Revista petroleo, gas y negocios edición 67 abril 2016 by Karelin Reyes

AÑO XII – Edición N° 67 – Abril 2016

Foto : Ing. Ramón Espinasa - BID

& NEGOCIOS

Petróleo

mantendrá su precio los próximos años GAS NATURAL: Entrevista al Ing. Jorge Monterroza, gerente de Operaciones de Cálidda

ANáLISIS: La mancha negra del Oleoducto Norperuano PETRÓLEO GAS & NEGOCIOS

Seguridad y Mantenimiento

Eléctr co Seminario

24 de Mayo 2016

Objetivos: Promover, en el ámbito nacional el cambio en la cultura de la seguridad eléctrica, con el ﬁn de implementar sistemas que nos ayuden a disminuir fatalidades y lesiones con energía eléctrica. Desarrollar y promocionar prácticas de trabajo seguro. Interactuar con expertos, transﬁriendo el conocimiento y experiencias a los asistentes.

Principales Temas del Seminario: Normativa y reglamentación en seguridad eléctrica. Mantenimiento predictivo y seguridad en alta, media y baja tensión en casos extremos. Cuidados en maniobras con torres eléctricas. Sistema integral de protección contra rayos - NTP- IEC 62305:2015 Incidentes, Investigación y Soluciones. Mantenimiento de sub estaciones y grupos electrógenos. Sistema de prevención e incendios en transformadores. Mantenimiento y control de motores de gran potencia. Arco eléctrico y coordinación de protecciones. Certiﬁcación OSHA 18001 - Seguridad ocupacional.

Dirigido a:

Hotel Sonesta El Olivar 24 Mayo 2016 3:00 p.m a 7:30 p.m.

Ingenieros y técnicos electricistas, de planeación, diseño, construcción, administradores de proyecto, supervisores especialistas en calidad, peritos, veriﬁcadores eléctricos y responsables o encargados de mantenimiento, instalación, inspección y operación de sistemas eléctricos.

Inscripciones:

Doble T Eventos Corporativos Teléfonos: (511) 605-2782 / 605-2764 / Anexo: 201 Celular: 9711 - 63097 Contacto: Yerlly Torres / yerlly.torres@doblet.com.pe

ORGANIZA:

Concesiones y APP'S

2016

Infraestructura Conferencia 28 Abril

Objetivos: • Analizar y debatir las debilidades y fortalezas en el desarrollo de la infraestructura en el país. • Mejorar la cooperación entre el sector público y privado para financiar, construir, renovar, presentey/oedición: gestionar oTemas mantenerde unala infraestructura servicio público. • Dar a conocer la problemática del sector infraestructura, través de las Concesiones y las APP´S. Plan estratégico de desarrolloanacional. • Convocar a los ejecutivos y autoridades referentes del sector infraestructura. concesiones y financiamiento de proyectos de infraestructura.

Proyectos de infraestructura vial, portuaria, aeroportuaria.

Dirigido a: Desarrollando infraestructura a través de apps. Ejecutivos de empresas Concesionarias, APP´S,de AFP´S, Banca Corporativa y de Inversión, Cartera de proyectos inversión. Estructuradores Financieros, Agentes de Bolsa, Estudios de Abogados, Constructoras y Contratistas, Consultoras y Autoridades gubernamentales. Principales temas de la Conferencia: • Perspectiva y Análisis de la Infraestructura en el Perú.

• Desarrollo, Creación y Gestión de Infraestructura Reglamento Ley de APP - DL 1224. • Impacto de la Reglamentación de la Ley 1224. • Visión Estratégica de la Infraestructura Nacional. • Problemática y Aspectos que favorecen al Sector Infraestructura. • Desarrollo de Proyectos de Infraestructura - Financiamiento de Concesiones y APP¨S.

Información General: Hotel Sonesta El Olivar

Inversión: US $ 180

(Incluye IGV)

28 Abril 2016

8:30 a.m a 1:00 p.m.

Incluye: Carpeta, Coffee Break, Cd presentaciones y Certiﬁcado de Participación.

Inscripciones:

Doble T Eventos Corporativos Teléfonos: (511) 605-2782 / 605-2764 / Anexo: 201 Celular: 9711 - 63097 Contacto: Yerlly Torres / yerlly.torres@doblet.com.pe

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Editorial Peligra producción petrolera en la selva

demás de causar serios daños al ambiente, el derrame de petróleo en la Amazonía de Loreto también a perjudicando la producción del poco petróleo que se promueve en la selva.

El Oleoducto Norperuano es la única infraestructura de transporte de petróleo desde la selva a la costa de Piura, donde se encuentra la Refinería de Talara. En Loreto son tres las empresas productoras de crudo: Pacific Exploración & Producción, en el lote 192; Perenco en el lote 97 y Pluspetrol en el lote 8. Este triángulo de producción de crudo estaría siendo afectado por el impace. En el caso de Pacific Exploración & Producción, la firma aseguró que no entrega producción desde finales de febrero debido a los incidentes en la Loreto, solo ese mes se produjo un promedio de 4200 barriles al día por debajo de los 9400 barriles diarios en enero. Y es que el lote que maneja Pacific E&P representa el 17% de la producción nacional de crudo. Así, la francesa Perenco también tiene problemas para sacar a flote el crudo pesado que produce en el lote 67. Mientras que Pluspetrol, en el lote 8, tampoco puede transportar los cerca de 7 000 barriles diarios de petróleo que normalmente hace llegar a la Refinería Talara. Ahora, Petroperú espera que el Oleoducto Norperuano reanude sus operaciones en unos 65 días, es decir, durante el mes de mayo, después de sellar las dos rupturas que paralizaron en febrero el transporte de aproximadamente 5 500 barriles por día, pero algunos técnicos aseguran que la reparación de dicha infraestructura de transporte tardará un par de meses más para entrar en actividad.

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& NEGOCIOS Año XII - Edición N°67 - Abril 2016 Director General José Eduardo Torres Lam jtorres@doblet.com.pe Director Periodístico Juan Carlos Vera Miyashiro jvera@doblet.com.pe

Contenido 17

Coordinadora Ejecutiva Yerlly Torres Perez yerlly.torres@doblet.com.pe Redacción: Gian Marco Gutiérrez ggutierrez@doblet.com.pe Colaboradores: Ing. César Gutierrez Econ. César Bedón Dra. Beatriz de la Vega Ing. Juan Fustamante Ing. Alvaro Ríos Ejecutiva Marketing y Publicidad Giselle Ojeda E. gojeda@doblet.com.pe Diseño y Diagramación Karelín Reyes Loyola karelin.reyes@doblet.com.pe Fotografía: Archivo Doble T Comunicaciones Perupetro S.A. Publicado por:

DOBLE T COMUNICACIONES

Av. Benavides 4883-4887, Piso 6, Of. 601, Santiago de Surco, Lima - PERÚ Teléfonos: (511) 605-2761 / 605-2764 605-2780 / 605-2782 Celular: 9711-63098 / RPM: *142753 E-mail: doblet@doblet.com.pe Web: www.petroleogasynegocios.com Hecho el depósito Legal en la Biblioteca Nacional del Perú 2011: 2011-15904

Entrevista

Ramón Espinasa, especialista en Petróleo y Gas del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) consideró que el Peru tiene un mayor potencial en reservas de gas que de petróleo y calificó como un problema la lentitud de la aprobación de los permisos ambientales, que desanima a las empresas internacionales a invertir en este país.

Doble T Eventos Corporativos S.A.C. La revista no sede solidariza Coordinadora Eventos necesariamente con lasMontoya opiniones Denise Coronado dcoronado@doblet.com.pe expresadas en los artículos firmados que

se publican en esta edición. Se autoriza Ejecutiva Eventos la reproducción dede cualquier artículo Rosario Cabello siempre y cuando se cite su procedencia.

rcabello@doblet.com.pe

La revista no se solidariza necesariamente con las opiniones expresadas en los artículos firmados que se publican en esta edición. Se autoriza la reproducción de cualquier artículo siempre y cuando se cite su procedencia.

Suscripción

Anual: (6 ediciones) Lima: S/. 150 Provincias: S/. 200 Extranjero: US$ 150 PETRÓLEO GAS & NEGOCIOS 6 impuestos * No incluye

Análisis

La empresa estatal Petroperú atraviesa una situación complicada debido al derrame de aproximadamente 2 000 barriles de petróleo del Oleoducto Norperuano y deberá afrontar una multa de 79 millones impuesta por la OEFA. Especialistas en derecho ambiental hablan sobre los daños, remediación, y cambio de política de prevención que deberá realizar Petroperú.

Contenido

Informe

Gas natural

Posterior al derrame de petróleo en la selva de Loreto, Petroperú contrato a la compañía internacional Lamor para encargarse de los trabajos de recolección de petróleo, remediación y limpieza de las zonas afectadas. Erick Monge, gerente Regional de la firma conversó con nosotros.

El Ing. Jorge Monterroza, gerente de Operaciones de Cálidda y gerente general interino de Cálidda manifestó que en la actualidad cuentan con 352 238 conexiones que en total benefician a más de un millón de personas en 19 distritos de Lima, además expresó su ímpetu por ingresar este año a operar distritos del sur chico limeño.

Iniciaron obras para distribución de gas en Tacna. La empresa encargada de la distribución de gas en tres regiones del sur peruano, Gas Natural Fenosa (GNF), inicio las obras de tendido de redes para la distribución de gas natural en la región del sur.

43 La seguridad en la industria del petróleo escrito por el Ing. Juan Fustamante Chozo, especialista en Sistemas de Gestión

46 Cálidda

colabora con los comedores populares

Opinión

La seguridad jurídica en los contratos de hidrocarburos en el Perú, por Beatriz de la Vega, socia de EY.

Responsabilidad social

La empresa Pluspetrol oficializó en el mes de enero la entrega de unidades móviles a la Compañía de Bomberos de Pisco.

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A c t u a l i d a d

Evaluarán indicios de concertación de precios de balones de gas El Ministerio de Economía y Finanzas evaluó diversos indicios sobre una posible concertación de precios en la venta de los balones de gas. El Indecopi culminará en dos meses la investigación que inició el año pasado. Según la ministra de Energía y Minas, Rosa María Ortiz, el año pasado Indecopi inició un proceso para investigar una posible concertación de mercado por parte de algunas empresas del sector en su cadena de distribución. «He conversado con el presidente del Instituto Nacional de Defensa de la Competencia y de la Protección de la Propiedad Intelectual (Indecopi) y me dijo que esta investigación debe concluir en un máximo de dos meses», adelantó. Añadió que de acuerdo al resultado se aplicarán las medidas correctivas y las sanciones del caso. «Esperemos los resultados, pero todo nos indica que efectivamente habrían los suficientes indicios para hablar de una concertación», refirió.

«Si bien algunos locales tienen precios que pueden llegar a S/.39.00, también hay otros que ofrecen el balón de gas a un precio entre S/.28.00 y S/.29.00», observó. En ese sentido, acotó que el consumidor debe dirigirse a los locales que venden a precios más atractivos. La ministra recordó que en Lima existen más de 1 500 locales de venta al público, por lo cual oferta existe. Por lo tanto, hay una parte que le corresponde realizar a las familias o al ama de casa. «Muchas veces nos acostumbramos y nos fidelizamos, y nos olvidamos de revisar los precios de la competencia, cuando el balón de gas es el mismo en todos los locales de venta», dijo.

Aprueban perforación de pozos en Lote XXII El Ministerio de Energía y Minas (MEM) aprobó el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) para el proyecto de perforación de 17 pozos exploratorios y 68 pozos confirmatorios de petróleo o gas, en el Lote XXII, ubicado en la provincia de Sullana, en la región Piura, a cargo de la empresa BPZ Exploración & Producción S.R.L. A través de la Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos (DGAAE), precisó que, de concretarse la perforación y confirmación de reservas de hidrocarburos en el Lote XXII, el proyecto tendrá una inversión de hasta US$863 millones. Cabe resaltar que la empresa BPZ Exploración & Producción S.R.L. realizó mecanismos de participación ciudadana en los distritos Ignacio Escudero, Marcavelica, Salitral y Miguel Checa de la provincia Sullana, en Piura, con el objetivo de orientar y brindar información referente al proyecto, así como también establecer un diálogo directo entre la población y la autoridad con la finalidad de recibir aportes, observaciones y sugerencias. El EIA en mención cuenta con las opiniones técnicas favorables de la Autoridad Nacional del Agua (ANA) y de la Dirección General de Asuntos Ambientales Agrarios del Ministerio de Agricultura y Riego (MINAGRI).

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A c t u a l i d a d

Unidades de transporte de petróleo deberán usar GPS A fin de combatir de manera frontal las actividades de la minería ilegal en la región de Madre de Dios y controlar la comercialización de combustibles, el Ministerio de Energía y Minas (MEM), a través del Decreto Supremo N° 008-2016-EM, dispuso el uso obligatorio del sistema de posicionamiento global (GPS) en las unidades que transportan dichos combustibles en las regiones de Cusco y Puno. Esta decisión responde a que en las referidas regiones se ha detectado un incremento considerable de los combustibles, principalmente del diésel, insumo principal usado en las actividades de minería ilegal. Asimismo, según información proporcionada por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), en virtud de sus facultades de supervisión y fiscalización, se ha detectado que el diésel destinado a la minería ilegal estaría ingresando por el río Inambari proveniente de las regiones anteriormente mencionadas.

