Reporte Energia Edicion 13 by Branko Zabala

Foto: Petrobras

ELeCTRICIDAD

TERMOELÉCTRICA ENTRE RÍOS ESTARÁ LISTA EL 2010 tiene un costo de $US 80mm

Con una capacidad de 100 MW, es construida por ENDE Andina, sociedad en la que participa PDVSA y la estatal eléctrica en la región del trópico de Cochabamba con 4 turbinas de Siemens P. 10 fabricadas en Suecia. www.reporteenergia.com

ISSN 2070-9218

Distribución Gratuita Nº 13 16 al 30 de Junio 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 | JUNIO 09

Foto: Internet

DESTACADO

PETRÓLEO & GAS

YPFB Petroandina SAM triplica tareas de exploración SUR Y NORTE Tanto en el subandino norte (La Paz y Beni) como en el subandino sur (Tarija y Chuquisaca) a través de los 12 contratos de exploración en vigencia, Petroandina P. 8-9 estaría invirtiendo en grande. LO ÚLTIMO

Milenio ve “engaño económico” en caso de Transredes Las denuncias del cesado presidente de YPFB Transporte, quien acusó al presidente interino de YPFB Carlos Villegas de corrupción, han desatado una ola de críticas al proceso de nacionalización y ponen en P.3 entredicho a sus gestores.

Instancias de gobierno que recaudan y manejan los recursos e información “están cerradas”. GESTIÓN PÚBLICA | P. 12-13

prefecturas se las ingenian para fiscalizar regalías e idh por falta de transparencia Las prefecturas de los departamentos productores de hidrocarburos ven falta de transparencia en YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos en el manejo de sus recursos.

adie sabe cuánto se recauda, ni el volúmen de la producción y comercialización de gas, petróleo y derivados, ya que no existen mecanismos idóneos de información en las entidades estatales que administran los recursos generados por

concepto de regalías e IDH y destinados a proyectos de infraestructura a cargo de las administraciones prefecturales. El reclamo fue respaldado incluso por la prefectura de Cochabamba que tiene afinidad con el gobierno. YPFB y el MHE no respondieron.

2009 | Junio

LO ÚLTIMO

EDITORIAL

Milenio ve “engaño económico” en“nacionalización” de Transredes

Energías alternativas en Bolivia

El ex titular de YPFB Transportes, Gildo Angulo, acusó al presidente de YPFB, Carlos Villegas de pagar más de 250 millones de dólares a Ashmore y Shell, por encima de su indemnización para evitar ir a un laudo arbitral. Éste por su parte afirma que el objetivo de Angulo es desestabilizar, el proceso de nacionalización. La compra de acciones de los socios mayoritarios de Transredes, que realizó Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), avalado por un decreto presidencial, y dada a conocer al país como parte del proceso de “Nacionalización” de los hidrocarburos, es visto como un error que tiene efectos económicos negativos para el país, de acuerdo al análisis de la Fundación Milenio. Consultado por Reporte Energía, el director ejecutivo de Milenio, Napoleón Pacheco, afirmó que la compra de acciones de Transredes, asumiendo sus deudas impositivas - que de acuerdo a Impuestos Internos suma a 35 millones de dólares – refleja un “pésimo manejo de la política hidrocarburífera” y un “engaño económico al país de enormes consecuencias”. El análisis de Milenio toma en cuenta que el desembolso de 250 millones de dólares que se realizó a los socios mayoritarios de la transportadora de hidrocarburos, no significa ampliación de la capacidad de distribución de energía, por lo que simplemente se pagó por una empresa que estaba funcionando. “La impresión que tengo es que es un capítulo más en la gestión petrolera desde la denominada nacionalización. Una gestión totalmente errada que está determinando un impacto económico negativo muy fuerte sobre el sector y por otro parte es una expresión de engaño al pueblo con noticias triunfalistas, pero que ocultan la verdad. En YPFB con sin Santos Ramírez, la gestión no es transparente”, cuestionó. Respecto a las apreciaciones del presidente de YPFB, Carlos Villegas, en respuesta a las denuncias del ex titular de YPFB Transportes S.A. Gildo Angulo, precisó que el argumento de que se pagó el monto referido por las acciones para evitar un juicio es “deleznable” porque no había ningún fallo en contra el país, de la misma manera que se plantea que se trata de una deuda que asume la estatal petrolera y no el Estado, cuando en realidad no es cierto. Pacheco hizo notar que el culpable del mal negocio que se hizo al comprar acciones en los montos conocidos y asumiendo altos pasivos no corresponde únicamente a los que firmaron el Decreto Supremo correspondiente, sino se trata de un error que tiene que ser asumido por los que influyeron con sus informes para que el presidente de la República, Evo Morales, autorice el mismo. “Morales no va a actuar por sí solo sino tiene un informe para ordenar un decreto supremo”, apuntó.

antos Ramírez, posesionado como quinto presidente de YPFB, el 12 de marzo de 2008, por Carlos Villegas. La Transportadora de Electricidad (TDE) presentó el Atlas Eólico de Bolivia, con el apoyo de IFC y la CRE de Santa Cruz, en un esfuerzo por identificar las potencialidades del país en términos de capacidad eólica para generación eléctrica. Esta iniciativa, que el país debe aplaudir, es una muestra del gran potencial que tiene Bolivia para encarar proyectos de generación eléctrica en base a fuentes renovables, tal como ocurre con los actuales proyectos hidroeléctricos que aportan energía al Sistema Integrado Nacional ó los múltiples proyectos de micro centrales hidroeléctricas planificadas en provincias de varios departamentos del país. Así mismo, se están desarrollando una serie de proyectos de fuente fotovoltaica, encarados por el SINER, GTZ, IDTR y las prefecturas de Cochabamba, Santa Cruz y La Paz. No podemos dejar de mencionar los proyectos de biomasa encarados con gran visión por Guabirá y Unagro en Santa Cruz y otras iniciativas en otras latitudes de la geografía nacional.

DIRECTOR : MIGUEL ZABALA mzabala@reporteenergia.com

Todos estos proyectos, sumados a los que no mencionamos, permitirán incrementar la oferta de energía y potencia no solo al SIN, si no a los sistemas aislados, beneficiando cada vez más a una población que crece y demanda electricidad, especialmente en zonas rurales y áreas de menor desarrollo en las periferias de las grandes ciudades del eje central o en poblaciones de crecimiento sostenido en provincias fronterizas o de alta actividad económica como las este de Santa Cruz, Tarija, el norte de La Paz y el valle y trópico de Cochabamba. Las fuentes de energía alternativa, si bien no han sido objeto de una gran atención por parte del Estado en los últimos años, son cada vez de mayor interés, a pesar de los altos costos que implica la adquisición de tecnología, especialmente en el sistema de generación eólica que por ahora mantiene costos poco competitivos para un mercado como el nuestro. Sin embargo, Bolivia puede tenerlo todo si es que los administradores del Estado manejan con sensatez la administración y promueven normativas que permitan la atracción de inversiones y el desarrollo de proyectos de alto beneficio para la mayoría de la población. ▲

El Gobierno compró las acciones de Shell y Ashmore ANF.- Este año, YPFB-Transporte pagará 80 millones de dólares de la deuda externa. 55 millones amortiguará el capital y 25 millones cubrirán los intereses, aseguró el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, Carlos Villegas, al reconocer que la nacionalización de Transredes fue una compra de acciones. La deuda adquirida, junto con las acciones de Shell y Ashmore, suma 286 millones de dólares, que debe ser honrada con el flujo de caja de la estatizada YPFB-Transporte, de acuerdo con la afirmación de Villegas. Lo que significa que el pago que realice la casa matriz a su filial cubrirá los pasivos.

COMPRAVENTA El Presidente de YPFB por un lado asegura que “los pasivos no son parte del valor de una empresa”, pero que se pagan con flujo de caja de la misma empresa. Por otro, reconoce: “Nosotros hemos optado en el proceso de la nacionalización comprar acciones, eso quiere decir que se compran activos y pasivos”. La llamada “nacionalización” de Transredes no fue más que una “compra de acciones”, como lo reconoció el máximo ejecutivo de la estatal al explicar que en ese marco se asumen activos y pasivos en cualquier sector, por lo tanto, YPFB-Transporte ahora debe honrar los compromisos.

Villegas señala que los pasivos no son parte del valor patrimonial, por lo tanto la retribución en efectivo a Shell Gas y AEI Luxembourg es el precio pagado. Sin embargo, quedan pendientes las deudas y serán cubiertas con los recursos que la “nacionalizada” cobre a “su” casa matriz, puesto que los hidrocarburos que transporta son de propiedad de YPFB.

80 MILLONES “En la actualidad”, YPFB-Transporte “tiene una deuda de largo plazo de 286 millones de dólares”. Una deuda cuyos acreedores son la Corporación Andina de Fomento (CAF), el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), los tenedores de bonos y la banca local. “Cuando pagamos” por las acciones “hemos adquirido también esta deuda”. Este año “se tiene que pagar 55 millones de principal (capital) y 25 millones de intereses”, indicó Villegas. Como los pasivos se honrarán con el flujo de caja, entonces estos compromisos están cubiertos, pues la “salud financiera de YPFB Transporte es bonancible”. Las ganancias del 2008 sumaron 322 millones de bolivianos. Al 31 de mayo del 2009 “tiene un flujo de caja de 118 millones de dólares para hacer frente las inversiones, el pago de deudas y las reservas requeridas”. (JTI - ANF) 19/06/09. ▲

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QUÉ DIJO

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La información dada por el mapa eólico, nos permite pensar que este proyecto (Viru Viru) es factible y trabajARemos para concretarlo

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Germán Antelo – presidente deL Consejo de Administración de CRE.

