Reporte Energia Edicion 11

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electricidad

Estudios para Cachuela estarán listos en 5 meses avances para Hidroeléctrica La canadiense Tecsult Aecom, debe realizar 3 estudios por un monto de 8 millones de dólares. ENDE presentó los avances del P. 6 mega proyecto a Reporte Energía.

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ISSN 2070-9218

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Nº 11 Mayo , 2009 Petróleo & Gas I Energías Alternativas I Medio Ambiente I Desarrollo Limpio I Agua I Electricidad I RSE Foto: Reporte Energía

INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE

COTIZACIÓN DEL PETRÓLEO | ABRIL 09

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ESPECIAL de P&G

petróleo & gas

coyuntura ENERGÉTICA regional / parte I:

LOS ESCENARIOS ENERGÉTICOS EN ARGENTINA, CHILE Y CENTROAMÉRICA Los mercados energéticos regionales crecen a ritmos acelerados. El gas es el principal protagonista y, como muestra el especial del CIDE, Argentina, Chile y P.10-15 Centroamérica buscan salidas.

TECNOLOGÍA

Prefecturas gestionan cobro DIRECTO de regalías mineras Buscan contar con un formulario único para el pago de regalías que sea aplicable P.18 en cualquier región del país, y se ejecute en un sistema informático.

PETRÓLEO & GAS | P. 8-9

NUEVO DESCUBRIMIENTO DE GAS alienta inversiones petroleras Mientras el gobierno define una política petrolera coherente con las demandas de producción, empresas como GTLI descubren nuevas reservas de gas en el país.

S

egún los analistas, la producción de 7 millones de pies cúbicos por día de gas natural en El Palmar no soluciona la crisis de producción en el país, pero es una prueba de que es posible seguir invirtiendo en el sector y que existen proyec-

tos con potencial hidrocarburífero que sólo requieren de voluntad empresarial y reglas del juego claras por parte del Estado boli-viano, que ya estaría en vísperas de cambiar nuevamente la ley de hidrocarburos para adaptarla a la Constitución.

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LO ÚLTIMO

EDITORIAL

Sin fecha creación de la ANH

NEGOCIOS SON NEGOCIOS

No existe fecha todavía para la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) que reemplazará a la Superintendencia del sector, por lo que se espera que en las próximas semanas se avance en su concreción, ya que se requiere de un ente que regule el sector, según fuentes gubernamentales.

El Ministerio de Hidrocarburos, espera que con la ANH se retorne a una fiscalización “pro estatal, pero con un nuevo enfoque orientado a generar recursos económicos en función del interés público”, además que tendría más responsabilidades que la Superintendencia desaparecida, puesto que no sólo regulará y supervisará el downstream – transporte y comercialización – sino también el upstream – exploración y explotación.

La ANH será una instancia pública con autonomía de gestión, que supervisará fiscalizará y controlará toda la cadena operativa, principalmente a YPFB pero también a los operadores que tienen contratos con la estatal petrolera, entre ellos los distribuidores de gasolina y Gas Licuado de Petróleo (GLP), que pese a ser privados son parte de la cadena productiva.

Así mismo será el órgano responsable de supervisar el cumplimiento de las normas, decretos y resoluciones, que emita el Ministerio de Hidrocarburos y Energía y ejercerá actividades de fiscalización supervisión y regulación en toda la cadena productiva de los hidrocarburos, por lo que deberá modificarse la ley 3058.

REALIZAN TALLER DE consulta pública sobre yacimientos de níquel y cromo en CHIQUITOS Este 23 de mayo del 2009 se realizará en la localidad Santo Corazón - en el departamento de Santa Cruz - el Taller de Consulta Pública relativo al Estudio de Impacto Ambiental (EEIA) Analítico Específico del Proyecto de Prospección y Exploración de Yacimientos de Níquel en la región de Rincón del Tigre, organizado por Votorantim Metais Bolivia S.A. Durante la consulta se realizará una exposición sobre el proyecto de exploración que tiene a su cargo Votorantim Metais Bolivia S.A., además del contenido y estructura del Estudio de EEIA (Componentes bio-físicos, identificación y predicción de impactos ambientales).

En esta oportunidad se presentará también aspectos relevantes del componente socio – económico – cultural, del proyecto de exploración y explotación de los citados minerales.

EN MARCHA NACIONALIZACIÓN DE EGSA El 23 de abril, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía envió una carta a la generadora Guaracachi solicitando el traspaso de información para el proceso de nacionalización en marcha, según lo dio a conocer una fuente de la prefectura cruceña que pidió reserva. |||

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QUÉ DIJO

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E

l reciente descubrimiento de nuevas reservas de gas natural en el campo El Palmar, en la formación Tupambi, “ no son muy importantes, pero aportan a las reservas nacionales”, lo dijo el vicepresidente de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos Carlos Dellius, al programa “Sin letra Chica”, el día en que el presidente Evo Morales junto a ejecutivos de Jindal Steel & Power anunciaban haber alcanzado la formación con nuevas reservas y una posible producción de hasta 7 millones de pies cúbicos de gas natural por día.

Pero, como negocios son negocios, las petroleras reaccionaron de inmediato y empresas como Repsol, a través de su presidente Antoni Brufau, anunciaron que esperan “hacer buenos negocios” en Bolivia, repitiendo el discurso pronunciado por los ejecutivos de esa empresa a la firma de los nuevos contratos de operación con el Estado boliviano en 2006. Repsol dijo que invertirá 900 millones de dólares, en tanto que Petrobras no ha incluido en sus planes de crecimiento a Bolivia con cifras significativas, debido, en parte, al “sabor amargo que le ha dejado la intervención militar de una de sus operaciones-estrella”, el campo San Alberto, durante el proceso de nacionalización, según lo afirmó recientemente el presidente de la asociación de industrias de Sao Paulo, a un medio local.

Por ahora, las empresas acaban de firmar nuevos contratos para el incremento de la producción de gas natural hasta 44,68 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) hasta el final del año, según informó el presidente interino de YPFB, Carlos Villegas, en una nota publicada por la agencia oficial ABI. El propio Villegas recordó que el mercado externo sostiene una demanda de gas natural y líquidos por encima de los 44 MMmcd, por lo que las empresas con las que se tiene contratos como Petrobras-Bolivia, Repsol YPF, YPFB Andina SA, BG Bolivia, Total E&P, Petrobras Energía, Mapetrol-Orca, Canadian, Pluspetrol, Vintage y GTLI (por Don Wong) deberán elevar la producción actual de 41 MMmcd.

Sabemos bien que el mercado interno demanda unos 6,5 MMmcd, en tanto que Argentina 4 MMmcd, por su par-

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DIRECTOR : MIGUEL ZABALA mzabala@reporteenergia.com

te la cambiante demanda de Brasil, se encuentra en la franja de 18 y 30 MMmcd y no se avizoran nuevos incrementos en la demanda y peor la apertura de nuevos mercados.

Sin embargo, mientras el gobierno a través del presidente interino de YPFB, anuncia “buenas noticias”, analistas, ex autoridades del sector como el ex ministro de Gonzalo Sánchez de Lozada y ex superintendente Carlos Miranda, afirman que el país solo tiene “malas noticias” en cuanto al futuro inmediato de la industria en relación al incremento de inversión y reservas. Miranda indicó recientemente en el foro de la Cámara Nacional de Industrias, que “en 1999 había un total de 65 pozos perforados, mientras que actualmente hay cinco pozos exploratorios, de los cuales sólo dos están en ejecución”. “Esto es insuficiente para mantener los pozos productores, muchos de los cuales declinan en sus producción”.

Miranda explicó en el foro que la caída de la producción “no sólo se debe a una menor demanda del energético por parte del Brasil, que antes compraba 30 millones de metros cúbicos diarios (MMmcd) de gas y hoy solicita un promedio de 20 MMmcd”, agregando que “la composición de los hidrocarburos explotados en el país se situaba en un 28,5% en 1998, con un alto contenido de líquidos; no obstante, hoy el indicador está en 14%, “en tanto que los precios afectarán los ingresos que “caerán este año en un 48%”, en tanto que “el 2008 la venta de gas representó un valor de $us 3.132 millones, el 64% del total de las exportaciones del país. Con un precio interno de entre $us 45 y 50 del barril de petróleo, Miranda calculó que se percibirá $us 1.508 millones por las exportaciones de gas, unos $us 1.600 millones menos que el 2008”.

Estos números y cifras, sólo muestran una realidad cambiante en el país, hoy parece que no se invierte, pero mañana sí, aunque los escenarios siguen siendo prácticamente los mismos.

De todas maneras, negocios son negocios y , contratos de operación de por medio, las empresas esperan que el gobierno proponga una nueva ley de hidrocarburos coherente con las demandas de los mercados y las necesidades de inversión en el sector. ▲

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ENERGÍAS ALTERNATIVAS

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Se trata de un recurso renovable de muy alto potencial en Bolivia, puesto que genera más del doble de energía que lo que Europa puede producir

“ Elaboran nuevo mapa de radiación solar para EL TERRITORIO DE Bolivia

Miguel Fernández

Cochabamba ya cuenta con una estimación de la radiación solar mensual utilizando metodologías de imágenes satelitales y sistemas geográficos de información. El único mapa del que actualmente se dispone data de 1998, el mismo que tiene características lineales y no brinda datos del oriente boliviano.

A

diferencia del mapa de radiación solar del país que data de 1998, (es considerado lineal y no brinda informes del oriente boliviano), el nuevo - que está en proceso de construcción – ofrecerá datos basados en Sistemas de Información Geográfica (SIG) e imágenes satelitales aplicando la metodología SSE de la NASA. Este proyecto de investigación de la radiación solar en Bolivia es impulsado por la Organización No Gubernamental Energética en convenio con el Departamento de Física de la Facultad de Ciencias y Tecnología de la Universidad Mayor de San Simón (UMSS) y estará listo hasta fin de año.

Los datos serán puestos en versión digital en internet para que cualquier persona pueda acceder al estudio.

Se busca que el mapa de radiación solar a nivel Bolivia contenga información mensual a partir de la validación de los cálculos que se realizaron en Cochabamba, que actualmente tiene estimaciones utilizando modelos de sistemas de información geográfica e imágenes satelitales, usados en diferentes partes del mundo.

“Se prevé que este mapa revolucione la fuente de provisión de energías renovables porque el país tiene una franja de muy alto potencial, que es más del doble de lo que produce Europa”, explica Miguel Fernández, director de la ONG impulsora de la iniciativa y añade, que cada m2, de superficie de recepción de la radiación solar en un año equivale a un turril de 200 litros de diesel.

La energía solar no solamente puede aplicarse al área rural, sino que es posible su uso en plantas de generación de energía solar para ciudades, y será capaz de competir con la que está basada en energía fósil, a medida que el petróleo vaya recuperando el precio a nivel internacional.

En el país el cambio de matriz energética a nuevas formas de generación de energía está contemplado en la nueva Constitución Política del Estado, por lo que cuenta con el apoyo gubernamental.

afectadas por procesos microclimáticos.

Sin embargo, según la ONG Energética, una red de estaciones para caracterizar el régimen de radiación solar en todo el país resultaría muy costosa, por lo que se utilizaron métodos indirectos para estimarla por medio de otras mediciones, como insolación o nubosidad. Debían además utilizarse modelos numéricos, conocimiento empírico de las características microclimáticas y observaciones indirectas derivadas del análisis y observaciones de datos provenientes de sensores remotos localizados en satélites para desarrollar un conocimiento de las características geo espaciales así como de la extensión de estos recursos.

Sin embargo, desde la aparición de los satélites meteorológicos se abrió una nueva perspectiva para estimar parámetros de radiación y se han realizado estudios encaminados a ello. En los últimos 30 años la literatura especializada reporta diversos métodos de cálculo de la radiación solar, con distintos grados de complejidad.

