno, Cuzco y de Arequipa, es decir, vienen a hacer un proyecto de exportación de la dimensión tal que les permita valorizar esta reserva de una manera muy agresiva. En Perú hay proyectos de exportación que se han venido atrasando por toda la problemática social y ambiental pero que se van a cumplir en los años que vienen. Entonces hay recursos que permiten pensar que vamos a salir a exportar cantidades significativas de gas. De Puno a donde pasa el gasoducto a La Paz hay 300 kilómetros. Yo creo que una interconexión de las redes de gas entre Perú y Bolivia es algo que tenemos que verlo de una manera realista. Bolivia tiene mercados hacia el Este, Argentina y Brasil y ustedes saben las dificultades que tienen para negociar acuerdos de extensión de los contratos. Una salida al Pacífico de volúmenes de gas natural a través del sistema nuestro les abriría una puerta interesante. Lo mismo, al Perú le interesaría acceder a los mercados de la región Este. Yo creo que tenemos posibilidades de complementar no solo en la generación de políticas, sino en la generación en políticas comerciales de gas para sacar mayor provecho a nuestro recurso. En Bolivia hay estos recursos y bueno uno dice que pasó con el resto de las reservas. Seguro hay explicaciones que muestran que Bolivia tiene muchísimas más reservas. Hoy en día hay una coyuntura difícil, pero todas piensan que los cambios se van a dar y van a haber excedentes significativos más adelante. En este esfuerzo, si desarrollamos nuestros recursos y nos

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apoyamos en los mercados de exportación convenientemente y logramos movernos fuera de los combustibles tradicionales en los próximos 15 a 20 años, vamos a poder incorporar fácilmente las energías renovables adentro. Los mismos esfuerzos que ustedes están mostrando de las primeras unidades eólicas, solares y la manera agresiva de llegar a las comunidades rurales e instalar fotovoltaicos los estamos haciendo también en Perú, allí hay un marco legal de promoción de estas fuentes. Hay también los primeros proyectos. En Perú se fue por el camino de licitaciones, o sea se decidió hacer por cantidad de energía solar, por cantidad de energía eólica, de mini centrales y se ha dicho en el mercado quién está dispuesto a construirlas a menor precio y de eso es que se están generando los primeros proyectos. Ustedes tienen también previsiones para la industria eólica para el próximo quinquenio, pero son solo el comienzo, hay que seguir adelante. Estas energías van a llegar a entrar y a incorporarse en la matriz energética. Van a tener que interactuar con una matriz energética basada en gran parte gas, eso no es malo, nos da una oportunidad grande, los sistemas basados en gas son bastante flexibles que permiten incorporar energías renovables y hacer un sistema sólido de mayor facilidad, de menor costo y de menor emisión que otros sistemas.

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Yo encontré unos gráficos que muestran el sistema por ejemplo en España. Esto es un gráfico en un periodo en el año, que uno puede proyectar a lo largo del año en el cual uno ve que el gas que tiene la mayor cantidad de generación de ese país, es el swing en relación a los cambios que tiene la energía eólica que cuando esta cae, el gas aumenta y cuando la energía aumenta el gas baja. Yo creo que vamos a poder ir incorporando estos sistemas de manera mucho más fácil y competitiva en el largo plazo. Para concluir frente a los cambios de la matriz energética mundial inclusive por el esfuerzo de desplegar para hacer frente al cambio climático el gas debe jugar un papel clave, nosotros disponemos de gas, que primero es satisfacer nuestras necesidades e industrializarnos, tenemos excedentes exportables y deberíamos hacer un esfuerzo para intercambiar información y desarrollar políticas de beneficio mutuo.

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Jorge Gutiérrez

Presidente Col. Ing. Electricistas de Bolivia Es ingeniero electricista. Ha desarrollado funciones como director de la Carrera de Ingeniería Eléctrica, Facultad de Ingeniería - UMSA. Fue funcionario de la Corporación de Fomento Energético Rural COFER y de la Cooperativa de Telecomunicaciones de La Paz – COTEL Ltda. Funcionario, Jefatura de Alumbrado Público La Paz – GMLP.

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engan todos muy buenos días. Vamos a hacer una presentación sobre la parte normativa del sector eléctrico. Hemos escuchado de varias personas que han intervenido en el Foro, nos han señalado todo del sector eléctrico pormenorizado sobre la parte de la generación, transmisión y distribución. También se ha explicado lo que se está haciendo en el tema del parque eólico, que se va a concluir y como decía el ingeniero este año se prevé que se va a inaugurar. Por lo tanto, estas presentaciones muestran la gran cantidad de energía eléctrica que requiere el sector para poder atender el tema del requerimiento y del consumo. Cuando hablamos del sector eléctrico es bueno recordar que está compuesto de grandes bloques. El primer bloque es la industria eléctrica. Aquí se encuentra la generación, transmisión y distribución, se tiene que tomar en cuenta el crecimiento en este sector. El segundo bloque está conformado por lo que se denomina el consumo de energía eléctrica y es aquí donde se tiene la suma de cómo se usa la electricidad y no olvidemos que interviene el tema de la tecnología vinculada al consumo de energía. Consecuentemente es bueno analizar la integración de estos dos sectores con la industria eléctrica y la parte de consumo de energía eléctrica (consumo domiciliario e industrial). Cuando vemos la parte normativa, vemos que pasa en el primer bloque. Hoy en día hay dos instituciones muy importantes dedicadas a afinar las políticas y tomando en cuenta todo el ordenamiento que tiene que ser cumplido a partir del Viceministerio de Electricidad, dependiente del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, y por otra parte la AE, Autoridad de Electricidad, quienes conforman la institucionalidad para llevar adelante las políticas y evidentemente controlar todo el desarrollo de los programas que se están encaminando. Cuando hablamos de consumo de energía eléctrica, sector importante por supuesto, porque ellos representan el consumo que se tiene en la industria eléctrica, lamentablemente encontramos una ausencia total de normas. Hoy en día se tiene como institución privada a Ibnorca, que organiza grupos de volunta-

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rios para redactar normas vinculadas con el aspecto técnico, normas como la NB 907 que está vinculada con el dimensionamiento de los componentes en una instalación eléctrica, dimensionamiento de conductores, sistemas de protección, puesta en tierra, colocación de tableros, protección contra cortocircuitos y toda la parte técnica que se tiene que tomar en cuenta para hacer una correcta instalación. Pero para usar la energía eléctrica no tenemos normas. Existe una ausencia normativa al respecto. En esta lógica siempre se vincula el consumo con el requerimiento de potencia y cuando hablamos de esto último hablamos de cómo se genera la energía eléctrica en todo el sistema en el país, y cuando hablamos del SIN encontramos que la energía eléctrica está altamente subvencionado con el precio del gas que se consume en las termoeléctricas. Cuando hablamos de los sistemas aislados encontramos que tienen también una alta subvención en el combustible utilizado. En concreto hemos encontrado toda la parte de generación que tenemos en el país está altamente subvencionado. Ahora cuando hablamos de la parte normativa creo que es importante tomar en cuenta esto que se ha comentado, la parte de consumo y de cómo podemos aliviar los requerimientos de subvención que se tienen en la parte de generación. Se debe tomar en cuenta cómo se pueden generar proyectos y políticas a futuro que permitan establecer el crecimiento y algunas políticas de mejora para el sector eléctrico. La falta de normas hace que no tengamos ahorro o eficiencia energética. En baja tensión donde están los equipos de consumo final de energía eléctrica se tiene tecnologías y hábitos de consumo, por lo que si se incide en ello se repercutirá en el requerimiento de potencia y energía en la industria eléctrica. Un ejemplo de ello es lo que hizo el gobierno con el tema de los focos ahorradores por focos incandescentes. Hay estimaciones del Gobierno que señalan que ahorraron cerca de 80 MW en el SIN, estos son aspectos significativos en el tema de ahorro de energía y en la emisión de gases de carbono.

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Consecuentemente cualquier tipo de ahorro en consumo afecta totalmente, pero por la falta de normativas no está permitiendo sacar el provecho de esto. En el requerimiento de potencia y energía para poder disminuir el gas que se utiliza tenemos que pensar en aprovechar las energías renovables. Como todos saben se está impulsando el tema del parque eólico. Es un proyecto interesante y tiene una potencia elevada de algunos megas seguramente y con un gran aporte de energía al SIN. Sin embargo la falta de normativas está restringiendo las iniciativas que puedan seguir adelante. Estamos hablando que va a reducir la utilización del gas y este fluido ahorrado se puede exportar a un precio más alto. Los ingresos van a mejorar la economía del país. Es bueno apuntar que cuando hablamos de energías renovables no convencionales, se tiene que ver cómo incrementar el aporte de este sistema en cuando al consumo de energía eléctrica con algunos costos por su infraestructura. En el país podemos utilizar todos los sistemas de energías no convencionales, tenemos la energía eólica, se tiene energía solar en el altiplano, biomasa en el oriente boliviano, geotermia y microcentrales hidroeléctricas. Evidentemente todo esto tiene un precio elevado, pero se debe buscar de todos modos la forma de cómo se puede incentivar el uso de energía renovable, en este caso como estamos empezando a ahorrar gas y aquí cobra importancia el papel de YPFB porque todo gas que no se quema se puede exportar y de esta forma beneficiar de mejor manera a la economía y permitiendo que crezcan las energías renovables. Bien ahora veamos el tema de la situación actual del sector eléctrico. Tenemos gran parte de lo que es la generación vinculada con ENDE. La ley de electricidad no se adecua a los cambios de organización el país (Ley 1604, nacionalización de las empresas de generación año 2010). Un segundo aspecto es que la ley privilegia los proyectos de los grandes sistemas de generación. Asimismo faltan normas que promuevan el uso de las energías renovables distribuidas a lo largo del país; se requiere programas de sustitución del uso de gas y diésel en los sistemas aisla-

dos, que teniendo precio subvencionado tiene tarifas altas. A su vez la falta de participación de los Gobiernos departamentales en programas de generación, hoy tienen una intensa actividad en la construcción de redes de transmisión. En el tema del consumo de energía eléctrica, también urge una reglamentación para el uso de equipos de mayor eficiencia energética. No hay normas que limiten la importación de equipos de mala calidad que, teniendo el rótulo de eficientes no lo son, etiquetado energético. Aquí hay que ver que se hace con estos equipos que no son realmente eficientes. También existe una falta de programas de eficiencia energética en la industria, alumbrado público, uso domiciliario.En Brasil y Argentina se ha llevado a cabo programas de etiquetado energético, para ver qué tipo de equipos cumplen con estas normas. Sobre las tareas que se tienen que desarrollar en la industria eléctrica se pueden nombrar a la elaboración de una nueva Ley de Electricidad, porque la ley 1604 que fue elaborada bajo un concepto de libre mercado, pero cuando el Estado recobra las empresas que anteriormente pertenecieron a ENDE se cambia totalmente el panorama de este sector y por lo tanto se requiere de una nueva Ley. Asimismo se requiere programas de sustitución del gas, uso de diésel por energía renovables, promoción del uso de los recursos energéticos distribuidos (energía renovables), generación distribuida, autogeneración y el aprovechamiento de las recursos renovables, no como sistemas aislados, como parte del SIN. Tenemos un ejemplo de como la falta de normativa no permite el desarrollo de energía renovable. Se trata de la Cooperativa 15 de Agosto ubicada en La Paz. Actualmente la cooperativa que es una empresa minera funciona con un ingenio de 200 KVA para todos los trabajos en la mina, pero como toda empresa crece requiere más energía e hizo requerir aumento de potencia añadiendo transformadores y la autorización para que aumente su carga.