Foto: Eduardo Zabala

ENERGÍAS ALTERNATIVAS

Representantes de TDE e IFC presentaron el Atlas Eólico a diversas instituciones en La Paz y Santa Cruz

Santa Cruz concentra el mayor potencial eólico de Bolivia

El Atlas Eólico presentado el 16 de junio por TDE e IFC está disponible como base de datos y mapas en una plataforma de acceso universal e indefinido vía internet y a través de entidades que se han ofrecido como administradoras de la base. Se localiza en http://firstlook.3tier.com

na de las principales novedades del nuevo atlas eólico del país, presentado el 16 de junio pasado, es que la zona geográfica de mayor potencial para generación de este tipo de energía renovable es el departamento de Santa Cruz, aunque también existen otras zonas con similares características que tienen chances de ser aprovechadas para desarrollar inversiones, anunció el vicepresidente de la Transportadora de Electricidad (TDE), Javier de Quinto Romero. Según TDE, el Atlas Eólico de Bolivia muestra las oportunidades para el aprovechamiento de la energía basada en el viento en las poblaciones rurales con aerogeneradores de electricidad, bombas de agua y molinos e inclusive, el uso comercial a mayor escala al existir zonas con gran potencial como Santa Cruz, las provincias de Nor y Sur Lipez en Potosí, en un corredor entre Santa Cruz, Cochabamba y La Paz , un corredor norte sur entre las orillas del lago Titicaca, Oruro y el oeste de la ciudad de Potosí. “(El mapa) es un hito importante porque elimina la barrera principal de cualquier potencial inversor, es decir el conocimiento de las áreas óptimas en las que se pueden generar energía y el rendimiento que puede obtenerse. Es una condición necesaria, el primer paso aunque no el único, para inversiones eólicas”, puntualizó de Quinto Romero durante la presentación del Atlas Eólico en Santa Cruz a entidades e instituciones locales. Al respecto el presidente del Consejo de Administración de la Cooperativa Rural de Electrificación (CRE), Germán Antelo, anunció que reactivarán el proyecto eólico de Viru Viru, con el que se podría genera 20 MW, y prometió mayores novedades en Ju-

lio cuando se tengan listas las actualizaciones de estudio de este proyecto de energía renovable. “El estudio final se está actualizando. La información dada por el Atlas Eólico, nos permite pensar que este proyecto es factible y trabajemos para concretarlo. Veremos con que tecnología, cuales son los precios y el financiamiento. Lo ideal es que estos proyectos se hagan en conjunto con la Alcaldía, Prefectura y también el Gobierno Nacional para sumar esfuerzos”, sostuvo. Por su parte Miguel Aramayo, gerente de ingeniería y construcción de TDE, dijo que el Atlas Eólico es una herramienta de última tecnología que permite conocer el potencial del viento en cualquier punto del territorio nacional, junto a la energía aprovechable para generar electricidad ó usarla en forma mecánica directa. La Transportador de Electricidad explicó que con el Atlas Eólico se dió un gran salto tecnológico equiparable a tener instaladas hace 10 años 274.000 estaciones meteorológicas, una cada 2 km, con anemómetros a 20, 40 ,60 y 80 m de altura. La ejecución del proyecto financiado por la Corporación Financiera Internacional (IFC por sus siglas en inglés) fue encomendado a la consultora 3 TIER, especialista en modelos de simulación meteorológica. En base a información geológica, topográfica y estadística satelital de 30 años, 3 TIER desarrolló un modelo, cuyos resultados fueron validados con los registros de estaciones meteorológicas en Bolivia. De esta manera el país se inscribe en uno de los pocos países que cuenta con una información de este contenido sobre su potencial eólico. El Atlas está como base de datos y mapas en una plataforma de acceso universal e indefinido vía internet y a través

de entidades que se ofrecieron como administradoras de la base. Está disponible en http://firstlook.3tier.com Según TDE a través del Atlas Eólico y con las coordenadas de un sitio, comunidad, municipio o instalación, es posible conocer las características del viento y su potencial energético a diferentes alturas en los 365 días de un año, contemplando las variaciones estacionales, horarias y de dirección del viento. La base de datos vista en un mapa de Bolivia está superpuesta para mayor utilidad con la red de líneas de transmisión, áreas protegidas, vías terrestres, fronteras, fronteras departamentales y poblaciones. El uso del Atlas va desde la consulta puntual sobre el viento en un lugar específico, pasando a recoger características mas detalladas del recurso y su potencial energético, además de optar por obtener informes estándar y profesionales que contienen mapas, velocidades y factores de capacidad, distribución horaria direcciones anuales y mensuales, ciclos del viento y variabilidad, y potencias promedio obtenibles. Estos informes

que requieren un procesamiento adicional, serán promovidos para las entidades que elaboren estudios y proyectos, mediante cupones que permitan obtener sin costo los informes estándar y al 50 por ciento los informes profesionales. La base de datos será administrada por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, TDE y entidades como la CRE y la Universidad Católica que impulsarán su difusión y uso. ▲

fUENTE: TDE

2009 | Junio

AGUA Con el fin de determinar la calidad del líquido vital del río Piraí, arroyo Los Sauces y Chore – Chore a su paso por la capital cruceña e identificar los pozos de agua perforados de manera clandestina, los mismos que generan riesgo de contaminación para los acuíferos subterráneos, la Dirección de Medio Ambiente del Gobierno Municipal de Santa Cruz de la Sierra, está a punto de terminar la sistematización de los resultados finales de dos consultorías encargadas para tal fin. La empresa Gaia Systems se hizo cargo del estudio de análisis físico - químico y bacteriológico de los ríos y arroyos que bordean o ingresan por la capital oriental, además de las condiciones biológicas a través de las que se identifican las fuentes contaminantes que les afectarían para clasificar cuerpos de aguas en la jurisdicción municipal. Según Eric Titze, director de Medio Ambiente de la Alcaldía cruceña, el objetivo de la consultoría denominada “Monitoreo y Clasificación de Cuerpos de Agua en la Jurisdicción Municipal de Santa Cruz de la Sierra” es determinar si el líquido vital analizado corresponde a clase A (aguas naturales de máxima calidad), clase B (aguas de utilidad general, que para consumo humano requieren tratamiento físico y desinfección), clase C (aguas de utilidad general, que para ser habilitadas para consumo humano requieren tratamiento físico-químico completo y desinfección bacteriológica), clase D (Aguas de calidad mínima). Esta categorización per-

mitirá que la municipalidad ejerza el control de calidad ambiental a todas las actividades, obras o proyectos que afectan los cursos de las vertientes. Actualmente se conoce que personas particulares y empresas botan sus residuos líquidos directamente a los cuerpos de agua que circulan o ingresan por Santa Cruz de la Sierra sin el tratamiento de limpieza correspondiente, pero con los resultados de la clasificación de calidad, deberán adecuar sus descargas a los parámetros permisibles. En este sentido David Carrasco, responsable de la Unidad de Residuos Peligrosos de Agua y Suelo, explica que próximamente las empresas o personas a cargo de actividades, obras o proyectos (Aop’s) tendrán dos opciones: contratar los servicios de Saguapac para el tratamiento de sus desechos líquidos en las lagunas de oxidación o sacar el permiso municipal para descargas directas a los cuerpos de agua, bajo la supervisión del Departamento de Evaluación de Impacto Ambiental de la Alcaldía. Los resultados finales de las consultorías - que tuvieron cada una un costo de 300 mil bolivianos - para cuerpos y pozos de agua, realizadas por Gaia Systems están en proceso de sistematización y de comparación con estudios anteriores similares para obtener conclusiones más exactas, por lo que se espera en las próximas semanas su finalización, según Wetzel Méndez, jefe del Departamento de Evaluación de Impacto Ambiental de la

Comuna. En el caso del estudio “Identificación y Control Laboratorial de Pozos de Agua a las Aop’s en la Jurisdicción Municipal de Santa Cruz de la Sierra”, se analizó la calidad del líquido vital extraído, dando prioridad a actividades económicas y de servicios que generan riesgo de contaminación a los acuíferos subterráneos. La información resultante se sistematiza en una base de datos y un sistema de información geográfica, que contiene datos referentes a ubicación, situación actual, calidad de agua y otros que servirán para ejecutar acciones de seguimiento y control de los pozos existentes a fin de exigir la adecuación o sellado de los mismos. A su vez con el análisis realizado se procesa la información del número de pozos de agua en etapa de operación y aquellos que están en abandono, además del rubro o sector económico al que pertenecen. Con estos datos es posible determinar los potenciales riesgos de contaminación que mediante estas fuentes se está ejerciendo sobre los acuíferos subterráneos superiores e inferiores.

Otros estudios A objeto de proteger y conservar el medio ambiente y los recursos naturales, particularmente del agua, la Dirección de Medio Ambiente del Gobierno Municipal de Santa Cruz de la Sierra, ejecuta además los planes de identificación de la contaminación en

origen y descarga y servicios ambientales hídricos. En el caso de la Identificación de la contaminación en origen y descarga se trata de una acción, cuyo objeto es establecer las fuentes (empresas, industrias) ubicadas en el Parque Industrial, que emiten gases, efluentes líquidos o residuos sólidos, como resultado de sus procesos productivos y que ponen en riesgo la salud y el medio ambiente. La idea es que una vez reconocido y determinado el grado de incidencia en el ambiente, se procederá dentro del marco de la Ley 1333, a que las mismas se ajusten a la norma y corrijan las deficiencias en el menor tiempo posible, con lo que se contribuirá al mejoramiento de los cuerpos de agua receptores de descargas industriales. En lo que se refiere a la gestión de servicios ambientales hídricos, se busca crear una base para formular un plan o proyecto, con

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La estrategia estatal de inversiones también establece la necesidad de ampliar la capacidad de transporte

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Documento YPFB

Foto: Internet

PETRÓLEO & GAS

El Plan de Inversiones 2009 de YPFB Corporativo establece un monto total de inversiones de 327 millones de dólares

En el “Plan de Inversiones 2009” YPFB prioriza el downstream

El director ejecutivo de la Fundación Milenio, Napoleón Pacheco, considera que el anuncio de planes de inversión de YPFB, deja dudas porque tiempo atrás cuando Carlos Villegas, fungía como ministro de Hidrocarburos, prometió igualmente millonarias sumas para reactivar el sector, pero al final no se concretaron. Villegas apuesta en grande.