En el trabajo de la UMSS y Energética, con base en la implementación de técnicas de interpolación, se estimaron los niveles de radiación solar en el Departamento de Cochabamba a partir de datos de irradiación solar obtenidos de imágenes satelitales procesadas con la metodología SSE (Surface Meteorology and Solar Energy) de la NASA.

A medida que la demanda de energía renovable crece, de igual manera la necesidad de fuentes de datos son más precisos de las mismas. Sin embargo en Bolivia, así como en muchos otros países, relativamente pocas estaciones meteorológicas colectan datos de radiación solar requeridos para conocer el potencial y el desempeño de sistemas de este tipo de energía y en particular de sistemas fotovoltaicos.

El proyecto de investigación entre la UMSS y Energética está destinado a estimar los valores de la radiación solar global inicialmente para el departamento de Cochabamba, a través de modelos de Sistemas de Información Geográfica e imágenes satelitales, con el fin de ajustarlos a mediciones locales en zonas críticas.

La UMSS aporta con su capacidad científica e investigativa, mientras que Energética con conocimiento sobre las demandas rurales y urbanas de energía y las posibles tecnologías a emplearse con mayor factibilidad en el medio.

El proyecto en CBBA Las fuentes de energía renovable, particularmente para tecnologías solares, son fuertemente dependientes de las condiciones y fenómenos climatológicos y están también

Imagen: Energetíca UMSS

Convenio UMSS-ENERGÉTICA

Mapa antiguo de radiación solar

Con estos valores de radiación, se obtuvo la distribución temporal y espacial de la radiación solar para el departamento de Cochabamba mediante un proceso de interpolación utilizando el paquete de análisis geoestadístico ILWIS, considerando datos de 16 grillas de 1grado por 1 grado que abarcan el departamento.

Metodología De acuerdo a la información proporcionada por Energética, para el trabajo se realizó un estudio comparativo y de validación entre los valores de radiación medidos experimentalmente y aquellos estimados por la NASA para la ciudad de Cochabamba empleando un modelo en Matlab (software matemático que ofrece un entorno de desarrollo integrado). Debido a la resolución de las imágenes satelitales, se obtiene un valor promedio de radiación para un área comprendida entre 1º de latitud y 1º de longitud.

El departamento de Cochabamba se encuentra entre los 64º- 69º de longitud oeste y 16º-19º de latitud sur abarcando un total de 16 grillas, por lo que el valor de radiación promedio corresponde al centro de la grilla considerada.

Con este criterio, se asignaron para el centro de las 16 grillas el valor correspondiente de radiación solar de la base de datos SSE. El método de interpolación empleado para obtener

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ENERGIAS ALTERNATIVAS los valores estimados de los niveles de radiación usó una metodología denominada: Superficie Móvil Distancia Inversa con exponente de peso 1, distancia esférica y segundo grado parabólico; que sería el método más adecuado para interpolar datos satelitales.

ESTUDIOS IMPULSAN ER En este sentido, las diferencias que eventualmente pueden ser encontradas entre los valores estimados y medidos en superficie de radiación solar pueden ser debidas al hecho de que, los valores medidos en superficie corresponden a una localización particular con sus correspondientes características geográficas y climatológicas, mientras que los datos obtenidos por los satélites abarcan extensiones entre 1º x 1º, que derivan en condiciones climáticas diferentes.

El método de cálculo de la radiación solar global a partir de imágenes satelitales desarrollado ha obtenido resultados comparables a otros revisados en la bibliografía. Es recomendable que en lo sucesivo los valores calculados se comparen con datos registrados y no con sumas diarias hechas a partir de mediciones instantáneas. Esto será posible a partir de la instalación de piranómetros con registro automático en un mayor número importante de estaciones meteorológicas.

A pesar del incremento en cuanto al número de estaciones, se considera necesario el establecimiento de un número mayor, en sitios elegidos estratégicamente de acuerdo a criterios de evaluación del recurso solar, para asegurar una cobertura suficiente del país.

Asimismo, es importante incorporar las bases de datos de radiación solar a los Sistemas de Información Geográfica (SIG), que ofrezcan a aquellos que requieren de estos datos las herramientas diversas relacionadas con el recurso solar.

Este tipo de herramientas ya se han desarrollado en otros países y constituyen un factor decisivo para el impulso a las energías renovables (ER), al dar un grado mucho mayor de certidumbre a la toma de decisiones.

Estimación de RS a partir de imágenes satelitales Según datos de Energética, la gran ventaja de los métodos de estimación de radiación basados en imágenes satelitales es precisamente su resolución espacial.

Con ellas es posible generar mapas de radiación solar (RS) con una resolución muy detallada (de 2 a 10 Km2) sobre regiones específicas.

Esto los convierte en una fuente de información muy adecuada, por ejemplo,

para ser integrada en Sistemas de Información Geográfica (SIG). De la revisión de diferentes métodos se puede ver que existen diferencias entre el 12 y 15 por ciento entre los valores estimados con datos satelitales y los valores obtenidos por mediciones directas.

A pesar de las ventajas que presenta la estimación de la irradiación solar a partir de información satelital, no se debe menospreciar la importancia de una red terrestre que provea información de un número grande de puntos de monitoreo bien distribuidos sobre un territorio dado.

Para que los métodos satelitales den resultados más precisos, es necesario calibrarlos (sintonizarlos) con datos de superficie, lo cual requiere de una buena cobertura de una red terrestre constituida por estaciones situadas estratégicamente.

En Bolivia no se tiene referencia sobre algún trabajo que utilice la metodología de las imágenes satelitales para estimar los niveles de radiación solar.

Sin embargo, se han realizado varios estudios de la distribución de la radiación solar, basados fundamentalmente en la dependencia de ésta con otras variables que se miden en un número grande de estaciones, como la cantidad de horas con brillo solar, aplicando fórmulas empíricas de tipo Ángström.

Uso de la metodología SSE de la Nasa El proyecto ESE (Earth Science Enterprise) de la NASA proporcionó un sistema de satélites de investigación para proporcionar datos importantes para el estudio del clima y procesos climáticos, mismos que incluyen estimaciones de un periodo largo de tiempo de cantidades meteorológicas y energía solar en la superficie de la tierra.

Como resultado del proyecto ESE surge el banco de datos de radiación SSE de la NASA que reúne un conjunto de datos que engloban parámetros meteorológicos usados para diseñar sistemas de energías renovables.

La distribución de la radiación SW es primordialmente zonal, modulada por la distribución de las nubes. Los valores máximos se encuentran en el Ártico, Groenlandia y las regiones subtropicales del Hemisferio Norte.

Los valores máximos de la radiación LW se localizan sobre amplias regiones en los trópicos con un decrecimiento gradual hacia los polos.

Los valores más altos ocurren sobre áreas que exhiben temperaturas superficiales elevadas tal como los desiertos subtropicales y áreas con abundancia de nubes y vapor de agua. ▲

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El cuidado del medio ambiente, es una de nuestra prioridades.

El Gobierno es totalmente responsable con este tema

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Juan Ramón Quintana

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ELECTRICIDAD

Estudios para Cachuela Esperanza estarán listos en cinco meses

El 27 de agosto del 2008 la empresa canadiense Tecsult – Aecom, firmó con Ende el contrato por el cual debe realizar 3 estudios por un monto de 8 millones de dólares. ENDE presentó los avances del mega proyecto a Reporte Energía.

A

9 meses de la firma del contrato entre la empresa canadiense Tecsult – Aecom con la Empresa Nacional de Electricidad (Ende), para la realización del estudio de factibilidad y diseño final del proyecto hidroeléctrico Cachuela Esperanza, éste se encuentra en su fase final y se prevé su conclusión para octubre de este año.

En este tema el gerente de Exportación y Negocios de Ende, Roberto Peredo, indicó que mientras no se concluya con el estudio a diseño final de la hidroeléctrica, no se puede realizar ningún otro avance en el proyecto, puesto que del mismo se obtendrán los parámetros para las licitaciones y construcciones de obra que se tiene previsto.

Tecsult debe realizar tres estudios por un monto de 8 millones de dólares, entre los que se encuentran el de diseño final del proyecto Cachuela Esperanza, impacto en el país de las represas Jiraú y San Antonio, y tres alternativas – a nivel de pre factibilidad - de posibles formas de aprovechamiento de las potencialidades del tramo binacional Bolivia – Brasil en el río Madera, Mamoré y Beni.

Concretamente en el caso de la central hidroeléctrica Cachuela Esperanza, de acuerdo a la información proporcionada por Ende, se concluyó con la primera etapa denominada Estudios Preparatorios que incluía recopilación de los documentos existentes, visita e inspección al sitio del proyecto, realización de campañas de batimetría y topografía detalladas. Sobre la base de esta última información, complementada por los estudios geológicos y geotécnicos, también llevados a cabo, se elaboraron las alternativas de arreglo de las obras.

La etapa denominada Factibilidad, entregada por la consultora Tecsult, es actualmente modificada, en función a las observaciones efectuadas por personal técnico de Ende y la instancia de supervisión, designada para tal efecto. En total el estudio comprende cuatro etapas. A) Estudios preparatorios, B) Estudio de Factibilidad, C) Diseños definitivos e D) Impacto Ambiental.

Los estudios permitirán identificar el potencial hidroeléctrico de la cuenca amazónica en los tramos de los ríos Beni, desde Riberalta hasta su confluencia con el río Mamoré en Villa Bella; Mamoré, desde Guayaramerín hasta Villa Bella, y Madera, desde Villa Bella hasta su confluencia con el río Abuná.

El estudio técnico y económico, de la nueva central hidroeléctrica que se elaborará, busca asegurar el suministro de energía en el norte-este del país (Beni y Pando).

Por la proximidad del proyecto con el Brasil se prepara el marco legal para defender el mismo ante argumentación o reclamo que pudiera hacer el vecino país.

La empresa canadiense Tecsult – Aecom, desde su fundación en 1961 a la fecha, desarrolló importantes emprendimientos hidroeléctricos en diferentes latitudes del mundo, habiendo sus equipos multidisciplinarios participado en proyectos de este tipo totalizando más de 30.000 MW de potencia instalada.

Energía en la misma cantidad que el SIN Con una inversión de 1.500 millones de dólares la hidroeléctrica que se busca construir en Cachuela Esperanza, en el departamento del Beni, tendrá una capacidad de 800 MW que permitirá exportar

energía eléctrica al mercado brasileño. Actualmente, el Sistema Interconectado de Bolivia produce 900 MW. Al respecto el viceministro de Electricidad Miguel Gastón Yagüe Chirveches, explicó que el mega proyecto abastecerá el mercado interno de la Amazonía boliviana y tendrá un excedente importante para exportar energía como uno de los componentes atractivos a la inversión con miras al mercado brasileño. Los técnicos canadienses estiman que el proyecto en ocho años aproximadamente estaría produciendo electricidad.

El proyecto Cachuela Esperanza, que se encuentra localizado en el río Beni, se concreta luego de 25 años de ser declarado de atención prioritaria nacional, mediante Ley Nro. 549 de 13 de mayo de 1983. La firma del contrato entre Ende y la empresa canadiense Tecsult se realizó en la población de Cachuela Esperanza, ubicada a 10 kilómetros de Riberalta, el 27 de agosto del 2008, con la presencia del presidente de la República, Evo Morales Ayma.

EL COMPLEJO tema DEL IMPACTO ambiental El Gobierno boliviano garantizó la protección del medioambiente en la construcción de la hidroeléctrica Cachuela Esperanza, en el departamento amazónico del Beni, atendiendo de esta manera el reclamo de indígenas y campesinos benianos, quienes expresaron sus temores de que este proyecto dañe su hábitat.