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Como la vía de transmisión está en su límite se le ha negado porque ya está en el límite. Qué se hizo entonces. ¿Qué es lo que se hizo entonces?, Se va a construir una pequeña central hidroeléctrica y se va a conectar mediante otra línea en paralelo para que se pueda cubrir los requerimientos de potencia. De esta manera se utiliza la misma infraestructura que se tiene y se cubre el requerimiento que se tiene. Los datos técnicos del proyecto suman un costo total es de 648,616.63 ($us), con un costo unitario de 2,105.90 ($us/kW) y un consumo de energía: 26.631 (kWH/mes). Tomando en cuenta solamente el consumo y demanda actual, en ahorro de gas natural es: consumo de gas: 279.63 (MPC), costo subvencionado: 372 ($us/mes). Si se pusiera a la venta este gas que se deja de usar a precio de venta a la Argentina se tendría 3471 ($us) y a precio de venta del Brasil: 4397 ($us). A su vez se libera recursos por el transporte en las Líneas de Transporte como la red primaria y se también la carga en la Sud estación de Coroico, que actualmente ya no tiene capacidad para nueva ampliaciones de la red. Adicionalmente se tiene disminución de gases en las centrales termoeléctricas: 9.854 (kg de CO2) y se favorece a la Cooperativa por la liberación de compra de diésel en 37,200 (Bs/mes). Lamentablemente todo esto no se puede realizar debido a que no existe normativa actual que permita llevarla a cabo. Entre las posibilidades que se tienen para aprovechar la generación distribuida podemos decir que en el departamento de La Paz se han identificado 40, entre micros y pequeñas centrales hidroeléctricas, que pueden ser aprovechadas para disminuir los recursos energéticos del SIN y obtenerlos localmente, reducir el consumo del gas como recursos hidroeléctricos de las

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centrales. Otro de los proyectos interesantes que no pueden concretarse conectándose a la red por falta de normativas es el de una Mini Central en el Río Tapuri. En este caso terminará siendo un sistema aislado sin contar con los beneficios que conlleva estar conectado al SIN, pese a cumplir con los requerimientos técnicos correspondientes. Para finalizar entre las tareas que se debe desarrollar en el área de consumo eléctrico figuran la implementación de programas de eficiencia energética que contemplen: a) Uso de equipos y electrodomésticos de menor consumo de energía, sustitución de los medios de calentado de agua, por equipos que utilizan gas o calentadores solares; b) Ahorro en las instalaciones de Iluminación, con programa de sustitución de lámparas fluorescentes de 36 (W) por las de 40 (W), uso de reactancias electrónicas de potencia de 1 (W), frente a las convencionales de 10 (W) que utilizan lámparas de 36 ó 40 (W), mejorar el factor de potencia de 0.48 a 0.9. c) La industria, uso de equipos y motores de mayor eficiencia energética.

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Daniel Gómez

Docente e investigador de Uruguay

Es ingeniero tecnológico en la Gerencia de Eficiencia Energética de UTE (Empresa Eléctrica de Uruguay). Es Docente de Energías Renovables y de Eficiencia Energética y ha publicado investigaciones y ensayos sobre políticas públicas, sociales, de seguridad, y energéticas.

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uiero agradecer a Miguel que me invitó a participar en esta actividad. Este es un foro que nació siendo de gas y se le agregó energía. Hay una vinculación directa y hay que ver la energía en su conjunto. Felicitaciones por esa inclusión y que apunta a lo que hacemos hace mucho tiempo que son las energías renovables. Me pidieron que hablara de biocombustibles y vamos a ver que se está haciendo en energías renovables y por qué no hay que focalizarse únicamente en uno de los puntos o una de las fuentes. En particular lo que ven ahí es una investigación que empecé a desarrollar, más de 10 años que vengo trabajando en esto y que consiste en vincular todas las distintas fuentes en torno a las renovables, cómo se puede dar esa diversificación de la matriz energética y su relación con las energías convencionales. René Descartes decía que todo lo que queramos saber hay que reunir toda la información posible, analizarla, sintetizarla y comprobarla. Eso fue lo que yo hice hace tiempo en ese trabajo y que hoy quisiera compartir con ustedes. En líneas generales cuando hablamos de energías, estamos hablando de los paradigmas energéticos, el actual fósil dependiente versus un paradigma energías renovables. El concepto de sustentabilidad cómo se vincula con ello y como se generan determinadas sinergias, analizar cómo estamos consumiendo energías. Como el concepto de crisis puede derivar en la crisis energética, en combustibles fósiles y como eso genera crisis políticas, económicas. Es muy importante el conocimiento de estos temas para poder abordarlos y además el conocimiento en cada uno de ellos para ir desarrollándolos. Ver la matriz energética cómo se comporta el mundo, la región, nuestros países, determinar señales paradigmáticas a nivel científico, de mercado, de los Estados, que es lo que hacen, cuales son las políticas que se desarrollan, recombinar todo eso para llegar a propuestas y acciones que necesariamente se van

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a decidir en el plano político. Cuando tenemos esa fórmula y resolución, tenemos que empezar a hacer cosas y si no sabemos y damos los primeros pasos, estamos en una crisis de hacer. Los temas que normalmente hablo van por el lado que es lo que se habla en los congresos de medio ambiente, de energías renovables, pero últimamente he participado mucho en congresos de petróleo y gas y para cualquiera de ellos hay una herramienta que es la que he utilizado y la que voy a compartirles. Así como consumimos energía en el mundo, mayoritariamente petróleo, carbón, gas y en menor medida las biomasas y las fuentes renovables. Así es como se va desarrollando, como cada vez vamos consumiendo más y sobre todo lo que se ve la última década que quien ha tenido mayor crecimiento que es una señal preocupante es el desarrollo del carbón, por sobre los demás combustibles. Si hablamos de fuentes masivas de energía hay elementos de sustitución. La era dorada del gas es la que estamos transitando. Están los desarrollos del shale gas y shale oil. Hay un horizonte temporal bastante más amplio. También podríamos estar pensando en energía nuclear, en carbón, es decir, cosas que nuestros países, en definitiva tienen en su mente y algunos desarrollan de alguna u otra forma. Lo que sí tenemos claro es un horizonte de unos 200 años más para combustibles fósiles, ahora ustedes dirán, los que hablan de energías renovables se deben estar queriendo suicidar. El tema es la sinergia que pueden haber entre los modelos y lo que se puede llegar a desarrollar y ahí muy a la mano el concepto de sustentabilidad que es distinto al de sostenibilidad. En el primer caso se habla de argumentar y llevar algo adelante, mientras que en el segundo se refiere a que si eso que es sustentable lo podemos desarrollar y mantener a lo largo del tiempo. Entonces eso va a estar muy vinculado al desarrollo sustentable, basado en tres pilares, el desarrollo económico, energético y ambiental. El equilibrio necesario entre esos tres pilares va a ser lo que nos de esa construcción sólida del desa-

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rrollo sustentable.

y una quinta en biocombustibles que es donde vamos a llegar.

Desde el punto de vista de emisiones, cuando consumimos combustibles fósiles en América Latina aportamos muy poco, pero es amplio a nivel mundial y ahí es cuando surge la posibilidad de energías renovables. Si nosotros tuviéramos la tecnología para aprovechar la fuente solar, una sola hora de energía fotovoltaica sería equivalente a la energía que utilizamos a lo largo de un año. El tema está en las tecnologías, la eficiencia y cómo podemos aprovecharlas. Y hay muchas cosas que se hacen por moda o márquetin, pero se debe tomar en cuenta lo que es rentable.

A lo que se está yendo es a instalar una planta regasificadora para tener esa base segura y poder utilizarla en la medida en que se necesite. También se está trabajando el área de petróleo. Uruguay es un país que no explotaba el petróleo, pero hoy tenemos un mapa petrolero.

Vamos a hablar ahora un poco de lo que son las características técnicas del sistema eléctrico uruguayo. Se tiene una potencia pico de 1.918MW, una potencia instalada de 2.680MW, energía anual: 9.088GW/h y un crecimiento anual de 3,5%. Cualquiera diría que Uruguay no tiene problemas, pero no tiene producción propia de petróleo, y su matriz energética en su mayor parte depende de petróleo. La demanda de energía va creciendo y el tema está en cómo atender la misma y ahí es como vinculamos con el tema de crisis energética y como nos puede afectar eso. En un estudio que se elaboró a nivel de todos los partidos políticos, representantes técnicos, en el año 2008, se llegó a fijar un horizonte temporal del año 2015 donde había que incorporar potencia firme al sistema en el orden de los 700 MW. Lo bueno que se dio ahí, y que es algo que es importante resaltar, es que independiente de las orientaciones de si eran técnicos de gobierno o de oposición llegaron a ese consenso de que había que aumentar la potencia instalada y diversificar las fuentes, para eso se llegó a un acuerdo y se visualizaron cinco grandes líneas de política energética. Una en aumentar la generación de base. La segunda en trabajar en generación distribuida renovable, una tercera en microgeneración distribuida renovable, una cuarta en eficiencia energética

A nivel de generación distribuida en renovables se está trabajando a mediana y pequeña escala y, en particular, cuando se habla de energía renovable lo que me interesa hacer mucho hincapié es que cuando pensamos en pasar de grandes centrales a generación distribuida, parece que fuera algo mucho más costoso y no llegamos a visualizar. Ese es el proceso que tuvo Uruguay como empezamos en la década del 90, comenzamos a trabajar en energías renovables, con los primeros proyectos eólicos y como hoy llegamos a licitaciones que como vamos a ver están en el orden de los 1000 MW adjudicados, cuando hablamos de eólicos, de biomasa en torno a 300 MW ya adjudicados, de ese es el crecimiento en demanda y potencia de energía eólica en Uruguay. Algo interesante que vale la pena hacer hincapié, es si lo hacemos a nivel público o privado. Uruguay optó porque el Estado se reserva el derecho de generar las reglas y se licita, donde los privados ofertan y tenemos resultados por ejemplo como estos, que cuanta mayor potencia se va instalando, más bajos son los precios. Arrancamos en el orden de los 100 MW y hoy por hoy el MW eólico en Uruguay se ofertó por $us 63.5. Cuando hablamos de microgeneración distribuida renovable actualmente cualquier cliente residencial o comercial puede generar su propia energía y vender los excedentes a la red, para ello hay un decreto, un marco normativo que lo respalda. También se está trabajando en energía solar. Hay una granja de 480 KW instalada. Hay licitaciones del orden de los 50 MW y ofertas adjudicadas por 166 MW y el costo actual alcanza los $us 92 con un horizonte de $us 86.

