ANUARIO IPD 2010-11 REGIONAL by gsalip gaston

Editorial Staff Editor-in-Chief: Daniel Barneda danielbarneda@prensa-energetica.com.ar

Publisher: Gastón Salip gastonsalip@prensa-energetica.com.ar

Art & Design: Synergia@fibertel.com.ar

Printed on: COGTAL

Fuente: Empresas, Secretaría de Energía, IAPG, The New Says, Prensa Energética, La Nación, Petroenergía, Petronews, Reuters, Agencia EFE, El Cronista. Anuario IPD es una publicacion de SYNERGIA comunicaciones integradas. registro de propiedad intelectual en tramite. Las notas publicadas no necesariamente representan la opinion de los editores. el nombre y logo anuario IPD son propiedad de Synergia. prohibida su reproduccion parcial o total (ley 11.723) todos los derechos reservados. Miralla 626 - PB 4, (CP 1440), CABA ARGENTINA

Un 53% de empresarios argentinos considera que la inflación será el mayor desafío para el gobierno durante 2011, pero al mismo tiempo el 35% anticipó que incorporará personal durante el año próximo, de acuerdo a los resultados de una encuesta conocidos hoy. Un 50% de los consultados consideró que la situación económica se mantendrá sin cambios durante 2011 y un 30% pronosticó que mejorará. Los resultados están contenidos en la investigación "Percepción Empresarial de la Coyuntura" elaborada por el Instituto Universitario Escuela Argentina de Negocios. Al ser consultados sobre cuales serían los principales problemas para el gobierno en los próximos seis meses, la inflación (38%) y la inseguridad (22%) ocuparon el primer lugar, por sobre la presión sindical, lidiar con la oposición y la inseguridad jurídica. El presupuesto para el sector energético el año próximo alcanzará los $ 18.000 millones (U$S 4.500 millones) será un 20% mayor al aprobado para este año. Las prioridades son terminar Yacyretá y ampliar Atucha II. Lo confirmó el secretario de Energía de la Nación, Daniel Cameron. Otra de las prioridades del Gobierno es continuar con la finalización del Plan Federal I y Plan Federal II del tendido de líneas de transporte de energía eléctrica en 500 KV. También se informó que los ministros de Economía, Amado Boudou y de Planificación, Julio De Vido, firmaron con la Corporación Andina de Fomento (CAF) un acuerdo para financiar la construcción de líneas en 132 Kv, que toman energía de las de 500 KV, por un monto estimado en 120 millones de dólares. A esto se sumará otros 120 millones de dólares aportados por el BID. Las obras que lleva adelante el Gobierno apuntan a un cambio en la matriz de la generación de energía eléctrica para el 2025, bajando la participación de los fósiles. El clima de inversión se presenta con mejores perspectivas para 2011, que para la mayoría de los hombres de negocios seguirá jaqueado por el fantasma de la inflación y por los vaivenes de un año electoral.

Daniel Barneda

Sumario Proyecto ANCAP- GASOIL y Gasolina de Bajo Azufre

Proyecto Potasio Rio Colorado

Ampliación de Gasoducto Camisea

Central Eléctrica Rincón de los Sauces

Ampliación Central Térmica Loma La Lata

Parque Eólico Rawson

Optimización Refinería Luján de Cuyo

Dos Estaciones CompresorasGasoducto Urucú Manaos

Unidad de Recuperación de Azufre- Pemex Refinación

Expansión de la Planta Malvinas Camisea

II Gasoducto Estrecho de Magallanes

Regionales: Brasil, Bolvia y Venezuela

Proyectos de Inversión Proyecto ANCAP-GASOIL y Gasolina de Bajo Azufre • Inversión y adjudicación: Este proyecto de más de 300 millones de dólares fue adjudicado a AESA a fines de 2008 bajo la modalidad contractual de EPC, a través de su filial uruguaya, luego de un extenso proceso licitatorio público e internacional que demandó más de 2 años donde AESA compitió con empresas de ingeniería y construcciones de primer nivel de todo el mundo. • Ventajas: El proyecto de GASOIL Y GASOLINA DE BAJO AZUFRE le permitirá a Uruguay producir en su Refinería La Teja de Montevideo combustibles de alta calidad con bajo contenido de azufre de acuerdo a los nuevos estándares internacionales. • Estado de situación: Esta ampliación y revamping de gran envergadura lleva a la fecha un avance aproximado del 50%, encontrándose la ingeniería en su etapa final, mientras que en campo esta en pleno desarrollo la ejecución de la obra civíl y electromecánica. También es importante destacar que esta en pleno desarrollo la fabricación de los equipos y módulos de proceso en nuestra Planta Canning. • Desarrollo y grado de avance: La ingeniería del proyecto se ejecutó casi por completo, y la misma terminará insumiendo un total de 500.000 horas hombre de ingeniería, desarrolladas con personal propio y de varias empresas subcontratistas de primer nivel mundial. Las mejores prácticas

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de gestión, sumadas a la última tecnología en el manejo de documentación de ingeniería permitieron a AESA coordinar y dirigir desde sus oficinas centrales de Canning, provincia de Buenos Aires, equipos de diseño ubicados en diversas ciudades, siendo las más distantes Caracas (Venezuela) y Houston (USA). También se encuentra avanzado el suministro de materiales y equipos que formarán parte de las instalaciones, cerca de 15.000 items provenientes de casi 400 proveedores de todas partes del mundo. Para cumplir con los requerimientos de calidad y plazo exigidos por el proyecto se debió realizar un gran despliegue logístico, de control y de aseguramiento de calidad bajo normas ISO, en diversas locaciones como Argentina, USA, Inglaterra, Francia, España, Italia, Brasil y Asia, entre otras. • Particularidad: Una mención aparte merece la fabricación de equipos y módulos de proceso en los talleres de Planta Canning, desde allí se exportará la mayoría de los equipos y módulos necesarios para la concreción del proyecto. Son en total unos 124 equipos de gran porte entre intercambiadores de calor, aeroenfriadores, reactores, recipientes a presión, hornos, filtros, tanques; y 35 módulos de proceso completos y cañerías prefabricadas. En la obra, luego de los desmontajes, de los trabajos preliminares y del relleno de 8000 m2 de la bahía de Montevideo que permitieron ampliar los terrenos de la refinería, se

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encuentran en plena ejecución varios frentes de trabajos distribuidos en toda la refinería y que ocupan todas las especialidades: completamiento de fundaciones, montaje de estructuras prefabricadas, terminación de los edificios de control, montaje de tanque API de 30.000m3, montaje de cañerías de interconexión, y cableados e instalaciones de electricidad e instrumentación.

para toda la refinería. • Tres nuevas subestaciones eléctricas y modificaciones en varias subestaciones existentes. • Ampliación de los terrenos de la refinería mediante rellenando sobre la bahía. • Nuevo sistema de control distribuido (DCS) y de seguridad (ESD) de última tecnología, incluyendo tanto a las

nuevas unidades como la migración de las unidades existentes de la refinería. • Nueva sala de control unificada de la refinería. • Obras conexas (nuevo edificio operadores, nueva pileta de soda cáustica, traslado de tanque API, desmontajes, demoliciones y corrimientos de instalaciones existentes, nuevas calles y pavimentos, etc.).