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) destinará este año alrededor de $US 230 millones, más del 70 por ciento de su presupuesto, para desarrollar proyectos de “downstream” petrolero, estratificando proyectos de industrialización del gas natural, transporte y almacenaje de hidrocarburos destinados a garantizar el abastecimiento del mercado interno en una gestión de crítico equilibrio entre la oferta y demanda de combustibles. Así consigna el Plan de Inversiones 2009 de YPFB Corporativo que establece un monto total de inversiones de 327 millones de dólares para la ejecución de proyectos relativos a la separación de los componentes del gas natural, ampliación de las capacidades de procesamiento de hidrocarburos e incremento de la capacidad de almacenaje. En este contexto, destaca la intervención de la estatal petrolera para construir una gigantesca planta de separación de contenidos del gas natural para conseguir elevar la producción de Gas Licuado de Petróleo (GLP) un carburante de uso intensivo en los hogares del país cuya demanda se ha incrementado en los últimos meses. Un segundo componente tiene relación con la ejecución de proyectos relativos a la ampliación de las capacidades de procesamiento de las refinerías Guillermo

Elder Bell de Santa Cruz y Gualberto Villarroel de Cochabamba que trabajan al límite de su capacidad para depurar los derivados de petróleo que requiere el mercado nacional. Desde diciembre YPFB se vio obligada a adecuar mayores volúmenes de gasolina natural, importando aditivos, para inyectar mayores volúmenes de este energético al mercado interno, pero esta operación no fue suficiente, por lo cual, la estatal se ve en la necesidad de importar cantidades adicionales de gasolina desde Chile. Del mismo modo, la disminución estructural en la producción de líquidos, agravada por el descenso en la producción de gas natural asociado, repercute de sobremanera en la escasa oferta de diesel nacional. De este modo, YPFB queda prácticamente obligada a incrementar la importación de este carburante desde fuera de las fronteras. La estrategia estatal de inversiones también establece la necesidad de ampliar la capacidad de transporte, por lo cual se decidió llevar adelante la construcción del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC) y Gasoducto al Altiplano (GAA), Fase III B y III- C, con los cuales se incrementará la capacidad de transporte de gas natural hacia el mercado de occidente (Cochabamba, Oruro y La Paz). En función al crecimiento del merca-

do interno y sobre todo del parque automotor nacional, las autoridades petroleras también tiene planificado incrementar este año la capacidad de almacenamiento de Hidrocarburos en todo el territorio nacional en plantas y centros de acopio de carburante. El componente del upstream que apunta básicamente a las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos aparece en el último lugar de importancia, aunque se adelantó que la estatal petrolera emprenderá por su cuenta y riesgo proyectos propios en algunas áreas identificadas, bajo reserva. Aunque a esta iniciativa también se suma las actividades emprendidas por YPFB PetroAndina SAM que opera en tareas de prospección tanto en el norte paceño como en el Chaco Tarijeño. Aunque entre los proyectos de inversión de YPFB no se consigna 100.000 nuevas instalaciones de gas natural en varias partes del país, esta empresa cuenta con un presupuesto adicional de 100 millones de dólares con los cuales su participación se eleva a más de 400 millones de dólares en la presente gestión. El Plan de Inversiones 2009 de la estatal petrolera forma parte de una estrategia mayor que prevé proyectos de inversión hasta el año 2015, este documento fue presentado en Palacio de Gobierno, el lunes 1 de junio, y aún es objeto de ajus-

tes y adecuaciones. Al plantear un documento de estas características, la administración de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos da por descontado el triunfo del gobierno del presidente Evo Morales Ayma en los comicios electorales nacionales de diciembre próximo. Al respecto el director ejecutivo de la Fundación Milenio, Napoleón Pacheco, considera que el anuncio de planes de inversión de YPFB, que debería ser llevado a adelante por las empresas del sector, deja dudas porque tiempo atrás cuando Carlos Villegas, fungía como ministro de Hidrocarburos, prometió igualmente millonarias sumas para reactivar el sector, pero al final no se concretaron. “Este plan en la parte de las inversiones apunta a lo fundamental, sin embargo, dada la caída en la producción de líquidos y el estancamiento en la producción de gas natural, no tiene ninguna garantía que se ejecute porque no toma en cuenta las condiciones institucionales fuertemente deterioradas en las que se está desenvolviendo el sector petrolero, la inseguridad jurídica y el daño a los derechos de propiedad que se han ido produciendo desde hace tres años. Son simples anuncios con escasa probabilidad que realmente se ejecuten”, sentenció Pacheco. ▲

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PETRÓLEO & GAS

Gobierno reconoce leve merma en reservas de gas y petróleo

ese a la intensiva explotación, el Ministro de Hidrocarburos y Energía, Oscar Coca, advirtió que las reservas nacionales de gas natural sólo disminuyeron 4 % en los últimos cinco años y culpó a las empresas petroleras por la merma de casi el 7% en las reservas asociadas de líquidos en ese mismo período. Los cálculos del gobierno nacional en base a las reservas probadas y probables precisan que las reservas de gas mermaron 1.99 Trillones de Pies Cúbicos (TCF) y las de petróleo en 59.688 barriles entre los años 2005 y 2008, cuando se produce la transición de la privatización a la nacionalización de los hidrocarburos. De acuerdo a los datos oficiales, las reservas hasta 2008 se estimaron en 46.79 TCF y las de líquidos (petróleo y condensado) en 796.917 Bbl. “Se observa una leve disminución en los niveles de reservas de los últimos 5 años, cabe destacar que se trata de información pronosticada no oficial”, recalcó. En su criterio, la producción de gas aumentó sostenidamente hasta más de 41 Millones de Metros Cúbicos de Gas por Día (MMmcd) hasta 2008, aunque reconoció que

desde enero ese nivel cae por la reducción de la demanda del mercado de exportación y las empresas optan por efectuar una mayor reinyección. El Ministro de Hidrocarburos sostiene que la producción de líquidos tiende a disminuir en el período de análisis porque “no existió interés de las empresas para la producción y comercialización de líquidos cuando fueron ellas las que definían las prioridades de inversión durante el periodo neoliberal”. También incide en este aspecto la declinación natural de los campos productores especialmente de líquidos (petróleo con gas asociado) debido a la larga producción de los mismos y el agotamiento de sus reservas. Por otro lado, contribuye a este efecto, la baja nominación al mercado de exportación al Brasil y por consiguiente la disminución de líquidos. La baja en la producción de gas y líquidos motivó que el gobierno restrinja en lo que va del año la exportación de derivados del petróleo, sobre todo de crudo reconstituido y se prevé que las exportaciones de este producto reduzcan en volumen de 5,1 MMbbl a 2,1 MMbbl. En los últimos años, el gobierno nacional

sólo reconoció como certero el último dato evacuado por la empresa De Golyer y Mcnaughton que en 2005 certificó en 48,78 TCF las reservas de gas natural bolivianas. Esta calificadora fue expulsada del país por señalar que las reservas decayeron tras la nacionalización de los hidrocarburos. Al haberse declarado desiertas en dos

ocasiones las licitaciones efectuadas por YPFB para la certificación de las reservas nacionales hidrocarburíferas, Coca anunció que en esta gestión se procederá a realizar una nueva licitación internacional para “la autentificación de los depósitos de gas y líquido, para este propósito se está trabajando en cooperación con Noruega y Canadá”, informó. ▲

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Foto: Google Earth

PETRÓLEO & GAS

YPFB Petroandina SAM triplica sus tareas de exploración norte y sur

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) destinará este año alrededor de $US 230 millones, más del 70 por ciento de su presupuesto, para desarrollar proyectos de “downstream” petrolero, estratificando proyectos de industrialización del gas natural, transporte y almacenaje de hidrocarburos destinados a garantizar el abastecimiento del mercado interno en una gestión de crítico equilibrio entre la oferta y demanda de combustibles. YPFB Petroandina SAM tiene previsto triplicar la actividad de prospección petrolera exploratoria en esta gestión tanto en la región del subandino norte (La Paz y Beni) como en el subandino sur (Tarija a Chuquisaca) a través de los 12 contratos de exploración en vigencia. Esta empresa conformada por la asociación YPFB y la venezolana PDVSA viene realizando tareas de sísmica 2D en el bloque paceño Lliquimuni en busca de petróleo, incursionará en el bloque Agüaragüe Sur “A” en el Chaco con una perforación exploratoria en el segundo semestre de 2009, según planes operativos. Petroandina también realizará tareas de sísmica exploratoria en los bloques Tiacia, Agüaragüe Norte, Agüaragüe Centro y Agüaragüe Sur B, en la zona de explotación tradicional de gas natural del Chaco donde operan importantes empresas como Petrobras, Total o Repsol. En 2010, el trabajo de esta sociedad anónima mixta se complementará con el ingreso para operaciones en los bloques Tiacia e

Iñiguazú también ubicados en la zona chaqueña, según informó la petrolera estatal al Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Aunque registró alguna demora con los permisos ambientales y sociales en Lliquimuni, Petroandina instaló su base de operaciones y precisó que cuenta con un área de sísmica acumulada de 471,90 kms, correspondientes al 43,18% de 1.093 kilómetros programados en los cuales ya se perforó 16,50 % del 7.214 PT’s y una registración acumulada de 5.58% de 2.438 pozos, según informó al Ministerio de Hidrocarburos. Los técnicos bolivianos y venezolanos que operan en este gigantesca bloque están seguros que hallarán petróleo en esta zona en la que vienen reportándose constantes afloraciones o brotes de hidrocarburos en los últimos años. El mismo presidente Evo Morales constató los hallazgos a mediados de 2008.