“El cuidado del medio ambiente, es una de nuestras prioridades, el Gobierno es totalmente responsable con este tema, como han sugerido los pueblos indígenas”, indicó a Erbol el ministro de la Presidencia, Juan Ramón Quintana.

Los campesinos de la provincia Antonio Vaca Diez, en el noroeste del Beni, habían expresado sus dudas respecto a la ejecución del proyecto hidroeléctrico de Cachuela Esperanza al considerar que podría tener un impacto negativo para el ecosistema y biodiversidad de la región.

Ende adelantó trabajos La Empresa Nacional de Electricidad inició, con recursos propios, la ejecución de trabajos de campo para el levantamiento batimétrico de secciones transversales, en los ríos Beni, Mamoré, Madera y Abuná, y la instalación de un limnímetro digital en la Capitanía de Manoa, con el apoyo de la Fuerza Naval y el Servicio Nacional de Hidrografía Naval. Además ejecutó trabajos de campo para la nivelación geométrica de primer orden en el circuito RiberaltaGuayaramerín-Cachuela Esperanza-Riberalta, por medio del Instituto Geográfico Militar.

La estatal eléctrica también efectúo las secciones de batimetría, las cuales permitirán realizar estudios posteriores de modelación matemática fluviomorfológica, una vez que estén con valores de altitud, ligados a la topografía de toda el área de estudio.

Ende realizó además la instalación de la estación hidrométrica en Manoa, que permitirá registrar niveles de agua permanentemente, de tal forma que se cuente con información de los niveles del río Madera, que sirva para correlacionar los datos de la regla limnimétrica del lado brasilero, la cual cuenta con datos de más de 30 años, que se utilizaron para determinar el nivel de inundación del proyecto hidroeléctrico de Jiraú sobre el río Madera.▲

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PETRÓLEO & GAS

ANTE supuestas “FALLAS” EN EL POZO ige x-1 Petrobras hará nuevo side track en Ingre Las operaciones de desvío lateral o side track se realizarían por causa de “fallas en la perforación”, de acuerdo a un informe técnico elaborado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

TEXTO: reporte energía / la paz

C

on tapones de cemento, así culminó la primera fase de la auspiciosa perforación del pozo IGE - X1 a cargo de la empresa petrolera Petrobrás “que incurrió en fallas en dos perforaciones en el campo Ingre y ahora tendrá que elevar inversiones a más de 43 millones de dólares para extraer gas natural y líquidos”.

Así confirma un informe técnico elaborado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía alq ue tuvo acceso Reporte Energía y que acusa la “incidencia de errores en la fallida perforación en la que se invirtió hasta el momento $us. 43.526.825”.

En primera instancia, el equipo a cargo de la perforación “taponaron” el pozo con 600 metros de cemento sólido a 4.646 metros de profundidad del pozo horizontal en el que incluso quedó atrapado un kit

de herramientas de pozo, una turbina de 6 1/8” y el trépano de 8 ½”, dice el informe.

Al intentar realizar un nuevo trabajo de desvío lateral o side track, “sobreviene el segundo error” al intentar afirmar las paredes del conducto más reducido que termina derrumbándose, el cemento fragua en aproximadamente seis horas, cuando se habían calculado 18.

En el objetivo de alcanzar la formación Huamampampa que arrojó importantes indicios de gas natural y otros hidrocarburos asociados, Petrobrás habría decidido realizar un segundo trabajo de side track en el que invertiría al menos otros 10 millones de dólares con cargo a costos recuperables.

Con estos antecedentes, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía requirió un informe pormenorizado de la compañía petrolera Petrobrás, sin embargo, los ejecutivos de ésta no respondieron hasta el

presente y decidieron dejar de informar públicamente los últimos sucesos acaecidos en el campo Ingre, siempre según el informe ministerial.

Pese a la baja de las cotizaciones internacionales del barril internacional de petróleo y las limitaciones sobre la importación de gas natural de Bolivia, Petrobrás decidió continuar trabajando en este reservorio que promete aportar hasta 4 Trillones de Pies Cúbicos (TCF) a la producción nacional, constituyendo una importante reserva para 30 a 40 años.

En ese marco, los trabajos proseguirán con un costo adicional que se deduce como “gastos operativos” de las inversiones realizadas, de acuerdo a los contratos de operación en vigencia que sustenta el Estado con las empresas petroleras “operadoras”, después de la decretada nacionalización de los hidrocarburos.

Se estima que este nuevo yacimiento

hidrocarburífero constituiría una de las reservas más grandes del país pues se estima que sus dimensiones sextuplicarían el hallazgo de Vuelta Grande. Por ello, entendidos en el tema señalan que una vez realizados los trabajos de prospección y desarrollo del campo se precisará de unaplanta valorada en más de 300 millones de dólares.

Fuentes mnisteriales aseguran que Ingre se constituye en uno de los pocos prospectos con mayores perspectivas de explotación de hidrocarburos toda vez que experimentan una ostensible demora otros proyectos como Huacaya, Margarita y Río Seco, además de las precarias incursiones en el bloque Liquimuni, el norte de La Paz, a cargo de YPFB Petroandina SAM y las áreas concesionadas para “convenios de estudio” a cargo de las empresas GTLI con capitales de la empresa india Jindal y Tecpetrol. ▲

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Es satisfactorio trabajar con socios responsables en temas de inversión como GTLI y Jindal

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Evo Morales, Presidente del Estado Plurinacional

Foto: Reporte Energía

PETROLEO & GAS

DESCUBRIMIENTO. Bernard Budin, gerente de operaciones de GTLI, Iván Canelas vocero gubernamental, Carlos Villegas, presidente a.i. de YPFB, Arvind Sharma, cónsul de la India, dos funcionarios de la embajada India en Perú, Vikrant Gujral presidente de Jindal Steel Bolivia, Luis Carlos Kinn, presidente ejecutivo de GTLI, Evo Morales, presidente del Estado Plurinacional, Naveen Jindal presidente de Jindal Steel & Power (India), Walker San Miguel, ministro de defensa y Oscar Coca, ministro de hidrocarburos y energía.

Apresuran conformación de la SAM entre ypfb y gtli tras éxito en Palmar 15 Luis Carlos Kinn, presidente ejecutivo de Gas To Liquids Internacional, anunció que junto a la estatal petrolera explorarán gas y petróleo en cuatro bloques de Pando, Beni, La Paz, Santa Cruz y Chuquisaca. Según el acuerdo, que aún debe ser aprobado por el Congreso, YPFB tendría una participación accionaria del 60 por ciento, mientras que el 40 por ciento restante sería para GTLI. El proyecto de la SAM, se encuentra actualmente en manos del Senado.

L

os acuerdos para la conformación de una Sociedad Anónima Mixta (SAM), entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y Gas To Liquids Internacional (GTLI), para explorar nuevos campos hidrocarburíferos, avanzaron rápidamente y prácticamente el último paso que restaría seguir es la aprobación del Congreso, puesto que se cuenta con el apoyo del propio presidente de la República Evo Morales Ayma, quién tras la oficialización del hallazgo de producción de gas en el campo El Palmar, pozo 15, el pasado 12 de mayo, expresó su interés de concretar esta alianza.

Durante el acto de presentación del nuevo hallazgo gasífero el Primer Mandatario de la Nación, Evo Morales Ayma instruyó al presidente a.i. de YPFB, Carlos Villegas, acelerar la conformación de la SAM para que se inicie la exploración, perforación y explotación energética en otras áreas. “Es satisfactorio trabajar con socios responsables en temas de inversión como GTLI y Jindal”, expresó en esa oportunidad el presidente del Estado Plurinacional.

Al respecto Villegas, explicó que si bien

no puede establecer fechas para la conformación de la SAM, puesto que la ley que avalaría esta sociedad, debe ser aprobada en la Cámara de Diputados y Senadores, existe el compromiso y la intención gubernamental en acelerar este proceso.

En esta línea, las intenciones de profundizar los acuerdos comerciales avanzaron rápidamente, puesto que a invitación pública del Primer Mandatario de la Nación, Evo Morales Ayma al titular de Gas To Liquids Internacional, Luis Carlos Kinn, se concretó una reunión conjunta el 13 de mayo cuyos resultados dan luz verde para la formación de una SAM entre YPFB y GTLI. De acuerdo a la Red Erbol, Kinn anunció que junto a la estatal petrolera explorarán gas y petróleo en los departamentos de Pando, Beni, La Paz, Santa Cruz y Chuquisaca. “Con YPFB estuvimos trabajando de manera paralela en la conformación de una sociedad anónima mixta, en la cual YPFB tendrá el 60 por ciento y nosotros el 40 por ciento, con la que tenemos estudiado cuatro bloques de exploración en todo el país”, ratificó.

Detalló que el primero de los bloques de exploración se encuentra en el norte de Bolivia, que incluye parte del territorio de Pando, La Paz y Beni, donde tienen el objetivo de explorar petróleo en pozos a 1.400 ó 1.500 metros de profundidad. “Esos pozos son bastante sencillos de perforar”, señaló Kinn, para luego añadir que el segundo bloque está situado en Santa Cruz, cerca al Palmar, donde esperan encontrar gas y petróleo.

El tercer bloque también se encuentra en el departamento de Santa Cruz pero al sur, es decir, cerca a la región de Charagua donde buscarán principalmente gas, de acuerdo a la explicación del ejecutivo de GTLI, cuyo socio principal es la firma india Jindal Steel and Power, que también explota hierro en Mutún. “El último bloque es un potencial mega campo de gas en el departamento de Chuquisaca, cerca a Margarita y Huacaya”, declaró.

GTLI afirma que invirtió unos 15 millones de dólares en el descubrimiento de pequeñas reservas de gas, que suministrará energía al desarrollo del proyecto del cerro Mutún, donde existirían al menos

40.000 toneladas de hierro, según estimaciones oficiales. “Ahora sólo estamos esperando los pasos legales, porque se tiene que aprobar un par de leyes, una de ellas los contratos de exploración e iniciaremos inmediatamente esas actividades”, puntualizó Kinn.

Durante el acto de presentación del nuevo hallazgo gasífero en Palmar 15, el presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas, atribuyó el éxito de la perforación a un esfuerzo conjunto entre los socios GTLI y Jindal, en el marco de la política hidrocarburífera que aplica el presidente de la república Evo Morales Ayma, misma que asegura continuará profundizándose.

Ponderó el hallazgo de gas en Palmar 15, al recordar que el país tiene compromisos con el mercado interno y externo para exportación, por lo que es bienvenido todo incremento adicional a la producción y reservas del país.

“Es una satisfacción contar con nuevas reservas y con el emprendimiento de los bolivianos (GTLI) y el compromiso de la empresa Jindal. Ratificamos el trabajo conjunto que realizaremos en el marco

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2009 | Mayo

GTLI ES UNA EMPRESA BOLIVIANA, CON LA EXPERIENCIA DE PERSONAL BOLIVIANO QUE SABE LO QUE HACE

Luis Carlos Kinn, Presidente de GTLI

Foto: Eduardo Zabala

“

“El potencial del país es gigante” “Hemos llegado a un momento culmine porque hemos descubierto una nueva reserva en este departamento y para el país”, expresó el titular de GTLI, Luis Carlos Kinn, ante el aplauso de las autoridades gubernamentales y personeros de empresas presentes en las cercanías del pozo de perforación PMR 15.

¿Cuál es su opinión acerca del hallazgo de nuevas reservas de gas?

- La empresa ha confiado en Bolivia, primero con el proyecto Mutún y ahora en el sector de los hidrocarburos. Dios es muy generoso con nosotros porque nos ha dado gas. Agradezco al gerente de GTLI, Luis Carlos Kinn, porque él es muy entusiasta y convincente. También pondero la actitud del Presidente y me comprometo a hacer todo lo posible para atender esas expectativas.