El dispositivo precisa que toda unidad de transporte de petróleo crudo, gas licuado de petróleo, combustibles líquidos y otros productos derivados de los hidrocarburos que circule en los departamentos de Puno y Cusco deberá estar equipada con GPS (Sistema de Posicionamiento Global). El dispositivo además refiere que el Osinergmin establecerá el tipo y características de los sistemas GPS.

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A c t u a l ii dd aa dd

Nuevo muelle de carga de combustibles en Talara El nuevo Muelle de Carga MU2 de la Remodelada Refinería Talara de Petroperú será empleado para recibir carga seca, es decir, recibirá embarcaciones desde las cuales se descargará parte de los materiales y equipos que el proyecto requiere y que, debido a su peso o volumen, no pueden ser transportados por otro medio que no sea el marítimo; posteriormente, operará como muelle de carga líquida, capaz de atender las operaciones de la Nueva Refinería. El Muelle MU2 incluye tres componentes: un puente de acceso, una plataforma de operaciones y las estructuras complementarias para el amarre y atraque de las embarcaciones, lo que hace una superficie total de 3300 metros cuadrados, con capacidad para recibir carga de hasta 950 toneladas. Al respecto, la instalación portuaria requirió el desarrollo de diferentes actividades como el estudio del suelo marino, diseño estructural y civil, trámite de permisos y licencias, de acuerdo con lo exigido por la normativa nacional, dragado del

suelo marino, hincado de pilotes e instalación de plataforma, entre otros. Asimismo, Petroperú también inauguró un nuevo tanque de 380 000 barriles, de mayor capacidad en la Refinería Talara. El presidente de Petroperú, Germán Velásquez destacó el esfuerzo y talento de ingenieros y trabajadores peruanos, y –en el caso de este muelle– la dirección técnica y experiencia de la principal contratista, la empresa Técnicas Reunidas, de España. De otro lado, ratificó el compromiso de la petrolera estatal con el desarrollo y progreso de Talara, contratando la mayor cantidad posible de trabajadores talareños en este mega proyecto.

Petroperú mejora clasificación de riesgo pago oportuno de las obligaciones de la compañía, reflejando un muy bajo riesgo crediticio. La decisión se sustenta, en primer lugar, en el hecho de que Petroperú es un activo estratégico del país, representando el 48% de la capacidad de refinación de petróleo crudo y siendo una fuente importante de abastecimiento de energía en el Perú. Además, Petroperú cuenta con el respaldo del Estado peruano, como único accionista, además de una garantía soberana explícita por hasta US$1000 millones.

Apoyo & Asociados asignó la categoría AA+ a Petróleos del Perú (Petroperú), lo cual ratifica una importante mejora en su capacidad financiera y evidencia su fortalecimiento empresarial, colocándola en una mejor posición ante una eventual emisión de deuda. El Comité de Clasificación de Riesgos de Apoyo & Asociados, firma asociada a la prestigiosa agencia Fitch Ratings, asignó la categoría AA+ a las obligaciones de deuda de largo plazo de Petroperú. Esta categoría corresponde a una alta capacidad de

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Petroperú ha evidenciado la capacidad de mantener cierta estabilidad en sus márgenes, lo cual se refleja en la generación de un Ebitda (resultado empresarial antes de: intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones productivas) positivo aún en escenarios de estrés, pese a la volatilidad de la cotización del crudo y de los combustibles que comercializa. Finalmente, la empresa reconoce un potencial de crecimiento importante con el inicio de las operaciones de la nueva Refinería Talara, lo cual se traducirá en un incremento en sus márgenes de refino y una mayor resiliencia ante variaciones en las cotizaciones de su materia prima y los productos que comercializa.

I n t e r n a c i o n a l

Producción en formación en Vaca Muerta es de 50 000 barriles El presidente de la petrolera argentina YPF, Miguel Galuccio, sostuvo que la formación de hidrocarburos no convencionales Vaca Muerta produce actualmente 50 000 barriles de petróleo por día.

Vaca Muerta es una formación de unos 30 000 kilómetros cuadrados en la provincia de Neuquén que podría albergar una de las mayores reservas de hidrocarburos no convencionales del planeta.

También mencionó que aún con un precio local del crudo sostenido artificialmente en un nivel de US$64 por barril, las ganancias obtenidas de la producción de petróleo y gas de esquisto son marginales.

El país sudamericano, que produce la mayor parte de sus hidrocarburos en un proyecto conjunto con la petrolera estadounidense Chevron, busca incrementar la productividad de la formación no convencional para paliar su déficit energético.

La publicación de las declaraciones por parte del matutino se produjo luego de que, en medio de la crisis que afecta al sector, el jefe de YPF cortará sus inversiones de capital entre un 20% y 25% en 2016 lo que frenó la producción de 20 plataformas petrolíferas.

Según YPF, la explotación de Vaca Muerta requiere de inversiones por US$200 000 millones a lo largo de la próxima década para revertir la situación energética de Argentina.

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I n t e r n a c i o n a l

Bolivia compensará caída del precio del crudo con mayor gas Ante la baja en los precios del petróleo, el gobierno de Bolivia decidió incrementar la producción de gas natural y acelerar la diversificación de productos exportables, como el gas natural licuado (GNL) y gas licuado de petróleo (GLP). El Ministerio de Hidrocarburos y Energía de Bolivia mencionó que el impacto que trae el desplome del precio del petróleo Intermedio de Texas (WTI), es referencia para el precio del gas natural que Bolivia exporta, por lo cual se prevé incrementar la producción de gas natural para tener un ingreso extra en este país. Además se trabaja en la exportación de 100 toneladas métricas diarias de GLP y ampliar las refinerías de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) son las medidas para

reducir los impactos en la baja de ingresos por la venta de gas natural a Brasil y Argentina. La empresa Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) precisó que el incremento de la producción de gas es para nivelar los ingresos en este año por la renta petrolera que llegaron a un promedio 3 700 millones, en 2015. La renta petrolera de 2015 cayó 33% respecto a 2014, cuando llegó a US$5 530 millones. Con el desarrollo de los nuevos campos, la firma YPFB prevé que Bolivia recibirá más divisas provenientes de la explotación del energético, que actualmente es exportado a los mercados de Brasil y Argentina, con los que se tienen firmados acuerdos de compra-venta de gas natural.

Petrobras reducirá personal ante problemas de imagen Frente a los problemas administrativos que embargan a la brasileña Petrobras, esta planea reducir en 15% su fuerza laboral mediante un programa voluntario de despidos que será anunciado a mitad de año. La empresa está involucrada en una amplia investigación sobre problemas de corrupción lo que ha sacudido a la clase política brasileña, espera desvincular hasta 12 000 empleados mediante el programa como parte de los esfuerzos por reducir costos. Se espera que el programa de despidos voluntarios sea anunciado junto al plan de negocio de la empresa para el 2016-2020. Se cree que Petrobras reduciría el gasto de capital en una quinta parte durante ese periodo. La inversión y los recortes de empleos señalan un dramático retroceso en las perspectivas de Petrobras desde que descubrió algunos de los mayores recursos petroleros en mar adentro hace una década.

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Una excelente gama de tanques de GLP Tanques y Tapas SAC es una empresa especializada y capacitada en el área de metalmecánica, dedicada a la fabricación de recipientes metálicos presurizados y no presurizados, específicamente balones y tanques para almacenamiento de Gas Licuado de Petróleo (GLP), aire comprimido, hidroneumáticos, Tanques para combustible de todas dimensiones y capacidades.

odos los productos de Tanques y Tapas SAC cuentan con garantía de fábrica respaldado por un eficiente equipo técnico y profesional calificado con amplia experiencia en el campo de la ingeniería mecánica e ingeniería industrial. Además, la empresa cuenta con maquinaria, equipos y planta de fabricación propia en Villa El Salvador, con más de 10 000 m2.

Los principales productos y equipamiento de Tanques y Tapas SAC para la industria hidrocarburífera se concentran en tres líneas: Tanques para GLP: fabricación de tanques para GLP está compuesto por las diferentes líneas: automotriz de 13 litros hasta 155 litros, balones domésticos de 5, 10, 15 y 45kg, tanques de almacenamiento estacionarios de 120 galones a 60 000 galones y tanques de Transporte de 1500 galones hasta 14 500 galones. Tanques Combustible: la fabricación de tanques combustibles para almacenamiento y transporte se realiza bajo la Norma UL 142, y son fabricados

a la necesidad del cliente, cumpliendo con la norma internacional así como los requisitos de OSINERGMIN. Tanques Aire Comprimido: se fabrican tanques a la medida según necesidad del cliente, desde 13 litros hasta 20 metros cúbicos, la empresa hemos fabricado para variedad de clientela. Cumpliendo con las normas y especificaciones deseadas de cada cliente. Servicio y Mantenimiento: en cuanto a los tanques de GLP: todo mantenimiento, reparación o alteración de tanques se realiza siguiendo la norma API 510. Esto incluye limpieza interna del tanque, revisión y si necesario fabricación e instalación de mamparas, limpieza exterior con abrasivo industrial para remover las capas de pintura y oxido, procediendo a pintado de tanques y su respectivo semirremolque incluyendo toda su rotulación y señalamiento exigido por las autoridades. Además, alteraciones o reparaciones por accidentes o cambio de válvulas caducadas o vencidas, cambio de entradas hombre y bridas. La empresa entrega certificado y garantía de todo mantenimiento, y

certificado de una empresa acreditada ante INDECOPI en alteraciones o reparaciones mayores como exige OSINERGMIN. Calidad La Calidad de los productos de Tanques y Tapas SAC es garantizada, están hechos usando la mejor materia prima e insumos, fabricados de acuerdo al CODIGO ASME Sección VIII división I que garantiza la calidad y siguiendo un estricto Sistema de Gestión de Calidad. También cuentan con certificación de empresa certificadora independiente avalada y acreditada por INDECOPI. «El proceso de fabricar un tanque es un arte, requiriendo gran precisión y enfoque al detalle. Por lo cual podemos decir que contamos con equipo de trabajo, infraestructura, experiencia y calidad que nos permiten ofrecer productos que superan las expectativas de nuestros clientes», manifestaron ejecutivos de la empresa productora de insumos para el sector hidrocarburo.

I n t e r n a c i o n a l

Ecuador importará diésel para industria eléctrica La empresa Petroecuador importará 2,8 millones de barriles de diésel oil de la empresa asiática BB Energy PTE. Ltd, que serán destinados al sector industrial eléctrico y a la generación eléctrica. Según señaló la compañía asiática será la encargada de traer el carburante a Ecuador tras un concurso público al que fueron invitadas 37 empresas y se presentaron 11 ofertas. De acuerdo a las bases del concurso, el volumen ofertado es de 2 880 millones de barriles de diésel oil, llegarán al país del norte en 12 cargamentos, de 240 000 barriles cada uno. La primera entrega arribó a Ecuador entre el durante la segunda semana de marzo. Ecuador es un país productor y exportador de petróleo, pero es deficitario en el refinado de carburantes, por lo que importa cantidades importantes de derivados para satisfacer su mercado interno.

Pdvsa redujo su producción de petróleo en 2015 Pdvsa fundamentada el nivel de producción «en los continuos esfuerzos realizados en Oriente y Occidente para acelerar la ejecución en las actividades de generación de potencial que incorporen producción (perforación, rehabilitación, conexión y completación oficial de pozos), con la finalidad de contrarrestar la declinación natural de los yacimientos de las áreas tradicionales, así como, el aporte de producción de la Faja Petrolífera del Orinoco».

La industria petrolera alcanzó un nivel de producción, de 2 863 millones de barriles por día, de los cuales 2 746 millones fueron de petróleo y 117 000 barriles por día correspondieron a Líquidos del Gas Natural (LGN), según una institución acreditada del reseñó la Memoria y Cuenta del Ministerio de Petróleo y Minería 2015. La cifra de producción representa una leve disminución en el bombeo con respecto a 2014, de 36 000 barriles diarios, cuando la extracción promedio se ubicó en 2 899 millones de barriles por día.

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A su vez, las exportaciones alcanzaron un volumen promedio de 2 448 millones de barriles diarios, 1944 millones diarios (79%) de petróleo y 504 000 barriles por día (21%) de productos refinados. El destino de las exportaciones de crudo y productos por región totalizaron 1 085 millones de barriles por día a Asia, 363 000 barriles diarios a Latinoamérica, 116 000 barriles diarios a Europa, 866 000 barriles a Norteamérica, 9 000 barriles a África y 9 000 barriles a ventas a naves y aeronaves en tránsito internacional. En 2014, las exportaciones de crudos y derivados de refinación alcanzaron un total de 2 357 millones de barriles por día. Del total exportado, 1 897 millones diarios (80%) corresponden a crudo y 460 000 barriles por día (20%) a productos refinados. El consumo interno de combustibles en el país se redujo en 138 000 barriles por día durante 2015, al situarse en 525 000 barriles por día, en comparación con los 663 000 barriles por día quemados en 2014.