• Puesta en marcha: La fecha prevista para finalizar los trabajos en la Refinería La Teja de Montevideo es el cuarto trimestre del 2011. • Características técnicas: El proyecto contempla el completamiento de la ingeniería básica, la ingeniería de detalle, suministro, construcción, pre-habilitación y asistencia para habilitación, puesta en marcha y 1er año de operación, de las siguientes instalaciones: • Nueva planta de hidrodesulfuración de gas-oil de 18.000 barriles/día. • Nuevas unidades de regeneración de aminas y de tratamiento de aguas ácidas. • Nueva planta de hidrodesulfuración de naftas de 5.000 barriles/día. • Dos nuevos trenes Claus de recuperación de azufre de 34 tn/día cada uno, con tratamiento de gas de cola. • Nuevo tanque API de 30.000 m3 y modificación de los sistemas existentes de almacenaje y bombeo de productos. • Nuevo sistema cerrado de agua de enfriamiento para reemplazo del actual sistema a ciclo abierto, con capacidad

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Proyectos de Inversión Proyecto Potasio Río Colorado • Descripción: Potasio Río Colorado es un proyecto integral que comprende todas las etapas de producción, industrialización y distribución de cloruro de potasio, mineral utilizado como fertilizante para la agricultura. Consiste en la construcción de una planta de industrialización situada en el Departamento de Malargüe (provincia de Mendoza), el desarrollo de una cadena logística que incluye la construcción de una vía de ferrocarril, y la instalación de un puerto en Ing. White (provincia de Buenos Aires).

• Plazos de realización y puestos de trabajo: En agosto pasado, el Senado de la provincia de Mendoza dio “luz verde” al emprendimiento minero, que deberá privilegiar servicios y mano de obra local. Las obras de infraestructura para comenzar la explotación demandarán dos años y una gran cantidad de recursos. En esta etapa se calcula que se generarán más de 2000 puestos de trabajo, mientras que cuando la mina esté funcionando habría unos 500 empleos directos.

• Inversión: La brasileña Vale anunció una inversión de u$s 4500 millones en Mendoza. El gigante minero está desarrollando un megaproyecto en Malargüe, que posicionará a la Argentina entre los principales productores de cloruro de potasio.

• Proyección: Con la concreción del proyecto Potasio Río Colorado, la Argentina se posicionará entre los cinco mayores productores de fertilizantes del mundo, con una participación aproximada del 10% del mercado total. Está prevista una producción inicial anual de 2,4 M toneladas de cloruro de potasio, con un potencial futuro incremento a 4,3 M toneladas por año. Para la extracción del mineral se utilizará una tecnología innovadora denominada “minería por disolución”. El proceso consiste en perforar un par de pozos hasta encontrar el potasio, que será disuelto mediante el uso de agua caliente a una profundidad promedio de 1.200 metros. El insumo básico para la extracción del cloruro de potasio es el agua, que se captará del río Colorado conforme al porcentaje de captación autorizado por ley provincial de Mendoza. El proceso productivo garantiza que el agua utilizada por la planta no retornará al río.

• Ubicación y producción estimada: Se estima que una vez en marcha, el proyecto Río Colorado –en Malargüe, al sur de la provincia de Mendoza– tendrá una producción de 2,4 millones de toneladas por año de cloruro de potasio (utilizado como fertilizante para el agro), lo que posicionará a la Argentina entre uno de los principales productores del mundo. El megaproyecto abarca todas las fases de producción y distribución del potasio: la extracción y procesamiento en el yacimiento y la construcción de la infraestructura logística –ferrocarril y puerto– para su transporte.

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ción, almacenamiento, recuperación y embarque del cloruro de potasio, además de la infraestructura necesaria para llevar a cabo las operaciones. Se prevé también la construcción de una vía ferroviaria auxiliar para las maniobras de formación de los vagones que llegarán con la carga.

• Acuerdo con Ferrosur Roca: Vale ya firmó un acuerdo con Ferrosur Roca, uno de los principales operadores ferroviarios de cargas de la también brasileña Camargo Correa, para la transferencia de la concesión de 756 kilómetros de vías férreas que conectan la ciudad de Zapala, provincia de Neuquén, con General Cerri, en la provincia de Buenos Aires. • Terminal portuaria: Una vez procesado, el cloruro de potasio será transportado por ferrocarril al puerto de Ing. White, en la provincia de Buenos Aires. El proyecto prevé la construcción de un nuevo tramo de ferrocarril de aproximadamente 360 Km. y la renovación de más de 500 Km. de vías existentes entre las ciudades de Cervantes y Bahía Blanca, lo que representa un total de 860 Km. La nueva terminal portuaria del proyecto Potasio Río Colorado estará ubicada en Ing. White y contará con instalaciones de recepción, compacta-

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• Líneas de transmisión: Para el suministro de energía eléctrica del proceso se construirán nuevas líneas de transmisión de alta tensión, con una extensión aproximada de 120 Km., que interconectarán el futuro sistema eléctrico (línea de Extra Alta Tensión Comahue-Cuyo) con la planta industrial. En una etapa posterior, se evalúa la construcción de una central termoeléctrica propia para satisfacer la demanda del proyecto. Esta central producirá 95 MW de energía eléctrica y se integrará a la producción de vapor mediante una producción de 700 toneladas por hora, supliendo casi completamente las necesidades de la planta. El gas natural fue escogido como el combustible del proyecto Potasio Río Colorado. La propuesta es explorar gas no-convencional, es decir, gas nuevo que no afectará el consumo industrial ni residencial.