Añadió que se venció varios tabúes referidos a que si hay reservas adicionales en zonas que antes no se habían descubierto. “Ello nos permite producir gas no solamente en este campo, sino también en alrededores y en otros ubicados en otras partes del país. El potencial es gigante”, enfatizó.

Kinn resaltó que GTLI es la primera empresa boliviana que perforó con éxito un pozo de estas características – a 3.470 metros – en tiempo récord (25 días), sin contratiempos y cumpliendo con todos los estándares de calidad, seguridad y medioambiente, habiendo encontrado el gas y las formaciones de acuerdo a los estudios previstos.

En un acto especial de presentación, la empresas Gas To Liquids Internacional, oficializó el pasado 12 de mayo el descubrimiento de reservas de gas que llevarán a producir 7 millones de pies cúbicos de gas por día en el campo El Palmar pozo 15, ubicado a 28 km de Santa Cruz de la Sierra, en la que estuvieron presentes el Jefe de Estado, Evo Morales Ayma, el ministro de Hidrocarburos, Oscar Coca, el de Defensa Walker San Miguel, el presidente de YPFB, Carlos Villegas, el titular de Jindal, Naveen Jindal y el embajador de la India para Perú y Bolivia.

¿A qué proyectos se abocará su empresa?

Por ahora nos estamos concentrando en esto (Campo Palmar) y el Mutún.

No es importante hacer muchas cosas, sino hacer pocas cosas y hacerlas bien.

No se saca petróleo ni gas haciendo muchos pozos someros, sino perforando uno profundo pero sacando el gas y petróleo. El Mutún es un proyecto muy grande y con mucho reto, o sea que estamos poniendo todo el esfuerzo y concentración en eso.

Tras hacer oficial el hallazgo de gas en el pozo Palmar 15, situado en el campo El Palmar vecino a la población de El Palmar, la empresa Gas To Liquids Internacional (GTLI), que opera en ese bloque, anunció que perforará el pozo PMR 18.

Luis Carlos Kinn, gerente de GTLI comunicó que durante un mes más se realizarán nuevas pruebas para reconfirmar los volúmenes proyectados inicialmente en el PMR 15. Luego el equipo de perforación se trasladará al pozo PMR-18, ubicado a unos 500 metros del pozo actual. La producción incrementará la oferta gasífera de exportación.

Kinn destacó que este emprendimiento lo realizó un consorcio boliviano, con personal técnico nacional. La inversión realizada por GTLI llega a 11 millones de dólares, tanto en los estudios previos como en perforación y en terminación.

Ficha de PMR 15 • El pozo Palmar 15 está ubicado en la formación Tupambi.

• Producción asciende a 7 millones de pies cúbicos día (MMpcd).

• La inversión supera los $us 11 millones.

• La exitosa perforación fue a 3.470 metros de profundidad en 25 días.

• Presión inicial de 4.840 libras por pulgada.

• Se gastó 6,3 millones en el propio pozo y lo restante en estudios y reingeniería.

Foto: Eduardo Zabala

de la Sociedad Anónima Mixta”, aseguró Villegas para luego augurar que “Vamos a iniciar nuevos emprendimientos con la seguridad que obtendremos resultados parecidos o mayores de los que estamos presenciando actualmente”.

Por otro lado anunció que se continuará explorando no solamente pozos profundos, sino también en campos tradicionales con pozos someros, puesto que se trata de una política y prioridad para el Estado boliviano. En los próximos meses las empresas que tienen contratos con YPFB, incrementarán su producción y perforarán nuevos pozos para descubrir nuevas reservas, de acuerdo al compromiso que hicieron con la estatal petrolera en sus planes de trabajo correspondientes a la gestión 2009, indicó.

Ahora pasarán al PMR 18

PETROLEO & GAS

Vikrant Gujral vicepresidente de Jindal Steel Bolivia, Naveen Jindal, presidente de Jindal Steel & Power (India) y Luis Carlos Kinn, presidente ejecutivo de GTLI.

¿Cuánto representa para Jindal la inversión en Bolivia a nivel mundial?

que se tenga se seguirá invirtiendo más.

Por primera vez durante el gobierno del presidente Evo Morales una compañía

Es sustancial; ahora que ya se tienen los terrenos, la inversión va a ser más rápida. En todas partes del mundo nos preguntan por qué estamos invirtiendo en Bolivia, pero nosotros nos sentimos muy confiados y muy seguros de la inversión que hacemos aquí en este país. A pesar de que hay una crisis financiera, estamos entusiasmados con nuestra inversión en Bolivia.

La mayor inversión de mi compañía está acá en Bolivia y supera los 2.100 millones de dólares. De acuerdo al éxito

petrolera ha encontrado gas. ▲ Foto: Eduardo Zabala

“

Naveen Jindal Presidente de Jindal Steel & Power

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Mayo | 2009

ESPECIAL

PETRÓLEO & GAS

Edición especial producida por el CIDEA

CIDEA

Centro de Investigación y Documentación Energética de Reporte Energía y Ambiental

coyuntura ENERGÉTICA regional / parte I: LOS ESCENARIOS ENERGÉTICOS EN ARGENTINA, CHILE Y CENTROAMÉRICA

Foto: Archivo

Los mercados energéticos regionales crecen a ritmos acelerados por el incremento del PIB y los proyectos de expansión de la cobertura energética a sectores antes deprimidos y de baja demanda. El gas es el principal protagonista como fuente primaria de energía para generación eléctrica y, como muestra el especial que el Centro de Investigación y Documentación Energética (CIDE) de Reporte Energía ha elaborado, Argentina, Chile y Centroamérica buscan salidas.

Argentina: los desafíos para la energia en el futuro TEXTO: MAURO NOGARÍN

L

a producción de petróleo en Argentina empezó a disminuir ya desde 1998 según las previsiones del presidente del Instituto Argentino para la energía G.Mosconi Jorge Lapeña.

Las reservas disminuyeron tanto en petróleo como en gas natural y no se descubrieron nuevos yacimientos en los últimos 15 años, ante esta realidad, es muy probable que el Ministerio de Energía de Argentina se verá obligado a importar, además de gas, también petróleo desde los países vecinos.

La demasiada dependencia de gas y petróleo en los últimos 35 años fue un factor que sin duda influyó de forma negativa en el desarrollo de la matriz energética primaria del país.

En general el sistema de abastecimiento de gas natural argentino presenta dos problemas estructurales: 1) La insuficiente capacidad de producción local para responder a la deman-

da del mercado Interno.

2) La red de transporte de gas natural es inadecuada Las consecuencias generadas son la restricción al consumo que está afectando asímismo el consumo del sector industrial y la generación de electricidad.

El proveedor más cercano es Bolivia, por lo que resulta estratégico acceder a esos recursos de una forma sustentable en el largo plazo con el proyecto del GNEA. Para comprender la situación actual de Argentina es necesario analizar el pasado.

En los años ’70 el consumo de petróleo se aproximaba al 72% mientras que el del gas al 18%; en el transcurso de veinte años dichos porcentajes se nivelaron al 39% con el gas natural y 49% por el petróleo, y en el 2000 por primera vez el consumo de gas natural superó levemente el del petróleo.

El cuadro estadístico trazado por la Secretaria de Energía de la Nación Argentina en 2005 es claro respecto a la matriz energética del país: Hidroeléctrica (4%), carbón mineral (0%), leña (1%), nuclear (3%) y el bagazo

(1%), todas fuentes alternativas que en tres décadas lograron contribuir apenas con el 10% en el ámbito de las fuentes primarias de energía.

En America Latina la dependencia de los hidrocarburos fósiles también no ha variado mucho desde los años ’70 hasta hoy, si se considera que del 80,1% de 1971 se ha pasado a 79,2% el 2000, según fuentes de la EIA. Ha sido poco significativo también el incremento de las centrales hidroeléctricas y nucleares que de 1,8% de 1971 subió a 8,4% en el 2000.

Sin embargo lo que se puede constatar sobre las cifras mencionadas es que la tendencia, si bien con una cierta variación, refleja aquella observada en Europa y la crisis sufrida en el invierno 2008 cuando su gran proveedor Gazprom mantuvo cerradas las válvulas por algunos días, dejando a los consumidores de varias países en una gran incógnita respecto a su proveedor.

Si Argentina quiere mantener la misma tasa de crecimiento de la demanda de hidrocarburos de un 5,5 – 6% de los últimos años, es indispensable diseñar una nueva

matriz energética en el futuro y como primera medida será necesaria la construcción de plantas de regasificación de Gas Natural Licuado (GNL) en los próximos años, siguiendo el ejemplo de la política que ya ha sido ampliamente desarrollada en Chile con las millonarias inversiones en el puerto Quintero y Mejillones.

Al mismo tiempo Argentina no debe descuidar el desarrollo tecnológico para el fortalecimiento de una política de ahorro energético en todos los niveles del consumo, domestico, industrial y de transporte tanto público como privado, dicen los analistas.

BIOCOMBUSTIBLES El ministro de planificación Julio de Vido puso en marcha un plan que se basa en la Ley 26.093 del Régimen de Regulación y Promoción para la Producción y Uso Sustentable de Biocombustibles, una medida necesaria e indispensable para cambiar de manera paulatina la matriz energética, en base a la cual a partir de 2010 será obligatorio introducir el 5% de biodiesel

2009 | Mayo Los ex secretarios de energía de Argentina, presentaron un documento de análisis sobre la actual situación energética del país y sus posibles salidas. Lo firman Jorge Lapeña, Roberto Echarte, Raúl Olocco, Julio César Aráoz, Daniel Montamat, Emilo Apud, Alieto Guadagni y Enrique Devoto.

en el gas-oil o diesel oil del país, mientras que todo combustible líquido caracterizado como nafta comercializado en el país deberá ser mezclado con “bioetanol”, tal como lo hace actualmente Brasil.

Este criterio de sustentabilidad directamente controlado por el Ministerio de la Agricultura, está dirigido a las plantaciones de caña de azúcar que serán cultivadas en las provincias del norte como Tucumán, Jujuy y Salta.

El total de la inversión estatal calculada será de 500 millones de dólares creando así alrededor de cuatro mil empleos, además de la aplicación de una serie de medidas de disminución de presión fiscal para todas aquellas empresas pequeñas y medianas que participaran en este programa.

La demanda inicial de bioetanol será de 300 millones de dólares al año para una producción superior a los 600 millones de metros cúbicos anuales.

La Asociación Argentina de Biocombustibles (AABH) que desde hace tiempo estuvo observando la situación energética nacional, en 2008 anunció el haber producido 1,2 millones de toneladas de biodiesel, un resultado altamente positivo si se piensa que el año anterior llegó solamente a menos de un tercio (319 mil toneladas).

El estudio realizado por el SEGE de la Universidad de Wisconsin sobre 266 países, confirmó que las potencialidades de

Argentina en el ámbito de los biocombustibles es muy alto hasta el punto que podría ser una nueva potencia a nivel mundial después de Brasil.

Otros dos proyectos que el gobierno argentino quiere financiar para solucionar la creciente demanda de hidrocarburos son los siguientes: 1) El proyecto Aurora, donde la empresa petrolera hispano-argentina Repsol después de treinta años va a empezar las actividades exploratorias offshore de gas y petróleo en en Golfo de San Jorge.

2) El 12 de noviembre de 2008 la Presidenta Cristina Fernández de Kirschner presentó públicamente un plan para incentivar la producción de hidrocarburos y al mismo tiempo alimentar las escasas reservas del país.

Con los programas Petróleo Plus y Refinación Plus en la provincia patagónica de Neuquén, empezarán una serie de proyectos para la exploración de nuevos yacimientos de hidrocarburos además de la construcción de nuevas refinerías y la ampliación de las ya existentes.