L o

d e s t a c a d o

«Las normas del país tienen que respetarse, ya sean empresas públicas o privadas las que realizan algún tipo de actividad y en este caso. Una vez que se determine que existe responsabilidad de Petroperú y se aplique una sanción, pues esta tiene que acatar la multa que se le imponga», consideró Rosa María Ortiz, ministra de Energía

y Minas en relación a la sanción que recibirá la petrolera estatal por el derrame de crudo producido en el Oleoducto Norperuano.

Dra. Rosa María Ortiz

«El OEFA ha dictado dos medidas preventivas: una medida cautelar y ha iniciado un procedimiento administrativo sancionador. Las preventivas tienen que ver con la obligación de Petroperú a que presente un cronograma de limpieza, y otro de mantenimiento. La medida cautelar es para que rehabilite en un máximo de tres meses el área afectada, y el procedimiento sancionador es por el accidente en sí», así lo informó el

Ministro del Ambiente, Javier Pulgar Vidal, en relación a las medidas correctivas que aplicará Petroperú para remediar los daños del derrame de petróleo producido en Loreto. Dr. Javier Pulgar Vidal

«Una cosa es en campaña y otra es la realidad. Están hablando para las tribunas y no cosas concretas. Lo que nos debe preocupar es la falta de institucionalidad. Por ejemplo, lo que estamos viendo desde hace años es que tales contratos no se respetan. En concreto, son muchas las condiciones para que el Perú sea visto como destino de inversiones»,

manifestó Carlos Gálvez Pinillos, presidente de la Sociedad Nacional de Petróleo, Energia y Minería sobre las propuestas de renegociar los contratos de gas que vienen dando algunos candidatos presidenciales. Econ. Carlos Gálvez Pinillos

Notas del Sector Enagás toma control del gasoducto del sur La empresa española Enagás asumirá el control del Gasoducto Sur Peruano (GSP), sustituyendo a la brasileña Odebrecht, según acuerdo por unanimidad de la Junta General Accionistas de la empresa concesionaria. Como se sabe, la está envuelta en problemas judiciales que han llevado a su CEO, Marcelo Odebrecht, a ser recluido en una prisión. Esperamos que los problemas se solucionen para la subsidiaria en Perú y continúe la construcción del gasoducto del sur.

San Frutos, el nuevo mando del GSP Con Enagás encabezando el control de la Concesionaria Gasoducto Sur Peruano, David San Frutos será el nuevo gerente general del consorcio, reemplazando al brasilero Rodney Carvhalo. San Frutos es conocido como el responsable en Perú de las acciones de Enagás. También se designó como gerente de Estructuración Financiera e Inversiones del Consorcio a Dennis Gray, hasta ahora gerente de Finanzas Corporativas de la empresa Graña y Montero, también accionista de la concesionaria.

PETRÓLEO GAS & NEGOCIOS

E s t a d í s t i c a s

Estadísticas del sector Cifras del sector hidrocarburos durante enero del 2016

Producción Fiscalizada de Petróleo Período: 2007 - Enero 2016

Producción Fiscalizada de Gas Natural Período: 2007 - Enero 2016 Millones de Pies Cúbicos por Día (MMPCD)

Miles de Barriles por Día (MBPD)

60.0 50.0 40.0 30.0 20.0 10.0 0.0 0 Noroeste Zócalo Selva TOTAL

2007 21.0 12.0 44.2 77.1

2008 25.0 13.0 38.4 76.4

2009 26.7 13.9 30.5 71.0

2010 26.1 15.7 30.9 72.7

2011 26.9 14.6 28.1 69.5

2012 26.1 15.1 25.5 66.7

2013 25.0 12.9 25.0 62.9

2014 25.0 15.7 28.7 69.3

2015 22.2 13.5 22.3 58.0

2016 21.8 10.9 18.5 51.3

1,400 1,200 1,000 800 600 400 200 0

2007 Noroeste 17.0 14.0 Zócalo 232.2 Selva 263.2 TOTAL

2008 19.0 14.1 301.3 334.4

2009 17.1 11.0 315.1 343.3

2010 2011 2012 2013 2014 2015 19.7 23.0 22.3 22.2 31.1 38.5 11.3 11.1 8.3 3.6 5.7 6.2 669.3 1,066.0 1,113.7 1,153.8 1,213.6 1,164.1 700.3 1,100.0 1,144.2 1,179.6 1,250.4 1,208.9

2016 35.0 7.5 956.2 998.7

Producción fiscalizada de gas natural - Enero 2016 ZONA

OPERADOR

SELVA NORTE

SELVA CENTAL

SELVA SUR

NOROESTE

ZÓCALO

TOTAL AGUAYTIA

LOTE

31-C

TOTAL

TOTAL (MPC)

DIARIO (MPCD)

DISTRIBUCIÓN %

0.0

922,251 922,251

29,750 29,750

3.0 3.0

17,337,870 9,399,398 1,981,528 28,718,797

559,286 303,206 63,920 926,413

56.0 30.4 6.4 92.8

PLUSPETROL PERU CORP. PLUSPETROL PERU CORP. REPSOL TOTAL

88 56 57

GMP PETROLERA MONTERRICO SAPET PETROBRAS OLYMPIC TOTAL

I II VII/VI X XIII

258,634 64,173 96,038 353,309 313,748 1,085,902

8,343 2,070 3,098 11,397 10,121 35,029

0.8 0.2 0.3 1.1 1.0 3.5

SAVIA

Z-2B

231,986 231,986

7,483 7,483

0.7 0.7

30,958,936

998,675

100

TOTAL

TOTAL GAS NATURAL

Distribución por zonas geográficas

92.8 %

SELVA SUR

3.5 %

NOROESTE

3 %

SELVA CENTRAL

0.7 %

ZÓCALO Fuente: Perupetro

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E n t r e v i s t a

«Actual precio del petróleo se mantendrá durante próximos años» El precio del petróleo continúa por debajo de los US$50 dólares el barril, un margen que disminuye las inversiones en diversas operaciones hidrocarburíferas en el mundo; sin embargo, décadas atrás, el precio del crudo se mantuvo por debajo de los US$20 dólares, es decir, los precios actuales continúa haciendo rentable el petróleo, así lo manifestó el experto en petróleo y gas del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) Ramón Espinasa, quien estuvo en Perú como conferencista en la VI Conferencia Gas Natural Perú 2016. Asimismo, el especialista en hidrocarburos analizó la situación actual del petróleo y gas en los países de la región, tomando como referencia la apertura de las inversiones en el sector oil & gas en México, el potencial colombiano y las posibilidades de Argentina frente a Estados Unidos por el desarrollo de Shale Gas.

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E n t r e v i s t a

La apertura de las inversiones en México se da en 2015 pero coincide—y de mala manera—con el colapso de los precios del petróleo.

El gas natural tiene menos mercado internacional que el petróleo. El tema con el gas natural es que se suplirá con la demanda exponencial que se dará en la región. Ahora, por ejemplo, Trinidad y Tobago se convirtió en importadora neta de gas. ¿A qué se debe este incremento? A consecuencia de la generación de electricidad y la capacidad de generación hidráulica. Y es que este país no será capaz de crecer en la misma velocidad por que las cuencas de sus principales ríos. Las cuencas hídricas con mayor potencial están en Brasil, en Argentina o Venezuela. Entonces, la calidad hidráulica está copada. En el caso del petróleo, las regiones son exportadoras netas de este hidrocarburo, y es una fuente importante de divisas, por lo que se trata de desarrollar el potencial que la región que tiene y eso se ve exclusivamente con reservas, tiene que ver de echo sobre todo los marcos regulatorios, que condiciones ponen los países para que haya inversión en estos sectores, y ahí hay un marco regulatorio modelo que ha estado dando buenos resultados y que lo tienen los dos países y que para mí en inversión son los más exitosos en la región que son Perú y Colombia. En cambio en los otros países se reserva el monopolio a la inversión del Estado, el caso de Venezuela, el lado de Ecuador y de otra manera el caso de Brasil que reservo el monopolio de desarrollo empresal a Petrobras, y ahí la inversión ha caído. Pueden tener muchas reservas pero de hecho este modelo debe ser un agencia libedora y abrir a la inversión privada las tierras petroleras lo cual se está copiando México.

¿Qué opinión designa al nuevo mercado de la energía en México?, ¿qué representa a este país la reapertura de sus inversiones? Para sorpresa de muchos países, a mediados del 2013 se realizó lo que nadie pensaba: se apertura las inversiones en el sector

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energético en México, se reforma Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Comisión General de Electricidad, para su conversión en empresas. Se realizó bastante bien, transformándose las tres instituciones que pasaron todas las leyes secundarias y obtuvieron los votos necesarios en el congreso mexicano, así como más de la mitad de los estados y confederaciones. La apertura de las inversiones se da en 2015 pero coincide—y de mala manera—con el colapso de los precios del petróleo; sin embargo, la apertura del mercado mexicano es un modelo que en América Latina lo inició Perupetro. La agencia de promoción petrolera del Perú un emblema en América Latina (abrió sus inversiones en 1992), este antecede a la Agencia Nacional de Brasil que apertura su mercado en 1997.

¿Qué opina de la situación de Brasil frente a los escándalos que embargan las actividades de Petrobras? En Brasil existen dos temas que deben verse por separado: la apertura del Presal, con pocos méritos y que terminó ganando una compañía que obtuvo la mayoría de acciones. Los brasileños y el mercado de petróleo internacional no vio con buenos ojos este negocio, por lo que reservaron la producción para Petrobras. En cuanto a los problemas que tiene actualmente Petrobras, falló mucha gente y las autoridades brasileñas porque Petrobras es una compañía petrolera donde la mayoría de acciones son privadas y cotizan en la bolsa de Nueva York, y fue una instancia en este sistema bancario que no percibió lo que sucedía. Esto no es solo un problema de las instituciones brasileñas sino en general. Finalmente se descubrieron los problemas y se viene encontrando a los responsables que deberán asumir las consecuencias del caso.

E n t r e v i s t a

Se creía que Petrobras era una empresa de sólida dirección pero lo sucedido podría pasarle a cualquier compañía con participación privada.

¿Cuál es su apreciación del sector hidrocarburo peruano? Actualmente la producción de gas es limitada por la capacidad disponible de este combustible. No se puede disponer de mayores cantidades de gas porque el gasoducto de Camisea está en su límite. Tampoco se puede dejar de abastecer las plantas de generación eléctrica en el centro del país para exportar a través de Perú LNG, además antes de desarrollar mayor producción de gas habrá que terminar el Gasoducto Sur Peruano. Entonces, el gas no tiene mucho sentido hasta no tener mayor uso. Se denota una restricción física sobre el gas. Por el contrario, el petróleo puede medirse por materia de reservas. El Perú tiene reservas de gas pero no reservas de petróleo y aquellas que existen están localizadas en regiones ecológicamente frágiles. Tengo entendido que en el norte peruano habido lentitud en la aprobación de permisos ambientales para proyectos en la costa de Talara y mar adentro, lo que desestimó a que las empresas inviertan en el país. Depende de las condiciones del marco regulatorio, el país más grande en reservas es Venezuela y está en declive. Mientras que el país con mayor número de reservas probadas (en 1000 y 2000 millones de barriles) es Colombia. Que está produciendo un millón de barriles diarios y no tiene que ver con las reservas, sino con el marco regulatorio. Ahora, además de Perú y Colombia, México será otro país que atrae inversiones.

¿Cuál debería ser la posición de los países productores de petróleo frente a la caída en el precio del crudo?

ramón EspinaSa Nacionalidad: Venezolana Profesión: Economista Posgrado: Ph. D., Energy Economics, University of Cambridge y Maestría en Estudios del Desarrollo, Desarrollo Económico y Planeamiento en Institute of Social Studies The Hague Cargo actual: Especialista en petróleo y gas del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) Cargos anteriores: Principal economista en PDVSA Esta es una ventaja competitiva de Estados Unidos frente a Vaca Muerta, en Argentina, donde todavía se percibe una mala infraestructura de superficie como inversión inicial.

En ese sentido, ¿qué le avizora al sector hidrocaburo en América Latina en el corto y mediano plazo? America Latina se inserta en el mundo como proveedora de recursos naturales y ello no cambiará en el corto plazo, no se podrá competir con mano de obra barata, menos aún contra países desarrollados que cuentan con tecnología avanzada. Debemos prevalecer como proveedores de materia primas, energía, minerales o alimentos y buscar mayor valor agregado en cada nación.