Ampliación de gasoducto de Camisea • Anuncio: En Lima Techint anunció que junto con sus socios ampliarán el gasoducto de Camisea para proveer más gas natural al mercado peruano. • Inversión: Será de US$ 800 millones en el 2012. • Plazos y puesta en marcha: Los trabajos de ampliación del sistema de transporte del gas de Camisea, que opera Transportadora de Gas del Perú (TGP) terminarán en 2012. • Socios: Techint, a través de Tecgas, forma parte de las empresas que son socias de TGP junto a otras como Pluspetrol, Hunt Oil, Sonatrach, GyM, SK Corporation y

GDF Suez-Tractebel. • Qué se dijo: Señalan que en el momento que se apruebe el estudio de Impacto Ambiental empezarán los trabajos de ampliación y se buscará generar empleo para los pobladores de las zonas aledañas. “Está la financiación disponible para hacer el proyecto lo más pronto posible y también existe una importante demanda de gas para el 2012 que podría absorber la capacidad de transporte adicional”, aseguraron desde Techint para indicar que “en los últimos diez años el desarrollo del transporte y la producción de gas en Perú atrajo casi US$ 10,000 millones. Y el grupo ha invertido alrededor de 1.900 millones, son cifras muy importantes”, aseguraron desde la empresa.

• Aspectos pendientes: Uno de los aspectos aún pendientes es el abastecimiento de energía, ya que el proyecto demandará, en funcionamiento, una gran cantidad de metros cúbicos de gas por día. Vale está buscando cerrar un acuerdo con una compañía petrolera para abastecerse a través de nuevos yacimientos o de gas no convencional.

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Proyectos de Inversión Central Eléctrica Rincón de los Sauces • Origen y construcción: El proyecto tuvo inicio hace 4 años con la decisión de la empresa de realizar la exploración integral de 2 yacimientos linderos, aislados de la red pública. Luego se efectuó el desarrollo de las reservas identificadas en este caso de gas natural, se montó una Planta de compresión y acondicionamiento y se construyeron 2 nuevos gasoductos de evacuación (45 Km). La decisión estratégica apuntar a los 500 mil m3/día, destinando el 50% al suministro a Compañías petroleras vecinas, unos 100 Mm3/día sustentara la continuidad del suministro a la localidad de Rincón de los Sauces, y los 150 mil m3/d se reservaron para un proyecto eléctrico. Sobre esa base se definió la instalación de la Central y Estación Transformadora “Rincón de los Sauces”, la que ya comenzado a funcionar, previéndose su inauguración este mes de octubre. • Características técnicas e inversión: Se trata de 21 unidades moto-generadoras JENBACHER (GE- Austria) de 1.415 MW cada uno, de alta eficiencia o rendimiento. La nueva central tiene una potencia instalada de 25 MW, y el proyecto, sin contar los desarrollos de up stream, requirió una inversión del orden de los U$S 35 MM de dólares, incluyendo la EETT que eleva la tensión 33kV/132kV y permite la conexión al Sistema Interconectado regional de 132 Kv y a través del mismo al SIN, por lo que será posible suministrar electricidad a cualquier rincón de nuestro país.

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La central está vinculada en 132 kilovoltios con la apertura de la línea que interconecta la Estación Transformadora Medanito con la estación Puesto Hernández, jurisdicción de la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal del Comahue. • Qué se dijo: “De cara al 2011, tenemos en carpeta dos proyectos complementarios de la producción primaria, la construcción y montaje de una Planta Compresora en el Yacimiento Cutral Co, y la construcción y montaje de una Planta de procesamiento integral de gas que se denominará “Planta Ruta 5”, que procesará el gas natural de los yacimientos de la zona de Rincón para separar propano, butano y gasolina natural”, señaló Emilio Carosio, Presidente de Medanito.

• Planes de inversión de Medanito en 2011: La empresa acaba de concluir la adquisición de más de 200 Km. de Sísmica 3D en las áreas Sierras Blancas, Puesto Roa y Cutral Co, e iniciado su interpretación y procesamiento, luego seguirán los pozos exploratorios. Recientemente hemos descubierto un nuevo reservorio de gas natural del área Aguada del Chivato, en la Formación Agrio Superior con una producción estabiliza-

da en 80/90 mil m3/día de gas con muy buena presencia de gases ricos y consensados, formación que está presente en una amplia superficie del área. Si se confirman nuevas reservas podremos pensar en la ampliación de la Central Eléctrica a 40 MW. Para 2011existen en carpeta dos proyectos complementarios de la producción primaria, la construcción y montaje de una Planta Compresora en el Yacimiento Cutral Co.

• Producción estimada: La planta de Rincón está en condiciones de generar 25 megavatios de energía y en el mediano plazo, la empresa proyecta combinar el ciclo para tener un mejor aprovechamiento de la energía y producir 40 megavatios. En abril, la empresa logró créditos a mediano y largo plazo por parte del Banco Nación por 32 millones de pesos y del HSBC por 15 millones de dólares. La firma necesitaba esos fondos concretar varios proyectos, entre ellos la terminación de la central termoeléctrica y la continuidad de sus planes de exploración y perforación.

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Proyectos de Inversión Ampliación Central Térmica Loma La Lata • Inversión: La empresa Pampa Energía inauguró la ampliación de la central térmica Loma de La Lata, obra que demandó una inversión de $1.000 millones y consistió en el cierre del Ciclo Combinado (turbinas a gas mas turbina a vapor), con la instalación de una nueva máquina generadora que aportará 180 megavatios al sistema eléctrico nacional. • Operación y potencia: La Central Loma de la Lata opera en la actualidad con tres turbinas de gas -a Ciclo Abierto- de 125 MW cada una, es decir una potencia de 375 MW, y con la puesta en marcha de las tres calderas de recuperación y la turbina a vapor de 180 MW, la potencia total de la central se eleva ahora a 555 megavatios.

• Anuncio colateral: Vinculado a esta inauguración, el presidente y CEO de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, anunció que invertirá alrededor de $400 millones en la producción de nuevos yacimientos de gas, dentro del Programa Gas Plus. Para ello lleva a cabo asociaciones con empresas petroleras nacionales e internacionales como YPF, Petrobras y Apache.Estas inversiones desarrollarán “tight gas”, o gas proveniente de arenas compactas, y aportarán un incremento de más de 2% de la producción actual del país. • Ahorro energético: La mayor eficiencia permitirá que el sistema eléctrico ahorre alrededor de u$s50 millones anuales, y en términos ambientales, la expansión es comparable a una obra de energía renovable, dado que no contamina ni genera impacto medioambiental al no consumir combustibles fósiles.