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En energía solar térmica se está trabajando, en particular en lo que es el agua caliente residencial, que corresponde al 36% de la factura de electricidad. O sea que es un buen negocio instalar paneles solares y calentar el agua de esa forma y ahorrarse 26%. En eficiencia energética se está ahorrando desde el año 92 para tratar de modelar esa curva de demanda, pero en particular es trabajar con la empresa UTE, que genera energía. Lo que está haciendo es vender posibilidades, de ahorro a sus clientes. Parece un contrasentido que la empresa eléctrica quiera que sus clientes ahorren energía y gasten menos, pero si eso es rentable para ambos es adecuado hacerlo. Se está trabajando en el tema de etiquetado. En Uruguay no se avanzó por el lado de prohibir que se importaran determinados equipos, sino más bien por el lado de la normativa para que sea la gente la que decida qué equipos comprará, en base a la inversión que pueda hacer, con señales claras los tipo de equipos que está comprando y lo que puede generarle en términos de ahorros o costos a lo largo del tiempo. En el tema de los biocombustibles, mencionar que Naciones Unidas tiene como lema este año: piensa, aliméntate y ahorra. En particular eso va muy de la mano con este tema porque se genera una falsa oposición entre lo que son los granos para alimentos o combustibles. Parece que muchas veces cuando se habla de eso, hay quienes tratan de ir en contra de los biocombustibles, pero el tema de que cuando Naciones Unidas dice hacer ahorro y cuidar alimentos, no de que no hay suficientes alimentos para todo el mundo, sino del desperdicio que se hacen de los mismos, ese es el enfoque que le están queriendo dar. Quiero dejarles en claro que el problema de los granos, de la alimentación, no es que no haya suficiente alimentación o granos, sino que el problema es cómo se distribuye, entonces esa dicotomía entre granos para alimentación y combustibles no existe.

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En particular cuando tenemos distintas tecnologías para biocombustibles, como los de primera generación que son los más difundidos como caña de azúcar, soja, pero también podremos estar pensando en biocombustibles de segunda generación que van a aplicar tal vez otros granos que no se utilizan para alimentación. También podremos estar hablando lo que se está desarrollando a nivel mundial, los de tercera generación que están partiendo de la base de micro algas y de extraer etanol de esa fuente. Tenemos los de cuarta generación, que son los de tercera generación plus, que están haciendo la captura de las emisiones que pudieran generar ello o además trabajando genéticamente y haciendo que se tengan mayores rendimientos. Quería comentarles que ese el enfoque debemos tener cuando hablamos de biorefinerías y de biocombustibles, es un enfoque integral y no pensar que estamos utilizando granos simplemente para generar biocombustibles. Estamos utilizando granos para generar energía, biocombustibles, para trabajar con alimentos porque en definitiva todas las fibras se pueden utilizar para trabajar lo que es la química fina, entonces es un sigma que no se agota a sí misma. Lo que se está haciendo hoy por hoy en el Uruguay, es trabajar con cebo vacuno, se tiene harinas y más ración para animal, es decir, es una aplicación integral que ve el conjunto y no solo el tema de los biocombustibles. Lo que estamos atendiendo normalmente y cuando pensamos en biocombustibles a lo que estamos atendiendo es a la oferta, pero si lo miramos desde el lado de la demanda, muy pocas veces cuando compramos un vehículo somos conscientes de las emisiones y los consumos que tienen. Hay que verlo desde el lado de la oferta y la demanda.

Panel III: Energía, Inversión y Desarrollo

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Iver Von Borries

Árbitro y experto internacional en arbitraje comercial, Wayar & Von Borries Es abogado con especialidad en Derecho corporativo, con una maestría en Derecho Internacional Privado, docente en varias universidades, asesor de la CAF, BID, Transredes SA y Total. Fue gerente legal y encargado de negocios de Coivatex SA. Presidente del Comité Ejecutivo del Centro de Arbitraje de la CBHE.

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entro de todo este tema de gas, petróleo y energías definitivamente estamos amarrados a un marco legal, jurídico, por lo que tiene que haber algún andamiaje y que nos diga de forma clara que se puede hacer una vez que se han firmado los contratos indistintamente los actores si son públicos o privados, que es lo que sigue en caso que se presente una controversia. El tema del arbitraje ha cobrado mucha relevancia en las últimas décadas. Esta presentación parte de lo más básico y fundamental porque probablemente uno de los más grandes errores de la campaña de difusión de los medios alternativos de solución de controversias, y de quienes tratamos de impulsarlos por las ventajas que consideramos y estamos seguros que tienen, es que muy pocos entienden en su real dimensión que es el arbitraje, cuales son sus diferencias, respecto de la forma tradicional de resolver controversias. En este sentido, no es de extrañarse y simplemente quiero graficar que hay mucha gente que cuando escucha hablar de arbitraje, y no me estoy refiriendo a personas que no estén vinculadas a la industria, sino gente que está ligada a algún sector profesional determinado, no entiende la dimensión real de lo que es el arbitraje. Muchas veces se la confunde con aquellas personas que están en la cancha, y piensan que los árbitros son los que sacan la tarjeta amarilla y la tarjeta roja, por increíble que parezca y jocoso que sea eso es cierto. Los medios alternativos de resolución de controversias son modalidades para resolver controversias que se suscitan entre partes privadas y públicas, entre privadas, o entre públicas y que escapa a la forma tradicional de hacerlo, en un juzgado, en un tribunal, frente a un juez, lo que viene a constituirse en la justicia ordinaria. Basados en algunos principios surgen estos medios alternativos y entre ellos el arbitraje comercial. Si es nacional o internacional es simplemente un aditamento, si es arbitraje de inversión, que es lo más bullado o mediático es solo una rama del arbitraje comercial. El arbitraje es un medio alternativo como es

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la conciliación, la mediación, la unidad de composición, los mini juicios, y muchos otros medios alternativos que están vigentes en el mundo entero. En el caso de Bolivia y en el mundo entero ha surgido un auge de los arbitrajes en sentido de que el 87% de los contratos comerciales incluyen una cláusula arbitral, porque entienden que es una forma rápida, específica y beneficiosa para las partes de resolver controversias que es donde nadie quiere llegar, pero que a veces se llega o se debe llegar. En este sentido Bolivia contiene en su Constitución Política del Estado (CPE) fundamentos que no prohíben el arbitraje y esto tiene que quedar muy claro porque existe una campaña de desinformación donde se dice que en el país no se puede llevar a cabo arbitrajes, lo cual es absolutamente falso. Sin embargo, es bueno mencionar por la temática del Foro que el artículo 366 de la CPE se pone un candado o limitante a aquellas empresas, que se dedican a la producción, que forman parte de la cadena productiva y que además son extranjeras para que no puedan invocar reclamaciones diplomáticas ni ir ante foros internacionales en materia de arbitraje. ¿Qué quiere decir eso? Que aquellas empresas dedicas a la exploración y producción de hidrocarburos particularmente que sean extranjeras, y ahí si viene una connotación que debe ser reglamentada o regulada, desde mi punto de vista, sobre lo que se entiende por empresa extranjera que es otro tema, lo cierto es que estas no pueden salir a una sede internacional o regirse por una ley extranjera de fondo sino que tienen que celebrar sus arbitrajes en Bolivia y sujetos a ley de fondo boliviana. Más allá de la CPE, que es la madre de todo el ordenamiento jurídico boliviana, tenemos la ley 1770 del año 1997 que dice que el arbitraje es válido en Bolivia así como la conciliación. Se está redactando la nueva Ley de Arbitraje, pero sin duda es algo que no tiene vuelta atrás. El arbitraje en Bolivia va a seguir plenamente válido. ¿En qué casos debe llevarse a cabo un arbitraje y ante quienes?

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o ¿Cuáles son las características fundamentales o requisitos? Para empezar partimos del principio de que mínimamente deben haber dos o mas empresa con algún vinculo contractual, aunque la ley también provee la posibilidad de la extra “contractualidad”, pero ese es otro tema. En la mayoría de las veces, existe un contrato entre dos o más partes que puede ser bipartito o multiparte y se entra a la controversia. Ese contrato es la condición indispensable, que contiene una cláusula arbitral o compromisoria, para entre las parte lleguen a un acuerdo arbitral, en virtud del cual se comprometan a que en caso de que surja cualquier disputa o controversia, con relación a cualquier tema del contrato, deben resolver la misma por medio del arbitraje. De esta forma existe una renuncia implícita a acudir a los jueces y juzgados tradicionales y de esta forma se exponen al arbitraje. Las ventajas del arbitraje son muchas. En primer lugar se tiene entre ellas la celeridad. Sabemos que la justicia latinoamericana, entre ellas la boliviana, adolece del problema de la retardación de justicia, puesto que existen procesos que llevan 7,10, 12 y hasta 15 años sin resolverse en virtud a todos los incidentes y a todos aquellos pasos procedimentales que muchos abogados son expertos en accionarlos, cuya última intención es dilatar el proceso sin que se llegue a sentencia. Entonces la ley 1770 es específica puesto que el proceso no puede llegar a los seis meses.

cia buenas para ustedes, cualquiera de ustedes puede ser un árbitro, puesto que no es un requisito ser un abogado porque la ley no lo provee. Entonces lo que se busca es especificidad, que la persona que tenga en sus manos el arbitraje tengan la capacidad y la experiencia necesaria para resolver de forma técnica, muchas veces los temas no solo de derechos, sino técnicos por lo que se resuelve esto en una instancia técnica favorable para las partes. Costos. Si bien los arbitrajes no son baratos, pero si tomamos en consideración el tiempo que puede demorar el proceso judicial es una ventaja que llega a incluirse en la estructura financiera de un arbitraje. Imparcialidad, porque este es un tema que hay que tocarlo, lamentablemente existen casos de poca transparencia, se han sabido son públicos dentro del poder judicial, que no permiten que se haga justicia sino que son procesos que se han visto empañados por algún caso de corrupción. En ese sentido, si bien no podemos asegurar que el arbitraje es la solución absoluta a esto, pero el hecho de saber que hay personas como ustedes que cuidan su prestigio de 20 y 25 años de trayectoria, brinda cierta tranquilidad porque sabemos que van a cuidar ese prestigio, por lo que es muy difícil influir en un tribunal arbitral y tratar de torcer un proceso.

Además quisiera resaltar en que es muy difícil que un juez natural, del Poder Judicial tenga conocimientos muy técnicos de la industria del gas y petróleo, que entienda lo que es un contrato de ingeniería, procura y construcción, que entienda lo que es loop, que entienda lo que es una cláusula take or pay o ship or pay, que entienda todos los temas y mediante de la Industria es muy complicado.

El arbitraje tiene un principio rector que es la autonomía de la voluntad de las partes. Es en virtud a este principio que se rompe el esquema tradicional de que únicamente el Estado a través del Poder Judicial podría administrar justicia. Este desfase que rompió muchas estructuras mentales porque abogados de 30, 40, 50 años de trayectoria decían: cómo es posible que las partes elijan a quien va a resolver sus controversias y que lo que esa parte que es el árbitro va a terminar dictaminando tenga una fuerza tal equivalente a una sentencia judicial.