Habría que calificar lo que se entiende por precios bajos, los actuales precios bordean un promedio de US$30 el barril, mientras en entre el 2011 y 2014 se llegó a US$100 el barril, es decir, una caída de 70% en el precio del crudo. Pero de tomar en cuenta el precio de US$30 dólares en perspectiva histórica de los últimos años —en termino reales— prevaleció entre 1896 y el 2000, durante ese periodo el precio mundial del petróleo se incrementó en 17 millones de barriles diarios y la producción en los países en vía de desarrollo (fuera de la OPEP) incrementó en cuatro millones de barriles. Entonces, el precio nominal en ese periodo estuvo por debajo de US$20 dólares; frente a ello, llegar actualmente a US$30 el barril sigue siendo un precio rentable.

Con el uso de las energías renovables no convencionales en la producción de electricidad, ¿cree que el consumo de gas natural disminuya?

En mi opinión, el precio del petróleo se mantendrá en el margen de US$30 a US$50 durante los próximos cinco años.

«La apertura

¿Qué expectativas tiene del Shale Gas?, ¿Argentina podría convertirse en un serio competidor de encontrar grandes reservas de este hidrocarburo fósil en los yacimientos de Vaca Muerta? Por ahora, Estados Unidos es el único país que cuenta con infraestructura para desarrollar esta industria, tiene acceso a taladros, compañías operadoras, compañías encargadas de los ductos de agua y electricidad (pieza fundamental) situados en el estado de Texas.

Al contrario, aumentará. Se incrementará porque en términos relativos la principal energía renovable caerá como fracción del total y lo tomará esencialmente la capacidad de generación térmica, que crecerá en términos relativos a la energía renovables no convencional, también será porque parte de un nivel pequeño y cualquier incremento —en término relativo— será grandes.

del mercado mexicano es un modelo que en América Latina lo inicio Perupetro»

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A n á l i s i s

La mancha negra del Oleoducto El reciente derrame de petróleo en Loreto ha colocado a una de las infraestructuras energéticas más importantes del país, el Oleoducto Norperuano, en medio de diversas interrogantes sobre su actual estado, repotenciación y prevención por parte de Petroperú, empresa que opera el ducto de transporte. ¿Qué le espera a la petrolera estatal después de estos incidentes?, ¿qué sanciones recibirá? Este incidente se produce durante una de las etapas más duras del sector hidrocarburos. on una antigüedad de más de 40 años, el Oleoducto Norperuano se ha convertido en pieza fundamental en el transporte de petróleo desde la Selva (Loreto) hasta Lima (Bayovar). Por sus paredes se transfiere crudo de importantes lotes de producción: lote 97 (Perenco), lote 8 (Pluspetrol) y el 192 (Pacific Rubiales). Precisamente, esta es la zona con mayor producción de petróleo del Perú.

En este suceso, al menos 2 000 barriles de petróleo se vertieron en el área durante el derrame. El crudo, alcanzó las aguas de la quebrada de Inayo, que se conecta con el río Chiriaco y este a su vez es afluente del río Marañon.

Este año un primer derrame de petróleo ocurrió en el tramo II del Oleoducto Norperuano, en la zona de Imaza, provincia de Bagua, departamento de Amazonas, por lo cual el Gobierno declaró estado de emergencia enla zona.

El Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA) sostiene que otorgará esta multa después de un plazo de nueve meses, cuando se termine un segundo procedimiento administrativo sancionador.

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Petroperú deberá afrontar una multa de 20 000 Unidades Impositivas Tributarias (UIT), es decir, un equivalente a S/.79 millones.

A n á l i s i s

La abogada de la Sociedad Peruana de Derecho Ambiental (SPDA), Carol Mora, consideró que Petroperú debe fortalecer su Programa de Adecuación y Manejo Ambiental (PAMA) y evitar nuevos incidentes a lo largo del recorrido del Oleoducto. «Petroperú deberá cumplir el Plan de Mantenimiento aprobado en su PAMA y revisar la actualización del instrumento de gestión ambiental o evaluar el hecho de diseñar un nuevo instrumento si resulta necesario. Además, necesitará mejorar su capacidad de respuesta y atención inmediata frente a emergencias ambientales, sobre todo si involucran temas de daño a la vida y salud a las poblaciones», sostuvo Mora.

Además de presentar sus descargos y documentación a la OEFA, Petroperú también deberá responder ante el Osinergmin. Ambos organismos sancionarán a la petrolera estatal.

Referente a los temas de infraestructura, mencionó que será necesario brindar mantenimiento integral a las estructuras internas y externas del ducto, reemplazar las zonas altamente deterioradas y mejorar el sistema de identificación de derrames. Asimismo, es primordial contar con una estrategia de descontaminación y con las condiciones de seguridad técnica y laboral para las acciones de limpieza que se requieran.

Además de presentar sus descargos y documentación a la OEFA, Petroperú también deberá responder ante el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN). Asimismo, la Defensoría del Pueblo solicitó la compensación debida a las poblaciones afectadas por los derrames de petróleo en los últimos años.

¿POR QUÉ FALLAN LOS MATERIALES? Las operaciones relacionadas con la explotación, perforación, producción, transporte, almacenamiento y refinación de hidrocarburos requieren para sus procesos la utilización de una amplia variedad de equipos y materiales. Estos materiales al paso de tiempo pueden dañarse por diferentes tipos de mecanismos de degradación que producen la interrupción o disminución de su función o desempeño al cual fueron diseñados. Pero ¿Por qué Fallan los Materiales?...Un material ideal es aquel que cumple tres características: Continuo, que no contienen vacíos o huecos en su estructura; Homogéneo que posee propiedades idénticas en todos los puntos, e isotrópico donde una propiedad no varía según su orientación o dirección. Sin embargo obtener este “Material Ideal” es el sueño de todo Ingeniero en Materiales pero la realidad es otra; la dinámica de fabricación de estas aleaciones y la innovación tecnológica de los procesos de obtención influyen en su constitución, estableciéndose siete categorías en el área de investigación que llevan a la falla de un material. Las siguientes categorías son las causas más frecuentes de falla en los materiales: 1) Defectos de Diseño, 2) Defecto del material, 3) Manufactura o procesos de fabricación defectuosos, 4) Ensamblaje o instalación defectuosos, 5) Imprevisiones en las condiciones de servicio, 6) Mantenimiento deficiente y 7) Malas prácticas operacionales. Todas ellas conllevan a la inoperancia de un componente y/o equipo (material) incurriendo en un impacto de seguridad, ambiente y producción la cual afecta las operaciones de una planta o industria. El uso de metodologías como el Análisis de Causa Raíz de Falla (ACR) para la determinación de los mecanismos de falla en los materiales, es una de las herramientas fundamentales en el área de ingeniería ya que ayuda a prevenir la recurrencia de fallas. La aplicación de una secuencia de pasos sistemáticos que evalúen la serie de eventos que originaron una falla y tomar la medidas de prevención, proporcionaran una valiosa experiencia con base en el “Aprendizaje a través de los errores”.

PRODUTEC PERU S.R.L.

Ing. Margarita Hidalgo / Ingeniero en Materiales Industriales Especialista en Análisis de Fallas y ACR

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A n á l i s i s

«Los aspectos de salubridad son primordiales en este caso y merecen una atención inmediata por parte del Estado y Petroperú como responsable legal directo», expresó la representante de la SPDA.

barro o impregnado en las hojas es el trabajo final para poder recuperar la ecología», explicó el titular de la petrolera estatal.

Acciones decisivas

¿Qué pasaría si ocurriese un derrame de petróleo en el mar?, ¿el impacto ambiental y las reacciones sociales serían más complejas? Las actividades de exploración y producción de hidrocarburos se realizan en tierra (onshore) y mar (offshore).

Un panorama similar fue estimado por dos especialistas del Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA), ente que tiene a su cargo la fiscalización ambiental de las actividades de hidrocarburos en el Perú. Y es que, a raíz de derrame de petróleo en la selva, el OEFA tomará acciones anticipadas en otras actividades petroleras en todo el país. Este tipo de supervisiones (también denominadas regulares) se encuentran programadas en el Plan Anual de Evaluación y Fiscalización Ambiental (PLANEFA). La fiscalización preventiva tiene por finalidad evitar la ocurrencia de impactos negativos al ambiente, a través de la verificación integral del cumplimiento de las obligaciones ambientales, así lo entiende la Dra. María Antonieta Merino, directora de Supervisión del OEFA. Sostuvo que el OEFA fiscaliza en su totalidad los administrados que realizan actividades de exploración, explotación, transporte, refinación, almacenamiento y distribución de hidrocarburos. «OEFA visitó las zonas afectadas inmediatamente después de la comunicación de los derrames, con la finalidad de verificar que Petroperú realice las acciones que permitan controlar los derrames e iniciar las labores de recuperación de crudo, limpieza y remediación de las zonas afectadas por dichos derrames», acotó la vocera del organismo fiscalizador. Mencionó que —en el caso particular del Oleoducto—, se han ejecutado supervisiones preventivas adicionales, cuyos resultados vienen siendo evaluados.

La palabra de Petroperú El presidente de Directorio de Petroperú, Germán Velásquez, indicó que la ruptura del Oleoducto Norperuano —que provocó el primer derrame en Amazonas— fue por causas geológicas como la movilización de tierras, intensas lluvias, entre otras eventualidades. Sin embargo, explicó que la última inspección al interior del oleoducto se realizó en 2015, con una máquina especial denominada «raspatubo geométrico», el cual identifica el desgaste de la estructura. Por ello, pese a los desperfectos ocurridos en el ducto de transporte, reiteró que la infraestructura del Oleoducto aún se mantiene en buenas condiciones. «El compromiso es que en ambos puntos se recupere la ecología al estado que se encontraba antes del evento. Lo primero es recuperar el máximo de petróleo y luego hacemos el balance porque sabemos exactamente la cantidad de petróleo que existe. El mínimo de petróleo que se queda en forma de

Otra multa El organismo supervisor de la inversión en energía y minería (Osinergmin) sancionó a petroperú con una multa de 3,200 uit (S/. 12 640.000), por no haber adecuado sus instalaciones para mantener la integridad del oleoducto norperuano. 22

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Prevención offshore

De contar con una rotura y derrame de petróleo en el mar peruano, provocaría diversos daños ambientales en la zona de desastre. Para evitar este tipo de inconvenientes el OEFA recomienda seguir las obligaciones contenidas en la normativa ambiental; compromisos asumidos en los instrumentos de gestión ambiental; medidas cautelares o correctivas, o disposiciones o mandatos emitidos por los órganos competentes del OEFA y otras disposiciones ambientales fiscalizables por normativa posterior o en función de los procesos de transferencia de competencias a este organismo evaluador. Para el Dr. Gianfranco Mejía, director de Fiscalización, Sanción y Aplicación de Incentivos del OEFA, las obligaciones sectoriales, que son aplicables a las actividades de hidrocarburos, se encuentran previstas en el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, aprobado por Decreto Supremo N° 039-2014-EM. En los artículos 75° y 83° se encuentran previstas obligaciones específicas para las actividades de hidrocarburos que se realizan en el mar o lagos. Asimismo, Mejía precisó que en las supervisiones se toma en consideración las características propias de la actividad, por la naturaleza de impactos que puedan generar. Por ejemplo, en el caso de las actividades de exploración en el mar, se realiza un seguimiento de la implementación de un monitoreo de mamíferos marinos; mientras que en el caso de explotación, se verifican los sistemas de recolección de aguas residuales. «A partir de los últimos derrames ocurridos, el organismo fiscalizador mantendrá informada a la población sobre las acciones de fiscalización que realice y promoverá espacios de participación ciudadana en el desarrollo de las mismas», manifestó el director de Fiscalización, Sanción y Aplicación de Incentivos del OEFA. Agregó que la función de este organismo es eminentemente técnica, con la cual se asegure que las empresas realicen sus actividades en respeto del derecho de todos los ciudadanos a un ambiente sano y equilibrado».

«A partir de los últimos derrames ocurridos, el organismo fiscalizador mantendrá informada a la población sobre las acciones de fiscalización que realice y promoverá espacios de participación ciudadana en el desarrollo de las mismas» «Al menos 2 000 barriles de petróleo se vertieron en la zona durante el derrame. El crudo, alcanzó las aguas de la quebrada de Inayo, que se conecta con el río Chiriaco y este a su vez es afluente del río Marañón».