El objetivo es incentivar la producción de crudo y las reservas del país, mediante la inversión directa de 8570 millones de dólares, los cuales provendrán principalmente de la otorgación de incentivos fiscales a las empresas que van a operar en estos campos petroleros.

“Esto será posible a través de certificados de crédito fiscal para las empresas, que podrán ser utilizados para la cancelación de los derechos de exportación de los hidrocarburos, además de la amortización del IVA y un régimen especial para pequeños refinadores que presenten proyectos de ampliación de sus plantas” explicó el Ministro De Vido en una conferencia de prensa de noviembre de 2008.

Según el periódico argentino Crónica, de las petroleras grandes, la más favorecida por el nuevo esquema sería Pan American Energy (PAE), porque exporta dos de cada tres metros cúbicos que salen del país.

ex Secretarios de Energía proponen nueva política energética El 11 de marzo de 2009 ocho ex funcionarios de la Secretaria de Energía de Argentina (SEA) presentaron un documento bajo el titulo “Propuesta de una política de Estado para el sector energético Argentino” en el cual además de mencionar la critica situación energética se mencionan cuales podrían ser los instrumentos para poder proceder a su mejoramiento.

El fortalecimiento de la misma SEA con la introducción de nuevas leyes y la renovación de las instituciones correspondientes, es el primer paso a cumplir y es la clave para empezar el largo camino propuesto

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ESPECIAL

PETRÓLEO & GAS

por los ex funcionarios.

Esta medida sin embargo coincide con una planificación a largo plazo lanzada por el gobierno de Cristina Fernández, que ha encarado la diversificación de la matriz energética impulsando la energía nuclear, que ya se está desarrollando con la nueva planta de Atucha II, proyectos hidroeléctrica y hasta eólicos. Con este escenario, el punto de convergencia se aleja cuando el informe sugiere la disminución de la dependencia del gas natural, lo que no toma en cuenta la firma del memorándum de entendimiento para el abastecimiento de gas natural entre YPFB y ENARSA para incrementar los volúmenes de gas naturales provenientes de Bolivia, así como la construcción del nuevo Gasoducto del Norte Argentino (GNEA) con una inversión aproximada de 1.500 millones de dólares.

El punto “C” del documento plantea la reanudación de un proceso de entendimiento de las dos partes, aunque es preciso encarar una agresiva campaña exploratoria petrolera coordinada con las provincias.

En cocnlusión, los ex funcionarios plantean la refundación de la Secretaría de Energía, el fortalecimiento de los entes reguladores, mayor transparencia, aplicación de tarifas energéticas y subsidios e impulsar la construcción de centrales hidroeléctricas nacionales y binacionales. ▲

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ESPECIAL

Foto: Archivo

PETRÓLEO & GAS

Gas: Las tendencias del mercado mundial y el desafío de Chile TEXTO: MAURO NOGARÍN

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l estudio sobre el mercado energético de América Latina realizado por AGN Chile afirma que el GNL es el recurso mas adecuado para responder al continuo crecimiento de la demanda de América Latina y mundial, sin embargo

es importante considerar que el consumo mundial crecerá en más de 50% en menos de tres décadas.

La demanda mundial de energía primaria en 2004 fue de 11.200 Mtoe/Año y están subdivididas en la siguiente manera: Petróleo 35%, gas natural 21%, carbón 25%, biomasa y residuo 10%, nuclear 6%, hidráulica 2%.

La misma demanda para el 2030 será de 17.100 Mtoe/Año, lo que significa un incremento de más de 50% en tan solo dos décadas: Petróleo 32%, gas natural 23%, carbón 26%, biomasa y residuo 10%, nuclear 5%, hidráulica 2%.

Si bien la tendencia muestra que disminuye la demanda del petróleo al contrario

del gas natural que se incrementa, mientras que las otras fuentes están invariables.

Las proyección de consumo por sector evidencia que la generación de electricidad absorberá la mayoría de la demanda, pasando de 1000 bcm (miles de millones de metros cúbicos) de 2004, a 2000 bcm a final de 2030 mientras que el uso doméstico se mantendrá estable, lo que al final arroja un

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en este sector, incluidos los biocombustibles de tercera generación.

Con la construcción de las centrales de regasificación de GNL instaladas en los puertos marítimos de Quintero y Mejillones se cumplió el primer paso hacia una mayor autonomía energética, sobre todo cuando se genera una inestabilidad internacional en los precios de gas y petróleo.

La incorporación de esta nueva estructura garantizará la oferta de energía del tejido industrial, que absorbe la industria en la parte central y norte del país, la zona consdierada el ¨pulmón de la economía nacional¨.

QUINTERO CASI A PUNTO Puerto Quintero según el plan aprobado por el gobierno chileno empezará las actividades durante la segunda mitad de 2009 y las empresas que controlan este complejo industrial son British Gas, ENAP, Endesa y Metrogas El terminal marítimo de regasificación Quintero tendrá una capacidad de 2,5 millones de toneladas anuales de gas natural.

En tierra firme se construirán tres mega tanques de almacenamiento con una altura de sesenta metros, dos de los cuales con una capacidad de 160 mil metros cúbicos y uno de 14 mil M3 de capacidad.

Puerto Mejillones, ubicado en la región norte del país, comenzará las actividades de regasificación durante la segunda mitad de 2010.

Con una inversión de 500 millones de dólares por parte de la empresa estatal Codelco junto a Suez Energy International y UNACO-participación de ENAP, dispondrán de un barco tanque con una capacidad de 160 mil de metros cúbicos de GNL. El gasoducto construido para alimentar esta planta es de 8,3 Km. para conectar el del NorAndino con la región de Atacama.

En la misma zona se encuentra también la central termoeléctrica de Mejillones operada por Edelnor S.A. y la termoeléctrica de Tocopilla operada por Electroandina. ▲

Foto: Archivo

crecimiento del 67%.

Los países que están invirtiendo más recursos financieros para aumentar la capacidad de GNL son los de Oriente Medio, donde de las 20 millones de toneladas de 2003 pasarán a 220 millones para el 2030.

Hoy en día los w son Japón con el 42%, Turquía 24%, Corea 16%, EE.UU. 6%, Taiwán 5%, India 3%, República Dominicana y Puerto Rico 1%, de un total de 290 MMm3 de LNG. Sin embargo en América Latina el país que se destaca en cuanto a inversiones en la construcción de infraestructura de GNL es Chile.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Santiago, pudo constatar en un análisis que el consumo de energía primaria de 1994 a 2006 se ha duplicado, pasando de 166,5 a 295,6 mil teracalorías.

Aunque el petróleo, carbón, centrales hidroeléctricas y leña se han mantenido a un nivel constante, el consumo de gas natural ha registrado un incremento del 11%.

La previsión para el decenio 2006-2015 estimada por los mismos expertos de la CNE, fijan que esta tendencia logrará superar las 435 mil teracalorias al final del último año del periodo señalado.

Sin embargo al contrario de Argentina, Chile tiene una infraestructura muy eficiente, considerando que en los últimos 35 años se invirtieron importantes capitales para construir la red de gasoductos y oleoductos a nivel nacional.

La capacidad actual de almacenamiento de hidrocarburos es del 35% (petróleo), combustibles líquidos (58%) y GNL (7%) por un total de 3,3 millones de metros cúbicos.

Desde 1961 hasta hoy el ENAP ha construido más de 1.400 Km. de gasoductos que abastecen a todo el país, de norte a sur.

Después de la crisis energética a final de los años ’90 el gobierno de Michelle Bachelet decidió llevar adelante una política encaminada a diversificar su matriz energética con el plan cuatrienal 2008 – 2012 con una inversión de 27 mil millones de dólares

La planta de GNL de Quintero, Chile, se encuentra a punto de entrar en operación.

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ESPECIAL

PETRÓLEO & GAS

El nuevo polo energético para America Latina pasa por Panamá

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l consorcio conformado por empresas de España, Venezuela, Estados Unidos y Singapur en los próximos veinte años va a invertir cuarenta mil millones de dólares para construir el CELA (Centro Energético de las Américas), la infraestructura mas grande de la industria petrolera de América Latina.

El área elegida para empezar los trabajos de construcción es la ciudadela de María Chiquita, en la provincia Colon, a unos 70 Km. al nor este de la capital.

Al lado del mas famoso canal marítimo del mundo, se construirán un oleoducto y un gasoducto con el objetivo de conectar el Océano Atlántico con el Pacífico y a los países productores de América Latina con Estados Unidos y algunos países de Asia.

En la primera fase de construcción el CELA tiene como objetivo primario el poder optimizar los esfuerzos de los países que invierten y participan en este consorcio, como también las empresas que van a operar en el ámbito de este polo energético.

Desde hace varios años en la isla de Jurong (Singapur) funciona de forma permanente un sistema parecido a éste, el cual gracias a la implementación de nuevas tecnologías- permite ahorrar alrededor del 20% de los costos de gestión.

El parque industrial que se está construyendo en las costas del Atlántico tendrá la función de almacenar y distribuir petróleo y varios productos de refinación procedentes de los países productores de America Latina y del Medio Oriente.

Con una inversión inicial de 1100 millones de dólares, de forma gradual, Panamá se convirtirá en uno de los polos mas importantes para los EE.UU., Centro America y definitivamente el mas importante nivel de Latinoamérica.

Durante la presentación de este ambicioso proyecto al presidente de Panamá Martín Torrijos, el director general de CELA Josè Barderas, afirmó que por más de dos años un grupo de consultores internacionales ha trabajado en la parte técnica y financiera.

“Panamá será un país estratégico para el desarrollo de las actividades petroleras en los próximos años y este tipo de infraestructura contribuirá a aumentar el flujo de hidrocarburos en las Américas y el comercio mundial del sector de los hidrocarburos”, afirmó el empresario español durante una conferencia de prensa.

En la primera fase de construcción, que se desarrollará sobre un área de 850 hectáreas surgirá el terminal marítimo del Atlántico, necesario para recibir las materías primas y la instalación de los tanques para almacenar 26 millones de barriles de petróleo.

Una vez terminado el CELA Panamá contará también con varias refinerías, con una capacidad total de dos millones de bbl (MMbpd), una serie de plantas petroquímicas con una capacidad productiva de 3 MTPA, un complejo de tanques de 1000 MMSCFD de gas natural licuado (LNG) y muelles marítimos para recibir embarcaciones-tanque de gran tonelaje y calado.

Después de una postergación de los trabajos de construcción debido al retraso en la otorgación de los permisos de edificabilidad de parte de las autoridades gubernamentales, según el vice director de CELA Henry Jiménez, entre abril y mayo del presente año van a empezar los trabajos del movimiento de tierra en la costa Atlántica y de manera simultánea también aquellos en la costa del Pacifico.

Esto significa que en un lapso de 24 meses en ambos lados del país las obras construídas para el CELA. estarán en operación.

Al final de 2011 los terminales maríti-

mos entrarán en plena actividad, mientras que a mediados de 2009 empezará la construcción de la primera planta de refinación, con una capacidad de 200 mil barriles por día, y según el cronograma establecido estará en condiciones de operar al final de 2012.

Desde el comienzo de la elaboración de este proyecto los EE.UU. han mostrado un fuerte interés en la construcción del CELA, considerando que en los últimos años las estrictas normas para la protección del Medio Ambiente, frenaron de una forma bastante drástica la construcción de nuevas refinerías en su propio territorio, no obstante la demanda de los hidrocarburos se encuentra en constante aumento.

Sin embargo el factor que en este momento brinda una mayor importancia al CELA se debe a la disponibilidad -oficialmente comprobada- del gobierno de China a contribuir al financiamiento y fortalecimiento de este complejo industrial con la ventaja de apoyar además la construcción

de refinerías para enfrentar el constante incremento de la demanda de hidrocarburos en su propio país.