Petroandina constituida en agosto de 2007 realizó una serie de compromisos de desarrollo que se encuentran reflejados en seis contratos de exploración y explotación de áreas reservadas que fueron suscritos el 23 de abril de 2008 y aprobados por el Congreso Nacional el 15 de julio de 2008. La protocolización de los contratos ante Notaría de Gobierno data del 18 de de septiembre de 2008 y a partir de esa fecha viene

ejecutando un “plan mínimo” de desarrollo que se encuentra endosado en los mismos contratos de exploración y explotación. De las 33 áreas bajo reserva de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, Petroandina tiene la concesión más importante con cuatro bloques en el subandino norte (Madidi, Lliquimuni, Chepite Chispani y Sécure) y otros siete en el bloque del subandino sur (Agüaragüe Norte, Centro, Sur

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PETRÓLEO & GAS AVANCE DE EJECUCION DEL PROYECTO AL 04/05/09 DETALLE AVANCES TOPOGRAFIA: ACUMULADO: 471,90 KM = 43,18 % PROGRAMADO: 1.093 KM. PERFORACION: ACUMULADO: 7.214 PT’s = 16,50 % PROGRAMADO: 43.720 PT´s REGISTRACION: ACUMULADO: 2.438 POZOS = 5,58 % PROGRAMADO: 43.720 PT´s “A”, Sur “B”, Iñau, Iñiguazu y Tiacia), aunque el primero aparece como una sola y gran formación. Frente a la escasa inversión privada en el rubro de las exploración por parte de las empresas petroleras que operan en Bolivia, la estrategia del gobierno fue conformar una sociedad anónima mixta a la que confirió 1.578.875 hectáreas para operaciones en zonas estratégicas de alto potencial para hallar gas natural, petróleo y condensado. De acuerdo a YPFB, Bolivia guarda dentro de sus fronteras un inmenso potencial puesto que al presente alago más del 20 por ciento del territorio nacional fue objeto de tareas de prospección petrolera en algo más de un siglo de explotación petrolera a cargo de empresas privadas. De los 1.098.581 kilómetros cuadrados de extensión territorial, alrededor del 48.70 por ciento del territorio boliviano está clasificado como zona de interés de hidrocarburos, pero sólo el 5.24% es considerada área reservada y sólo el 7,87 por ciento fue parcelado.

Actualmente, el 11% del territorio nacional produce hidrocarburos predominantemente en la zona central y sobre todo al sur del país en la zona tradicional que abarca una extensión de 45.507 kilómetros cuadrados, mientras que la zona no tradicional abarca 565.493 km2. Con modificaciones a la estructura normativa, el gobierno que nacionalizó los hidrocarburos pretende adjudicar 5.727.202,20

hectáreas potencialmente productoras de hidrocarburos en asociación con empresas privadas bajo la forma de sociedades anónimas mixtas (D.S. 29130) en las cuales sustente la mayoría accionaria (50%+1). Sin embargo, las dos últimas administraciones de YPFB a cargo de Guillermo

Aruquipa y Santos Ramírez, procesados por irregularidades administrativas, priorizaron la extensión de 12 convenios de estudio con empresas como Tecpetrol, GTLI y Gazprom – Total, sólo estás dos últimas mostraron interés para avanzar a la firma de contratos de exploración y explotación. ▲

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Se construirá una línea de transmisión de 1.5 km hasta la subestación Carrasco, donde se interconectará con el SIN

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Rafael Alarcón, gerente general de Ende

Foto: Ende

ELECTRICIDAD

Turbinas de Siemens en etapa de pruebas en Suecia

Avanzan obras de termoeléctrica Entre Ríos que se entregan el 2010 En un informe a Reporte Energía, Ende indicó que de las cuatro turbinas que se instalarán, dos ya se embarcaron rumbo a Bolivia, mientras que las otras dos restantes están en etapa final de fabricación. Las obras civiles y montaje electromecánico se encuentran en curso. Refirió que en la Subestación Entre Ríos se tendrán cuatro pórticos para el ingreso de las líneas de los transformadores de poder y uno para la línea de transmisión que sale a la Subestación Carrasco de propiedad de la Transportadora de Electricidad (TDE), ubicada aproximadamente a 1.5 km. El contrato de suministro, construcción y montaje de la subestación eléctrica asociada al proyecto de generación termoeléctrica de Entre Ríos fue firmado el 5 de diciembre de 2008 con la empresa Siemens. A la fecha se realizan trabajos de fundaciones y plataforma. Alarcón explicó que se construirá una línea de transmisión de 1.5 km hasta la subesta-

ción Carrasco, donde se interconectará con el Sistema Interconectado Nacional (SIN), además de un gasoducto de 6” con una longitud de 1.5 km hasta la planta. Está en proceso el diseño final y elabo-

ración de términos de referencia de esta obra. El diseño del campamento y obras complementarias se encuentra en etapa final. En marzo del próximo año se prevé in-

Foto: Ende

as obras de construcción de la termoeléctrica de Entre Ríos, en el trópico de Cochabamba, tiene un avance de poco más del 50 por ciento, por lo que se prevé su finalización hasta marzo del 2010, financiado por Ende Andina, informó el gerente general de la Empresa Nacional de Electricidad, Rafael Alarcón. La Termoeléctrica de Entre Ríos tendrá una capacidad de generar 100 MW y tendrá un costo de aproximadamente 80 millones de dólares, para implementar el proyecto, en sus diferentes etapas. Ende – Andina, está conformada por la estatal eléctrica boliviana que tiene un derecho accionario del 60 por ciento, mientras que Petróleos de Venezuela (PDVSA) – Bolivia el restante 40. En un informe presentado a Reporte Energía, Ende estableció que a la fecha se embarcaron rumbo a Bolivia, las turbinas 1 y 2, mientras que las dos restantes están en etapa final de fabricación. Se prevé que las 4 estén instaladas hasta finales de noviembre de este año. A su vez, Alarcón dio a conocer que las obras civiles y montaje electromecánico se ejecutan por parte del Consorcio Entre Ríos, que fue contratado mediante invitación pública.

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Datos Básicos • Turbinas 4 • Marca : SIEMENS • Modelo: SGT 700 • Potencia ISO: 29,06 MW • Subestación en 230 kV tipo barra simple • Ampliación de la subestación Carrasco en 230 kV • Línea de transmisión en 230 kV de aproximadamente 1.5 km • Lugar de Fabricación: Planta SIEMENS en Suecia augurar la planta con una generación de 100 MV. La termoeléctrica de Entre Ríos tiene programado transformar diariamente 20 millones de pies cúbicos de gas seco (98 por ciento de metano) en la generación de energía eléctrica que se inyectará al SIN con el propósito de

satisfacer, sin contratiempos, la demanda nacional cada vez más creciente de energía eléctrica en los rubros industrial, minero y doméstico. El 10 de Agosto de 2007, en la localidad de Entre Ríos se firmó un acta de entendimiento, que comprende la instalación de la planta termoeléctrica y manejar eficiencia energética. Un día antes se promulgó el DS 29224 que autoriza la creación de la empresa de sociedad anónima mixta Ende Andina SAM. La Ley 3595 del 13 de diciembre de 2007 autoriza realizar el aporte de capital correspondiente a la sociedad por parte de Ende. En ese mismo mes se suscribió el acta de fundación de la empresa, procediéndose inmediatamente a la inscripción en los registros de escrituras públicas, en Cochabamba. En enero de 2008, PDVSA Bolivia y Ende realizaron los correspondientes aportes de capital. ▲

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Foto: Eduardo Zabala

GESTIÓN PÚBLICA

Representantes de las prefecturas de los departamentos productores de hidrocarburos

Prefecturas se las ingenian para fiscalizar, ante falta de transparencia en YPFB El secretario de Hidrocarburos de la Prefectura de Cochabamba, Freddy Magnani, al igual que sus homólogos de Tarija, Chuquisaca y Santa Cruz, exige a YPFB y al Ministerio de Hidrocarburos mayor transparencia y celeridad en la entrega de información y depósitos por regalías e IDH.

on el fin de cumplir con su función y ante la “escasa” y “retrasada” información que brinda Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), las prefecturas de los departamentos productores de hidrocarburos, alistan un sistema propio de fiscalización que comprende, la medición in situ de la producción y cálculo de regalías, participaciones, IDH y otros, tomando en cuenta la comercialización que reportan las empresas del sector y el precio que determina el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE). Hasta la fecha las prefecturas esperaban el informe oficial de la estatal petrolera y el Ministerio de Hidrocarburos, que de acuerdo a la Ley 3058 y el Reglamento de Liquidación de Regalías debía llegar como máximo hasta el 10 después de cada mes, pero desde el año pasado llega con 4 ó 6 meses de retraso. Por ejemplo, el último informe que recibieron los Gobiernos Departamentales fue a finales de mayo y correspondía a octubre, noviembre y diciembre del 2008. De esta manera, la función fiscalizadora que deben ejercer de acuerdo a norma las prefecturas queda nula, por lo que el Gobierno y YPFB llegan a ser juez y parte, puesto que reciben la producción

de las empresas privadas y pagan las regalías e IDH a los departamentos productores sin que exista una supervisión de los informes, aseguran los asesores y secretarios de energía de las prefecturas de Cochabamba, Tarija, Santa Cruz y Chuquisaca, que se reunieron el 10 de junio pasado en el marco de un seminario organizado por la Fundación IDEA Internacional en la capital oriental. El proyecto de las prefecturas consiste en reestructurar su planta administrativa contratando profesionales para que realicen una medición, mediante muestreo, recogido cada mes desde las mismas plantas de producción de las empresas, contrastándolas con las facturas de comercialización interna y externa de los hidrocarburos, que a su vez, tomarían como referencia el precio de los

hidrocarburos que emite el MHE. Para hacer efectivo este sistema de fiscalización, los departamentos productores de hidrocarburos planean - y en al-

gunos casos ya tienen – convenios con las empresas privadas que operan los campos petroleros y gasíferos, para coordinar la presencia de su personal técnico

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GESTION PUBLICA y además recibir otros datos con el objetivo de tener un dato de referencia para contrastar con el informe oficial que recibirán de la estatal petrolera y del MHE. Sin embargo, las prefecturas de Santa Cruz, Tarija, Chuquisaca y Cochabamba, además de fiscalizar la producción, harán mediciones del estado de los reservorios de hidrocarburos para supervisar que los campos no sean sobreexplotados, de acuerdo a José Padilla, asesor de Energía y Minería del Gobierno Departamental cruceño. Durante la cita en la capital oriental, los asesores y secretarios de Energía de las prefecturas de 4 departamentos, escucharon la presentación de la empresa Avatech acerca de la posibilidad de informatizar los cálculos de regalías y participaciones, que actualmente realizan manualmente. Incluso se conoció que es