I n f o r m e

Los encargados de restaurar los daños en la Amazonía Poco tiempo después de ocurrido el derrame en la selva de Loreto, Petroperú convocó a Lamor para encargarse de las actividades de limpieza y remediación en la zona que requerirá de expertos para subsanar los daños provocados del petróleo al ambiente. El Sr. Erick Monge, gerente Regional de Lamor para Latinoamérica, precisó que actualmente se encuentran realizando actividades de contención, recuperación y almacenamiento en las zonas donde se produjo el derrame. Aseguró que una vez se haya recuperado la mayor parte del crudo, se pasará a una etapa de descontaminación del lugar.

a compañía Larsen Marine Oil Recivery (Lamor) es la encargada de los trabajos de recolección de petróleo, remediación y limpieza que embarga el derrame de petróleo en la selva de Loreto. Para este tipo de labores en la zona afectada la compañía necesitará alrededor de 250 a 350 personas en cada área de trabajo, mientras que la maquinaria y equipos que se están utilizando para las diferentes actividades en los trabajos de remediación, limpieza y descontaminación, fueron entregadas por Petroperú. «El tiempo que demorarán las obras de remediación del kilómetro 440 podría tardar hasta tres meses y el ocasionado en el kilómetro 206 todavía no es seguro porque se encuentra en una zona remota y complicada para realizar los trabajos», aseveró el sr. Erick Monge, gerente Regional de Lamor para Latinoamérica. El representante de Lamor manifestó que actualmente se encuentran realizando actividades de contención, recuperación y almacenamiento en las zonas donde se produjo el derrame, «estamos describiendo la ejecución de una contingencia de derrame de hidrocarburo. Contamos con equipos diseñados con tecnología de punta y contingente humano capacitado con vasta experiencia en atención a derrames», dijo Erick Monge, además de asegurar que una vez que el hidrocarburo haya sido recuperado en su mayor volumen, se pasará a la etapa de remediación, limpieza y descontaminación.

Entrevista al Sr. Erick Monge, gerente regional de Lamor para Latinoamérica No obstante, Monge indicó que para el derrame ocurrido en el kilómetro 440+781 y km 206+312 del Oleoducto Norperuano, las áreas fueron afectadas en su parte inicial (suelo con vegetación) para después descender por las quebradas adyacentes hasta llegar el primero al Río Chiriaco y el segundo al Río Morona.

Los trabajos de remediación demorarán un mínimo de tres meses en un área determinada. Mientras que en otra todavía no se define por tratarse de una zona remota.

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I n f o r m e

«En la limpieza de la Quebrada Inayo —que es la afectada por el derrame del Km. 440+781—,la etapa de contingencia ya finalizó y no existe crudo superficial en el agua», precisó el experto. También se ha desbrozado más del 95% del material vegetal contaminado que se encontraba en las orillas. Este material fue dispuesto en bolsas de plástico y reforzadas con sacos de polipropileno para su evacuación a cubetos temporales debidamente impermeabilizados y su transporte para disposición final. Este material tuvo que ser entregado en los puntos de acopio a la empresa BA Servicios Ambientales SAC para su transporte, tratamiento y disposición final en sus instalaciones. Las tareas de limpieza se realizan bajo la supervisión del personal de Lamor con el propósito de evitar el desbroce de material vegetal no contaminado. Monge también precisó que a lo largo del estero, se han afectado áreas de suelo las cuales son retiradas en los diferentes puntos, siendo la más importante por el grado de afectación la zona de la represa.

«La recolección manual de suelo contaminado al igual que el material vegetal, se están disponiendo en bolsas de plástico y reforzadas con sacos de polipropileno para su evacuación a cubetos temporales debidamente impermeabilizados y su posterior transporte para disposición final».

El gerente Regional de Lamor disertó que la supervisión de la empresa a la que representa tiene una fundamental importancia al remediar el área, y es que al no hacerlo, se podría estar ensacando suelo no contaminado y aumentado el volumen de evacuación. Estos trabajos llevan cerca del 90% de ejecución. Mientras que las actividades de lavado de orillas y lecho se iniciaron una vez finalizadas las actividades de desbroce en los sectores limitados por parte de Lamor bajo el siguiente esquema: el lavado de las orillas y lecho de la quebrada se realizarán con el uso de bombas de presión y desengrasante biodegradable a base de d-limoneno, este proceso ha sido desarrollado por la compañía finlandesa en base a los años de experiencia en la contingencia, limpieza y remediación de derrames a nivel internacional. «El uso de las bombas de presión con el uso de pitón genera un chorro de agua con la suficiente fuerza para ingresar un máximo de 30 centímetros en el lecho y orillas para levantar el crudo que se ha quedado atrapado, aprovechando la diferencia de densidades entre el crudo y el agua hace que este primero flote y deba ser recuperado aguas abajo», explicó Monge. Reveló que será necesario el uso de barreras flotantes de PVC y barreras absorbentes para limitar el viaje del crudo aguas abajo y con el uso de material particulado absorbente recuperar las trazas del contaminante. Además, mencionó la importancia que las actividades de lavado tienen que ir paralelamente con el tema logístico, ya que se deberá contar con todos los equipos, materiales, insumos, herramienta y personal para cumplir con los cronogramas establecidos.

Para un mayor control y evidencia en los avances de trabajos, se ha clasificado el área en diferentes tramos, los cuales se detallan a continuación: - TRAMO 0: desde el abscisado 0+000 al 0+040. - TRAMO 1: desde el abscisado 0+040 al 1+000. - TRAMO 2: desde el abscisado 1+000 al 2+000. - TRAMO 3: desde el abscisado 2+000 al 4+000. - TRAMO 4: desde el abscisado 4+000 al 5+550. (bocana del río Chiriaco). Para el lavado, se ha considerado los tramos por el impacto del derrame: - TRAMO 0: Impacto Alto - TRAMO 1: Impacto Alto - TRAMO 2: Impacto medio. - TRAMO 3: Impacto Alto. - TRAMO 4: Impacto medio

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Lamor ha construido diques de contención las cuales ayudan en la retención de cualquier traza de hidrocarburo.

Además, Monges comentó que el lavado del lecho y riberas de la quebrada, así como de piedras contaminadas iniciaron el 10 de marzo, las cuales están siendo suspendidas periódicamente por la presencia de sedimento en los diques y por el paso de maquinaria al evacuar sacos desde el punto cero. El río Chiriaco presenta un bajo impacto en sus orillas después de realizar una inspección, se pudo constatar la presencia de crudo en las piedras el mismo que está siendo retirado de manera manual por personal de las comunidades aledañas a sus orillas. Ahora, para prevenir que las áreas que no fueron impactadas inicialmente y aquellas que se vayan liberando a medida que avancen los trabajos de limpieza, el personal especializado de Lamor ha construido diques de contención con cuellos de ganso, las cuales ayudan en la retención de cualquier traza de hidrocarburo, sedimento producto de actividades de evacuación de sacos en el tramo 0 y actividades de lavado. Asimismo, se ha desplegado barreras flotantes de PVC a lo largo de la quebrada en sitios estratégicos. «En el sector de la quebrada, aproximadamente unos 900 metros, se ha dispuesto personal obrero, para realizar trabajos de remoción de hidrocarburo presente en las piedras, con cepillos de cerdas de acero, espátulas, material absorbente y producto biodegradable. Esta actividad tiene un avance a la fecha del 15 %», expresó el titular de Lamor en Perú.

En lo que respecta a la inversión que desembolsa Petroperú ante este accidente, Lamor no opinó sobre este tema pero sostuvo, como ejemplo, que la compañía petrolera BP gastó billones de dólares en el derrame del Deep Water Horizon y todavía continúa invirtiendo en la remediación de esta zona.

«En las riberas del río Chiriaco, por temas comunitarios, los trabajos de desbroce de material vegetal contaminado y retiro de suelo contaminado está bajo la supervisión de Petroperú». Lamor es una de las principales empresas de remediación y limpieza en la región. «Esta compañía es la más importante del mundo en el rubro de los hidrocarburos, hemos atendido derrames en más de 90 países. Los casos de mayor trascendencia son los atendidos en el Golfo de México, Kuwait -después de la guerra del Golfo Persico-, Dalian en China, Noruega, Prestige en España, Petroamazonas en Ecuador, OCP Ecuador; Ecopetrol en Colombia, OCENSA en Colombia; PDVSA en Venezuela, Petrobras en Brasil, entre otras», sostuvo Monge.

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«Las empresas deben realizan un mantenimiento integral en sus ductos» Entrevista al ing. Cesar Chaparro Araujo, especialista en Hidrocarburos Además de la limpieza y remediación de áreas damnificadas por los derrames de petróleo, en Perú existen empresas dedicadas a prevenir y brindar mantenimiento a ductos y oleoductos con el propósito de evitar roturas y proporcionales derrames de petróleo o fugas de gas. Una de estas empresas es MAINCCO S.A, compañía peruana con más de dos décadas en la industria de mantenimiento industrial. ¿Con qué tecnologías y servicios cuenta MAINCCO S.A. para el mantenimiento en ductos de transporte de hidrocarburos? Maincco S.A cuenta con recubrimientos externos (cintas de polietileno, mantas termo-contraíbles, epóxicos 100% de sólidos, recubrimientos visco-elásticos, pinturas convencionales, entre otras). También de refuerzo estructural de la pared de tuberías que han perdido espesor por corrosión o daños mecánicos con materiales con resinas especiales con fibra de carbono, protección catódica con sistemas galvánicos y sistemas de corriente impresa, limpieza interna de tuberías con raspatubos, inspección interna de tuberías con raspatubos instrumentados (In Line Inspection – ILI): calibración geométrica, medición de espesores de pared, mapeo 3D del centro de línea, e integridad de tuberías. Además del servicio e ingeniería, ¿también suministran materiales para instalación y mantenimiento en los sistemas de transporte y almacenamiento de hidrocarburos? Si, en todos los casos anteriores realizamos proyectos que incluyen la ingeniería, el suministro de materiales, la aplicación o ejecución y el monitoreo.

Para tanques de almacenamiento instalamos protección catódica interna y externa, pinturas al interior y exterior, calibración de planchas, inspección, aplicación de recubrimientos 100% de sólidos epóxicos con fibra de vidrio. ¿Cada cuánto tiempo es propicio realizar mantenimiento o soporte a los sistemas de transporte de hidrocarburos? Se deben programar según los resultados de las evaluaciones o inspecciones las que se deben efectuar periódicamente en periodos

Chaparro indicó que la mejor manera de solucionar un derrame de crudo es evitando que este se produzca, es decir, siempre habrá que realizar mantenimiento en la infraestructura.

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que también son variables y dependerán del estado de la tubería. Por ejemplo, la frecuencia de inspección y mantenimiento de una tubería nueva serán más espaciados que en el caso de una tubería antigua. De igual forma, una tubería antigua que ha sido bien mantenida, requerirá inspecciones y mantenimientos más espaciados que una tubería de la misma edad que no ha recibido un buen mantenimiento. ¿De qué manera varía el mantenimiento, soporte o arreglo en los ductos de petróleo y gas natural? El mantenimiento dependerá más de las condiciones corrosivas del flujo (corrosión interna) y de la agresividad del suelo exterior (corrosión externa) que del tipo de fluido (gas o petróleo). Ahora, de manera general el petróleo crudo puede ser más corrosivo que el gas, principalmente porque el crudo puede tener agua de producción que suele ser corrosiva, mientras que al gas se le suele retirar toda el agua en plantas dehidratantes (caso Camisea) antes de transportarlo por una tubería. El elemento corrosivo clave es la presencia de agua, tanto en oleoductos como en gasoductos. Si se elimina el agua se reduce grandemente la posibilidad de ocurrencia de corrosión interna. La corrosión externa se controla con buenos recubrimientos complementados con una adecuada protección catódica También hay que tener en cuenta posibles daños por deslizamiento de suelos, flujos de agua (quebradas), sismos u otros factores climatológicos o fuerzas de la naturaleza. El mantenimiento también depende de la presión del flujo, espesor de pared del ducto, calidad del acero, entre otras. A mayor presión, el mantenimiento debe ser más frecuente. ¿Cómo es el acercamiento con las empresas productoras de hidrocarburos y transporte?, ¿es necesario «cerrar la llave» para realizar las labores de supervisión o mantenimiento? En realidad las empresas productoras son «forzadas» por Osinergmin a hacer un buen mantenimiento para cumplir con el D.S. 081-2007EM. Caso contrario harían menos mantenimiento. El otro factor es el tema económico, en una coyuntura como la actual de un bajo precio del crudo, las empresas productoras tienden a hacer menos mantenimiento. Ahora, sobre que sea necesario «cerrar la llave» para hacer un buen mantenimiento, no es necesariamente cierto. A ninguna empresa productora le gusta «cerrar la llave». Es por esto que las tecnologías de mantenimiento actuales se suelen aplicar sin parar la producción, transporte o cerrándola por periodos cortos que no afecten la producción. ¿Cuánto demora realizar estas operaciones? Puede durar desde minutos hasta horas y aún días. Depende de las dimensiones del ducto, del flujo, del tipo de inspección o mantenimiento. ¿En el país existe el capital humano necesario para este tipo de labores de mantenimiento? En el país hay profesionales con conocimiento y experiencia para realizar estas labores, aunque no siempre son convocados por las empresas operadoras. ¿En qué proyectos de transporte de hidrocarburos participó la MAINCCO? MAINCCO tiene 24 años participando en el mantenimiento de diferentes ductos de transporte tanto en el mar como en tierra, en la costa y sierra y selva. Se pueden mencionar algunas empresas para las que hemos trabajado: Savia Perú, Petroperú Refinería Talara, SAPET / CNPC, Pluspetrol, Petrobras, Petrolera