El restablecimiento de las relaciones diplomáticas entre Panamá y China, las cuales hasta el día de hoy eran casi inexistentes a causa del reconocimiento oficial de Taiwán, le dan un nuevo giro al proyecto.

Otro de los inconvenientes presentados en el proyecto fue el impacto ambiental a la isla de Taboga.

De hecho en la primera versión del proyecto aprobado en 2007, la población expresó su profundo disenso en la construcción de dicha planta industrial donde estaba prevista la instalación de los tanques de almacenaje de petróleo, afectando también algunas áreas urbanas cercanas.

El equipo técnico de la empresa Energías S.A., resolvió los inconvenientes y el proyecto se trasladó, con las debidas modificaciones técnicas, a ex base militar de Howard en un municipio dónde su instalación no implica daños ambientales.

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PETRÓLEO & GAS El consorcio Las Empresas Técnicas Reunidas de España, Jurong Consultans Pte. Ltd de Singapur, Cryogas y CBI Lummus de Estados Unidos, ICA Fluor un consorcio mexicanoestadounidense y CSA Group de Panamá, han realizado toda la parte del estudio técnico y financiero del CELA, mientras la empresa Energías S.A. administra la infraestructura industrial a cargo de Jesús Barderas y Abraham Hazoury.

La infraestructura El terminal ubicado en la costa atlántica se extenderá en una superficie de 1500 hectáreas y el GNL será transportado mediante el gasoducto de 20 pulgadas de diámetro, para ser utilizado como materia prima para generar energía eléctrica destinada al mercado interno, mientras el agua del mar será utilizada para el sistema de enfriamiento del proceso petroquímico de la planta.

Los muelles para el amarre en la costa del Pacifico y la estación de bombeo a mar abierto serán construidos a 1,5 Km. de la isla de Taboguilla, una infraestructura indispensable para la importación de la materia prima y productos refinados.

Todos los elementos que conforman el nuevo parque industrial, cuya función es la refinación de petróleo y de productos petroquímicos, han sido implementados con un moderno sistema de manejo integrado.

Otro aspecto importante del CELA es la construcción de una red de corredores comunes para facilitar instalaciones de empalmes al ducto principal, indispensables para permitir el transporte de la materia prima desde el puerto hacia las instalaciones.

Principalmente el complejo industrial tiene los siguientes elementos: • Refinerías con una capacidad de hasta dos millones de barriles por día • Producción petroquímica de etileno y propileno con una capacidad de hasta tres millones de toneladas por año • Planta para la producción de etanol • Planta de GLP con dos tanques con una capacidad de 320.000 metros cúbicos • Planta de regasificación con

una capacidad de extracción de un millón de metros cúbicos por día • Dos terminales marítimos para el amarre de los barcos-tanque • Tanques con capacidad de 60 MMbbls Adicionalmente, se construirán una serie de instalaciones que servirán de soporte a las operaciones, tales como: • Edificio Administrativo/Cafetería • Sala de Control/Laboratorio • Sala de Observación/Muelle • Taller de Mantenimiento • Estación de Bomberos/Servicios Médicos • Sistema Contra Incendio, que incluye dos grupos de bombas (uno eléctrico y uno con motor de combustión interna) y un conjunto de bombas de presurización (eléctricas).

El oleoducto El trazado del oleoducto que conectará los dos océanos ha sido elegido de forma muy cuidadosa, a fin de disminuir al máximo el impacto ambiental y el respeto de las normas vigentes.

El ducto de titanio de 36 pulgadas será enterrado a una profundidad de dos metros en todos los 96,5 Km. de largo del ducto.

El tramo de 80,5 Km. une el parque industrial del Atlántico con la zona a sur este de la ex base militar Howard para luego seguir otros 15 Km. hasta alcanzar el patio de tanques en el mar ubicado al este de la isla del Pacífico de Taboguilla.

En el cruce con el canal de Panamá se ejecutará una perforación direccional a una profundidad de varios metros, para garantizar el nivel más alto de seguridad sin perjudicar la estabilidad del terreno que sostiene la arquitectura del canal y permitir al mismo tiempo las futuras extensiones y ramales del ducto principal hacia las poblaciones cercanas.

Refinerías El sistema de refinación está constituido por la instalación de seis plantas con una capacidad de 100, 150 y 250 Mbpd, los seis lotes de terreno reservados para estos equipos son respectivamente de 32, 46 y 80 hectáreas.

El estudio de simulación elaborado por se consdiera al país como una zona ideal de la empresa Cryogas prevé la producción de paso entre el Atlántico y el Pacífico. los siguientes productos, además del Productos Barriles por día asfalto y el pet-coke: GLP, gasolina, jet

52.000 fuel, diesel oil, y nafta en cantidades GLP definidas en la tabla djunta.

370.000 Gasolina El Centro Energético de las Amé 135.000 Jet fuel ricas, es uno de los proyectos energé 406.000 Diesel ticos más ambiciosos de los últimos

237.000 Nafta años y coloca a Panamá en una posi1.200.000 Total ción privilegiada, porque una vez más,

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QHSE

“

Hay gente que come mal, no les pagan y prolifera gente recomendada. Incluso puede observarse personas que andan de chinelas y sin casco en plantas petroleras.

Carlos Sarmiento

“ Advierten cierto nivel de inseguridad en algunas empresas petroleras Foto: Archivo

L

a aplicación de las normas y estándares procedentes de certificaciones tales como la ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001, que están ligadas a los sistemas de gestión en Calidad, Salud, Seguridad y Ambiente (QHSE por sus siglas en inglés) que ostentan las empresas petroleras que cambiaron de dueño y están bajo el control del Estado, estarían en entredicho, porque se incumpliría las mismas y no se les da la importancia que tenían antes, según expertos que trabajan en estas áreas y proveedores de servicios consultados¨.

Esta “permisividad” que dejó de ser un secreto en las empresas petroleras nacionalizadas, preocupa a las compañías y consultoras que prestan sus servicios en QHSE (Calidad, salud, seguridad y medio ambiente en inglés), porque se estaría retrocediendo varios años hasta la capitalización de las compañías de este sector, cuando se internalizaron los estándares y normas internacionales que trajeron consigo las multinacionales que llegaron al país.

“En las empresas petroleras que están en manos del Estado, ya pasó la fiebre de la seguridad, esto es clarísimo y las falencias son evidentes”, advierte Carlos Augusto Sarmiento, gerente general de ASER – BOLIVIA, consultora que presta sus servicios a diferentes compañías desde hace 10 años, sin especificar a qué empresas se refiere.

La poca importancia que otorgan en la actualidad las empresas petroleras, que pasaron a manos del Estado, al cumplimiento de las normas QHSE, se refleja en aspectos que van desde el no uso de indumentaria de seguridad (EPP) del personal que trabaja dentro y fuera de planta, hasta la contratación de proveedores de servicios basados en lo “económico” de sus precios y no en la calidad de sus estándares, según los datos recogidos por Reporte Energía.

“Hay gente que come mal, no les pagan y proliferan gente recomendada. Los que exigían seguridad ya no lo hacen. Incluso puede observarse personas que andan de chinelas y sin casco en plantas petroleras”, denunció Sarmiento.

Por su parte Luis Alberto Gonzáles, subgerente comercial de Sesiga Buhos S.A. comenta que si bien existen compañías que continúan implementando los sistemas de seguridad, actualmente “existe temor y desconfianza”, de que otras no lo estén haciendo de acuerdo a las informaciones que se manejan en el sector.

Recordó que por ejemplo para ingresar en una planta petrolera, se debe tener al día las vacunas y seguir los protocolos de seguridad que van desde el uso de botas de seguridad y casco, pero se conoce que en algunos casos “están entrando como si fuera su casa, sin tomar las precauciones respectivas”.

son provistos como prueba gratis por parte de los fabricantes, mismos que sirven únicamente para apagar el fuego en pequeña escala.

Parque industrial toma previsiones

Víbora (YPFB Andina), obsérvese a cientos de personas sin EPP en el taladro PDV-08 Reporte Energía, junto a varios medios de comunicación, evidenció por ejemplo que cuando se inauguró la supuesta perforación del pozo Víbora (que resultó sólo un show porque nunca se iniciaron las operaciones), periodistas, activistas sociales, campesinos y curiosos se paseaban por debajo de la torre de perforación e incluso subieron hasta la parte superior de la misma, sin contar con casco de seguridad, ni botines adecuados para tal fin, lo que llamó de sobremanera la atención porque anteriormente no se observaban estas “licencias” de seguridad, en aquella ocasión, al igual que en la inauguración de la producción del pozo PMR 15 de GTLI, el propio presidente Evo Morales se negó a usar botas de seguridad para ingresar al área restrinjida.

Por su parte Leandro Somaré Stejskal, director de la empresa Somaré Consulting Group, considera que el problema radica especialmente en el cambio de gerentes en las empresas petroleras estatales, porque ahora no fiscalizarían de la misma forma a las compañías de servicios que contratan para que cumplan con las normas QHSE. Explica que si bien por el momento las normas ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001, pueden mantenerse, probablemente en el lapso de un año en adelante pueden haber resultados desastrosos si no se toman medidas correctivas. En este sentido, por ejemplo se percibe que en varias compañías existe una disminución del interés por contar con actualizaciones en seguridad.

EQUIPO DE PROTECCIÓN El Decreto Supremo 0108 promulgado por el presidente Evo Morales Ayma el 1

de mayo del 2009 ratifica lo dispuesto por la Ley 16998 del 2 de agosto de 1979 que establece la obligatoriedad de los proveedores de servicios a entidades públicas de brindar a sus empleados ropa de trabajo y EPP contra riesgos ocupacionales. Se añade que estos implementos deben ser de producción nacional.

Por otro lado se conoció que la actual Ley General de Higiene, Salud Ocupacional y Bienestar está siendo revisada por una comisión que está integrada por expertos y empresas dedicadas a QHSE, bajo la dirección del Ministerio de Trabajo, que tendría como avances la elaboración de un procedimiento para la investigación de accidentes.

Aseguradoras Una de las razones para que empresas industriales estén más interesadas en la aplicación de normas de seguridad, es por la exigencia de las reaseguradoras y aseguradoras, que establecen requisitos mínimos que deben ser cumplidos, además que desean reforzar su imagen corporativa, según expertos consultados.

Sin embargo, falta aún bastante camino por recorrer para que los empleados asuman que las normas de seguridad que se aplican son para su beneficio, a fin de que se convierta en una cultura y no solamente en una actitud que se tiene mientras está presente en su fuente laboral.

Otra de las limitantes en temas de seguridad, de acuerdo a la empresa ASER, es que algunos gerentes limitan el dinero que debe usarse para el entrenamiento de brigadas contra incendios por ahorrar recursos y piden usar sólo extintores que

Pese a que cada año se registran incendios en las compañías del medio, las 304 que componen la Asociación de Empresas del Parque Industrial, dicen estar preparadas para afrontar este tipo de eventualidades porque cuentan con los equipos suficientes de mitigación y control, además que están capacitadas para tal efecto, señala su presidente, Jorge Cwirko.

Esta apreciación aunque es relativa teniendo en cuenta que algunas compañías poseen materiales más inflamables que otras, se basa en que en cada cuadra de las 962 hectáreas de este predio industrial, existen hidrantes lo que es clave a la hora que se use la misma para apagar el fuego.

Sin embargo, Cwirko reconoce que aunque se cuente con todos los mecanismos de prevención y respuesta rápida ante incendios, los que son de gran magnitud y están alimentados por material inflamable conllevan un grado enorme de dificultad en su control. El empresario industrial comenta que por la experiencia ahora saben que la mejor forma de apagar el fuego es sacando el oxígeno, mediante el uso de productos químicos, aunque en primera instancia se recurre a los extinguidores con los que cuentan la mayoría de las compañías.