La ventaja del arbitraje es que las partes nombran a quienes van a ser las veces de sus jueces o árbitros. Estos señores pueden ser personas o deberían ser personas entendidas en la materia de gas y petróleo, abogados o no abogados. Otra noti-

Esto es posible, es un principio básico. ¿Entonces qué es lo que pasa? Las legislaciones del mundos, de las más avanzadas, la francesa, la norteamericana, dicen perfecto, si las partes son privadas y pueden disponer de esos derechos entonces que eli-

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jan que en vez de irse a un juez se vayan a un árbitro y que le den la potestad suficiente y que se árbitro reconozca la competencia para tratar ese caso terminado, competencia que se va a extinguir en momento que se dicta el laudo arbitral. En virtud de esto, las partes son libres de elegir muchos elementos dentro del arbitraje, entre ellos si el arbitraje va a tener un árbitro único, si va a tener un arbitral de tres personas, si el arbitraje va a ser en derecho, es decir va a estar sujeto a una ley o va a ser en equidad, que establece que ese arbitraje va a ser decidido más en cuanto al leal saber y entender de los árbitros, si va a ser institucional, si hay una institución de fondo que va a prestar los servicios de logística para llegar a cabo esos arbitrajes como el que caso de la Cámara de Industria, Comercio, Servicios y Turismo de Santa Cruz, Cámara Nacional de Comercio de La Paz y Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía en Santa Cruz. Estas instituciones prestan el servicio de arbitraje y tienen una nómina o lista de árbitros, que son los que van a resolver las controversias en la medida que las partes así lo decidan o ad hoc en la medida en que no estén presentes ninguna de las instituciones.

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En el caso del arbitraje internacional, tal es la flexibilidad de las partes que incluso pueden elegir la ley de fondo que va a regir su controversia. Este es un concepto ideal que rompe todo esquema y paradigma. Por ejemplo, en un caso de una empresa alemana y otra boliviana, relacionadas por la venta de unos equipos de generación de energía eléctrica, a entregarse en Escocia, puedan sujetar esa controversia a la ley norteamericana, en la medida que se reconozca que es un contrato internacional. Sin embargo ¿Qué tiene que ver la ley de EEUU en este tema? Nada, pero la flexibilidad de las partes en virtud del principio de la autonomía de la voluntad permite que estas partes elijan o designen de mutuo acuerdo una ley de fondo que va a regir su controversia.

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Gabriel Gaite

Asesor en Hidrocarburos de Caincotar de Tarija Es economista, graduado también en administración de empresas en España. Es candidato a doctorado en Medio Ambiente. Fue consultora de la OEA desde 1997. Se desempeñó como secretario de Hidrocarburos de la ex Prefectura de Tarija y ahora asesora en hidrocarburos a Caincotar.

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Gabriel Gaite

oy a hablar sobre la relación de la economía de Tarija con el sector de hidrocarburos y los aportes a la economía boliviana, los desafíos que se tienen en Tarija y las incertidumbres que se presentan en el panorama de mediano plazo. En este departamento está el famoso pozo Bermejo descubridor del petróleo en Bolivia en el año 1924, el pozo milagroso que sigue produciendo líquidos y como indico la historia de los hidrocarburos comenzó en Tarija, es su actual presente y será su futuro a nivel nacional. Los datos de la economía del país en la última década, del 2003 al 2012, muestran el Producto Interno Bruto (PIB) de cada uno de los departamentos, es decir, la producción de bienes y servicios, la riqueza que generan los departamentos el peso que tiene cada departamento en la economía nacional. De este modos vemos que en el 2003 Tarija participaba con el 7.34 por ciento en el PIB; en el 2012 subió a 10.87 por ciento, casi 11 por ciento. Con la tasa de crecimiento de 9.32 por ciento anual hemos crecido como la China, de este modo Tarija es la economía de mayor crecimiento. Santa cruz es el departamento que tiene más peso económico en el país con 30 por ciento del PIB, le sigue La Paz, luego Cochabamba con 16 por ciento, y en cuarto lugar se ubica Tarija con 11 porciento. Sin embargo estos datos son a precios constantes, que es un indicador que utilizan los economistas para mirar el crecimiento de la producción tratando de eludir el efecto precios. A precios corrientes, actuales, no precios constantes de los años ‘90, observamos que la economía tarijeña representa el 13.6 por ciento de la economía del país, muy cerca de Cochabamba que está con 14.3 por ciento, Santa Cruz sigue siendo a precios actuales la mayor economía, mientras que Tarija entre 2013 y 2014 será la tercera economía de Bolivia en cuanto a su peso económico; sin embargo no es sostenible en el tiempo, como lo vamos en el resto de la exposición.

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Si revisamos la evolución del Producto Interno bruto desde el 2000 hasta el 2012, notamos que hay tasas de crecimiento positivas pero cambiantes. Todo es positivo incluso la más baja 4.78 por ciento el 2008 excepto el 2009. El 2009 la economía sufre un bajón y decreció con tasas negativas en la economía porque el 2009 se presentó una menor demanda de gas natural de Brasil, a consecuencia de la grave crisis mundial de una menor demanda de gas, por lo tanto cayeron los ingresos y el valor de la producción de hidrocarburos en todo el país y por supuesto en Tarija. En este sentido queda en evidencia la alta dependencia que tiene la economía con respecto a los hidrocarburos, puesto que caen los hidrocarburos y sucede lo propio con la economía. Sube la producción de hidrocarburos y ocurre lo mismo con el producto interno bruto. Esta es la estructura económica del departamento con cuatro sectores en la última década. Observamos que hidrocarburos que el 2013 registra 36.35 por ciento, en el 2012 fue de 52.58 por ciento, es decir más de la mitad de la producción de bienes de servicios del departamento es explicado por un solo sector, el de hidrocarburos, por lo que se denota el enorme peso que tiene ese sector en la economía, además que la economía se desarma en favor de un solo sector, los otros bajan en cuanto a su crecimiento. Aquí tenemos la tasa de crecimiento de la década. Casi 12 por ciento para hidrocarburos, construcción suma 7 por ciento, pero está ligada a la renta petrolera, y los otros sectores ostentan crecimientos bajos. Lo preocupante es la agricultura que tiene 1.93 por ciento de crecimiento, lo que implica una disminución en su aporte a la economía de 11.2 a 7 por ciento en la década. El sector industrial ha bajado de 8.7 a 6.9 por ciento. Obviamente no tiene la dinámica que tiene el sector hidrocarburos puesto que la agricultura, que se supone es una de las bases económicas del departamento, presenta contribuciones tan pequeñas. Si no hubiera hidrocarburos, la economía hubiera crecido al 3.87 por ciento anual, es decir de forma moderado. Estamos hablan-

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Los Hidrocarburos y la economía tarijeña: Principales Desafíos

do casi del 10 por ciento con una economía primaria terciaria donde el 80 por ciento de la producción son de bienes primarios o de servicios. Esto nos muestra más claramente los cambios en la estructura de la producción, aquí tenemos los servicios que con el 48 por ciento muestran que parte de la economía ha bajado al 27.9 por ciento desde 1972, es decir, estamos hablando desde el periodo histórico de datos. La agricultura que era casi un tercio de la economía ha bajado al 7.1 por ciento, la industria que subió en los años ‘90 a 15.5 ha bajado 6.9; la infraestructura se mantuvo en su porcentaje porque se guía por la inversión pública. ¿Qué es lo que estamos mirando aquí? Una estructura económica del país cada vez más deformada, peligrosa y dependiente de un solo sector. Por ejemplo en los ‘90 el 41.4 por ciento correspondía a servicios, agricultura sumaba 18.8, petróleo 17.4, industria15.5 e infraestructura, 6.9. Si bien estos porcentajes no son los ideales, pero por lo menos eran los más equilibrados en relación al 2012. Hemos analizado la dinámica del sector hidrocarburos en la economía tarijeña a partir del año 1998 hasta el 2012 con los aportes de los sectores productivos más importantes a la economía nacional. ¿Cómo estamos en relación al país? Obviamente el sector hidrocarburos ha crecido de 13.14 por ciento hasta 65 por ciento en aporte al PIB del sector hidrocarburos, más de dos terceras partes. En cambio la agricultura que en el año ‘88 aportaba con 6 por ciento ha ido reduciéndose lentamente a 4.8. La industria es totalmente deplorable puesto que suma 4.14 por ciento con una tendencia a la baja de prácticamente a 3.5 por ciento de la producción industrial del país que se genera en este departamento. El PIB per cápita en Tarija, es decir, el PIB por persona es el más alto del país con 6.649 dólares por persona. Si vemos otros departamentos, Oruro obtiene 2.252, Santa Cruz 2.500, la mitad del PIB per cápita de Tarija. Aquí vemos la brecha que se va produciendo, puesto que el PIB per cápita de Tarija está muy arriba

y el PIB per cápita de Bolivia está cada vez más bajo, cada vez la distancia es más grande. Tarija tiene 84.4 por ciento de reservas de gas natural y casi lo mismo sobre todo condensado. Las grandes reservas obviamente están en el departamento de Tarija, aunque esto cambió un poco tal vez con las ampliaciones de reservas de Chuquisaca, pero es el último dato, al primero de enero del 2010 porque no hay las certificaciones anuales, nadie se explica por qué no la hay porque YPFB tiene que hacer certificaciones anuales y no lo está haciendo, porque se está guardando la información. En el comportamiento de la producción histórica desde 2000 hasta el 2012 observamos tasas de crecimiento en gas natural. Aquí empieza el boom de la producción de gas del 2002, con tasas crecientes y positivas, la producción sigue siendo positiva, no tan creciente y baja el 2009 afectando el Producto Interno Bruto, vuelve a subir y otra vez alcanza los últimos tres años tasas crecientes de aumento de la producción. En gas y el petróleo el comportamiento es casi lo mismo. Las curvas son bastantes parecidas porque en este caso el condensado es un subproducto y el gas es el producto principal. Con la obtención del gas se obtiene condensado. Aquí tenemos la producción del año 2012. El 68 por ciento de la producción de Tarija se va a gas natural y 68.9 a condensado, casi lo mismo, lo demás se reparte en los otros tres departamentos productores y a pesar de las reservas y de este aporte importante en la producción Tarija tiene muy poca influencia en la definición de políticas respecto al sector de hidrocarburos y también se está construyendo un proyecto de ley de hidrocarburos y la participación de Tarija hasta este momento es nulo. Espero que se abra por supuesto la participación tarijeña en un sector que es vital para el crecimiento y desarrollo de la economía regional. Lo mismo pasa con el sector empresarial que se siente debilitado frente a las posibilidades de participación y en todos los negocios que implican la producción de hidrocarburos.