• Antecedentes de Pampa Energía: Es la compañía de electricidad integrada más grande de la Argentina, ya que actúa en las tres especialidades del sector: generación, trasporte y distribución. En generación cuenta con dos Centrales Hidroeléctricas en la provincia de Mendoza: Nihuiles, con capacidad de generación de 262 MW y Diamante, que tiene capacidad de 388 MW. En el puerto de Ingeniero White, próximo a Bahía Blanca, opera la Central Térmica Piedrabuena, con una capacidad de generación de 620 MW, y en Salta está la Central Térmica Guemes, con capacidad de generación de 360 MW. En transporte de electricidad tiene 50% de Citelec, la controlante de Transener, y en distribución es dueña de Edenor, con más de 2.4 millones de clientes.

• Programa Energía Plus: Esta inversión forma parte de un plan de expansiones de la empresa dentro del Programa Energía Plus, que comenzó en el año 2008 con la instalación de una turbina de 100 megavatios en la Central Güemes, Salta. • Aspectos ambientales: El proyecto se encuadra dentro de los Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL); permitiendo contribuir al repago de la inversión mediante los CER (Certificados de Emisión de Reducciones).

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Proyectos de Inversión Parque Eólico Rawson • Contrato de suministro: Vestas ha obtenido un contrato de suministro por un total de 77 MW para Argentina que incluye 43 aerogeneradores del modelo V90-1.8 MW para los proyectos Rawson I & Rawson II, que se situarán a las afueras de Rawson, provincia de Chubut, Argentina. El pedido, firmado en el marco de la Licitación Publica Nacional e Internacional N° EE 01/2009, comprende el suministro, transporte, instalación y puesta en marcha de los 43 aerogeneradores para el citado parque eólico. • Plazos de entrega: Además, este pedido incluye la solución de SCADA VestasOnline® Business y un contrato de servicio y mantenimiento de 5 años. Está previsto que la entrega de los aerogeneradores comience en junio de 2011 y que el proyecto esté finalizado en enero de 2012. El pedido ha sido realizado por Emgasud S.A., empresa argentina que presta servicios de generación de energía eléctrica y distribución y transporte de gas natural y que, además, es el principal inversor en proyectos de energías renovables en este país.

Interconectado Nacional. El Dique Florentino Ameghino genera 40 megas y cuando estén funcionando los 44 aerogeneradores de 1,8 kW cada uno, se generarán 80 megas, lo que permitirá la venta de energía. • Qué se dijo: “Emgasud, fiel a su compromiso de contribuir a la diversificación de la matriz energética argentina y a un irrenunciable cuidado del medio ambiente, invierte decididamente en el desarrollo de proyectos energéticos basados en energías renovables e incorpora tecnología de última generación para equipar sus unidades de producción eólica”, dijo Alejandro Ivanisevich, Presidente de Emgasud S.A. “Este proyecto demuestra que Argentina está comprometida con el desarrollo de las energías renovables y, en especial de la eólica, y es una satisfacción para Vestas ser un actor clave

en este proceso. Además, estamos muy contentos de anunciar que Emgasud ha elegido a Vestas para sus primeros proyectos eólicos y esperamos que éste sea el comienzo de una relación duradera con la empresa que ahora está apostando fuerte por el desarrollo de la energía eólica y de las energías renovables en general”, aseguró Juan Araluce, Presidente de Vestas Mediterranean.

• Producción estimada: Los parques eólicos de este pedido generarán en total más de 320 GWh al año, evitando la emisión de más de 100.000 toneladas de CO2 en ese período. En términos comparativos, la producción de energía eléctrica de dichos parques equivale a satisfacer las necesidades de aproximadamente 150.000 hogares argentinos.

• Ubicación e inversión: El parque eólico Rawson estará ubicado sobre la ruta 1, por el camino que conduce a la localidad de Camarones y tendrá una inversión aproximada de 160 millones de dólares. • Consumo en Rawson: En Rawson se consumen 12 megavatios de energía que lo provee el Sistema de

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Proyectos de Inversión Optimización Refinería Luján de Cuyo, Mendoza • Inversión: YPF destinará 396 millones de dólares para mejorar aún más la calidad de las naftas y gasoil que produce en su refinería de Luján de Cuyo, en la provincia de Mendoza. Parte del dinero se utilizará, también, para optimizar el uso de la energía y el aumento de la confiabilidad y capacidad eléctrica de la planta. • El anuncio: Fue realizado durante un acto realizado en la refinería del que participaron el vicepresidente ejecutivo de YPF, Sebastián Eskenazi; el gobernador de Mendoza, Celso Jaque; el intendente de Luján de Cuyo, Omar Parisi; el director general de Operaciones de YPF, Antonio Gomis, y el director de la refinería, Ricardo Buyatti. • Mano de obra contratada: El plan de inversión se distribuirá en los próximos tres años, lo que permitirá incrementar la mano de obra de manera constante con la prioridad en la contratación local. De hecho, los proyectos demandarán más de dos millones de horas-hombre, que serán contratadas íntegramente en Mendoza. En promedio, se empleará a

Proyecto Nuevo horno de Topping Hidrodesulfuradora de naftas Hidrodesulfuradora de Gas Oil Incorporación de biocombustibles – FAME Nueva antorcha Construcción de subestaciones eléctricas

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350 personas por mes, llegando a un pico máximo de 800 trabajadores en los meses de mayor demanda. • Objetivos: La inversión en el perfeccionamiento de los procesos productivos tiene como objetivo atender las necesidades energéticas del país e incorporar en sus procesos y productos las tecnologías disponibles que aumenten la seguridad y el cuidado del medio ambiente.

a una capacidad instalada del 100% y es una de las más importantes de su tipo en América del Sur. En Luján de Cuyo se elaboran prácticamente todos los productos que YPF comercializa en el país: gasoil, gasoil minero, gasoil agro, JP1, kerosene, nafta súper, nafta virgen, propano y butano, entre otros. La apuesta de la com-

pañía a la vinculación armónica entre la producción y el cuidado del medio ambiente se refleja en su planta mendocina: dentro del predio de la refinería se encuentra una reserva ecológica de 32 hectáreas, en la cual se mantiene un hábitat natural donde se compatibiliza el entorno con el desarrollo industrial.