“La tarea es aclarar cuánto se recibe”

Freddy Magnani - secretario de Hidrocarburos Prefectura de Cochabamba La información que llega de YPFB es retrasada. Nos están enviando recién los reportes de la gestión 2008. Por tanto hay un retraso de cinco o seis meses en cuanto a la rendición de datos. Lo importante es sentar presencia en los campos petroleros como Prefectura. Ya lo hemos hecho el año pasado con dos entradas, este año tuvimos una oportunidad (a comienzos de junio). Queremos que mensualmente pueda ingresar un equipo de nuestro personal a las plantas de producción, pero a la vez firmar convenios con las empresas para que pueda haber amplitud en brindar información y el acceso. La tarea es aclarar cuánto recibe el departamento. Para esto tiene que haber una información transparente. Sabemos que existe retraso de brindar información desde gestiones pasadas por tanto es necesario hacer estas conciliaciones con una información que nosotros tengamos y el que posea YPFB.

posible con el software llamado AVA – RP Sytem realizar auditorías de pagos recibidos de 10 o más años atrás. De acuerdo a Miguel Cáceres, responsable del proyecto de Avatech, el objetivo del software AVA – RP Sytem es calcular regalías, participaciones e IDH, así como otros pagos derivados del proceso de producción y comercialización de hidrocarburos que la empresa está obligada a ejecutar en base a la Ley de hidrocarburos del Estado boliviano y otras normas. Para efectuar el cómputo se requiere datos de producción y las ventas realizadas del mercado interno o externo, con lo que se controlará el pago que se realice a las distintas prefecturas, además de mantener un control de los créditos o deudas y hacer cálculo de las penalidades que pueda existir durante el proceso de producción, por quemas de gas y gas

“No se cuenta con información oportuna”

Oscar Aguilar – asesor de Hidrocarburos - Prefectura de Chuquisaca Creemos que como Prefectura tenemos la obligación de implementar controles y fiscalizaciones de los recursos que se están explotando en nuestro departamento. A la fecha, por parte de YPFB no se tiene información oportuna para controlar de manera clara y oportuna las regalías que se deben desembolsar para las regiones. Entendemos que los reportes y depósitos que nos están haciendo, no están cumpliendo con el tiempo oportuno, además no cuentan con el respaldo que deben contemplar los mismos. Es por este motivo que los departamentos productores nos hemos puesto de acuerdo para poder llevar adelante planes y estrategias que vayan a complementar el futuro hidrocarburífero de nuestras regiones, asegurando el correcto desembolso de recursos económicos para cumplir con nuestros Presupuestos Operativos Anuales.

combustible. Para ejecutar este plan, los Gobiernos Departamentales deben contar con un equipo de profesionales que se encargue de la medición y cálculo posterior, para lo que se esperan reajustes en la estructura administrativa de las asesorías y secretarías de las Prefecturas, además de presupuestar para el 2010 los fondos correspondientes para este proyecto.

Software fácil de operar De acuerdo a la empresa Avatech, el software para calcular regalías, IDH, participaciones y otros conceptos no es nuevo, puesto que se implementó en el 2004 con Petrobras que adquirió el sistema y luego Repsol, BG Bolivia y ahora Andina YPFB, que está en proceso de obtener el soporte. Explica que para formular en el software el sistema de cálculo AVA – RP

“Permite fiscalizar anticipadamente”

José Padilla, asesor de Energía y Minería, Prefectura cruceña Se está conformando el comité permanente técnico de los cuatro departamentos productores de hidrocarburos con algunas reformas que tiene el sistema. El software presentado es interesante porque nos muestra la posibilidad de fiscalizar en forma anticipada el campo, en forma conjunta con Yacimientos y la empresa productora. De esa manera vamos a tener la certificación de primera mano, no como hoy en día que cada seis meses recién tenemos la cuantificación de los volúmenes.La idea es que vamos a ejercer el control de forma conjunta, porque el día que toma YPFB los datos, nosotros también lo haremos. La información que nos pasará posteriormente la estatal petrolera solamente será para cruzar información y tener la certificación oficial para tener la potestad de cobrar lo que nos corresponda a nosotros.

Sytem se tomó en cuenta leyes y reglamentos, lo que reemplazaría el uso de las hojas Excel, asegurando la información, además de tener la posibilidad de contar con datos históricos más rápidamente que con el anterior sistema. El sistema AVA - RP System, está diseñado en un lenguaje de cuarta generación y su operabilidad es fácil, porque en dos sesiones de una a dos horas el usuario aprende a ingresar la información, realizar el cálculo y obtener los reportes necesarios para presentar a los ministerios o las áreas internas de las empresas, indica Cáceres.

Piden transparencia Sebastián Daroca, secretario de Energía de la Prefectura de Tarija, afirma que al ser YPFB una entidad pública la información que maneja también debe ser de acceso inmediato y transparente, tomando en cuenta además que la estatal petrolera recibe reportes diarios y mensua-

“Se genera una fuerte susceptibilidad“

Sebastián Daroca, secretario de Energía, Prefectura Tarija Este seminario es parte de un proceso que estamos encarando entre todas las prefecturas de los departamentos productores de hidrocarburos. La idea es que se comience a tener una visión conjunta del desarrollo del sector y a partir de ahí hacer propuestas para mejorar. Un punto central dentro de esta visión es el tema de fiscalización de la producción y el sistema de cálculo del sistema de regalías por que son las bases de nuestros ingresos. El retraso es una preocupación porque no se está cumpliendo las normativas en cuanto al tiempo para las conciliaciones y esto genera una fuerte susceptibilidad en cuanto a la correcta liquidación de nuestras regalías. Este es un punto en común entre todos los departamentos productores que hoy estamos reunidos acá.

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GESTIÓN PÚBLICA les para tener su informe de producción fiscalizada. “Creemos que las Prefecturas tienen el derecho de tener esa información en forma oportuna en cuanto a la producción y comercialización, es decir, la facturación de los hidrocarburos en los diferentes mercados, tanto internos y externos. No estamos pidiendo otra cosa, sino que se cumpla la Ley de Hidrocarburos en su principio de transparencia y el reglamento de liquidación de regalías que establece que ese proceso debe hacerse mensualmente”, demandó.

Leyes mandan acceso a la información El artículo 18 de la Ley 3058, habla de la conformación de un Centro Nacional de Medición y Control de Producción y Transporte de Hidrocarburos, cuya labor será coordinada con las “instancias competentes de hidrocarburos”, que se refiere a las Prefecturas, mediante sus asesorías o secretarías de Energía. Se añade que “Los volúmenes y composición de hidrocarburos producidos tanto para la exportación como para el consumo interno y su transporte, serán controlados por este Centro que contará con la capacidad técnica, administrativa, de infraestructura y equipamiento necesarios”.

Por reclamo de las regiones, se aprobó en la Cámara Alta del Congreso una ley (que pasó a Cámara de Diputados para su consideración), en la que se especifica claramente que los datos de producción podrán tener acceso “prefecturas, municipios, universidades y público en general”. El artículo 2 de la ley aprobada en Senadores dice: “Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) de acuerdo a las competencias conferidas por la Ley No. 3058 de fecha 17 de mayo del 2005, implementará el Sistema de Fiscalización, Información, y Control sobre la producción y comercialización de hidrocarburos, así como la liquidación de regalías e IDH en el plazo de sesenta (60) días computables a partir de la publicación de la presente Ley. Al sistema deberán tener acceso irrestricto y permanente las prefecturas, municipios, universidades y el público en general”. Y en el artículo 3 indica que es deber de YPFB proporcionar información actualizada dentro de los primeros quince días de cada mes vencido: la producción certificada de petróleo condensado y gasolina natural por campo, la de gas natural estandarizada por campo, de GLP estandarizada por campo, tarifas de transporte, precios y volúmenes de venta por tipo de hidrocarburos, medidos en el

punto de fiscalización, de acuerdo a los diferentes mercados: externos e internos y liquidación correspondiente de regalías e IDH a todos sus beneficiarios. Para que exista un “control cruzado” se prevé en la norma que las empresas petroleras operadoras de los campos hidrocarburíferos suministrarán, asimismo, toda información pertinente al Sistema de Fiscalización, Información y Control, cuando ésta sea requerida tanto por el presidente de la Cámara de Senadores como por el presidente de la Cámara de Diputado. Hay quejas por depósitos retrasados y sin detalle Las prefecturas productoras de hidrocarburos reclaman porque los depósitos que reciben en sus cuentas de parte de YPFB y del Ministerio de Hidrocarburos y Energía llegan muy retrasados y sin información del concepto por el cual se paga, lo que dificulta llevar adelante el control respectivo y ejecutar su Presupuesto Operativo Anual (POA). “El problema es que son depósitos muy fríos, no vienen con información del ítem al que corresponden. No sabemos si el depósito es por regalía, por quema de gas o por multa. No se saben si los pagos son parciales o por los montos totales. Hay una seria falta de información que obviamente perjudica por un lado

la gestión y por otro lado no se tiene la seguridad y regularidad de que los pagos van a llegar en la forma y en el momento pertinente”, lamenta Sebastián Daroca, secretario de Energía de la Prefectura de Tarija. Del mismo modo su similar de Cochabamba (Prefectura alineada al Gobierno), Freddy Magnani, admite que por decreto hay un retraso de tres meses en los pagos, lo que repercute en la ejecución presupuestaria. ”No se conoce quién lleva el control sobre los montos que se depositan en el banco, la empresa que desembolsa, acerca de qué tipo de producto es: gas, petróleo, minería, madera o qué. No se tiene el detalle y eso impide saber sobre que conceptos están ingresando a las arcas esos recursos, por lo que debe transparentarse esa información para un mejor control”, resalta. En este tema Oscar Aguilar, asesor de Hidrocarburos de la Prefectura de Chuquisaca, se queja porque los proyectos que deben ejecutarse “se están quedando a la mitad por la falta de oportunidad en los depósitos por regalías e IDH”, puesto que los recibimos tras tres o seis meses de retraso. “No podemos estar conformes con esta forma de administración, de reposición o depósito de nuestras cuentas”, remarca. ▲

La energía que produce una buena impresión

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PETRÓLEO & GAS

BP publicó su tradicional Informe Estadístico de la Energía Mundial

olivia cuenta con 25,1 TCF de reservas de reservas probadas de gas natural. Esta es la presentación realizada por BP al prestigioso informe global, uno de los más confiables del mercado energético mundial. 2008 fue un año de acontecimientos sin precedentes para la economía mundial y en especial para los mercados energéticos. Los precios de todo tipo de energía aumentaron precipitadamente, algunos llegando a precios record y después cayeron dramáticamente. Productores y consumidores están preguntándose hacia dónde se dirigen los mercados energéticos mundiales y cómo se deben manejar los diferentes temas relacionados con energía, como la volatilidad de precios, seguridad y cambio climático. En tiempos difíciles como estos, son necesarias perspectivas claras, y esto es lo que intentamos hacer con el BP Statistical Review, como lo vamos haciendo durante 58 años. Espero que encuentren esta edición una fuente útil de información para enfrentar la actual situación energética y una fuente de inspiración para planear el futuro.