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Una cosa que sí que nos beneficia es la renta petrolera. Las regalías e IDH que tenemos históricamente han ido creciendo en forma espectacular no pensadas en relación a la renta petrolera. El año 1999 cuando se dejó de exportar a la Argentina, recibimos 3 millones 640 mil dólares; luego ha ido creciendo en el 2003 con 38 millones de dólares; el 2009 suma 269 millones de dólares; el 2012 se recibió 538 millones de dólares de renta petrolera que beneficia a Gobernación, municipios y universidades. Y estas son las proyecciones de YPFB, no mías que indican que el 2013 seguiremos recibiendo 625 millones de dólares, el 2014, 695 millones de dólares, el 2015 se estanca en 694, como vamos a ver de acuerdo a las expectativas de producción que existe. De todas maneras son ingentes recursos financieros para Tarija que no podemos utilizar de forma eficiente por la debilidad institucional que existe en Tarija y falta de liderazgo. Esta información realmente impresiona porque es la renta petrolera a lo largo de la historia de Tarija. Entre 1941 y 1971 solo había regalías de renta petrolera, administrado por el Gobierno Central, habiendo recibido un promedio de 106 mil dólares anuales. Entre 1972 y 1995, 23 años de la existencia de Codetar, la Corporación de Desarrollo de Tarija, que administraba los recursos, se percibió un promedio de 6 millones 550 mil dólares. De 1996 al 2002 se eliminan las Corporaciones, todo se traspasa a las prefecturas, y la prefectura pobre recibió un promedio de 9 millones 224 mil dólares. A su vez del 2003 al 2012 se han recibid entre regalías e IDH, 2.343 millones de dólares, que implican un promedio de 234 millones de dólares anuales, es decir que cada año de esta última década se ha recibido más que los 23 años de existencia de Codetar, donde solamente se recibió 157 millones de dólares. En promedio se recibió 234 millones y actualmente casi 600 millones de dólares. Entonces la responsabilidad actual con el futuro es total y “avergonzante” porque hoy deberíamos construir la Tarija del futuro

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con este boom de la producción que no va a durar mucho tiempo y ahí vemos las enormes diferencias de los promedios recibidos. Estos son los ingresos departamentales, rentas petroleras más, transferencias e impuestos y todos los ingresos que reciben prefecturas, municipios y universidades del país del 2005 al 2012. En total Tarija recibió casi 20 mil millones de bolivianos, que significó el 18% de lo recibido en el país. Los ingresos más altos en el país están en Tarija porque la renta petrolera ha aumentado los ingresos en 3.3 veces más en ocho años; es decir se recibieron en ese periodo 2.873 millones de dólares, ¿Dónde está? Esto es lo que perciben las instituciones. El 2012 el Municipio recibió el 22% de los ingresos departamentales de todo tipo, la Gobernación 73%, la Universidad 4.77%, que significan recursos directos, del IDH y Coparticipación Tributaria. La renta petrolera que es IDH, Municipios, regalías, impuestos especial de los hidrocarburos, IDH Gobernación e IDH universidades, representa el 90% de estos ingresos, lo que significa que las instituciones tarijeñas, cualesquiera que sean, dependen fuertemente de la renta petrolera. La inversión pública. ¿Cómo estamos en los últimos 10 años? Se invirtió en el 2003 en Tarija 70 millones de dólares y el 2012 se destinó 414 millones de dólares. En esa década se invirtieron en total 1.808.6 millones de dólares en inversión pública que representó el 14.7 por ciento del total del país, con lo que se ubica en el tercer lugar, puesto que primero está La Paz, luego Santa Cruz y después Tarija. El esfuerzo que se hace en el Eje Central corre por cuenta del Gobierno, mientras que en Tarija el esfuerzo de inversión está corriendo por cuenta de las instituciones regionales. En cuanto al PIB por persona, la inversión en esta década alcanzó en Tarija a 3.751 dólares por persona, el más alto del país, mientras que el promedio nacional fue de 1.229 dólares por persona.

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Los Hidrocarburos y la economía tarijeña: Principales Desafíos

Como todos sabemos Tarija es el primer departamento de exportación del país. En el año 2012 Tarija ha exportado 3.915 millones de dólares, lo que ha significado un tercio de la exportación del país. Tarija, Santa Cruz y Potosí son los departamentos que más exportan. La mala noticia es que la venta de gas natural ha representado el 96.5 por ciento del total de las exportaciones, las demás son azúcar, derivados de soya, alcohol, que son montos pequeños. Si sacamos el gas natural, Tarija está en los últimos lugares de exportación. En cuanto a las perspectivas del sector hidrocarburos, estas son interesantes con algunas inversiones nacionales y en otras preocupantes. Por ejemplo el desarrollo acelerado de los megacampos: Margarita-Huacaya, San Alberto, Sábalo, Itaú, podría considerarse una buena y mala noticia, pero sí se genera incertidumbre, luego lo vamos a ver más adelante. La exploración de nuevas áreas y la construcción de la Planta Separadora de Líquidos Gran Chaco son una buena noticia; el Complejo Petroquímico, representa una total incertidumbre, mientras que la ampliación del Gasoducto Villamontes-Tarija (GVT) implica esfuerzos nacionales interesantes para el desarrollo del sector. La producción es preocupante. Estos son datos de YPFB, en su Plan de inversiones a mediano plazo. Aquí tenemos las inversiones en explotación, en desarrollo de campos de 2009 al 2015, de ahí comienza a reducirse y estos son los volúmenes de producción. Se piensa invertir 3.633 millones de dólares en esos cinco años y la producción va a alcanzar su pico el 2014-2015 con 80 millones de metros cúbicos por día, y después empieza el descenso por el agotamiento natural de reservas. Obviamente si no hay reposición de reservas la producción va a bajar. El 2023 vamos a estar con una producción más baja que en el 2009. Por supuesto no vamos a poder solucionar los problemas de demanda del país. Y aquí está la asignación de mercados para el país. Según datos de YPFB las proyecciones de la producción de gas natural dependen del descubrimiento de nuevas reservas (prospectos exploratorios), por lo que las perspectivas de equilibrar la demanda y oferta son inciertas.

Por otro lado en el grueso de las Inversiones en Tarija están orientadas al Desarrollo de Campos (Explotación) y a la Planta de Separación de Líquidos del Gran Chaco. El total de las Inversiones programadas el 2013 representan el 44% de las inversiones programadas en el país por parte de YPFB y empresas operadoras. La construcción de una Planta Separadora de Líquidos en el Gran Chaco, que separará el Etano de la corriente de Gas Natural, le da a Tarija cualidad industrial, con buenas posibilidades de instalar una industria petroquímica. Planta de Etileno Polietileno: En base al Etano de la planta de separación de licuables, tendrá una producción anual de 750.000 TM de polietileno y 350.000 de polipropileno (materia prima para la elaboración de productos plásticos). El presidente del Estado y el presidente de YPFB dieron la mala noticia señalando que la ubicación de esta petroquímica no está definida. Algunos estudios indican que la mejor ubicación para la planta de polietileno y polipropileno es Yacuiba por una gran razón el mercado. Este municipio está localizado en la puerta del Mercosur, por su cercanía con Argentina, acuerdo de integración del que Bolivia formará parte. En cuanto a materia prima, en las proximidades de la Planta de Separación de Líquidos se evitarían costos de transporte adicionales en relación a otras opciones de localización. En cuanto a su capacidad de inversión el departamento está en condiciones de asociarse con YPFB para su financiamiento. Luego tenemos la infraestructura de transporte puesto que se cuenta con conexiones a una red de transporte vial y de ferrocarriles, facilitando el acceso de mercados del Atlántico y del Pacífico. Finalmente, Tarija es el departamento con las mayores reservas de gas natural y su contribución a la economía nacional es innegable. Tomemos decisiones técnicas y no políticas y de paso hagamos justicia con Tarija.

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Gabriel Gaite

Como conclusión señalar que el departamento de Tarija se ha constituido en una economía dinámica y emergente en el contexto nacional. Las variables macroeconómicas se encuentran en el primer lugar en el país. Sin embargo, están influidas fuertemente por el desempeño del sector hidrocarburos: Producto Interno Bruto, PIB per cápita, exportaciones, ingresos del sector público e Inversión pública. La economía regional es altamente dependiente de la producción de petróleo y gas natural. Consecuentemente presenta una estructura económica deformada y vulnerable con lo que se genera incertidumbre en el largo plazo. Existen dificultades en dinamizar los demás sectores productivos, además que solamente el 13,9% del excedente financiero generado por el sector hidrocarburos se queda en departamento.

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La estabilidad macroeconómica del país depende del desempeño de la producción de hidrocarburos de Tarija, mientras que la instalación de la Planta Separadora de Líquidos en el Gran Chaco significa una real posibilidad para la instalación de una Planta Petroquímica, lo que transformaría las estructuras económicas de este departamento. El gran desafío es pasar de una economía rentista a una economía productiva de base ancha, sostenible en el tiempo.

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Hernán Vega

Director de la Entidad Ejecutora de Conversión a Gas Natural Vehicular (EEC-GNV) Es licenciado en Economía con especialización en Derecho y Legislación Aduanera, de la Universidad Privada San Agustín, además es Magister en Proyectos para el Desarrollo, Universidad Andina Simón Bolívar. Ha trabajado en diferentes instituciones públicas como Jefe de operaciones de la Aduana Nacional y como gerente nacional de fiscalización de Impuestos Nacionales.

“Avances de la EEC-GNV 2010-2013” 129

Hernán Vega

l objetivo principal de la Entidad Ejecutora de Conversión a GNV “EEC-GNV”, es el cambio de matriz energética es decir la conversión gradual del uso de combustibles de gasolina diésel a GLP por gas natural. Actualmente en el país el uso de gasolina y diésel y GLP el 60 y 65 por ciento está concentrado en el transporte público y privado, el 30 a 35% en el sector agro industrial y domiciliario, y el solo 5% en el sector industrial. El uso del gas nos va a permitir por una parte que el Estado minimice los gastos que tiene por subvención por la importación de carburantes líquidos y en especial el diésel, como también la masificación del uso del gas natural frenará la importación de los combustibles líquidos deficitarios que tenemos en el país, con el caso del diésel y la gasolina. El uso del GNV nos va a permitir tener costos de operación en el transporte público más bajos que podrían ser si no estuvieron convertidos a GNV usando solo gasolina y diesel oíl. Aquí vemos la Distribución del Parque Automotor nacional por sector, tenemos el histórico desde el 2002 al 2013 de cómo se fue comportando la cantidad de vehículo que tenemos en el país. En el 2002 teníamos 418.849 vehículos, para llegar hasta el 2013 para llegar con una cantidad 1.344.668 vehículos. Este el objetivo de la Entidad para transformar con las políticas que estamos desarrollando. Por otro lado tenemos el Parque Automotor Nacional por tipo de combustible al año 2013 tenemos 223.148 vehículos a diésel, tenemos 847.419 a gasolina ya GNV 274.101, haciendo un total de 1.344.668 Este cuadro nos muestra el comportamiento de la subvención que hace el Estado de la sociedad boliviana, es totalmente creciente, si bien desde el 2006 la subvención fue de 33 millones de dólares, llegamos al 2013 con una subvención de 1060 millones de dólares. Si hacemos una proyección seguramente el 2014, 2015 y 2016 vamos a llegar tranquilamente a 1500 millones de dólares.