Monterrico, Pacific Offshore, COGA, Calidda, Techint, Antamina, Minera Iscaycruz, Southern, Cerro Verde, entre otras. ¿Cuáles son los proyectos en los que está enfocada la empresa actualmente?, ¿Qué labor cumplen? Recubrimientos y Protección Catódica (P.C.) del minero-ducto de Antamina, P.C. de ductos de CNPC, Integridad de tuberías en Savia Perú, limpieza interna de oleoductos de Petroperú Refinería Talara, etc. ¿Cuál es su opinión respecto a los derrames de petróleo en el Oleoducto Norperuano?, ¿se pudo prevenir?, ¿cuál es la mejor manera de solucionar un derrame de crudo? La mejor manera de solucionar un derrame de crudo es evitando que este se produzca. Se habló bastante de los derrames del Oleoducto Norperuano y se ha culpado a muchos pero no se ha acertado en el verdadero diagnóstico del problema. No es la edad del ducto, no es la falta de capacidad de Petroperú, no es que el ducto este obsoleto y hay que reemplazarlo por otro nuevo. Definitivamente, hay falta de mantenimiento y Petroperú no convoca a las empresas más capaces para realizarlo, pero la verdadera razón es que el Oleoducto Norperuano no es un transporte rentable. Es decir, no genera suficientes rentas ni siquiera para hacer un buen mantenimiento, que es lo mínimo que se podría pedir o exigir. Cuando se construyó hace 40 años, se diseñó (capacidad) suponiendo que se iba a encontrar más petróleo en la zona ya que el que había en aquel entonces no justificaba la construcción del ducto, al menos no de esas dimensiones. El problema es que las políticas petroleras que se dictaron en los últimos 40 años, desalentaron la exploración y producción de petróleo, con lo cual nunca se llegó producir suficiente petróleo en la zona para hacer rentable el oleoducto. Ahora, lo más crítico es que las fugas producidas por fallas debido a la corrosión, siguen un patrón de una curva exponencial en el tiempo, es decir la frecuencia de fugas se va haciendo cada vez más corta, con lo cual los derrames se producirán con más frecuencia (siempre que las fugas se hayan producido por corrosión y no por deslizamiento de suelos que no sigue este patrón, pero no hay claridad sobre esto). ¿Qué necesitan realizar las empresas petroleras para evitar siniestros como lo ocurrido en el Oleoducto de Petroperú? Mantenimiento vía la implementación de un sistema de Integridad de Tuberías, pero para hacer esto, primero deben ser rentables. Además del problema de la rentabilidad, la Ley obliga a Petroperú a escoger a empresas no especializadas de la zona para realizar el mantenimiento del Oleoducto otorgándoles un beneficio del 20% sobre empresas especializadas que no son de la zona. Con lo cual siempre ganan empresas no especializadas de la zona. Es tiempo ya, de que no se haga politiquería o populismo a costa del mantenimiento del oleoducto, de Petroperú o peor aún a costa de la conservación ambiental de nuestra selva y la salud de sus pueblos originarios. La solución a este problema es realmente difícil dada la coyuntura actual del bajo precio del crudo. Debe notarse que aún con un precio alto del crudo, Petroperú no recibía suficientes rentas para hacer un buen mantenimiento ya que estas dependen no del precio del crudo, sino de la cantidad de crudo a transportar.

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Entrevista al Ing. Jorge Monterroza, Gerente de Operaciones y gerente general interino de Cรกlidda PETRร LEO GAS & NEGOCIOS

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«Sur limeño contará con gas este año» La primera región en contar con distribución y consumo de gas natural en el Perú fue Lima. Desde hace seis años Caliddá viene proporcionando este insumo a diversas industrias y domicilios. Hasta el momento, la empresa ha tendido ductos y realizado conexiones a 19 distritos de Lima, este año planea expandirse al sur limeño y alcanzar las 6000 conexiones en esta zona. El Ing. Jorge Monterroza, gerente de Operaciones y —por el momento— también gerente general de Cálidda, aseguró que la meta de Cálidda es conectar a más de 100 000 usuarios anualmente. Solo en los últimos seis años, la firma ha invertido alrededor de US$ 497 millones.

Cómo se encuentran las actuales operaciones de Cálidda? Actualmente, Cálidda se encuentra trabajando para lograr la masificación del gas natural en Lima y Callao.

A lo largo de los últimos seis años, la empresa invirtió US$497 millones con el firme objetivo de lograr un avance continuo y sostenido, priorizando los sectores C, D y E. Como resultado, a la fecha son 352 238 conexiones que en total benefician a más de un millón de personas. Caliddá viene distribuyendo gas natural a distintos distritos de Lima, pero ¿cuáles serán los próximos lugares donde establecerán redes de gas natural en Lima? Según el Plan Quinquenal trabajado con el Gobierno, este año ingresaremos a los distritos de Puente Piedra y Cañete. Actualmente, Cálidda brinda el servicio para las casas y comercios de 19 distritos en la Lima: San Juan de Lurigancho, El Agustino, San Juan de Miraflores, Villa María del Triunfo, Los Olivos, San Martin de Porres, Comas, Villa el Salvador, Santa Anita, Cercado de Lima, San Miguel, Surco, Jesús María, Magdalena, Pueblo Libre, El Callao, Independencia y Ate. Según información del Ministerio de Energía y Minas, al término del 2015, son 340 000 hogares que cuentan con instalaciones de gas natural. Para este año, ¿Cuánto prevén incrementará esta cifra? Superamos la meta cerrando el 2015 con 344 380 hogares conectados. La meta que tenemos desde el año anterior es conectar a 100 000 usuarios nuevos por año.

Este ritmo de conexiones es bastante bueno si nos comparamos con otros países. En Bolivia, por ejemplo, durante los primeros 20 años se realizaron únicamente 30 000 conexiones domiciliarias. Y a partir del 2006, año en que se priorizó el proceso de masificación, se realizan de 50 000 a 70 000 conexiones por año. ¿Qué índices de preferencia tiene el gas natural domiciliario? Los sectores que prefieren conectarse al servicio de gas natural son los C, D y E. Sectores que son prioritarios para Cálidda, porque creemos firmemente que son los que deben tener acceso a los beneficios de economía, continuidad y seguridad que ofrece el gas natural, contribuyendo a una mejora en su calidad de vida y generando un impacto positivo en la vida de sus familias. ¿Qué nuevos proyectos o intereses tiene la empresa en el sector hidrocarburos? El ingreso al sur de Lima, iniciando por San Vicente de Cañete, Imperial y Chilca. La meta es atender a unos 6 000 usuarios en la primera etapa del proyecto. ¿Cómo vienen desarrollándose las conexiones al sector industrial?, ¿cuántas empresas tienen este tipo de conexión? En el trascurso de los años la evolución fue bastante significativa. En 2005 teníamos 74 industrias conectadas al servicio de gas natural y a febrero de este año, atendemos a 525. Es importante destacar que actualmente, el 50% de la energía eléctrica del país tiene como fuente de generación al gas natural, aportando de esta manera a abaratar los costos operativos y a disminuir el impacto ambiental.

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La meta de Cálidda es conectar a 100 000 usuarios nuevos por año.

Acumulado de Habilitaciones Industriales

600

No Clientes

500 400 283

300

374

411

482

505

524

IND

224

200 100

338

440

160 74

0 2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Las industrias conectadas pertenecen a diversos sectores como generación de energía eléctrica, construcción, consumo masivo, textil, entre otros. Además, Caliddá abastece al parque automotor de gas natural. Asimismo, otro sector que cobra gran importancia es el Gas Natural Vehicular (GNV). A la fecha son 234 grifos que son abastecidos por GNV, y que a su vez atienden a más de 200 000 vehículos. ¿Cuánta fue la inversión de Cálidda durante el 2015? Durante el 2015, Cálidda invirtió alrededor de US$85 millones. Asimismo, en los últimos seis años de operación, la empresa ha invertido US$ 497 millones. Para los próximos años se tiene proyectado montos de inversión similares para continuar ampliando nuestra base de clientes y lograr la masificación del gas natural en Lima y Callao.

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2012

2013

2014

2015

« A la fecha, son 352 238 conexiones en Lima que benefician a más de un millón de personas.».

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Iniciaron obras para distribución de gas en Tacna

a empresa encargada de la distribución de gas en tres regiones del sur peruano, Gas Natural Fenosa (GNF), inicio las obras de tendido de redes para la distribución de gas natural en Tacna. La compañía anunció que, en los primeros ocho años de distribución, instalará 64 000 conexiones gratuitas de gas natural en los hogares de las cuatro ciudades. De estas conexiones domiciliarias, 15,917 serán destinadas a la ciudad de Tacna. En esta nueva etapa se instalarán tuberías subterráneas, construidas en un sistema de mallas que garantizará el suministro continuo del gas natural. En paralelo, las plantas de regasificación que se construirá en el distrito de Magollo y realizará la tarea de procesar el gas natural licuado para volverlo a estado gaseoso. Desde estas plantas se distribuirá el gas natural a los hogares, comercios e industrias tacneños. Gas Natural Fenosa anunció que la distribución de gas natural iniciará en febrero de 2017, teniendo antes previsto concluir con la construcción de plantas de regasificación y redes troncales en junio de este año. La empresa indicó que el proceso de distribución necesita de un cargadero de gas natural licuado cuya construcción está a cargo de Perú LNG en enero de 2017. José María Margalef, gerente general de Gas Natural Fenosa en Perú, señaló que con el tendido de redes de distribución se estará más cerca de llevar el gas natural al sur peruano. «Ratificamos nuestra apuesta por desarrollar este proyecto que traerá múltiples beneficios económicos, sociales y ambientales a las familias tacneñas».

«Distribución de gas natural está previsto para febrero de 2017, permitiendo conectar a cerca de 16 mil hogares tacneños en los primeros ocho años. ». PETRÓLEO GAS & NEGOCIOS

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VI Conferencia Gas Natural Perú 2016

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l gas natural se ha convertido en una de las principales fuentes de energías en el país. Desde su industrialización con el inicio de las actividades de Camisea, la matriz energética peruana evolucionó y se hizo consumidor de este importante combustible fósil. Con ánimos de analizar el mercado, presentar nuevos proyectos, sostener la presencia de inversiones y brindar una perspectiva sobre la situación del gas natural, Doble T Eventos Corporativos organizó la VI Conferencia Gas Natural Perú 2016, evento que reunió a destacados representantes de la industria gasífera nacional e internacional. En las mesas de discusión y análisis se tomaron en cuenta temas en relación a políticas de estado sobre uso del gas natural, cuencas y reservas probables, transporte y distribución, estadísticas e inversiones, futuro del gas natural, así como examinar el mercado del gas natural colombiano y de la región a cargo de expositores internacionales. PETRÓLEO GAS & NEGOCIOS

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Para el ing. Rafael Zoëger, presidente de Perupetro, el desarrollo del gas natural ha continuado un camino de éxito, comparándolo con la caída de producción nacional de petróleo. Es por esta razón que no se han incrementado los contratos de exploración y producción durante los últimos años, tampoco se ha llegado a obtener grandes descubrimientos de hidrocarburos. Sugirió fortalecer a la empresa estatal para que recupere su autonomía administrativa, técnica y financiera, con el fin de que realice estudios de competitividad y revise los llamados ‘contratos en fuerza mayor’. Agregó que también se debe asegurar la continuidad de las operaciones ante un escenario de precios bajos y adquirir información técnica para disminuir el riesgo geológico, entre otras propuestas. Algunas de las conclusiones en la exposición de Rafael Zoëger son: la reorientar los objetivos de la entidad hacia la autosuficiencia energética del país; recuperar la autonomía administrativa, técnica y financiera y diseñar nueva estructura organizacional, en función de sus objetivos; recobrar la especialización del personal de la Empresa. Políticas para Incrementar el talento y retenerlo; mejorar la promoción, negociación y supervisión de los contratos petroleros y establecer la presencia de personal calificado en los diferentes campos.

A su vez, el ing. Edgar Ramirez, gerente general de Latin Energy inició su ponencia tomando en consideración dos puntos en la cadena de valor del gas natural: el «Mercado Perfecto» refiriéndose a aquel en el que existe múltiple oferta y demanda y en el que todos los agentes tienen acceso a la información (simetría de información para la toma de decisiones). Así como el «Libre Mercado» considerándolo como un conjunto de relaciones sociojurídicas y comerciales en manos de la total y libre voluntad de los sujetos que integran y dan vida a dicho mercado. «El intercambio de mercancías involucra acuerdos contractuales y el intercambio de derechos de propiedad, y el mercado consiste en parte de los mecanismos que estructuran, organizan y legitiman dichos acuerdos e intercambios», dijo el especialista. Ramirez agregó, en parte, las tarifas incentivan a que los consumidores optimicen su consumo y que las empresas que proveen el servicio cubran ciertos costos (fijos) a través de cargos que no dependen del consumo de los usuarios.