• Qué se dijo: Eskenazi anticipó que YPF se pondrá al frente de un Plan de Exploración para todo el país. “YPF financiará todos los estudios necesarios para que sepamos finalmente con qué recursos energéticos cuenta toda la Argentina”, adelantó. “Esta inversión significa que por mucho tiempo habrá muchos mendocinos trabajando”, destacó Celso Jaque, Gobernador de la provincia de Mendoza. • Antecedentes: Inaugurada el 20 de diciembre de 1940, la refinería tiene una capacidad de procesamiento de 6,2 millones de m3 de petróleo por año. La planta actualmente opera

Objetivo Mejorar eficiencia energética Bajar tenor de azufre en naftas Bajar tenor de azufre en Gas Oil Incorporación de biocombustible al Gas Oil Modernizar instalaciones Incrementar capacidad eléctrica y mejorar distribución de cargas

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Proyectos de Inversión Dos Estaciones Compresores en Juaruna y Coari, Gasoducto Urucú-Manaos • Descripción: Cuatro proyectos de gran envergadura para el sector del gas y petróleo han sido adjudicados a TECNA. Al crecimiento en México en el área de refinería se suma la consolidación en Brasil con proyectos en la Amazonía y el off-shore; y en Perú con la ampliación de la Planta Malvinas en el Proyecto Camisea. “Hoy estamos consolidados en Latinoamérica”, señaló Mary Esterman Directora de Negocios de TECNA en una entrevista con PE. • Qué se dijo: “Brasil, Colombia, Perú y México, son países que consideramos como de alto potencial en la región. En particular Brasil tiene un extraordinario potencial, dado que a los importantes descubrimientos de hidrocarburos se le suma a una política energética nacional planificada y previsible, que en definitiva se traslada a la seguridad en la ejecución de proyectos. México es un mercado maduro, de alto potencial, y la concreción de proyectos en el sector de refinación realmente nos alienta a continuar desarrollando esta plaza. En Perú tenemos una larga historia de proyectos, muchos de los cuales están asociados al desarrollo de Camisea, el principal emprendimiento latinoamericano de producción y exportación de LPG, tanto en la planta de recuperación de licuables en la zona selvática de Malvinas, como en la planta de fraccionamiento de propano, butano y

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gasolina ubicada en el puerto de Pisco. El caso de Colombia es sumamente interesante, y en nuestro caso en corto tiempo pudimos tener una fuerte presencia en el upstream, con los proyectos de estaciones de recompresión de gasoductos mencionados anteriormente, así como proyectos de automatización y control en refinerías. Las condiciones de desarrollo planteadas son, sin duda, un impulso para las inversiones y el crecimiento de esta región. Venezuela siempre es un objetivo estratégico, en virtud de las reservas de gas y petróleo disponibles. Hemos llevado adelante varios proyectos de plantas de ajuste de punto de rocío y unidades deshidratadoras de gas. Nuestra presencia es permanente, y hay expectativas para el desarrollo de otros proyectos en la zona”, aseguran desde TECNA. • Gasoducto Urucú-Manaos: En Brasil, Transportadora Urucú Manaos (TUM) adjudicó al consorcio TECNA-GDK el montaje de dos estaciones compresoras ubicadas en Juaruna y Coari. TUM, subsidiaria de Petrobras, es la operadora del gasoducto Urucú-Manaos. Este gasoducto se extiende 660 km por la selva amazónica y abastece a la ciudad de Manaos del gas proveniente de los campos de Polo Arara-Urucú, para sí potenciar el crecimiento económico de esta región. Ambas plantas se encuentran en el municipio de

Coari/Amazonas, en una locación a la cuál solo se puede acceder por aire o por agua, navegando por los ríos Amazonas, Solimões y Urucú. La ejecución de este proyecto se caracteriza por la complejidad de la logística asociada a los transportes fluviales de materiales y equipos. Como parte del alcance del consorcio TECNA-GDK se encuentra el análisis de consistencia y consolidación de ingeniería, provisión y montaje de equipos, instrumentación, cañerías, instalaciones eléctricas, sistemas de automatización y control, urbanización del área interna, precomisionado, comisionado y asistencia a la puesta en marcha. • Descripción: Cada estación de compresión está compuesta por dos turbo-compresores operando en paralelo, con aeroenfriadores de gas en la descarga de cada turbocompresor para enfriamiento y control de la temperatura del gas comprimido, estos equipos serán provistos por TUM. Asimismo, Petrobras adjudicó a TECNA y Jaragua el diseño y la provisión de equipos para dos unidades deshidratadoras de gas a ser montadas por la petrolera estatal en las plataformas P-58 y P-62. Este proyecto sigue la línea de las unidades de deshidratación ya entregadas en P-34 y PMXL-1 (Mexilhao), totalizando así cuatro unidades offshore, lo que evidencia la confianza del cliente en el diseño y gestión de TECNA y sus asociados.

Unidad de Recuperación de Azufre (SRU) para Pemex Refinación • Unidad de recuperación de azufre - México: En México, TECNA, en asociación con Isolux y Technip, fue contratada para proveer la ingeniería, suministros y construcción de una unidad de recuperación de azufre (SRU) para PEMEX REFINACION. Se trata de un Proyecto a realizarse para un cliente de gran envergadura como PEMEX. Será el primer trabajo con TECHNIP, con el cual se podrá realizar una integración muy productiva. Asimismo, el lograr un proyecto EPC con PEMEX REFINACION abre el camino a nuevas posibilidades de negocios y consolida a TECNA en México. El alcance del proyecto incluye la ingeniería de detalle, suministros, fabricación, transporte, construcción civil, montaje electromecánico, precomisionado, comisionado y puesta en marcha de una unidad de recuperación de azufre (SRU) con capacidad para 80 ton/día. Consiste en un horno de reacción con caldera de vapor de recuperación, dos reactores para la generación de azufre, dos condensadores de azufre y un oxidador térmico para

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los gases residuales. Además, se construirán los servicios auxiliares para la planta: una nueva subestación eléctrica, la sala de control de planta y las instalaciones de aire comprimido. Esta nueva planta se deberá integrar a las redes existentes de la refinería. Las cantidades principales de esta planta son: 250 ton. de

tuberías, 370 ton de equipos, 14.000 m3 de movimiento de suelos, 4.500m3 de hormigón, 800m2 de edificios, 20 km de cables, 90.000 hs de ingeniería y 350.000 hs de construcción. La unidad será construida dentro la Refinería Ing. Antonio Amor ubicada en la Ciudad de Salamanca, Estado de Guanajuato, México.