Como siempre la economía mundial es el mayor impulsador de consumo energético. No nos olvidemos que hasta la mitad del 2008, la economía seguía creciendo. En retrospectiva, los últimos años se han registrado como uno de los periodos de mayor crecimiento. Pero, la economía ya había empezado a desacelerar, probablemente debido a los altos precios energéticos, y la crisis financiera de septiembre hizo estallar una recesión aguda, con implicaciones críticas para el mercado mundial de consumo de energía. Los precios energéticos siguieron a los titulares económicos, dividiendo el año en dos etapas diferentes. El precio del petróleo se incrementó rápidamente en la primera parte del año, hasta pasar los $US140 el barril en julio, un record histórico aún tomando en consideración la inflación. Pero después los precios cayeron un 70% hasta fin de año. Los precios del gas natural y del carbón mineral siguieron una trayectoria similar. Durante todo el 2008, los costos de fuentes primarias de energía aumentaron significativamente y el precio del petróleo subió por séptimo año consecutivo, un hito sin precedentes en los 150 años de historia de la industria petrolera.

El crecimiento del consumo energético mundial en 2008 disminuyó, como también el consumo de todas las energías fósiles. El crecimiento neto en el consumo de energía vino de las economías en rápido desarrollo que no son miembros de la Organización Económica de Desarrollo (OECD), siendo sólo China responsable por casi tres cuartos del crecimiento mundial. Por primera vez, el consumo de países no miembros de la OECD superó el consumo de la propia OECD. Por el sexto año consecutivo, el carbón mineral fue la fuente energética que más creció, con implicaciones obvias para el calentamiento global. El uso de energías renovables también se incremento rápidamente, gracias al apoyo oficial de gobiernos. Aunque las energías renovables siguen siendo una pequeña parte del consumo energético mundial, su contribución se está incrementando rápidamente en algunos países y se está viendo un verdadero impacto. Datos sobre energía renovables como producción de etanol, eólica, solar y geotérmica pueden ser encontradas en la página web de bp statistical. En 2008 el mundo no estaba restringido por falta de energía, ya que el incremento

EMELEC

en la producción excedió el consumo para todas las categorías de energía fósil, especialmente hacia el fin del año. La expansión de producción de la OPEP causó incrementos en la oferta mundial de petróleo, mientras que la demanda bajaba. El desarrollo de técnicas de producción fuera de lo normal a costos efectivos para el gas ha impulsado el mayor incremento en disponibilidad de gas jamás visto en EE.UU. y el aumento de demanda en la China ha impulsado el crecimiento en el mercado de carbón mineral. Visto en este contexto, fuerzas fundamentales del mercado ayudan a explicar las últimas tendencias que causarán una baja en los precios energéticos durante este año. Nuestra información confirma que el mundo tiene suficientes reservas comprobadas de petróleo, gas y carbón mineral para satisfacer la demanda por las próximas décadas. Los desafíos que enfrenta el mundo en aumentar reservas energéticas para satisfacer las futuras demandas no están bajo tierra, sino sobre la superficie. Son humanas, no geológicas. Tony Hayward, Group Chief Executive, Junio 2009 / Fuente: BP.com ▲

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El tercer tramo fue evaluado con 16 auditorías internas, de gestión y monitoreos ambientales

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Alfonso Collazos – Gerente del GCC, YPFB Transporte

Foto: Bolinter

PETRÓLEO & GAS

GCC: la hazaña de llevar gas deL oriente aL occidente de bolivia

Gasoducto Carrasco Cochabamba

El objetivo del proyecto es transportar 120 millones de pies cúbicos de gas por día (MMpcd) desde la zona de Carrasco al occidente del país, de los que se habilitó para su traslado 22 MMpcd con la inauguración de la tercera fase del GCC.

na historia que narra las mayores dificultades de ingeniería y solución en la construcción de ductos terrestres, es la que se escribió en las páginas de la industria del petróleo y gas del país, con la finalización del tramo 3 del Gasoducto Carrasco – Cochabamba (GCC), puesto que a decir de los actores del proyecto, se puso a prueba la capacidad de las empresas bolivianas de superar los desafíos topográficos y climatológicos, cumpliendo además los plazos de entrega de la obra. “Existió mucha complejidad porque en los 250 km de longitud del GCC nos encontramos con prácticamente todo tipo de terreno”, refirió el gerente de la obra por parte de YPFB Transportes S.A. , Alfonso Collazos, al hacer un balance de la conclusión del tramo 3 y de los desafíos para los siguientes tramos. El GCC, está dividido en tres tramos. El primero es construido desde mayo por el consorcio IST - Conpropet y abarca 108 kilómetros (inicia en Carrasco y termina en el Chapare). El segundo espera iniciarse en julio y concluir en el 2011 con 77 kilómetros de recorrido. El tercero fue construido por el consorcio Bolinter – Serpetbol, mismo que se inició en Julio del 2008 y concluyó a inicios de mayo del 2009 (65 kilómetros de ductos que se extienden desde la zona de Pampatambo hasta Arrumani). Collazos explicó que se trata de un trayecto muy accidentado y de gran riesgo. Por ejemplo, el tramo 1 tiene que cruzar quebradas, ríos caudalosos, además de ser una zona “terriblemente húmeda”. El tramo 2 tiene en la zona del Sillar su punto más inestable, por lo que requirió bastante dedicación de compañías nacionales y extranjeras para definir el mejor trazo a usarse. Luego está el tramo 3 que comprende obstáculos como la subida a la cordillera del lugar, el descenso al valle de Cochabamba, bastante agua en Corani y roca en Sacaba. El objetivo del proyecto es transportar 120 millones de pies cúbicos de gas por día (MMpcd), de los que se habilitó 22 MMpcd con la inauguración de la tercera fase del GCC y la transformación temporal del Oleoducto Carrasco Cochabamba (OCC) en gasoducto. Se

pretende concluir todo el proyecto el 2011. YPFB Transportes S.A. resalta que en el tercer tramo se contó con 16 auditorías internas, de gestión, monitoreos ambientales y otras evaluaciones correspondientes, además de la observación del aspecto social y medioambiental por parte del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), que si bien no financió este proyecto - pues el dinero sale de la estatal petrolera de ductos - apoya otros similares en el país. Al respecto Enrique Menacho, gerente general de Bolinter - contratista del tercer tramo del GCC - se mostró orgulloso de la especialidad de su empresa y de sus similares bolivianas en la construcción de ductos en el país, por la experiencia que adquirieron a lo largo de los años en ejecutar estos trabajos tomando en cuenta las particularidades del terreno y las contingencias climatológicas, tanto en la apertura de brechas, zanjas para colocar los tubos, pruebas hidráulicas y tapado. “Todos estos son procedimientos muy específicos que requieren un control de calidad que también es muy rígido de parte del cliente”, añadió. La minuciosidad de la labor a ejecutarse toma en cuenta por ejemplo detalles como cernir la tierra que se extrajo de las zanjas para sacarles las rocas, a fin de que no dañe el tubo antes de tapar la cañería. Por otro lado, en el caso de las pruebas hidráulicas para un tramo corto de 53 kilómetros, la tarea se complica porque se requiere gran cantidad de gente y equipos. Del mismo modo Menacho indica que el rendimiento de las máquinas baja notablemente por las dificultades climatológicas y del terreno. Por ejemplo, para abarcar 300 metros al día se necesita generalmente una excavadora, sin embargo para esa misma cantidad de superficie se requirió entre 6 y 8 retroexcavadoras. De acuerdo a datos de YPFB Transportes S.A., el gasoducto Carrasco Cochabamba genera “miles” de empleos a personal boliviano, incluyendo comunitarios, a lo largo del recorrido del ducto. La inversión en el primer tramo es de de 25 millones de dólares, en el segundo 85 y en el tercero 62 millones de dólares.

La meta es que a medida que se concluya la construcción de los tramos del GCC se incremente la entrega del volumen al occidente del país. Eventualmente el Gasoducto Carrasco Cochabamba es parte de un nudo de distribución para el mercado interno que se construirá luego en Guainacota, cerca a Cochabamba. La estatal petrolera explica que así como Río Grande es un punto de distribución para el mercado de exportación, habrá uno similar para el mercado interno que permitirá repartir gas a Cochabamba, Oruro, La Paz, Sucre, Potosí y también hacia el nudo desde donde se saca el energético fuera del país.