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Por su parte, la Econ. Fiorella Molinelli, sostuvo que para el año 2015 se evidenció una fuerte caída en la actividad del sector hidrocarburos. «Ya en el 2014, las inversiones cayeron de US$ 688 mil millones a US$ 571 000 millones en 2015». Manifestó que los países están desarrollando políticas más atractivas para impulsar la inversión privada en exploración. Colombia ha sido y es el competidor más fuerte de Perú en cuanto a tamaño de reservas y atracción de inversiones en hidrocarburos.Por ejemplo, aseveró que Colombia adoptó medidas para ampliar sus contratos de exploración y explotación; y facilitar la inversión. Evidenció que los contratos offshore por su extensión de plazo exploratorio tienen hasta 36 meses adicionales, extensión de plazo de contratos de explotación de 24 hasta 30 años en total. Contratos On-shore: extensión de plazo exploratorio hasta 15 meses adicionales al plazo original, traslado de inversiones y posibilidad de trasladar inversiones en exploración comprometidas -que no hayan sido ejecutadas por baja prospectividad o por restricciones ambientales forzosas o conflictos sociales insalvables- hacia otros lotes del contratista. Mientras que para incentivar las inversiones en hidrocarburos en el país, Molinelli aseguró que es necesario continuar buscar reactivar el Decreto Supremo 017-2003 para promover regalías más competitivas y seguir promoviendo el destrabe de Inversiones. «Es importante que Perú siga el ejemplo de su competidor más cercano, Colombia, para atraer inversiones y lograr posicionarse».

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Ing. David Lemor, gerente de Asuntos Corporativos de Perú LNG; Ing. Víctor Sanz, El Sr. José Torres Lam, director de Petróleo Gas & Negocios junto al Econ. Ramón geólogo consultor e Ing. José Robles, asesor del Ministerio de Energía y Minas. Espinasa, experto en petróleo y gas del Banco Interamericano de Desarrollo.

De izq. a der. Amadeo Arrarte, gerente de Asuntos Regulatorios y Legales de CÁLIDDA; Dr. Luis del Campo, Asesor de OLYMPIC Perú; Dra. Carolina Noriega, representante del estudio Muñiz, Ramirez, Perez & Taimán y el Dr. Manuel Galup, gerente Legal de Maple gas Perú.

De izq. a der. Ing. Jaime Quipusco, gerente de proyectos de Braskem; Ing. Ronald Martínez, representante de Gasoducto Sur Peruano, Ing. Roberto Ramirez, representante del Gasoducto Sur Peruano y Ing. Daniel Hokama, Gerente de Regulación del Gasoducto Sur Peruano.

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De Izq. a der. Olga Acevedo Vargas del Grupo Empresarial Eco Ingenierías y Henry Cuevas participante al evento y Blanca Jaramillo del Grupo Empresarial Eco Ingenierías.

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La seguridad jurídica en los contratos de hidrocarburos en el Perú Escrito por la Dra. Beatriz de la Vega, socia de EY

partir de la entrada en vigencia de la Constitución Política del Perú de 1993, se introdujeron disposiciones específicas en favor de distintos ámbitos de la actividad económica, sea de modo general o específico.

Entre dichas disposiciones se encuentra el Artículo 62 del citado cuerpo constitucional, el cual establece garantías para atraer a inversionistas, sobretodo, respecto de proyectos que requieren de largos plazos de maduración e inversión significativa en tiempo y recursos. Entre este tipo de proyectos se encuentran los vinculados a la exploración y explotación en el sector hidrocarburos. En efecto, de acuerdo a la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH), mediante contratos de licencia o de servicios y hasta por un plazo de 30 o 40 años (dependiendo si se trata de petróleo o gas natural, respectivamente) los contratistas podrán realizar las actividades antes mencionadas, asimismo gozarán de estabilidad tributaria y cambiaria durante su vigencia. Es importante mencionar que la LOH también establece circunstancias en las que es posible efectuar la cesión de los contratos o causales de resolución. No se ha previsto expresamente la posibilidad de renuncia (salvo expresamente, los casos en que procede la suelta de los lotes) o modificación parcial de los contratos de licencia o de servicios. A continuación, una breve reflexión sobre la seguridad jurídica y, en este contexto, cómo debería interpretarse la intangibilidad de los contratos para la exploración y/o explotación de hidrocarburos. 1. Seguridad jurídica A partir de lo establecido en los Artículos 62, 70 y 72 de la Constitución vigente1, es claro que nuestro ordenamiento jurídico permite que el Estado otorgue garantías mediante la suscripción de contratos-ley, como es el caso de los contratos para la exploración y/o explotación de hidrocarburos a los que se refiere la LOH, los cuales traen consigo la intangibilidad del texto contractual y la invariabilidad del régimen legal aplicable que sirvió de base para tomar la decisión de invertir.

De acuerdo a la Constitución, sólo por causa de seguridad nacional o necesidad pública declarada por Ley, el Estado podría unilateralmente intervenir y privar del derecho de propiedad a los particulares, entre ellos, a los inversionistas nacionales y/o extranjeros. Con relación a la intangibilidad del texto contractual y sobre la base de lo establecido en la LOH, es importante señalar que los Contratos, una vez aprobados y suscritos, sólo podrán ser modificados por acuerdo escrito entre las partes. Las modificaciones serán aprobadas por Decreto Supremo refrendado por los Ministros de Economía y Finanzas y de Energía y Minas2. Los Contratos autorizan al Contratista durante el plazo del mismo a realizar las operaciones necesarias para la exploración y/o explotación de hidrocarburos, incluyendo las de recuperación secundaria y mejorada, obligando al Contratista a realizar los trabajos acordados en el área de Contrato y fuera de ésta3. Respecto a las regalías, se establece que los Contratistas pagarán la regalía por cada Contrato de Licencia en función de la Producción Fiscalizada de Hidrocarburos provenientes del área de dicho Contrato. En este caso el Contratista pagará al Estado la regalía en efectivo, de acuerdo con los mecanismos de valorización y de pago que se establecerán en cada Contrato, teniendo en cuenta que los hidrocarburos líquidos serán valorizados sobre la base de precios internacionales y el gas natural sobre la base de precios de venta en el mercado nacional o de exportación, según sea el caso. La retribución de cada Contrato de Servicios se determinará en función de la Producción Fiscalizada de Hidrocarburos proveniente del área de dicho Contrato y se pagará conforme se acuerde en cada Contrato4. También se establece que la terminación del Contrato se rige por las normas del Código Civil en cuanto a lo no previsto en la LOH. El Contrato terminará automáticamente y sin previo requisito, en los casos siguientes: a) Al vencimiento del plazo contractual; b) Por acuerdo entre las partes; c) Por mandato

1 Artículo 62 .- “La libertad de contratar garantiza que las partes pueden pactar válidamente según las normas vigentes al tiempo del contrato. Los términos contractuales no pueden ser modificados por leyes u otras disposiciones de cualquier clase. Los conflictos derivados de la relación contractual sólo se solucionan en la vía arbitral o en la judicial, según los mecanismos de protección previstos en el contrato o contemplados en la ley. Mediante contratos-ley, el Estado puede establecer garantías y otorgar seguridades. No pueden ser modificados legislativamente, sin perjuicio de la protección a que se refiere el párrafo precedente”. (el subrayado es agregado) Artículo 70.- El derecho de propiedad es inviolable. El Estado lo garantiza. Se ejerce en armonía con el bien común y dentro de los límites de ley. A nadie puede privarse de su propiedad sino, exclusivamente, por causa de seguridad nacional o necesidad pública, declarada por ley, y previo pago en efectivo de indemnización justipreciada que incluya compensación por el eventual perjuicio. Hay acción ante el Poder Judicial para contestar el valor de la propiedad que el Estado haya señalado en el procedimiento expropiatorio. (el subrayado es agregado) Artículo 72.- La ley puede, sólo por razón de seguridad nacional, establecer temporalmente restricciones y prohibiciones específicas para la adquisición, posesión, explotación y transferencia de determinados bienes. (el subrayado es agregado) 2 Artículo 12 de la LOH. 3 Artículo 18 de la LOH. 4 Artículos 45 y 46 de la LOH.

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inapelable del Poder Judicial o Tribunal Arbitral; d) Por las causales que las partes acuerden en el Contrato; e) Al término de la fase de exploración, sin que el Contratista haya hecho Declaración de Descubrimiento Comercial y no esté vigente un período de retención5. Según lo anterior, se incluirán en el texto contractual una serie de aspectos que regularán la vida del Contrato durante el plazo establecido de acuerdo a Ley (LOH), cualquier modificación al mismo sólo es posible por acuerdo escrito entre las partes. Por otro lado, respecto a la invariabilidad del régimen legal, el primer párrafo del Artículo 63 de la LOH, señala que el Estado garantiza a los contratistas que los regímenes cambiarios y tributarios vigentes a la fecha de celebración del Contrato, permanecerán inalterables durante la vigencia del mismo, para efectos de cada contrato. Así, la estabilidad cambiaria y tributaria generará la aplicación ultractiva del régimen legal, sin posibilidad de que el Estado pueda alterarlo por el plazo del contrato. De este modo, el inversionista tendría certeza para estimar los costos y posibles beneficios de su proyecto. Ahora bien, es válido hacer referencia a la conexión entre estabilidad otorgada mediante contratos-ley y el concepto de “seguridad jurídica”. Sobre el particular, el Tribunal Constitucional ha señalado que la seguridad jurídica es un principio implícito en nuestra Constitución, el cual imbuye a todo el ordenamiento y versa sobre la predictibilidad de las conductas frente a supuestos previamente determinados por el Derecho6. Conforme a lo anterior, si bien el Estado en ejercicio de su soberanía se encuentra legitimado a promulgar normas que busquen modificar determinado régimen jurídico; no obstante ello, el inversionista podrá estar seguro de que la consecuencia será siempre la misma en caso haya suscrito un contrato-ley (por ejemplo, contrato para la exploración y/o explotación de hidrocarburos) y goce de la estabilidad: los términos contractuales, dentro de los cuales se incluye el régimen estabilizado, no podrán ser modificados. Así, consideramos que la seguridad jurídica y la estabilidad son dos aspectos de una misma moneda, la cual es puesta a disposición de los inversionistas para alentar el crecimiento de la economía. 2. Estabilidad de los contratos de exploración y/o explotación: problemática Nuestro país no ha sido ajeno a los problemas que ha traído consigo la caída de los precios internacionales de los hidrocarburos (en adición a los problemas internos, tales como excesivos trámites administrativos, conflictos sociales, permisos ambientales, etc.). Por ejemplo, en el Perú las inversiones en hidrocarburos mostraron una tendencia decreciente en los últimos tres años, teniendo su punto más bajo en el 20157 . A mayor abundamiento, nótese que en el mismo periodo los contratos vigentes se redujeron de 74 a 66, siendo que solamente se consiguió cerrar un Contrato de Licencia para la exploración del Lote XXIX8. Ahora bien, en este contexto, el Estado podría incorporar algunas herramientas para recuperar o impulsar el sector. Sin embargo, en algunas circunstancias, la estabilidad incorporada en los contratos de exploración y/o explotación de hidrocarburos, podría resultar contraproducente.

Por ejemplo, en 2014 se promovió una reforma tributaria que, entre otros cambios, incorporó una reducción progresiva de las tasas del Impuesto a la Renta corporativo y de los dividendos (2015 y 2016 a 28%, 2017 y 2018 a 27% y 2019 en adelante a 26%). Dado que la LOH no incluye la posibilidad de renuncia total o parcial a la estabilidad tributaria garantizada, entonces, no se podría aplicar este nuevo régimen por Impuesto a la Renta, más atractivo, a contratos celebrados anteriormente cuando la tasa del Impuesto a la Renta ascendía a 30% (más dos puntos, tratándose de contratos suscritos al amparo de la LOH). El mismo problema se presentaría respecto a la posibilidad de reducir las regalías, pues dado la intangibilidad del texto contractual, ello sólo sería posible en caso de que existiese la voluntad de negociación entre las partes para modificar los términos contractuales en este aspecto y ello conste por escrito. 3. Reflexiones finales Según lo señalado anteriormente, la propia Constitución vigente, garantiza a los inversionistas la intangibilidad de los términos contractuales y la invariabilidad del régimen legal de los contratosley, entre los que se encuentran los contratos para la exploración y/o explotación de hidrocarburos. Sólo por temas de seguridad nacional o utilidad pública podría generarse una intervención unilateral del Estado respecto a este tipo de contratos. En este mismo sentido, la LOH señala que los términos contractuales permanecerán inalterables salvo modificación por acuerdo de las partes que conste por escrito. En este contexto es que podría plantearse una rebaja en las regalías, siempre que haya voluntad de las partes para negociar sobre este punto. Por otro lado la LOH prevé la garantía de estabilidad tributaria y cambiara a los contratos para la exploración y/o explotación de hidrocarburos, entre otros aspectos, pero no prevé la posibilidad de renuncia total o parcial para poder reestablecer el equilibrio económico cuando existe un cambio en la legislación que podría hacer más onerosa las condiciones del contrato suscrito antes del cambio legislativo. Ello en parte se debe a que la garantía de estabilidad incluida en los contratos para la exploración y/o explotación de hidrocarburos, es una “tipo foto” a la fecha de celebración del contrato. Nótese que dentro del género de cláusulas de estabilización se encuentran especies, tales como las cláusulas de congelamiento, las cláusulas de estabilidad económica y las cláusulas híbridas9. Mientras que las primeras congelan las leyes existentes desde el momento del perfeccionamiento del contrato hasta su terminación (estabilidad “tipo foto”), las segundas prevén la facultad del Estado de aplicar la normativa cuya vigencia sea posterior al perfeccionamiento bajo la condición de que se compense al inversionista o, por lo menos, se restablezca el equilibrio económico del contrato10. A su turno, las cláusulas híbridas contienen elementos de las dos anteriores, pero permiten al inversionista eximirse de la norma que genere un desequilibrio económico, permitiendo la estabilización o renegociación11. Conforme a lo anterior, resultará recomendable evaluar si la garantía de estabilidad que existe actualmente dentro de la LOH es la más adecuada para las épocas de cambio que viene enfrentando el Perú.