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En esta lámina vamos a recalcar la parte oscura de abajo es la subvención que se hace por el diesel, 309 millones de dólares es la subvención al GLP y este año con la Planta de Río Grande va a ir achicándose. Los avances que tiene la Entidad son tres objetivos muy importantes:

Ejecutar la Conversión de Vehículos de Gasolina a GNV del Parque Automotor Nacional, ejecutar las Recalificación y Reposición de cilindros a GNV del Parque Automotor Nacional, como saben cada cinco años los vehículos tienen que ser recalificados para ver si tiene utilidad o no. Ejecutar Transformaciones de Vehículos de Diesel Oíl a GNV (mediante cambio de motores u otras tecnologías certificadas). Con que presupuesto cuenta a convertir a Gas Natural vehicular, como se puede ver el 2012, 2013 y el 2014, el presupuesto que tiene la entidad 16.540.182 en el año 2012, 21.006.411 millones de dólares el 2013, y el 2014 de 19.481.669 millones. Y ese presupuesto vienen de los 30 centavos que transfieres las gasolineras por cada metro cubico que venden de GNV. A nivel nacional tenemos un total de 254 surtidores de GNV en todo el país, entre los que funcionan y los que están en construcción, mayoritariamente privados, 14 surtidores de YPFB. En el departamento de Santa Cruz tenemos la mayor cantidad de surtidores, seguido por Cochabamba y después La Paz. Nosotros trabajamos con talleres autorizados por la ANH, tanto talleres de conversión como talleres de recalificación, a nivel nacional tenemos 175 talleres en todo el país, 46 en Santa Cruz, 42 en Cochabamba y 67 en La Paz, 8 en Oruro, 7 en Sucre, 5 en Potosí y 16 talleres en Tarija que solamente hacen mantenimiento ya que tiene su propio programa de conversión de GNV y la cantidad de talleres de recalificación que suman 11 talleres. El avance que tenemos de conversión de GNV a su vehículo,

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tenemos desde el 2000 al 2013 es de 274.101 vehículos convertidos a nivel nacional, en una primera instancia del 2009 al 2010 una gran cantidad del sector privado y después que se crea la Entidad Ejecutora de Conversión de Gas Natural el 2010 que hasta la fecha ha hecho 78.701 conversiones. A nivel nacional el consumo de GNV como pueden ver la curva es creciente, como ven desde el 2011 estamos consumiendo 35.276.857 metros cúbicos, hoy a agosto de 2013 estamos consumiendo 53.513.944 metros cúbicos de Gas Natural vehicular. En la gestión 2010 cuando la entidad todavía pertenecía a YPFB se había hecho 3.450 conversiones, el 2011 se hicieron 13.390, el 2012 se efectuaron 30.477 y la Entidad a la fecha ha hecho 31.284 en la gestión 2013 con la posibilidad de llegar a 40.000 conversiones en esta gestión, haciendo un total de 78.601 conversiones. Para determinar el impacto económico del beneficio de usar GNV, se realizó la comparación por vehículo, el que consumen gasolina sus gastos anuales (en bolivianos) son de 19.747, el convertido a GNV su gasto anual es de 9.641, entonces el ahorro del beneficiario anualmente es de 10.606 bolivianos por unidad, tomando en cuenta para el cálculo de un consumo promedio de 20 metros cúbicos por auto. Y cuál es el impacto económico en el tema de la subvención? Para el 2000 con la cantidad de vehículos que tenemos convertidos en esa fecha tenemos un ahorro en dólares de 1.485.392, pero ya en el transcurso del tiempo llegamos al 2013 con un ahorro para el Estado en tema de subvención de 240.346.727. El programa de recalificación, recién empieza a funcionar el 2011 con 400 trabajos, 2012 registró 600 y el 2013 se hicieron 3.496 noviembre. Este programa camino despacio porque lo talleres que hacen la recalificación son la mayoría de iniciativa privada y recién los empresarios están invirtiendo en este tipo de talleres. El proyecto ya está funcionando en Tarija, Sucre, La Paz, Cochabamba, y este mes vamos a trabajar en el departamento de Santa Cruz.

En esta última gestión, se ha creado el Programa Nacional de Transformación de Vehículos de Diésel oil a Gas Natural Vehicular (GNV). Se ha trabajado en la parte normativa en el decreto supremo 1344, que esencialmente marca tres aspectos: Crea el Programa, que no existía, autoriza el inicio de un plan piloto de 400 vehículos de diesel a GNV, y también autoriza la contratación de una empresa SUIC que permita la devolución del préstamo. Después de sacó el decreto 1598, que también esa dentro del programa de transformación, que principalmente nos habla de tres aspectos. Primero la liberación total de impuestos para accesorios para motores dedicado a GNV. Aprueba esta transformación mediante el proceso de ottolizacion u otras tecnologías y el otro permite que el usuario pagar el 50% del costo del motor y el 50 % corre a cuenta del Estado. En que consiste este programa por departamento, la cantidad de vehículos que tenemos como objetivo a través de cambiar motores son 35.615 que se realizarán desde el 2014 al 2020. 5. 319 en La Paz, 13.237 en Cochabamba, 10.614 en Santa Cruz, 2145 en Potosí, 1.719 en Chuquisaca, 1.400 en Tarija y en 1081 en Oruro. Todos estos son vehículos del transporte público. Con la instalación de este programa, el Estado se vería beneficiado con las siguientes cifras por concepto de subvención: Por solo 400 vehículos convertidos en un año le significaría un ahorro de 5.348.571 de dólares. Por 7 mil vehículos, que sería el número de vehículos de transporte público que tenemos en Santa Cruz, se beneficiaría con 93.600.000 de dólares. Al 2020 cuando convirtamos los 35.615 vehículos significará un ahorro de 476.223.429 millones de dólares. Los desafíos de la EEC-GNV al 2025, primero hasta el año 2014 llegar a 36.192 conversiones, el 2025 registrar 61.439 conversiones por año y hasta el 2025 sumar un total de 717.496 conversiones vehiculares. Después tenemos fijados llega con gas a los municipios de Oruro, Potosí, Santa Cruz, La Paz, Beni y Pando a través del pro-

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yecto GNL que se está coordinado con YPFB. En cuanto a las recalificaciones a nivel nacional al 2014 contar con 8.000 trabajos de este tipo y hasta el 2025 un total de 186.613. En el tema de los motores de diesel a GNV, empezamos el 2013 con 200 y queremos llegar a 2020 con una sumatoria de 35.615.

el Programa Nacional. Generará $us 240.346.727 de ahorro al Estado por concepto de subvención de Combustibles líquidos. Por otra parte, estamos trabajando en la implementación de una fábrica de Equipos de Conversión a GNV (cilindros y kits), para dejar de importar y generar empleo a los bolivianos

En conclusión la Entidad quiere convertir 274.101 vehículos a GNV, esto a nivel nacional. Haremos 400 transformaciones de Vehículos de Diésel oíl a GNV como Plan Piloto y 35.615 para

Al final decirles que llegaremos a 26 municipios del área rural con conversiones vehiculares desde el 2014. Muchas gracias.

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Gary Medrano

Director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH, Bolivia Es oficial del ejército de Bolivia e ingeniero comercial. Fue Encargado de Conciliaciones Oriente de YPFB y en 2009 fue Gerente Nacional de Comercialización.

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Gary Medrano

odo eso que acaba de exponer el expositor anterior, Gabriel Gaite, para quien pido un aplauso se llama nacionalización de los hidrocarburos. Tiene una fecha, primero de mayo de 2006 y tiene un lugar, por supuesto el campo San Alberto, Gran Chaco, Tarija. Sinónimo de Tarija es hidrocarburos y sinónimo de hidrocarburos para Bolivia es desarrollo. El Decreto de Nacionalización de los hidrocarburos denominado Héroes del Chaco, son dos hojitas el decreto nada nada más que no solamente han cambiado las reglas del juego, sino el juego completo, de ahí que tenemos esas cifras que acabamos de escuchar no solamente para Tarija sino para el nuevo Estado Plurinacional. Antes de la nacionalización de los hidrocarburos, YPFB era nombrada como residual o sea basura. Este es uno de los foros más importantes que tiene el país y cuando una organización tiene que mostrar logros los utiliza. Esta nueva Agencia nace con el Decreto 29894 y conforme al Art.365 de la CPE, una institución autárquica de derecho público, con autonomía de gestión administrativa, técnica y económica, bajo la tuición del Ministerio del ramo es la responsable de regular, controlar, supervisar y fiscalizar las actividades de toda la cadena productiva hasta la industrialización, en el marco de la política estatal de hidrocarburos conforme con la ley. Este año la ANH cumple cuatro años, nuestra gestión es de dos años y hemos producido un documental que se los hemos traído para ustedes. Ayer terminó una auditoría de gestión de calidad con las ISOS 9001: 2008, que es lo último a nivel internacional en certificación de proceso y ayer salió exitosa la primera auditoría, aunque hay una segunda. Dentro de la Agencia nos estamos preparando para cumplir con lo que establece la nueva Constitución Política del Estado. El título de nuestra presentación es: “Regulación en tiempos de revolución” porque actualmente existe un monopolio estratégico del sector estatal a diferencia del periodo neoliberal. La visión que tenemos es ser una entidad técnica y especiali-

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zada en la gestión de la regulación, supervisión, control y fiscalización del sector hidrocarburos que a través de la continua investigación e implementación de nuevas tecnologías, y que sea conocida nacional e internacionalmente. A su vez la misión de la ANH es regular, supervisar, controlar, y fiscalizar la cadena de hidrocarburos hasta la industrialización, verificando el cumplimiento de las obligaciones de los regulados, los derechos de los usuarios y de los consumidores a fin de lograr el aprovechamiento óptimo y sostenible de los recursos hidrocarburíferos, con eficiencia, eficacia y transparencia. Hay una regulación social que protege los intereses públicos tales como la salud, la seguridad, el medio ambiente y la cohesión social. De igual forma existe una regulación económica que interviene en las decisiones de mercado imponiendo restricciones a la empresa regulada en materia de precios, cantidades, servicios y barreras a la entrada, salida o movilidad, con el objeto de buscar el mejoramiento de la eficiencia de los mercados, aumentando así el bienestar social. También se tiene la regulación administrativa que está referida a los trámites y a las formalidades administrativas, a través de las cuales los gobiernos recolectan información e intervienen en las decisiones económicas. Formalmente la metodología de la regulación funciona de la siguiente manera. Las empresas tienen que registrarse de acuerdo a la actividad que realizan, luego se le da una autorización o licencia y, posteriormente, se hace el control, supervisión y fiscalización de su actividad. Todas las unidades de proceso que hay en el país son supervisadas por la ANH. También fiscalizamos los transportes por ductos, que suman 8 mil kilómetros de ductos. Lo propio sucede con las refinerías que son tres, pero dos son las más importantes de YPFB Refinación, mismas que anteriormente estaban en manos de Petrobras y sabemos que es lo que pasaba cuando estaba en manos de ellas.

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En cuanto a las plantas de almacenaje, estaban como todos saben estaban en manos de CLHB que era de capitales alemanes y peruanos. La comercialización es un área muy importante por lo que se requiere hacer una buena fiscalización para que los combustibles no le falten a la gente, que al fin de cuentas es lo más importante. Una de las tareas importantes que tiene la ANH es Prode, que significa producción y demanda. Mensualmente se contrastan los volúmenes de producción de hidrocarburos versus la demanda, lo que sobra hay que exportarla y lo que falta hay que importarla.

con un sistema de video vigilancia en Estaciones de Servicio, Sistema de Registro en Línea HIDRO, Sistema de Rastreo Satelital SIRASAT y Sistema Boliviano de Auto Identificación y Control de Combustibles B-SISA. De otros países nos piden que le digamos como estamos haciendo esto y por supuesto les estamos dando los inputs. Como Agencia esperamos lograr que la industria se desarrolle con mejores estándares, aumentar la dinámica económica del sector, maximizar el cumplimiento de compromisos de inversión, prevenir la ocurrencia de incidentes adversos al sector, aprovechamiento óptimo de los recursos hidrocarburíferos y alcanzar la soberanía energética de los hidrocarburos.

La ANH está implementando herramientas tecnológicas para desarrollar de mejor manera su trabajo. De ahí que se cuenta

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Juan José Sosa

Ministro de Hidrocarburos y Energía

De profesión ingeniero petrolero. Fue vicepresidente de Administración Contratos y Fiscalización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). Desde enero de 2012 es ministro de Hidrocarburos y Energía.