Expansión de la Planta Malvinas, Camisea • Planta Malvinas, Camisea: En tanto, en Perú, Pluspetrol adjudicó al consorcio TECNA-AESA un importante contrato en Camisea, Perú. Se trata del proyecto EPC Malvinas Expansion Plant. El Proyecto comprende el desarrollo de ingeniería, suministros, fabricación, transporte, construcción y montaje, precomisionado y comisionado, asistencia a la puesta en marcha, pruebas de performance y entrenamiento de personal. Los trabajos incluyen la instalación de un nuevo Tren Criogénico de 520 MMSCFD de capacidad, una nueva Unidad de Estabilización de Condensado, dos Turbogeneradores, dos Turbocompresores y los trabajos de expansión de todas las utilidades de planta y campamento.

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La planta está localizada en el Bloque 88, del área Gran Camisea, en la selva amazónica peruana. Se ubica a aproximadamente 500 km al este de Lima. El Proyecto para Pluspetrol Perú se da en el marco de una nueva expansión de las instalaciones de Camisea, con el objetivo de alcanzar los nuevos requerimientos de proceso resultantes del incremento en los niveles de producción de gas planificados para 2012. Es importante destacar que TECNA ha participado en todas las fases del proyecto Camisea, desde el primer EPC en el año 2004, de modo que esta adjudicación reitera la confianza de Pluspetrol en la capacidad de TECNA para la ejecución de proyectos EPC.

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Proyectos de Inversión Descubrimiento en Los Bastos, Neuquén • Anuncio: El gobierno de la provincia del Neuquén anunció un nuevo descubrimiento de petróleo y gas en un pozo del área de concesión Los Bastos a cargo de la empresa Tecpetrol S.A., ubicado a 50 kilómetros al oeste de la ciudad de Neuquén. Según informó la Subsecretaría de Hidrocarburos, Energía y Minería, el hallazgo se produjo el 20 de diciembre. • Producción estimada: El subsecretario del área, Héctor Mendiberri, explicó que se trata de una “producción muy interesante” y detalló que el pozo “ha quedado con 142 metros cúbicos de petróleo por día y con más de 30 mil metros cúbicos de gas”. Consideró que “esta cifra es muy importante”, aunque todavía resta determinar cuál es la dimensión del yacimiento. “De todas maneras, no debería

Estudio de Acumulaciones Hidrocarburíferas en El Tordillo ser más que un yacimiento de porte mediano con una producción muy importante que se suma a los nuevos descubrimientos que estamos teniendo al terminar el año”, indicó. • Plan exploratorio: El plan exploratorio previsto por la empresa Tecpetrol S.A. consiste en la perforación de tres sondeos exploratorios en la zona concesionada. El primero resultó improductivo, mientras el segundo denominado TPT.Nq.PAS x-1 (Puesto Aguada Sembrado), en la profundidad de 1936 a 1968,5 luego de punzar y fracturar niveles correspondientes a la Formación Lotena, quedó con una producción por surgencia natural de 142 metros cúbicos por día y con 31.882 metros cúbicos por día de gas. El tercer pozo perforado se encuentra en espera de los ensayos de terminación.

• Acuerdo: La petrolera argentina Tecpetrol suscribió un acuerdo de asistencia técnica con la Agencia de Desarrollo y Comercio (TDA) de EEUU para estudiar los tipos de fracturas con acumulaciones de hidrocarburos en el bloque El Tordillo, que pertenece a la compañía.

pañía ha estado activa en el área con varias plataformas de perforación operando.

• Objetivo: La idea es obtener una metodología para identificar arenas y yacimientos que se fracturarán, además de mejorar el valor del campo. La mayoría de los pozos se encuentran a 3.500 m, pero el estudio se concentrará entre 1.800 y 3.000 metros. • Productividad: Se puede mejorar la productividad del pozo al utilizar esta metodología para identificar a los candidatos para la fractura. En este momento la producción petrolera alcanza 25.000 barriles diarios y se espera que pueda aumentar luego de este estudio. • Financiamiento, inversión: La TDA aportará US$ 500.000 y Tecpetrol US$ 150.000 para la conclusión del proyecto. Éste incluye capacitación para profesionales de la compañía y transferencia tecnológica. • Ubicación: El Tordillo se ubica en el área norte del Golfo de San Jorge y produce cerca de 25.000 barriles de petróleo al día, con lo que se convierte en la principal área productora de petróleo de Tecpetrol en Argentina. Este año, la com-

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Proyectos de Inversión II Gasoducto Estrecho de Magallanes • Antecedentes: El proyecto integral de expansión del Sistema de Transporte de TGS comenzó a gestarse hacia fines de 2005, cuando una mayor demanda de gas natural generó la necesidad de incrementar la capacidad de transporte de gas en 7 MM m3/día. Las obras necesarias para satisfacer este nuevo requerimiento y permitir la explotación de las reservas de gas natural, ubicadas en frente a las costas de Tierra del Fuego, incluían 900 kilómetros de gasoducto (loops de 30 y 36 pulgadas de diámetro), la instalación de nuevos turbocompresores en diferentes plantas compresoras y el tendido de un gasoducto submarino para conectar el Cabo Espíritu Santo en Tierra del Fuego, con el Cabo Vírgenes en Santa Cruz. • Capacidad de transporte: Transportadora Gas del Sur, Enargas y Nafisa emprendieron el desafío de concretar el tendido de costa a costa de un nuevo gasoducto submarino de 37 kilómetros, que cruza la boca oriental del Estrecho de Magallanes. Este gasoducto fue diseñado para transportar un volumen máximo de gas natural de 18 MM m3/día, similar a la capacidad del gasoducto submarino existente, duplicando de este modo la capacidad de transporte en el mencionado tramo y contribuyendo en consecuencia a monetizar las reservas de gas natural existentes frente a las costas de Tierra del Fuego. • Qué se dijo: La obra del tendido de gasoducto submarino

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en la boca oriental del Estrecho de Magallanes es sin duda la obra más importante desarrollada por TGS a la fecha y la más emblemática que la industria del gas natural registre en los últimos 30 años, desarrollada con estándares de calidad internacional, dentro del presupuesto aprobado y antes del plazo establecido por la autoridad regulatoria, y que resultará trascendente para el futuro desarrollo de nuestro país.