OCC en gasoducto

En relación al proyecto del OCC, la transportadora estatal explicó que se requirió realizar modificaciones en las estaciones de Carrasco, Limatambo, Pampatambo y certificaciones de resistencia mecánica en cuatro tramos para transformarlo en gasoducto, que actualmente tiene una longitud de 184 kilómetros de 8 y 10 pulgadas de diámetro. Aseguran que se brindó más de 200 empleos directos mediante las dos empresas contratistas IST y PGA, encargadas de la ejecución de las obras, dirigidos por un equipo de YPFB Transporte S.A., liderados por Wilson Zelaya, con una inversión de 3. 6 millones de dólares. YPFB Transporte S.A. indica que la proyección para este año es continuar trabajando

“Se administraron muy bien los riesgos” Alfonso Collazos, YPFB Transporte El gasoducto Carrasco Cochabamba es un emprendimiento que inicia YPFB Transportes S.A. el 2006 que por su complejidad y para mitigar el riesgo fue dividido en tres tramos, tomando en cuenta la capacidad de ejecución de las empresas constructoras. Por condiciones de financiamiento, se buscó la forma de ir avanzando en el proyecto poco a poco, es así que los tramos 3 y 1 los estamos financiando con recursos propios. Destaco la dedicación e involucramiento del consorcio que trabajó en el tramo 3, porque creo que hemos hecho un buen grupo de trabajo, lo que permitió por ejemplo que dificultades como las que se tuvo en las pruebas hidrostáticas, por algunos fallos en la cañería, se hayan superado con el apoyo decidido del equipo. En el tramo 1 estamos con la novedad de que se está usando bastante la perforación horizontal. A diferencia de la perforación a zanja abierta, no habrá riesgo ambiental porque no se tocará los ríos. Inicialmente habíamos diseñado para que el cruce de los tres ríos más grandes y más complicados: el Sajta, Chimoré y San Mateo sean trabajados con

perforación horizontal dirigida, pero el consorcio luego de una evaluación definió que iba a hacerse 10 cruces más, lo que es una novedad. Los problemas fueron superados con el concurso de todos. La verdad es que no hubo un evento que nos haya causado un desfase grande en costo o en plazo. Creo que el éxito es poder hacer un solo equipo de trabajo entre todos. En el tramo 1 nosotros corrimos un riesgo de avanzar con la construcción cuando nos faltaba una cantidad de cañería y no teníamos la servidumbre constituida, es algo que hemos administrado bien, la cañería faltante ya nos están por entregar. La constitución de servidumbre que es algo muy delicado, está avanzando mucho mejor de lo que pensamos. Entonces esos dos riesgos han sido muy bien administrados, lo que nos permite evitar posibles paralizaciones de actividades. Por otro lado se hizo el estudio de impacto ambiental oportunamente de todo el trazo con lo que se obtuvo la licencia ambiental. Afortunadamente se atraviesa áreas impactadas como carreteras o sendas pero no se pasó por ninguna reserva, área protegida o con restos arqueológicos.

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PETRÓLEO & GAS Ficha técnica del proyecto • Es una estación de compresión con toda la flexibilidad para recibir gas. • El GCC sin compresión está diseñado para transportar 120 millones de pies3por día, con compresión puede subir hasta 250 MMpcd. • Actualmente con el volumen incrementado que se entregó se llega a casi al 90 por ciento de capacidad de transporte, que permitirá a las termoeléctricas en occidente contar con suficiente energía para abastecer su demanda por invierno. • La inversión total del proyecto está estimada en 172 millones de dólares. • El GCC tiene una longitud del 250 km y está dividido en tres tramos. • La cañería usada es de China, de norma API 5L X52, revestida con tricapa y tubos de acuerdo a la misma norma. en los principales proyectos como el Sistema Integrado de Gas a Occidente (SIGO), que comprende el Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC) y la Ampliación del Gasoducto al Altiplano (GAA).

Una tarea pendiente Pese a que el 19 de mayo fue abierta la válvula del tercer tramo del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC) empalmado con el oleoducto transformado del mismo nombre, Cochabamba no recibió aún gas natural de esa conexión debido a que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) no construyó el enlace con la red primaria de distribución de la Empresa Cochabambina de Gas (Emcogas). Laureano Rojas, presidente de la Cámara de Industria de Cochabamba (CDI), pidió a YPFB actuar con responsabilidad en la implementación de la referida interconexión para satisfacer la demanda de gas del departamento, misma que debe ser construida en la localidad de López Rancho, municipio de Sacaba, distante a 23 kilómetros al noreste de Cochabamba. Según el proyecto, que fue presentado por Emcogas a YPFB, la construcción del empalme, que cuenta con estudios de impacto ambiental, debe extenderse por una longitud de siete kilómetros entre López Rancho y Sacaba con una inversión aproximada de 700 mil dólares a ser cubierta íntegramente por la estatal petrolera. La interconexión del GCC con el sistema de distribución de Emcogas permitirá la distribución adicional de 6 Mmpcd a los 25 Mmpcd que actualmente consumen los usuarios de las redes domiciliar, comercial e industrial de Cochabamba. ▲

“El trabajo fue muy profesional” Enrique Menacho - gerente general de Bolinter, Contratista El consorcio Bolinter - Serpetbol se adjudicó la construcción de la tercera fase del gasoducto Carrasco Cochabamba, que consistía en un ducto de 16 pulgadas con una longitud de 53 kilómetros. El trazo empieza en la ciudad de CBBA, en la altura de la angostura y termina en el Corani que es una zona bastante accidentada porque tiene una altura de más de 3600 metros con terreno muy inestable y húmedo (donde empieza el clima tropical del Chapare). El trabajo se desarrolló dentro de un marco muy profesional. La gente se portó de maravilla, la supervisión fue muy competente y adecuada para este tipo de obras, es decir hubo un entendimiento muy importante entre la dirección de obra y los contratistas. Bolinter trabajó una punta al lado de Corani y Serpetbol la otra. Se utilizaron más de 600 personas (sumando ambos grupos) a lo largo del proyecto. Hay que resaltar que las comunidades con las que se tuvo contacto, tuvieron un comportamiento muy amigable en general, con un buen clima de cooperación, puesto que se entendía que esta es una obra de desarrollo que permite traer gas a la zona. Sin duda una de las principales dificultades atravesadas es la referida al ciclo

climatológico del país, porque por retrasos en aspectos como firma y adjudicación de contratos, evaluación de los contratistas y otros, lo que está previsto hacer en una época seca termina haciéndose en temporada de lluvias. Las cañerías usadas corresponden a las normas API 5L X52, revestidas con tricapa. La soldadura fue perfecta porque existe mucho conocimiento, experiencia y capacidad para que sean de primerísima calidad. Cuando se suelda tubos, se hace prueba hidráulica para probar el caño, por lo que es probada y observada una y mil veces, siendo su proceso de seguridad es muy rígido y garantizado en un 100 por ciento. Por otro lado para habilitar este tramo se hizo un empalme de un oleoducto que se construyó hace mucho tiempo y que está transportando muy poco líquido, por lo que se hizo una transformación de este ducto en gasoducto. Entre las obras que hemos hecho, esta fue la mejor llevada en mucho tiempo y debería ser un ejemplo de ejecución de obra, de fiscalización, de administración. Yo he quedado muy satisfecho por los procedimientos, reuniones semanales de avance y control de obra. Me alegra y enorgullece que haya gente involucrada y preparada para hacer este trabajo.

Arranca generación de 42 MW de Guabirá

on el aumento de la potencia del turbo instalado el año pasado y con otro similar, Guabirá Energía S.A tiene todo listo para producir desde julio del 2009, 42 Megavatios (MW) de electricidad, de los que 21 serán para entregar al Sistema Integrado Nacional (SIN), y la otra mitad por el momento para consumo propio, confirmó el presidente del Ingenio Azucarero Guabirá, (IAGSA) Mariano Aguilera. Si bien Guabirá puede vender más de los 21 MW de energía al SIN, tropieza con las normativas vigentes que exigen que las turbinas de generación una vez entreguen electricidad, deben destinar el total de su producción de manera exclusiva al Comité Nacional de Despacho de Carga, además de pagar peajes y otros aspectos que desfavorecen su competitividad, según Aguilera. Por tal motivo, en Guabirá S.A. brazo operador de IAGSA, explicaron que la producción de electricidad del nuevo turbo se destinará únicamente al Ingenio, a fin de reemplazar los generadores antiguos para no sufrir paralizaciones eventuales, aunque se es consciente que la energía sobrante se perderá. El año pasado en promedio se entregó 9 MW para el SIN. La inversión de Guabirá sólo en las nuevas turbinas, es de aproximadamente 6.5 millones de dólares, aunque si se suma la ampliación de molienda, turbos, calderos y otros accesorios más para la producción de vapor se alcanza los 23 millones de dólares.

“Guabirá es autosustentable como toda industria azucarera, puesto que producimos nuestra propia energía y la consumimos. A partir de julio estemos produciendo a full capacidad la molienda de caña, producción de alcohol, azúcar y energía”, afirmó Aguilera. Anteriormente se experimentó en algunas oportunidades fallas en los turbogeneradores antiguos lo que impidió la producción de energía, pero con el recambio se prevé subsanar esta falencia, aseguró Aguilera y añade que la molienda de caña se incrementará entre 4 y 5 mil toneladas por día, con lo que se tendrá mayor excedente de bagazo que se destinará a otro proyecto. Por otro lado el presidente de IAGSA adelantó que también a partir de julio de este año, producirán alcohol carburante para consumo propio y también para comercialización interna – si se obtiene el permiso correspondiente del Estado – o para exportación, amparados en una ley del sector que espera su reglamentación. “Hemos tenido reunión con algunos personeros del Gobierno, que sí les interesa y le entien-

den al tema”, resaltó. A su vez, comentó que en coordinación con la Prefectura cruceña y la Gobernación de Mattogrosso de Brasil se consensúa la fa-

bricación y puesta en marcha de proyectos de biodiesel, sin afectar la producción de alimentos para el país. Por otro lado a mediados de Junio el directorio de Guabirá aprobó la implementación de una proyecto piloto para usar el bagazo de caña (hidrolizado), mezclándolo con levadura seca y melaza para producir alimento para animales de engorde, crías y

para lechería, porque se cuenta con el 70 por ciento de ingredientes para su fabricación. Los planes son que en 60 días más comenzará a funcionar este proyecto con una inversión inicial de 500 mil dólares. La Planta de alimentos estará ubicada dentro del área de IAGSA, mientras que el plan piloto de engorde de animales en otra área adyacente al Ingenio. Además de velar porque las personas que trabajan en la zafra tengan campamentos adecuados, el titular de Guabirá afirma que se contrató personal para que junto a la Fundación Hombres Nuevos, Prefectura, Alcaldía, zafreros y cañeros, se apoye en educación, salud y erradicación del trabajo infantil. Un aspecto relevante del apoyo de Guabirá a los cañeros es la construcción de pozos para que beban agua potable. El trato es que dependiendo de su economía aporten desde el 20 o 50 por ciento del costo de perforación y el resto es subvencionado por IAGSA, Guabirá está integrada por cañeros, que tienen el 60 por ciento de participación, y de los trabajadores del ingenio, con 40 por ciento de las acciones. IAGSA está relacionada con el 30 por ciento de la población de la provincia Obispo Santistevan, lo que representa más de 10.000 personas. Tiene 1.615 accionistas, 760 trabajadores por zafra, 1.204 cañicultores, 4.500 zafreros, 600 transportistas y 2.500 trabajadores agrícolas..▲