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Juan José Sosa

uy buenas tardes. Quiero saludar primeramente a todos los que están presentes. Al presidente del Comité Cívico, a los viceministros que están presentes. Veo que también tenemos invitados de otros países como de Paraguay, a las empresas que están trabajando y por supuesto también tenemos presencia de la gente de la Entidad Ejecutora de GNV, nuestro director ejecutivo de la ANH y saludar al señor Zabala que nos hizo llegar esta invitación para estar presente, en esta oportunidad vengo en nombre del presidente Evo Morales, quién en este momento está en el Beni haciendo algunas entregas de obras y lamentablemente no pudo estar entonces me pidió que esté presente por él. Viendo la exposición del panorama económico de Tarija y dadas las muchas oportunidades en la que estuve aquí charlando con diferentes sectores, incluso en su momento hablé con la gente del Comité Cívico, donde hemos analizado las potencialidades que tiene este departamento. Su riqueza, del destino turístico bastante grande que representa, del cariño de su gente, pero lamentablemente hemos estado viendo de que no hay capacidad de propuesta por parte de este departamento. Hace falta más debate, fíjense con todo lo que ha mostrado Gabriel Gaite, Asesor en Hidrocarburos de Tarija, eso permitiría que podamos abrir un debate de lo que vamos a hacer. Decirles que en el Ministerio de Hidrocarburos y Energía tengo dos viceministros tarijeños, el viceministro de exploración y explotación, él ayer estuvo haciendo su presentación, y el viceministro de Industrialización, Transporte, Comercialización y Almacenaje es de Villa Montes al igual que yo. Entonces quiero que vean en nosotros personas que pueden apoyar o aportar lo que necesite para el desarrollo de Tarija, sobre el cómo ejecutar estos recursos o cómo lograr que los tarijeños vivamos de otra manera, generando propuestas que últimamente debo decirles que no las hemos visto. Hemos charlado anteriormente con muchos actores, por ejemplo en el caso de Setar. Decirles que en muchas oportunidades se presenta gente que me presiona diciéndome cómo actuar; y de la manera cómo marchan las leyes estaríamos perjudican-

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do el desarrollo de Tarija, pues justamente la energía eléctrica juega un papel importante para el crecimiento económico de cualquier región. Me llamó el alcalde de Bermejo diciéndome que lamentablemente no pueden bombear agua porque no hay luz eléctrica y se le complica a él, no tener agua y luz eléctrica al mismo tiempo. Entonces son temas que me gustaría charlarlo y debatirlo con ustedes para tomar las mejores decisiones. En esta oportunidad que nuevamente agradezco el espacio, siempre hemos querido participar como Ministerio de Hidrocarburos y Energía en todos los eventos donde podamos mostrar lo que estamos haciendo por el país, que no es poco. Me voy a permitir hacer un punteo, es difícil cuando tiene que ir un ministro a dar una explicación o una charla, porque las autoridades dicen todo. Ayer los viceministros han explicado la exploración y la industrialización. De todos modos quisiera hablar que en cuanto a la matriz energética que tenemos en el país, esto es algo que se ha trabajado en el Viceministerio de Desarrollo Energético del MHE, es importante este tema de la matriz energética de nuestro país, ver la demanda por energético. Fíjense que el último trabajo lo hemos hecho el 2012, lo tenemos por departamento, incluso y al que lo necesite no tengo problema en enviárselo y está también en la página web del MHE. Ustedes sabe el tema del diésel, siempre vamos a ser dependientes de la importación del diésel por la calidad de los condensados que producimos en el país. Como decía Gabriel entre el 70 al 80% de la producción de nuestro país, tanto de gas como de líquidos, viene del sur del país. En esta zona se encuentran también cuatro campos con la mayor reserva del país, prácticamente el 80%, de reservas de gas y líquidos están en Margarita, Sábalo, San Alberto e Itau, y fíjense son campos de gas y condensado o sea el pensar que algún día podemos independizarnos del diésel, no, siempre vamos a ser dependientes. Entonces para eso que es lo que trabajamos. Hemos hecho una proyección al 2025 donde vamos a tratar de disminuir el diésel y trabajar más con el cambio de la matriz energética pasarlo esto a gas. El diésel estamos a la fecha, el

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año pasado, hemos cerrado el balance energético con el 24%, pensamos llegar al 2025 con un 15%, pero si vamos a subir en lo que es el consumo de gas. El gas al 2012 estamos con el 22.3% y vamos a llegar al 2025 con un 56%, que queremos hacer ahora. De esta proyección sabemos que trabajar más en exploración. Se ha comenzado a trabajar, hay que reconocer que no fue fácil para YPFB, pero poco a poco estamos recuperando la confianza, se está viendo más inversiones en el área de exploración. A la fecha son cinco contratos que se tienen que llevar a la Asamblea Legislativa para aprobación, más dos que tenemos aprobados con el área Sanandita y Azero prácticamente serían 8 contratos que este año hemos sacado a eso se suma Sunchal y tenemos tres más que estarían en el triángulo de Bermejo, que serían San Telmo, Astillero, que han sido trabajados por Petrobras, pero que estamos en la etapa del contrato. En lo que respecta a la demanda por sectores, fíjense que lo más importante que el crecimiento de la industria a la fecha es del 33% y que esta demanda va a llegar por supuesto a la que va a tener mayor crecimiento a la proyección del 2025 que pensábamos llegar al 48%, va a ser la más importante. Sobre la electricidad, la cobertura el 2001 fue en promedio entre el área rural y urbana fue del 64%, al 2005 subió al 67%. De acuerdo al último censo, la cobertura está el 81%. Por supuesto que tenemos que llegar al 100% de cobertura de electricidad. Nuestra matriz de generación eléctrica, como estamos y como pensamos estar. El 2013 el 73% de nuestra matriz energética es generación termoeléctrica significa que estamos quemando gas, un 27% es de hidroeléctrica y ahí tenemos otros porcentajes que son como biomasa y otros, pero prácticamente el fuerte está entre las termoeléctricas e hidroeléctricas. Para el 2025 pensamos revertir esto. Estamos trabajando con algunos proyectos hidroeléctricos, donde ya no queremos seguir quemando gas y queremos hacer aprovechando hidroeléctrico y eólico. Decirles que a la fecha tenemos 7 departamentos que están interconectados al SIN, nos faltaría dos departamentos que serían Tarija y Pando. Lo que significa la potencia instalada en el SIN

la máxima potencia que tenemos son 1610 MW, por supuesto que esto es muy inferior a lo de Paraguay, que está por encima de los 2000 MW, pero nosotros tenemos en el SIN 1600 MW, en los sistemas aislado como Tarija por ejemplo tenemos 270 MW entre Tarija, Pando y algunos sistemas que estarían en el área de Santa Cruz y en el área rural en Todo Bolivia. La potencia instalada que tenemos es de 1880 MW, a la fecha solo tenemos la relación de 1207 MW para atender la demanda con lo cual tenemos la reserva de aproximadamente un 10% en caso de que exista un pico. Estamos totalmente seguros que vamos a afrontar esos picos. Estos son los proyectos que tenemos en el área de electricidad y voy a mencionar fundamentalmente aquellos que están en ejecución son 613 MW, actualmente tenemos Misicuni, San José, que está en licitación, termoeléctrica del Sur, con 160 MW que entra en operación en marzo. La termoeléctrica de Warnes con 160 MW, que es similar a la del Sur, la de Bulo Bulo que ya va a entrar en generación entregan al SIN a fines de Noviembre. Luego tenemos un proyecto piloto eólico en Kollpana en Cochabamba con 3 MW que hasta fines de noviembre nos entregan. En estudio tenemos Miguillas, todas estas son hidroeléctricas, eólicas, termoeléctricas y geotérmicas. En hidroeléctricas tenemos Miguillas e Ivirizur, en eólico tenemos el parque eólico con 50 MW y en Laguna Colorada tenemos geotermia que estamos trabajando con los japoneses, y fundamentalmente aquí radica nuestro proyecto de llegar al 2025 con los 6000 MW que habíamos trabajado para atender el pedido del presidente que esperamos al 2025 estemos con una demanda de 3000 MW y tengamos un excedente de unos 3000 MW para exportar a los países vecinos. Fíjense que en Tarija y Chuquisaca tenemos el proyecto Carrizales con 300 MW, en Beni tenemos el otro proyecto Cachuela Esperanza con 990 MW. En Tarija el puesto Margarita que estaría sobre el río Pilcomayo con 100 MW, en Santa Cruz el proyecto Rositas con 400 MW inicialmente. En Chuquisaca, Icla y en La Paz - Beni el Bala con 1600 MW, si sumamos todo esto estaríamos hablando de 3492MW, más los

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481, más los 613 estamos hablando de 500 MW más los 1800 que tenemos estamos por los 6000 MW. A la fecha el único proyecto que no presentó financiamiento y fue aprobado por ENDE sería el proyecto Rositas y el cual el presidente lo hizo público que si va y va a solucionar en grande algunos problemas que tiene ese departamento de Santa Cruz. En lo que respecta al tema de hidrocarburos, puntualizar algunos temas, todo lo que está manchado (mapa) con amarillo, verde, naranja esa el área que tiene potencial hidrocarburífero en el país y eso representa el 49% del territorio de nuestro país. En esas áreas, solamente con los contratos que actualmente tenemos en operación, que fueron firmados el el 30 de octubre de 2006, que han sido protocolizados el 2 de mayo de 2007, son 43 contratos de operación, todas las áreas significaban solo el 5% del área potencial. Hemos llegado, por supuesto que luego YPFB fue seleccionado áreas y luego 98 áreas de las cuáles dos de ellas se desprenden en cuatro, por eso hablamos de 104 áreas. En esas áreas que YPFB elige y se las reservas que son las que actualmente se están dando en contrato para el país. Esas áreas representan el 41 del área amarilla. O sea que ese 41% sumado al 5 por ciento estaríamos hablando del 45% más o menos y luego tenemos las áreas libres que no fueron reservadas para YPFB, tenemos bastantes áreas libres que pueden acceder las empresas, mediante licitación cualquier empresa que vaya a seleccionar esas área. Fíjense que el potencial hidrocarburífero de nuestro país sigue siendo grande. Por eso nuestro optimismo es que va a seguir habiendo recursos hidrocarburíferos. Las inversiones que ya lo hablaron nuestros viceministros. Hemos hecho las inversiones de 2005 a 2013 son el acumulado más de 5 mil millones, para el 2013 tenemos previsto 2200 millones de dólares y de esos 2243 millones de dólares, el 63,5% corresponde a YPFB o las empresas subsidiarias de YPFB, los demás lo hacen las otras empresas que operan en el país. Los ingresos del Estado. Fíjense hemos sacado una desde 2007. Muchas veces cambian estos números y depende de cuando