• Características técnicas: Para llevar adelante la instalación del cruce submarino se fijaron cuatro etapas constructivas. Durante la primera se realizó el pull-in desde la costa norte, es decir, el tiro de la cañería con un winch (malacate gigante) ubicado en la costa de cabo Vírgenes El proyecto de pull-in consistió en extender el cable del winch desde la costa hasta el cabezal de la columna de cañería ubicada en el buque Solitaire encargado del tendido, que se encontraba fondeado a 800 metros de la costa con su popa orientada a la costa. El cabezal de la columna de cañería construida en el Solitaire era liberado hacia la costa norte a medida que en el interior del mencionado la línea de construcción de gasoducto incorporaba a la mencionada columna un nuevo caño de 24 metros de longitud y ello ocurría cada 6 minutos aproximadamente. Esta actividad demandó un importante sincronización de movimientos para garantizar la integridad de la cañería. Un error en la comunicación podría haber generado la rotura de la columna de caños. Finalizado el proceso de pull in con el arribo del cabezal al punto definido en la costa norte como “Punto Cero o de Referencia” (300 metros de la rompiente de ola), comienza la segunda etapa, que incluye el tendido 30.200 metros de gasoducto submarino, tarea a cargo del barco Solitaire. La tercera etapa, en costa sur – Tierra del Fuego - contempló la actividad conocida como pull-out. La actividad de pull out los caños son soldados en tierra y abandonan la costa mediante el empleo de un winch instalado sobre una barca-

za, a diferencia del pull in donde los caños son soldados en el barco e ingresan a la costa mediante el tiro de un winch instalado en terreno firme. En nuestro proyecto la cañería a instalar por el método pull out se encontraba soldada en la costa, en 12 tiras de 550 metros de longitud cada una. Iniciada la operación de pull out, el winch ubicado sobre la barcaza Pontra Maris, mediante un cable de tiro unido al cabezal de la primera de las 12 tiras, comienza a movilizar la cañería, apoyada sobre rolos para facilitar su traslado desde costa hacia el mar. Alcanzado el punto de referencia en costa de la primera tira de caños, mediante soldadura se unía a esta la segunda tira de caños. Nuevamente con el tiro del winch permitíamos que otros 550 metros de caños ingresaran al mar, y así sucesivamente, hasta completar los 6,600 metros de cañería. Para este tramo, el barco Pontra Maris, se reubicaba en una nueva posición en el mar a medida que la tira de caños (550 metros) en cuestión alcanzaba la posición deseada, esta tarea es conocida como escalón de tiro. Ya en el último escalón, la operación demandó traccionar una columna de aproximadamente 6.600 metros de longitud. Concluida la actividad de pull out, el extremo de la columna de caños quedó ubicado a 6.500 metros de la costa sur y a una profundidad de 25 metros, próximo al cabezal abandonado por el Solitaire durante la segunda etapa de trabajos. El objetivo de la cuarta etapa consistió en instalar una pieza con forma de “S” bridada que permitiera unir los dos extremos

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antes mencionados. Esta etapa demandó el empleo de buzos especializados, asistidos por sistemas de medición acústicos y láser utilizados para diseñar en Holanda la mencionada pieza, fabricada luego en la costa sur y trasladada por el barco Pontra Maris a la zona de instalación (6.500 metros de la costa Sur y 25 metros de profundidad), mediante el empleo de flotadoras y grúa ubicada sobre el mencionado barco. Concluidas las cuatro etapas constructivas, se realizaron pruebas hidráulicas de resistencia y hermeticidad de cañería, retiro de agua, secado de cañería, barrido de aire, presurización de gasoducto, y habilitación del tramo submarino. • Estudio ambiental: Para llevar a cabo el estudio se realizó un análisis que estuvo a cargo de especialistas locales y extranjeros. Se comenzó a monitorear la zona durante los primeros meses de 2008, con equipos de entre 5 y 8 personas. Las zonas relevadas fueron el área costera y el Estrecho de Magallanes. Se tomaron muestras del suelo, la fauna, la vegetación, la geografía y la arqueología. Finalmente se realizaron estudios de oceanografía y muestras de calidad de agua. El objetivo fue establecer una línea de base ambiental que permitiera evaluar, luego de la realización de la obra, en qué medida el ambiente había sido afectado. Un grupo compuesto por profesionales de las consultoras y por especialistas de ambas provincias, colaboró y aportó su experiencia en cada fase del trabajo. Se utilizaron equipos traídos desde Estados Unidos y también equipos naciona-

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les. Los muestreos obtenidos, más los datos estadísticos y la legislación aplicable, se tuvieron en cuenta para elaborar matrices de evaluación de impacto ambiental en cada tramo de la obra. Así, fue posible redactar un Plan de Protección Ambiental con 58 acciones concretas para evitar, minimizar o corregir posibles resultados negativos. • Principales obstáculos: Un inconveniente que impactó en el desarrollo de la Obra se presentó durante la ejecución del pull out. Por motivos que en principio se desconocían al momento de iniciar el lanzamiento de la segunda y tercer tira de caños de 550 metros cada una, cuando el winch (malacate de 800 tt) generaba la máxima tensión de tiro, el Barco Pontra Maris que debía mantenerse inmóvil en la posición definida, se desestabilizaba y el winch perdía potencia paralizando el movimiento de la cañería. Luego de varios estudios realizados por los especialistas en Holanda se llegó a la conclusión que el ancla del Pontra Maris no había sido adecuadamente configurado para el tipo de terreno y cargas que debía soportar. Realizado los cambios requeridos el problema fue solucionado y logramos continuar con el proceso de pull out para finalizar en tiempo la ejecución de esta tarea. • Plazos de construcción,cronograma: En Enero de 2009 se lanzó el Concurso Privado por la contratación de los servicios por el Tendido del Gasoducto Submarino en la Boca Oriental del Estrecho de Magallanes.