“Lo último que pasó en Kimberly nos hace abrir más los ojos, porque mientras a uno no le pasa algo de este tipo no se toman las medidas requeridas. Es necesario aprender de estas circunstancias y tomarlas en cuenta para que pueda servir de lección en materia de seguridad industrial”, sostiene.

Uno de los aspectos que aún no está claro para algunas empresas es acerca de cuántos metros cuadrados tiene que cubrir un extinguidor.

Las fallas se dan porque se comete el error de diseminar los extinguidores por diferentes zonas, que en momentos de tensión es olvidado por los trabajadores.

La recomendación de Cwirko, es colocarlos en un solo lugar, mejor si es al aire libre y dar capacitación. ▲

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OPINIÓN

Para remontar la crisis energética TEXTO: Daniel Montamat*

C

uando la economía despegue, las restricciones energéticas serán un serio obstáculo. El Estado y el mercado deben trabajar de manera consensuada, garantizando competencia, regulando las fallas y planificando estratégicamente el futuro.

Hoy las luces están encendidas porque la economía está apagada. Tan pronto la economía despegue, las restricciones energéticas volverán a ser un serio obstáculo. No hay salida mientras sigamos entrampados en el corto plazo.

La recesión económica se instaló entre los argentinos, y las moléculas y los electrones son testigos insobornables del bajón productivo. La electricidad consumida en los primeros 4 meses del año es inferior a la consumida en igual período del año anterior (-1.1%). El consumo de derivados petroleros y gas natural también cayó (gasoil -9% en el bimestre). La caída de la demanda energética disimula el atraso del

cronograma de obras de infraestructura energética que depende, en su mayor parte, del presupuesto público.

No aprovechamos los años de vacas gordas y petróleo caro para hacer las inversiones de alto riesgo exploratorio (Brasil lo hizo), y hoy la actividad petrolera aguas arriba se limita a explotar lo que está en producción, con productividad y producción declinante. También perdimos una oportunidad dorada para alentar proyectos de energía renovable y diversificar las fuentes de energía primaria, muy concentradas en gas natural y petróleo (90%).

Hemos estado consumiendo las reservas energéticas, alentando usos no racionales y desalentando las inversiones de largo plazo que el sector requiere. El espejismo de los precios congelados y las tarifas que no recuperan costos tuvo como contracara un festival de subsidios que benefició más a los ricos que a los pobres, y la necesidad del Estado de encarar obras de ampliación e infraestructura que deberían haber hecho los operadores del sistema.

Volvimos a importar volúmenes cre-

cientes de gas natural, gasoil y electricidad a precios de referencia internacional. También importamos fuel oil vía Venezuela, cuando nos sobra la producción local que exportamos. Empezamos los ajustes de las tarifas de gas y electricidad justo en vacas flacas, porque las arcas públicas ya no resisten el peso de los subsidios.

Pero las distorsiones acumuladas de precios de la canasta energética, aun aliviadas por la baja del petróleo, son todavía importantes y preanuncian nuevos reajustes. Reajustes que van a aguardar el turno electoral.

Dinamitamos el mercado regional de energía cuando rompimos los acuerdos de exportación a Chile, y bebimos de nuestra propia cicuta cuando terminamos rehenes del gas de Bolivia. El epicentro de nuestra escasez energética está en el gas natural (50% de la energía primaria), pero no pudimos contar con el gas de la región.

El nuevo gasoducto de Bolivia (que habría de inaugurarse en el 2006) todavía está en los papeles, y nunca más se habló del gran ducto que vendría de Venezuela. Mientras tanto, la urgencia nos obliga a importar gas por barco a precios exorbitantes com-

parados con los de la producción local.

Hemos sumado mucho corto plazo en un sector capital intensivo, donde el interregno entre las decisiones de inversión y los resultados atraviesa más de una administración de gobierno. No se puede salir de este atolladero con políticas coyunturales.

La política de Estado propuesta por 8 ex- Secretarios de Energía establece denominadores comunes en tres temas: la necesidad de una estrategia de largo plazo para el sector; la necesidad de reglas e instituciones que ofrezcan certidumbre, transparencia y previsibilidad; y la necesidad de precios que recuperen costos económicos con una tarifa social que atienda a los sectores más necesitados.

La disyuntiva no es Estado o mercado. Deben funcionar los mercados de la energía y debe estar presente el Estado, garantizando competencia, regulando las fallas y planificando estratégicamente el futuro. Si los consensos básicos se aceptan y respetan como referencia de una política de Estado, las políticas energéticas de las administraciones de turno, en la alternancia democrática, podrán evitar los “barquinazos” que nos privan de continuidad y de futuro previsible. La energía entonces será clave para apuntalar el proyecto de desarrollo económico y social que nos debemos.

* Ex Secretario de Energía Argentina

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Mayo | 2009

MINERÍA

“

Los departamentos productores solicitaron dejar sin efecto la disposición que otorga al SIN facultades para cobrar las regalías mineras

“

José Padilla

7 Prefecturas del país gestionan cobro directo de regalías mineras Buscan contar con un formulario único para el pago de regalías mineras que pueda ser aplicable en cualquier región del país, y que se ejecute mediante un sistema informático de cobranza común. Se pretende además que el pago por el tributo a la explotación pueda beneficiar al departamento de donde se extrajo el mineral.

L

as prefecturas de los departamentos productores de minerales del país tramitan el cobro directo de las regalías mineras (RM), sin intermediación del Servicio de Impuestos Nacionales (SIN), amparadas en la Ley 3087 y el Decreto Supremo 29577, por lo que participan de reuniones conjuntas con funcionarios del Gobierno Nacional en las que ultiman detalles técnicos y administrativos para concretar este objetivo.

El 4 y 5 de este mes, representantes de las Prefecturas de Potosí, Oruro, Santa Cruz, Cochabamba, Chuquisaca, Tarija y La Paz sostuvieron reuniones con el ministro de Minería y Metalurgia, Luis Alberto Echazú y el de Hacienda, Luis Arce Catacora en la Sede de Gobierno para buscar la autorización y emisión de Resoluciones Ministeriales para la implantación de los Formularios (101) (control y salida de minerales) y 102 (cobro de

regalía minera).

Del mismo modo en esa oportunidad se reunieron con el superintendente de Bancos y Entidades Financieras, Raúl Zabalaga Estrada, para solicitar su intermediación en la suscripción de contratos con las entidades bancarias y financieras, a fin de tener la orientación sobre la forma de administración en la captación de impuestos mineros y la forma de implementar este proceso.

Dentro de las demandas realizadas ante el Gobierno Nacional, los departamentos productores mineros solicitaron dejar sin efecto la disposición transitoria del DS 29577 que en su quinta parte faculta al SIN a intermediar los cobros de regalías mineras, porque representa “elevados costos”, puesto que su comisión por realizar este servicio es del 1 por ciento del total de los pagos que reciben.

YACIMIENTO Don Mario San Simón Medio Monte Mina Anahí Mina Pobre Granito Chiquitano Mutún Mutún II Yacuses San Javier Miguela Arenisca Rincón del Tigre Cerro Rojo Cerro Colorado Varios en Oro TOTAL

INVERSIÓN $US MINERAL 55.000.000 Oro 30.000.000 Oro 1.000.000 Oro 5.000.000 Amatista-Citrino y otros 1.000.000 Amatista-Citrino y otros 1.000.000 Granito Negro (Velasco) 2.100.000.000 Hierro

20.000.000 Hierro Concentrado

60.000.000 Caliza (Cemento) 15.000.000 Oro

10.000.000 Oro 200.000 Sílice, Fibra Óptica, Chips

50.000.000 Níquel y Cromo 20.000.000 Concentrados de Hierro

10.000.000 Concentrados de Hierro 2.000.000

2.380.200.000

La energía que produce una buena impresión

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MINERÍA

Mecanismos de Control El proyecto prefectural consiste en la implementación de un mecanismo de control y fiscalización de minerales, cuya función, es el control y fiscalización en la comercialización interna y el proceso de exportación de minerales metálicos y no metálicos. El mecanismo diseñado está estructurado a partir de la imple-

mentación de 3 componentes básicos interrelacionados entre sí: El primer componente comprende el registro de operadores mineros, revisión de información técnica contable de las instituciones que están involucradas en la temática. El segundo es la Inspección a los centros de operación de los concesionarios u operadores mineros, mientras que el tercero es la implementación de una hoja de ruta.

Ingresos por Regalías Gestión 2009

Bs. 32.556.917.Pago Promedio Anual al S.I.N.

Bs. 264.000.- / Bs. 22.000.- mes

(0.81%) del monto total anual Propuesta Bancaria Anual de pago

Bs. 26.400.- / Bs. 2.200.- mes

(10% del monto pagado actualmente)

Ahorro Anual de Bs. 327.600.-

El objetivo principal de los mecanismos de control es reducir los niveles de evasión de la Regalía Minera (RM) por los concesionarios u operadores, mediante el incremento y mejora de los niveles de recaudación para el Departamento de Santa Cruz. Para ello se prevé autorizar la salida de minerales, identificar los ingresos, conciliar libros RM, Compras – Ventas, verificar el peso y ley de los minerales, re-calcular las declaraciones juradas de la RM, controlar el transporte y comercialización ilegal de minerales.

Asimismo se proyecta incrementar la ejecución de proyectos de inversión pública con recursos adicionales de RM para la región. Coadyuvar al mayor desarrollo económico y social del departamento de Santa Cruz y obtener información actualizada, ágil y oportuna para la toma de decisiones en el Gobierno Departamental. ▲

28 .04 3.0 20 ,00 32 ,55 6,9 17 .00

Millones de Bs. 35000000

21 .92 0.7 97 ,00

30000000 25000000

15000000 10000000 5000000 0

44 3.9 56 ,02 2.1 46 .43 6.0 0 3.6 53 .12 1.0 0 8.9 14 .28 1.0 0 11 .60 4.8 13 ,00

20000000

2.1 15 .24 2,0 2

El reclamo se basa en el artículo 28 del DS 29577 del 21 de mayo del 2008 que dice: “La recaudación, percepción y fiscalización de la RM, en la forma establecida en el presente Decreto Supremo, estará a cargo de las Prefecturas de los departamentos productores. Las Prefecturas de los departamentos productores son responsables de proporcionar a los municipios beneficiarios la información relativa a la RM. El Ministerio de Minería y Metalurgia, como cabeza de sector, queda autorizado a dictar las normas administrativas pertinentes para la correcta aplicación de la RM, en coordinación con el Ministerio de Hacienda” A su vez la Ley 3787 del 24 de noviembre del 2007, en su artículo 100 inciso II en la segunda parte, indica textualmente que: “La recaudación por concepto de RM será transferida en forma directa y automática, a través del sistema bancario en los porcentajes definidos en este artículo, a las cuentas fiscales de la prefecturas y de los municipios respectivamente”.

Y la misma ley 3784 explica que del total de las regalías mineras el 85 por ciento corresponderá a las prefecturas productoras, las que a su vez, destinarán similar porcentaje para inversión pública, del cual el 10 por ciento debe ser utilizado en actividades de prospección y exploración, reactivación productiva y monitoreo ambiental en el sector con entidades ejecutoras especializadas en desarrollo y explotación de minerales. Se explica además que el 15 por ciento corresponde al municipio productor, que a su vez destinará el 85 por ciento para inversión pública.