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se lee. El otro día leía de 2005 hablábamos de 19 mil millones de dólares. Hoy día estoy hablando de 2007, hasta el 2013 tenemos acumulado 15.904 millones de dólares, vemos que la mayor incidencia que representa las regalías y el IDH. No quiero repetir lo que habló el viceministro con EIA, algunos de ellos concluidos como la Planta de Río Grande, la Planta Gran Chaco que está en Construcción, la Planta de Gas Natural Licuado de Regasificación. Este fue un proyecto bonito que hizo YPFB, seguimos con las salidas de GLP, diésel, gasolina y GLP del país y lamentablemente pese a los esfuerzos que hizo la ANH, sigue el contrabando por los puntos de frontera. Entonces esta planta de LNG quiere en parte resolver este problema colocando en las zonas fronterizas colocando el gas natural virtual a través del LNG, que significa que en lugares como frontera como el Perú donde tenemos más salida de combustible de manera ilícita, en algunas poblaciones se pondrían redes de gas natural. En la puerta de la ciudad se pondrá una planta de regasificación, se está construyendo una planta de licuefacción en Rio grande y a partir de Rio Grande saldrá el cisterna que lleva ese LNG, el gas en estado líquido hasta el punto de ingreso a las ciudades. Están las plantas de regasificación de gas líquidos nuevamente se vuelve gas y va a ser incorporado al sistema de distribución. A partir de este gas natural licuado podemos atender el GNV y los sistemas aislados que usan diésel para generación de energía eléctrica. Esto estará listo para octubre de 2014. Son 130 millones de dólares que ya adjudicó YPFB a la empresa. Luego tenemos el complejo petroquímico de amoniaco y urea que está en CBBA y algunos otros proyectos que están en estudio, es el etileno y polietileno, la planta de propileno y polipropileno, la planta de GTL, polietileno, lo que está haciendo la EBIH, son estos proyectos de tuberías que en este caso se firmó un convenio con la gobernación de Yacuiba para ver de qué manera podemos poner este proyecto en este municipio donde va a haber un aporte de parte de las sub gobernación de Yacuiba y también va a ser implementado en El Alto En La Paz. La planta de Petrocasas del bicentenario es una fábrica donde se va a

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Avances y desafíos de la nacionalización de los hidrocarburos y electricidad y la visión 2025

construir los kits para producción de estas casas. El complejo petroquímico del metanol. La Planta aromática de PVC. Esos son algunos de estos proyectos que tenemos en mente y que si hay que comenzar a trabajar. Estamos trabajando fundamentalmente en exploración. No nos hemos dormido en exploración. Se ha estado realizando si bien no al ritmo que muchas horas con la inversión de millones de dólares, pues también es una limitante que tenemos. YPFB todas esas horas que reserva para sí, necesariamente YPFB tiene que buscar un socio para invertir. Son etapas de exploración de alto riesgo que cuando se perfora un pozo exploratorio el riesgo que corro ahí solamente con la seguridad de un 20 a 25 por ciento como máximo que va a existir y un 75 a 80% que no va a haber. Entonces que es una instancia de alto riesgo la parte exploratoria. Entonces ahí YPFB con los pocos recursos que tiene es un poco delicado invertir y no encontrar nada. Entonces es por eso que buscamos socios que vayan a invertir en esta etapa de riesgo. A los contratos si les va bien a la empresa que vino a ser socia de YPFB, antes no. Así estamos firmando los contratos de servicios petroleros. Hace poco se firmó uno con Total y Gazprom en el área Azero. Ellos corren el riesgo de exploración. Hemos firmado también con una empresa china que va a venir a invertir en Sanandita. Si les va mal y si les va bien recién YPFB se asocia y de acuerdo a la CPE con un porcentaje no menor al 51%. Así estamos trabajando en las áreas que están reservadas para YPFB. Finalmente con algunas conclusiones que había preparado estamos trabajando con el cambio de la matriz energética, ya no queremos seguir quemando gas, queremos irnos a las hidroeléctricas. Actualmente estamos con el 73% de la matriz energética con termoeléctrica, queremos cambiar. Lo que significa la cobertura de electricidad queremos llegar al 2025 con el 100% y algunos temas importantes, estamos trabajando con el cambio de la matriz energética. Hoy día nuestro director ejecutivo de la Entidad Ejecutora de la Conversión a GNV. Este año estamos a 34 mil conversiones y

esperamos llegar ojalá a 40 mil conversiones y en cuanto a redes de gas esperamos llegar a las 80 mil instalaciones a nivel del país y todo de manera gratuita, no les cuesta ni un peso, ni siquiera las conversiones de GNV y las conexiones externas de gas domiciliario. En otro tema decirles que estamos trabajando en una nueva ley de hidrocarburos y ya la hemos adecuado a la CPE, esto es un trabajo. Está en curso una ley de empresas, asimismo un procedimiento que se está trabajando en el ministerio de defensa de la ley de consulta pública y participación para proyectos de hidrocarburos y electricidad. Eso hace que muchas cosas hay que esperar y no tenemos consenso en las entidades de sector, quienes son los que tienen que escribir en primera instancia la Ley de hidrocarburos, la EBIH, la ANH, YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos, primero tenemos que ponernos de acuerdo las cuatro entidades que conforman el sector. Una vez que tengamos esa ley consensuada vamos a salir a consensuar con las demás instancias, empresas, gobernaciones, los departamentos. Un tema que es muy delicado para nosotros y nos atrasa un poco es el tema de los proceso de consulta y participación, a la fecha tenemos problemas. No sé si hay gente de Total saben que están paralizados este proceso de consulta y participación que se está haciendo en la provincia Cordillera para el bloque Ipati y lamentablemente cuando hay posturas por parte de las comunidades indígenas que están en un área, podemos estar tiempo ahí, la verdad que ese un tema que tenemos que regular, sin vulnerar sus derechos, queremos trabajarlo y estamos estudiando que hacer en estos temas. El Ministerio de Gobierno está llevando la Ley Marco de Consulta y Participación y si se aprueba será incluida en la Ley de Hidrocarburos y aplicada. Les pido paciencia a la gente de Tarija. Estamos trabajando esa ley de hidrocarburos y tenemos algunos borradores, que por supuesto que cada vez que nos reunimos los cambiamos, porque vemos algunas cosas que son mejores, y estamos trabajando con el tema de los incentivos a la exploración, fundamentalmente yo quiero que esta ley de hidrocarburos nos resuelva en gran

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parte el problema de la exploración. Algunos temas que hemos identificado en la nueva Ley de hidrocarburos. Tiene que resolver el tema de la Consulta y Participación y la Exploración. Por supuesto que también muchos otros temas, pero fundamental son esos dos temas que nos pueden trabar para la exploración. Estimado señor Zabala que en las conclusiones de este taller y no tenemos ningún problema que las conclusiones a las que

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arriben vamos a tomarlas en cuenta si corresponden en la ley de Hidrocarburos, tomarlas en cuenta o si corresponden para la Agenda Patriótica. Este tipo de eventos nos sirven para eso, para seguir construyendo Bolivia, para seguir asimilando todas las cosas que pasan en el país, fundamentalmente en este tipo de evento, el aporte de nuestra gente, nuestros expertos internacionales que vienen, son valiosos y vamos a esperar esas conclusiones nos hagan llegar para tomarlas en cuenta. Muchas gracias.

Conclusiones FIGAS 2013

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Conclusiones

1.- En primer lugar habiéndose consolidado la nacionalización de los hidrocarburos y a más de 7 años de su implementación, la industria en Bolivia se encuentra en un franco periodo de reactivación. Gracias a la recolección, sistematización y análisis de información se ha identificado la falta de inversiones en exploración petrolera como el principal factor responsable del letargo que afectó al sector hidrocarburífero boliviano en los últimos años. El gobierno boliviano ha dado claras señales que apuntan a resolver la falta de inversiones en actividades de exploración petrolera. Resulta obvio e incontrastable decir que sin estas inversiones no será posible descubrir nuevos yacimientos para reponer e incrementar las reservas hidrocarburíferas que posee el país. Entre 2011 y 2012 el monto total invertido en actividades de exploración y explotación en Bolivia fue de 1.788 millones de dólares superando en 7% lo invertido en total en los seis años previos. De esa cantidad 353 millones, es decir, el 20% del total se destinaron a la exploración hidrocarburífera, esto representa un promedio de 176 millones de dólares por año entre 2011 y 2012, monto que muestra de manera contundente un cambio positivo que debe ser sostenible en el tiempo. 2.- Coincidente con lo anterior se ha incrementado la actividad de empresas de servicios bolivianas que en calidad de contratistas vienen prestando servicios en las diferentes obras y proyectos que vienen desarrollándose; no obstante lo anterior aún existe una significativa capacidad disponible para que otras empresas bolivianas participen en la dinámica hidrocarburífera nacional.

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3.- Casos como la construcción de la Planta Separadora de líquidos Gran Chaco y de Amoniaco – Urea son casos tangibles y plausibles respecto del paso de una fase primigenia exportadora de materia prima a su industrialización. 4.- El dinamismo del sector obliga a prever escenarios donde nuevas tecnologías como el shale, gas entre otras, puedan constituirse en amenazas a nuestras expectativas de monetizar nuestras reservas, por la vía de la venta y su posterior exportación. 5.- Permanecen vigentes los desafíos de reposición de reservas, mediante el incremento de la reservas probadas de gas natural a través de campañas agresivas de exploración. Procurar la independencia energética plena mediante el cambio de la matriz energética, a fin de no depender de la importación de líquidos, y de esta manera abastecer y satisfacer la demanda del mercado interno. Fomentar nuevos proyectos tendientes a desarrollar energías alternativas como la solar y eólica, con la finalidad de incluir dichas energías en la matriz energética boliviana. A nivel normativo promulgar una nueva ley de hidrocarburos y ley de inversiones para atraer capitales que sean destinados no solamente a actividades extractivas sino principalmente a añadir valor vía industrialización al gas natural con la finalidad de exportar productos intermedios y terminados.

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IMáGENES DEL FIGAS 2013 | FORO

Cerca de 350 personas estuvieron presentes en el Foro 2013, que se realizó en el Hotel Los Parrales de Tarija. En esta versión, se presentaron los Avances y Desafíos de la Nacionalización de los Hidrocarburos y Electricidad y la Visión 2025, con el propósito de aportar al séptimo pilar de la misma, que consiste en la “soberanía sobre los recursos naturales, con nacionalización, industrialización y comercialización en armonía y equilibrio con la Madre Tierra”.

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IMáGENES DEL FIGAS 2013 | ALMUERZO

Durante los tres días del evento del FIGAS, a la hora del almuerzo, hubo un espacio para la confraternización y los negocios. En estos momentos los participantes tuvieron la oportunidad de estrechar aún más sus relaciones interpersonales, mediante el intercambio de criterios en un ambiente informal, además de disfrutar de la variedad gastronómica que ofrece Tarija.

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IMáGENES DEL FIGAS 2013 | EXPOFIGAS

Abierta a todo el público contó con una masiva participación de los asistentes al encuentro energético, como también de visitantes externos que aprovecharon la ocasión para conocer las novedades y servicios de la industria hidrocarburífera.

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IMáGENES DEL FIGAS 2013 | PREMIACIÓN y reconocimientos

La Universidad Privada del Guairá, República del Paraguay, a través de su Magnífico Rector, nombró al presidente del Figas y director de Reporte Energía, Miguel Zabala Bishop, Doctor Honoris Causa de esa casa superior de estudios, por su aporte al conocimiento, la investigación y las políticas energéticas de la región. Por su parte, la Universidad Nacional del Oriente, de Santa Cruz, le entregó la medalla al mérito académico como reconocimiento.

En la última jornada se galardonó a los mejores stands presentados, así como también a las empresas que apoyan este encuentro año tras año.

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IMáGENES DEL FIGAS 2013 | NOCHE CHAPACA

Como en todas las versiones del FIGAS se realizó la Noche Chapaca, donde los asistentes disfrutaron de los exquisitos sabores de la variedad de vinos locales. Además se presentaron bailes tradicionales de Tarija. En el encuentro se fundieron en un brazo fraterno de camaradería, el ameno intercambio cultural y profesional que marcó este evento.

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