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Brasil: u$s 378.000 millones invertirán las petroleras hasta 2014 La presentación de ofertas se realizó el día 31 de Mayo con la recepción de tres (3) ofertas correspondientes a las empresas Saipem (Italia), Global/Odebrecht (USA/BRASIL) y Allseas / Boskalis (ambas de Holanda). De la evaluación técnica – comercial realizada las empresas Allseas/Boskalis son seleccionadas por alcanzar la mejor calificación técnica y económica, además de ofrecer el menor plazo de ejecución de Obra. Firmado los Contratos correspondientes, 25 de Junio de 2009, comenzó el proceso de elaboración de la Ingeniería Constructiva, la cual a medida que avanzaba se entregaba a TGS para su aprobación y posterior ejecución. El primer barco en arribar a la zona de trabajo fue la draga Prins der Nederlanden, encargada de realizar la preparación de la traza del gasoducto, tanto en las proximidades costeras donde fue necesario realizar zanjas de hasta dos (2) mestros de profundidad. En el resto del fondo marino la draga trató de suavizar su perfil para un mejor asentamiento del gasoducto, evitando de ese modo la generación de concentración de tensiones sobre la cañería, con alto riesgo para la integridad de la cañería. Posteriormente, a principios de Noviembre arribó a la zona de Ushuaia el barco constructor “Solitaire”, propiedad de la empresa Allseas. Esta zona fue seleccionada por la empresa Allseas como óptima para realizar el trasbordo de cañería desde los barcos “pipe carriers” (transportadores de caños) al barco constructor Solitaire. Solitaire es un barco que por sus dimensiones y características técnicas lo convierten en el barco más grande del Mundo en su

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tipo. Con algo más de 300 metros de eslora, 400 tripulantes a bordo, dos plantas de soldadura doble juntas, capacidad de tendido de cañería máxima alcanzada superior a los 6.000 metros/día, y tecnología a bordo de última generación. Solitaire comenzó su trabajo a mediados de noviembre con el tendido de caño “pull in” desde Cabo Vírgenes – Santa Cruz – a Cabo Espíritu Santo - Tierra del Fuego –. Su objetivo incluía el tendido submarino de aproximadamente 30.200 metros de cañería, sobre un total algo superior a 36.000 metros. Finalmente, luego de 17 días de trabajo, el 01 de Diciembre la embarcación alcanzó el objetivo fijado, incluyendo ello una paralización de actividades de 4 días durante los cuales el barco abandonó la cañería para trasladarse a Ushuaia a cargar más caños y continuar luego su trabajo hasta su finalización. Para el tendido de cañería desde costa Sur en Tierra del Fuego (6.600 metros aproximadamente) se aplicó el método conocido como “pull out”. La tarea de Pull Out de 6.600 metros de cañería se realizó entre el 18 y 31 de Diciembre. A su finalización teníamos instalados dos ductos que cubrían prácticamente el 100% del cruce del Estrecho de Magallanes, y cuyos extremos ubicados a 25 metros de profundidad y a 6,5 km de la costa de Tierra del Fuego, requerían ser conectados para finalmente obtener un único gasoducto, tarea que fue cumplida en el mes de Febrero de 2010, mediante la instalación de la pieza “S” bridada. Finalmente el gasoducto submarino alcanzó la condición de funcionamiento el 15 de Marzo de 2010.

La industria petrolera y gasífera liderará las inversiones en Brasil en los próximos años, a pesar de que la exploración pre-sal (bajo profundas capas de de arena y sal) se encuentra todavía en una fase inicial. Su participación en el total de la formación bruta de capital fijo (FBCF) anual del país alcanzará 14,7% en 2014, más del doble del 6% del 2000. La conclusión es de un estudio inédito del economista André Albuquerque Santa’Anna, gerente del Area de Investigación y Acompañamiento Económico del Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES). La FBCF mide cuánto invierte el país en máquinas y equipos y en la construcción civil en un determinado período. Sant’Anna realizó el trabajo a partir de una previsión de inversiones en petróleo y gas en Brasil de R$ 378.000 millones entre 2011 y 2014 - más del doble de los R$ 180.000 millones invertidos entre 2005 y 2008 -, que considerando un índice de nacionalización cercano a 55% de esas inversiones, serán R$ 205.000 millones a invertirse directamente en Brasil. El estudio señala que del total a ser invertido hasta 2014, el sector de exploración pre-sal que se encuentra en fase embrionaria, recibirá apenas 15% (R$ 45.000 millones). El técnico del BNDES calculó, segmento por segmento, el impacto total, directo e indirecto, de las inversiones en la economía brasileña. Para eso, utilizó una matriz de absorción

de inversiones desarrollada por el Instituto de Economía de la Universidad Federal de Río de Janeiro (UFRJ), que analiza cómo se distribuyen cada R$ 100 invertidos en 55 sectores de la economía. El resultado mostró que los R$ 205.000 millones iniciales se transformaron en R$ 407.000 millones, prácticamente el doble.

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Proyectos de Inversión Venezuela: u$s 780 millones en un proyecto gasífero en Irán La compañía nacional venezolana Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) invertirá 780 millones de dólares (560 millones de euros) en un proyecto gasífero en Irán. El presidente venezolano Hugo Chávez aprovechó su visita por Irán para firmar 11 memorandos de acuerdo entre los dos países, principalmente para desarrollar la cooperación en el sector de la energía. La prensa iraní había anunciado que entre esos memorandos figuraba la participación de PDVSA en el desarrollo de South Pars, pero la suma de la inversión no fue revelada. Irán y Venezuela, cuyo enemigo común declarado es Estados Unidos, están unidos con casi 80 acuerdos de cooperación, según el embajador venezolano en Teherán. Venezuela se acercó a Irán estos últimos años y es uno de los pocos países que defiende el controvertido programa nuclear iraní. Irán, que posee las segundas reservas de gas mundiales, consume actualmente casi toda su producción. Con el yacimiento de South Pars, que comparte con Qatar y cuenta con 28 fases, espera aumentar por dos en cinco años la producción de gas.

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Regional Bolivia: u$s 450 millones para desarrollo de litio y potasio El Gobierno del presidente boliviano, Evo Morales, planea invertir 450 millones de dólares en su proyecto de producción industrial de carbonato de litio y cloruro de potasio. El objetivo de cara al 2015 es producir 30.000 toneladas anuales de carbonato de litio y 700.000 de cloruro de potasio. El Gobierno de Morales asegura que en el Salar de Uyuni, el fondo de un antiguo mar disecado en el altiplano andino del suroeste boliviano, hay unos 100 millones de toneladas de litio, aunque otros informes especializados, como uno del Servicio Geológico de Estados Unidos, hablan de solo 9 millones. Bolivia aspira a convertirse en un centro energético mundial con el litio que necesita la creciente industria de los automóviles eléctricos.