Más exportaciones, menos recaudaciones De acuerdo al análisis técnico realizado por la Asesoría de Hidrocarburos y Minería de la Prefectura cruceña, si bien

2.7 49 .28 1,1

La respuesta del Poder Ejecutivo a las demandas regionales en el tema de cobro de las regalías mineras en principio es favorable, aunque todavía existen aspectos en detalle que se definirán en reuniones posteriores donde se discutirá un documento técnico jurídico y un borrador de Decreto Supremo, que anularía la reglamentación vigente que faculta al SIN a hacer la cobranza respectiva.

“Se ha tenido que explicar de manera amplia el alcance de la posición de los departamentos productores porque se hizo una consultoría que muestra como este trabajo va a encararse y se le demostró al los ministerios del ramo su viabilidad y legalidad por lo en un principio ellos estarían de acuerdo”, explicó el asesor de Hidrocarburos y Minería de la Prefectura cruceña, José Padilla.

La idea es contar con un formulario único para el pago de regalías mineras que pueda ser aplicable en cualquier región del país, y que se ejecute mediante un sistema informático de cobranza común. Se pretende además que el pago por el tributo a la explotación pueda beneficiar al departamento de donde se extrajo el mineral.

Otra de las ventajas de que el cobro de las RM se haga en las Prefecturas es que de esta manera se hará el seguimiento al catastro minero a fin de conocer que empresas o personas explotan sus yacimientos concesionados para buscar mecanismos internos y externos que viabilicen prospecciones y mejoren la productividad de sus áreas de trabajo.

En el caso de Santa Cruz la actividad minera poco a poco va ganando importancia, especialmente por la futura explotación del Mutún y por los proyectos de minerales no metálicos para los que se pretende contar con mecanismos de fiscalización y de seguimiento.

las recaudaciones por concepto de regalías mineras en las gestiones 2006, 2007 y 2008 en el departamento, tuvieron un crecimiento considerable con relación a los periodos anteriores, el mismo no guarda relación con los montos que se declaran por exportaciones de este sector, que son superiores.

“Existe preocupación por los bajos niveles impositivos alcanzados en el sector minero. Las exportaciones mineras casi se han duplicado, sin embargo no sucede lo mismo con la recaudación impositiva”, remarca Padilla.

En el caso de la comercialización interna de minerales actualmente, no existe mecanismo de control para este fin, además que el que controlaba las exportaciones lo hacía de manera deficiente, lo que se traduce en bajas recaudaciones producto de las exportaciones y precios injustos para los productores en el mercado interno.

En este tema, uno de los desafíos en el tema de minería tiene que ver con el control del mercado interno porque existe comercialización que no paga regalías, a diferencia de la de exportación, como es el caso de la venta de oro a las joyerías, lo que puede ser regulado con el apoyo interinstitucional. En base a las consideraciones anotadas, se dictó una resolución prefectural para implementar Mecanismos de Control.

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Monto Anual

20

Mayo | 2009

CAMBIO CLIMÁTICO

BOLIVIANO PROMUEVE ACCIONES PREVENTIVAS CONTRA EFECTOS DEL CAMBIO CLIMÁTICO Es boliviano e investigador en la Universidad de Tokio, y trabaja en programas de prevención en Asia y Africa.

L

os efectos del cambio climático y su devastador efecto para países de Asia y África, son el principal tema de trabajo para el doctor en ingeniería Oliver Saavedra, joven profesional graduado de Ingeniería Civil de la Universidad Privada Boliviana, quien actualmente trabaja como investigador en la Universidad de Tokio, y recientemente estuvo en el país dando conferencias en Cochabamba y La Paz. El principal trabajo del doctor Saavedra es la investigación sobre las aplicaciones de modelación hidrológica conjuntamente con algoritmos de optimización y asimilación de datos en manejo de recursos hídricos, desarrollados para la cuenca más importante del Japón, el Río Tone.

Actualmente Saavedra sigue trabajando con el proyecto de estudio y modelación del ciclo hidrológico en Asia; en enero pasado comenzó formalmente actividades en África con un simposio realizado con el liderazgo de la Universidad de Tokio en

Túnez en el que 12 representantes de países del África se dieron cita manifestando su interés en compartir sus experiencias y sobre todo aprender a estar mejor preparados en efectos de cambios climáticos particularmente relacionados al agua.

Respecto a la inclusión de Bolivia en algún proyecto de prevención de desastres climáticos en Sud América, Saavedra dijo que el laboratorio donde se desempeña ha empezado a cooperar en el tema hidrológico con el experimento científico denominado “La Cuenca del Plata” (La Plata Basin – LPB por sus siglas en inglés), que incluye a los cinco países que comparten esa cuenca: Argentina, Bolivia, Brasil, Paraguay y Uruguay. Afirma que el interés en impulsar la atención del centro de investigación donde trabaja hacia la Cuenca del Río de la Plata radica en que ésta es y será una de las zonas más afectadas por los cambios climáticos. LPB (http://www.atmos.umd. edu/~berbery/lpb/index.html) intenta pri-

mero demostrar los cambios en las últimas décadas, mejorar el monitoreo para mejorar los pronósticos de los modelos numéricos y así proveer mejor información para la toma de decisiones de prevención y de acción en casos de desastre, añadió.

Concientización Saavedra también explicó que la Universidad de Tokio, tiene un programa de

concientización, que incluye seminarios impartidos no sólo en Japón, sino también en Asia. “Por ejemplo, el 7 de Agosto de 2008, estuvimos en Dhaka, Bangladesh con el tema `Adaptación a Cambios climáticos´, puesto que es un país costero y confluencia de tres grandes ríos muy propenso a ser afectado por desastres naturales” afirmó. ▲

Claves de la prevención de desastres Según Saavedra las claves para prevenir los desastres climáticos en países como el nuestro son: 1) Mejorar la confiabilidad de los pronósticos de eventos extremos (lluvia/sequia) a corto y largo plazo. Para lo cual se requiere mejorar las redes y sistemas de observación en sitio, a superficie de la tierra.

2) Los datos obtenidos deben ser mejor aprovechados por los modelos de simulación con técnicas como asimilación de datos, donde el error de pronostico sea incluido con cierto grado de confianza, para proveer de información útil sobre los eventos próximos.

3) Dicha información debe ser evaluada para la toma de decisiones y actuar con eficiencia y eficacia para poder prevenir desastres potenciales creados por los eventos extremos.

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Foto: Eduardo Zabala

EVENTOS

Foto: Eduardo Zabala

SOLUCIONES TECNOLÓGICAS. Siemens realizó un seminario técnico enfocado a las areas de Compresión, Transmisión de Gas y Soluciones On Shore, para presentar a la industria petrolera, sus soluciones tecnológicas en estos rubros. En la foto Victor Tamayo (primero de la izq.) gerente de Siemens Bolivia, junto a especialistas del área de tecnología de petróleo y gas de Siemens Perú. Al evento, en Los Tajibos, asistieron representantes de las empresas petroleras y de servicios que operan en Bolivia.

POSGRADO INTERNACIONAL. ADEN Business School inició el programa CEO Management 2009. Este programa cuenta con la participación de Presidentes, Vicepresidentes, Gerentes Generales y Directores Ejecutivos de reconocidas empresas de nuestro medio, quienes cursarán seis sesiones en Bolivia y tendrán una Semana Académica en MIT Sloan Executive Education - Cambridge (Massachusetts), Estados Unidos. En las fotos, participantes del programa académico durante el acto de inicio de actividades en el centro de convenciones de Los Tajibos.

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Mayo | 2009

AGENDA ENERGÉTICA 18 AL 22 DE MAYO – SANTA CRUZ IBNORCA - AUDITOR LÍDER IRCA EN SISTEMAS DE GESTIÓN DE CALIDAD Con alrededor de 7.000 trabajadores mineros en visitas técnicas, 64 charlas técnicas programadas, 102 empresas estadounidenses del rubro y una rueda de negocios con más de 15 países participantes, EXPONOR planea convertirse en el epicentro de la actividad minera a la vez de ser una Feria de clase Mundial en el rubro.

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finalidad de mostrar la importancia de ambas industrias en el sec-

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negocios y tendencias del mercado, con respecto al aprovecha-

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25 y 26 de Mayo | 1er CONGRESO INTERNACIONAL DE SEGURIDAD Y SALUD OCUPACIONAL Inducir a las empresas y participantes a alcanzar los estándares más elevados a nivel Internacional en Seguridad y Salud Ocupacional mediante la transmisión de conocimientos, experiencias y metodologías de vanguardia; logrando evidenciar en los indicadores de desempeño, que las compañías de distintos sectores a nivel mundial, están en la constante búsqueda de una elevada competitividad y productividad Contacto: pablo.velasquez@somare.com 04 y 05 de Junio | JORNADAS NACIONALES SOBRE MEDIO AMBIENTE Optimizar las prácticas de Gestión Medioambiental para prevenir potenciales accidentes que afecten con costosas consecuencias a los distintos involucrados; pretender evitar graves sanciones y multas por parte de las autoridades, que puedan desencadenar en el cese de operaciones; buscar mejorar la imagen y asegurar la supervivencia de la empresa en el largo plazo, a través de un posicionamiento que le permita competir dentro de un Mercado Globalizado Contacto: pablo.velasquez@somare.com 19 y 20 de mayo SIMPOSIO INTERNACIONAL “Evaluación de Impactos Ambientales de grandes hidroeléctricas en regiones tropicales: El caso del río Madera” Organiza: El Instituto de Hidrología e Hidráulica de la Universidad Mayor de San Andrés (UMSA-IHH La Paz), el Instituto de Investigación para el Desarrollo (IRD Francia) y WWF. Contacto: manez@wwfbolivia.org(+591) 76600919 (Marcela Añez, Oficial de Infraestructura, WWF Bolivia).

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25 y 26 de Mayo | SUPERVISIÓN TÉCNICO-LEGAL PARA FISCALES DE OBRA ORIENTADO A LA LEGISLACIÓN BOLIVIANA E INDUSTRIA DE HIDROCARBUROS. Expondrá y Desarrollara un enfoque Técnico-Legal para la Fiscalización de Proyectos, Obras y otras actividades relacionadas con la Industria de Hidrocarburos, brindando un panorama general de los requisitos Técnico-Legales de la Legislación Boliviana en materia de Hidrocarburos y el impacto en las responsabilidades Profesionales, Técnicas, Administrativas y Civiles de Fiscales e Inspectores de Obra, Aportando un enfoque sistémico de Fiscalización y Evaluación de cumplimiento Técnico-Legal orientado a las Normas Internacionales ISO 9001:2008, ISO 14001:2004 y OHSAS 18001:2007.

Contacto: www.cbh.org.bo

GLOSARIO Condensados amargos: (Sour condensate). Hidrocarburos

líquidos condensados del gas natural llamados así por su contenido de ácido sulfhídrico, mercaptanos y bióxido de carbono.

Condensados dulces: (Sweet condensate). Hidrocarburos líquidos condensados del gas natural llamados así por no contener ácido sulfhídrico, mercaptanos y bióxido de carbono.

Condensados

estabilizados: (Stripped condensate). Hidrocarburos líquidos condensados del gas natural a los que se le han extraído hidrocarburos más ligeros al propano.

Conocimiento

de embarque, guía de transporte: (Bill of lading). Es el recibo firmado por el porteador o una persona que actúa en representa-

ción del mismo, expedido por el cargador, en el que se reconoce que han sido embarcadas en determinado medio de transporte y con determinado destino las mercancías que en él se describen. Es la prueba de que la mercancía ha sido embarcada.

Consumo

energético: (Energetic consumption). Consumo de producto tales como gasolinas, gas natural, diesel, gas licuado, electricidad, combustóleo, querosenos, etc. que tienen como fin generar calor o energía, para uso en transporte, industrial o doméstico.

Consumo no energético: (No energetic consumption).

Consumo de productostales como gasolinas, gas natural, diesel, gas licuado, electricidad, combustóleo, querosenos, etc. para uso como materia prima en procesos.