Junio

2009

AGENDA ENERGÉTICA 8 al 10 de Julio | Medellin - Colombia 26 al 29 de Julio | Cartagena de Indias 3er CONGRESO ANUAL EIC DE ENERGÍA EN X SIMPOSIO BOLIVARIANO- EXPLORACIÓN CENTRO AMÉRICA Y LA REGIÓN ANDINA PETROLERA EN LAS CUENCAS SUBANDINAS Dentro de este congreso de analizarán los retos y oportunidades para el financiamiento de proyectos energéticos en América del Sur, la crisis económica global y el proceso de integración energético de Centroamérica, el escenario de negocios de la apertura petrolera mexicana, la exploración petrolera en Colombia, la internacionalización de las eléctricas colombianas y su impacto en la integración energética latinoamericana, los desafíos y oportunidades en el sector petrolero venezolano y las energías renovables y no convencionales en Centroamérica y la región andina.

El lema de este X simposio es “Aprendiendo del Pasado - Mirando Hacia El Futuro” y una de las principales ideas que se tiene es la de solicitar artículos que ilustren casos en los que se utilizó un excelente trabajo técnico, pero terminaron en la perforación de un pozo seco. Serán seleccionados 50 trabajos para presentaciones orales y 60 para presentaciones en cartelera. Durante el Simposio se desarrollarán conferencias magistrales, cursos de actualización y excursiones geológicas. Contacto: www.simposiobolivariano.org

Contacto: www.eiccongress.com

15 al 18 de Julio | Las Vegas – USA AWF Feria Internacional de la Madera La Association of Woodworking & Furnishings Suppliers® (AWFS®) dará enfoque al concepto de “Creciendo Verde” durante su show bienal en la AWFS®Fair 2009, con exhibiciones de materiales y maquinaria amistosos al medioambiente, se ofrecerá “Yendo Verde”, una vía especial en el programa educativo sobre como las empresas pueden fabricar sus productos y procesos ecológicamente y cumplir con las nuevas estándar ecológicas de fabricación

29 al 31 de Julio | Tokio – Japón MEMS 2009 – Exhibition Micromachine Reflejando el crecimiento de la industria MEMS (Sistemas Micro electromecánicos) es que se realiza la 20ava versión de la exhibición más grande del mundo, enfocada en la micro/MEMS y Nano Tecnología junto con el 15vo simposio de Micromachine y Nano tecnología. Contacto: www.micromachine.jp

10 al 12 de Agosto | New Delhi, India 3era EDICIÓN EXPO INDIA-ENERGIA RENOVABLE

Contacto: www.awfsfair.org

Del 16 al 26 de Julio | Bogotá –Colombia AGRO EXPO - CORFERIAS 2009 Es un evento comercial, donde los expositores podrán dar a conocer las diferentes novedades en insumos, maquinaria y desarrollo genético, junto con la socialización de los diferentes proyectos de desarrollo agropecuario, los cuales serán conocidos por un público visitante conformado por trabajadores, productores y profesionales del sector

El evento más grande en la India referente a energía limpia y verde, abarcando el área de energía solar, viento, energía eficiente, bioenergía, geotermal entre otras. Actualmente la India cuenta con el segundo programa de Bio Gas más grande del mundo y el programa de energía solar descentralizada más grande del mundo. Contacto: www.renewableenergyindiaexpo.com

10 al 14 de Agosto | Brasil FEBRAMEC 2009 – Feria Brasilera de Mecánica y Automatización Industrial

Contacto: www.agroexpo.com

21 al 23 de Julio | San Pablo – Brasil GEO SUMMIT LATINAMERICA 2009 Enfocado en el sector de la geotecnología en Latinoamérica, se realizará junto con el congreso de GEO Summit Latino América 2009, que contará con 60 palestras con la finalidad de presentar proyectos consolidados en las áreas de recolección de datos, procesamiento y análisis geográfico y nuevas tendencias. Otros eventos realizados simultáneamente son: GEO Oleo y Gas, GEO Infraestructura, GEO Minería, GEO Ciudades y Expo GPS.

Contará con expositores del área de Automatización Industrial, automatización robótica, medición, instrumentación, control de calidad, herramientas, soldadura, maquinas y equipamientos, motores y reductores, válvulas industriales y publicaciones técnicas entre otras, demostrando las nuevas tecnologías de producción y manutención para la generación de condiciones de mejor desempeño en las industrias. Contacto: www.febramec.com.br

CURSO GRUPO LÍDER 26 de Junio de 2009 El grupo Líder, es un programa de formación sobre Seguridad, Medio Ambiente, Salud Ocupacional y Relacionamiento Social, es elaborado de manera conjunta entre la CBH y las Gerencias de Seguridad, Medio Ambiente y Salud y tiene como objetivo unificar los requerimientos de las empresas de la industria hidrocarburífera nacional en cuanto a los parámetros de formación-capacitación del personal para las diferentes operaciones realizadas por los contratistas. Contacto: curso@cbh.org.bo

GESTIÓN DE RIESGOS EN HSE. 9 de Julio Tiene la finalidad de hacer que los participantes aprendan a actuar con una permanente actitud Proactiva; a través de las más modernas y mejores prácticas de Seguridad, Salud Ocupacional y Medioambiente; para poder dar respuestas efectivas a los problemas minimizando siempre la probabilidad de ocurrencia de los mismos mediante el análisis agudo y la aplicación de metodologías eficaces. Contacto: Somare Consulting Group pablo. velasquez@somare.com

EL IMPACTO DE LAS BUENAS PRÁCTICAS EN LA MANIPULACIÓN DE MERCANCÍAS EN ALMACÉN Del 2 al 4 de Julio Con el instructor R. Patricio Gajardo consultor internacional con especialización en Gestión Logística en Perú, Chile y Bolivia. Con el objetivo de capacitar a los responsables de los procesos de almacenamiento en la aplicación y desarrollo de buenas prácticas en la gestión y manipulación de mercancías en almacén, utilizando procedimientos y herramientas de vanguardia para lograr una excelente gestión y manipulación de mercancías. Contacto: Centro de Formación Empresarial CEFE- CAINCO, Av. Las Américas Nº 7. Contacto: capacitaciones@cainco.org.bo

STRESS EN TIEMPOS DE CAMBIO.

Contacto: www.geobr.com.br

SEA PARTE DE PARTE DE LA INFORMACIÓN: Actualidad:

Suscríbase a nuestro boletín electrónico actualizado periódicamente. Suscripción gratuita: Reciba la revista impresa Reporte Energía de forma gratuita e inmediata. Contacto: Envíenos sus comentarios, sugerencias, actividades y noticias para su difusión.

COMUNICACIÓN ENERGÉTICA INTERACTIVA

RESALTADOS

www.reporteenergia.com

18 de Julio Con la finalidad de enseñar a los participante a reconocer como el Stress afecta a cada individuo y contar con herramientas que permitan contener el impacto en su actuación interpersonal y laboral. Contacto: pablo.velasquez@somare.com

GLOSARIO Costos fijos: (Fixed cost). Costos que permanecen relati-

vamente constantes sin importar el volumen de operaciones. Como ejemplos se incluyen las rentas, depreciación, impuestos sobre la propiedad y ciertos gastos administrativos.

Costos para mantener inventarios: (Inventories cost). Incluye partidas tales como intereses, costos de almacenamiento, seguros y gastos de manejo de materiales. Costos variables: (Variable cost). Costos que fluctúan en forma directa con un cambio en el volumen de producción. Como ejemplo se incluyen las materias primas, mano de obra directa de fábrica y comisiones a vendedores. Criogénico: (Cryogenic Process). Proceso de refrigeración,

a que se somete el gas natural con el fin de recuperar los líquidos componentes más pesados que el metano; principalmente etano. En su operación se utilizan Turbo - Expansores que disminuye la temperatura del gas natural (de –100 a –145oC) y separa mediante licuefacción los líquidos contenidos en él, es posible separar 60-86% del etano y todo el propano y más pesados.

Crudo base aromática: (Aromatic base crude oil). Crudo que contiene grandes cantidades de compuestos aromáticos de bajo peso molecular y naftenos, junto con cantidades más pequeñas de asfaltos y aceites lubricantes. Crudo

base asfáltica: (Asphalt base crude oil). Crudos que producen altos rendimientos de brea, asfalto y aceite

combustible pesado.

Crudo base nafténica: (Naphtene base crude oil). Crudo que contiene principalmente naftenos, esto es, compuestos cíclicos saturados con cadenas laterales nafténicas y parafínicas, pueden contener mucho material asfáltico. Al refinarse estos crudos producen aceites lubricantes que se diferencian de los obtenidos de crudos parafínicos por ser de más baja gravedad y viscosidad, así como presentar un menor contenido de carbón. Crudo base parafínica o cerosa: (Paraffin base crude oil). Crudo de alto contenido en ceras y fracciones de aceites lubricantes, conteniendo pequeñas cantidades de naftenos o asfaltos y bajos en azufre, nitrógeno y oxígeno.