5 Artículo 70 de la LOH. 6 Fundamentos 3 y 4 de la Sentencia recaída en el Expediente N° 0016-2002-AI/TC. 7 EY. “Peru’s Oil & Gas Investment Guide 2016/2017”. Febrero de 2016, p. 42. Disponible en: http://www.rree.gob.pe/promocioneconomica/invierta/Documents/Oil_ and_Gas_Investment_Guide_2016_2017.pdf 8 De acuerdo con cifras de PERUPETRO contenidas en sus Informes de Actividades, disponibles en su página web: www.perupetro.com.pe 9 Para una mayor referencia, recomendamos revisar a: CASTAÑO, Juliana y Paola GALEANO. “Los Contratos de Estabilidad Jurídica en Colombia: ¿Una verdadera herramienta para la protección de los intereses del inversionista extranjero y del Estado colombiano?”. En: EAFIT Journal of International Law. Medellín: Universidad EAFIT, Vol. 2, N° 1, enero-junio de 2011. 10 Ibidem., pp. 72-74. 11 Ibidem., pp. 75.

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o p i n i ó n

Se desploman los precios del gas natural

Escrito por el Ing. Alvaro Ríos Roca, socio Director de Gas Energy y Drillinginfo

an transcurrido 20 meses desde que los precios del petróleo comenzaron a desplomarse muy vertiginosamente. En junio de 2014, el precio promedio WTI se emplazó en 105.8 Dólares por Barril (USD/Bbl) y llego a caer a 31.7 USD/Bbl el mes de enero de 2016, un descenso de 70%. A continuación un análisis del impacto del precio del petróleo y de otras variables en los precios del gas natural a nivel regional y mundial.

En primer lugar, resulta importante entender que los precios del gas natural que se entabla entre compradores y vendedores se determinan bajo distintas metodologías. Una de las más esgrimidas es que los precios del gas se trancen en referencia a precios del petróleo y/o derivados. Otra metodología muy acostumbrada es referenciar los precios a nodos de formación de precios de gas (HUBS). Otra técnica utilizada es establecer un precio base de partida para el contrato de compra venta e indexarlo a la inflación, índices de precios al consumidor u otras variables económicas. También se puede realizar la transacción de compra venta en función de viabilizar un proyecto (petroquímica/hierro/eléctrico) donde comprador y vendedor se ponen de acuerdo en función de los precios del mercado del producto terminado. Entremos en el análisis de los precios de gas. Arranquemos con el precio del marcador (HUB) JKM, que sirve para tranzar precios spot de gas natural (GNL) en Corea y principalmente Japón. Este precio/marcador se precipito de 12.14 Dólares por Millón de BTU (USD/MMbtu) en junio de 2014 a 5.79 USD/MMBtu a enero de 2016, una caída de 52%. Este descenso acontece porque los precios de gas natural del JKM se referencian a una cesta de precios del petróleo. No solo el precio del petróleo contribuyo a este desmoronamiento de precios de gas natural para este marcador, sino también, abundante sobre oferta de GNL en el área del Océano Pacifico (Australia) y por la disminución de demanda en Japón (que ha reactivado algunas centrales nucleares después de Fukushima). Esto ha permitido que Argentina este accediendo a GNL competitivo a través de los terminales de regasificación en Chile e importar vía los gasoductos vacíos existentes. El precio más bajo, antes de la presente entrega, se dio el 25 de febrero de 2016 llegando a 4.40 USD/MMBtu. El NPB (HUB), es el marcador de precio spot de gas natural en Inglaterra, que es de naturaleza competencia de gas con gas

(oferta y demanda). El precio del NPB se situaba en 6.68 USD/ MMBtu en junio de 2014 y en enero de 2016 en promedio llego a 4.61 % USD/MMBtu. Una caída de 31% que principalmente se debe también a una sobreoferta de gas en el mercado y en la zona del Océano Atlántico, incluyendo reciente oferta de USA. El Henry Hub (HH), marcador de precio de gas natural en Norteamérica, cayó de 4.57 en junio de 2014 a 2.28 USDS/ MMBtu, un 50%. Este HUB es también competencia de gas con gas entre oferta y demanda y el desplome se debe a una continua y robusta sobreoferta de shale gas (gas de esquisto) en USA y todo Norte América. Perú, que es exportador de GNL al mercado norteamericano, debe conformarse a respetar este marcador y por supuesto la cadena de suministro está muy deteriorada económicamente. Las exportaciones de GNL de USA ya comienzan a llegar a los mercados ubicados en el Océano Atlántico pero con problemas de rentabilidad por los bajos precios. Llegan principalmente a Europa para competir con gas de Rusia. Recientemente se dio el primer embarque de GNL de USA a Brasil a precios spot competitivos. En algún tiempo más podrán llegar a Argentina. Se lograran contratos de largo plazo desde USA a Brasil y Argentina? Con que marcadores de precio y en qué condiciones? Por ahora es solo mercado spot. Entrando a precios regionales, los más significativos son sin duda la exportación de gas de Bolivia a los mercados de Brasil y Argentina, que están vinculados al precio de derivados del petróleo (fuel oils) y que también fueron impactados. De junio de 2014 a enero de 2016, los precios para la exportación a Brasil se redujeron de 8.5 a 3.6 USD/MMBtu, un 58%. Para Argentina los precios cayeron aún mucho más pasando de 10.2 a 3,8 USD/MMBtu, un 63%. Para Bolivia, esto representa un fuerte golpe a su economía, debido a que cerca al 50% de sus exportaciones son de gas natural. Los precios caerán algo más durante el 2016 por el rezago en la fórmula de precios. Para concluir: Los precios del petróleo tienen y seguirán teniendo impacto en los precios del gas natural. Paralelamente, los mercados de gas tienen su propia dinámica de mercado (oferta/demanda) y seguirán siendo regionales (cuenca Atlántico y Pacifico). Para finalizar y por todo lo expuesto, estimamos que por los próximos 12 a 18 meses el mercado de gas natural seguirá con precios deprimidos en casi todo el planeta. * Actual Socio PETRÓLEO GAS & NEGOCIOS

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La fracasada masificación del Gas Natural

Escrito por el Ing. César Gutierrez Peña, director de Utilities Perú y expresidente de Petroperú

iscurso político para la tribuna, repetido como una letanía durante 11 años, ha sido la masificación del gas natural (GN); entendido como el tendido de redes de distribución que atienda masivamente a los consumidores residenciales. Las cifras son elocuentes, las redes de Lima y Callao, que son las más desarrolladas, solo cubren al 15% del total de hogares; en la región Ica, se llega al 5% de los hogares y paramos el conteo a nivel nacional. El resto son concesiones otorgadas para atender 13 regiones y una pretensión de otorgar una concesión en la región Piura. Sobre las concesiones otorgadas, hay tres grupos empresariales que tienen el derecho: Promigas de Colombia, que hoy pretende también hacerse de lo mismo en la región Piura y que se ha comprometido a desplegar redes en Lambayeque, La Libertad, Ancash y Cajamarca; Unión Fenosa de España, que debería atender a los consumidores de Arequipa, Moquegua y Tacna y finalmente el grupo peruano Graña y Montero que se comprometió de llevar el GN a: Junín, Ayacucho, Apurímac, Huancavelica, Puno y Cusco. De todo esto, al 2016 no hay noticia de operación alguna, más bien trascienden quejas donde se señalan al estado como responsable.

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El tema de fondo es que algo está fallando, pues no puede ser posible que durante tanto tiempo se tengan resultados tan decepcionantes. En primer lugar debemos ir sincerando el discurso, la masificación a nivel residencial no es atractiva para ningún operador de distribución, el caso de Lima y Callao es la mejor muestra, 300 mil consumidores domiciliarios hacen el 1% de la demanda, mientras que 15 generadoras eléctricas toman el 67% de aquella. Es obvio que el interés de las empresas del rubro es atender a grandes empresas y punto, el resto es servicio social, de allí la gran avidez en el aspirante a ser concesionario en Piura de hacerse suyo el ducto que conduce el GN a la Empresa Eléctrica de Piura y Petroperú. En segundo lugar la única manera que la masificación sea real es que tengamos como política de estado tomar recursos fiscales para desarrollar conexiones a los hogares y hasta para llegar con redes en lugares de bajo consumo, no soy partidario esta opción, y corresponderá a los políticos en campaña plantearnos una posición.

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¿Por qué tengo que pagar las multas ambientales impuestas a PETROPERÚ? Escrito por: Econ. César Augusto Bedón Rocha, docente de la Universidad Peruana de Ciencias Aplicadas y exdecano del Colegio de Economistas del Perú.

l 12 de julio del 2014, se publicó en el diario oficial El Peruano la ley 30230, pomposamente llamada «Ley que establece medidas tributarias, simplificación de procedimientos y permisos para la promoción y dinamización de la inversión en el país», aprobada por la Comisión Permanente del Congreso de la República que tenía como Presidente al Congresista Fredy Otárola. Esta Ley establece en su Capítulo III «Medidas para la promoción de la inversión en materia ambiental», Art. 19°, que durante tres años las sanciones a imponerse por las infracciones ambientales no podrán ser superiores al 50% de la multa que correspondería aplicar según la legislación vigente. Todo esto en un supuesto marco de enfoque preventivo de la política ambiental por el cual, el Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA) privilegiaría las acciones orientadas a la «prevención y corrección de la conducta infractora en materia ambiental»; todo lo cual como sabemos no es más que un saludo a la

bandera. La ley señala así mismo que los procedimientos sancionadores serán únicamente «excepcionales». Por supuesto que el OEFA no fue consultado para la promulgación de esta Ley1, pero tampoco se le conoce haber reclamado fuertemente por semejante desatino. Anteriormente, en diciembre de 2012, el Poder Ejecutivo había remitido al Congreso el Proyecto de Ley Nº1815/2012PE, que modificaba la Ley del Sistema Nacional de Evaluación y Fiscalización Ambiental (Nº 29325) y la Ley General del Ambiente (Nº 28611), a través del cual se proponía asegurar que las sanciones ambientales sean verdaderamente disuasivas, para lo cual se triplicaba el monto del tope máximo aplicable llegando hasta 30,000 UIT (S/. 109.5 millones de ese entonces), lo cual sería aplicable respecto de las actividades con mayores impactos ambientales y mayor envergadura económica. 2 ¿Cómo así el Poder Ejecutivo propone 30,000 UIT´s de sanción máxima y el Congreso que domina acaba reduciéndolas de 10,000 al 50% de 15,000 UIT´s? «Cosas veredes, Sancho, que non crederes» (El Quijote). En el reciente caso del derrame de crudo del Oleoducto Nor Peruano (ONP) en Chiriaco, responsabilidad de Petroperú, se ha anunciado que se le aplicaría la sanción máxima de 15,000 UIT´s (59´250,000 Soles); en realidad solo se le podría multar por el 50% de dicho monto, es decir por un máximo de 29´625,000 Soles, en mérito a la dichosa ley de promoción de inversiones que, repito no tiene nada que ver con el caso.

“El presidente del Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA) dejó en claro que no se le solicitó una opinión previa sobre las medidas para reactivar la economía que reducen el monto de sus sanciones a un 50% y limitan su aplicación.” http://gestion.pe/economia/cada-100-supervisiones-oefa-menos-dos-terminaron-multa-2106609

2 http://gestion.pe/politica/ejecutivo-presenta-nuevo-proyecto-ley-modificar-fiscalizacion-ambiental-2054322

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Verdad que no llego a entender que tiene que ver la promoción de inversiones que todos deseamos, con la reducción de las multas en casos de flagrantes atentados contra la ecología, como son los derrames de petróleo crudo por fisuras y otros en los oleoductos. ¿O es que acaso peregrinamente se cree que el ahorro en las multas será usado para invertir en mejoras de las instalaciones para evitar derrames? Sin embargo, en el fondo del asunto, subsiste mi inconformidad con que, en el caso de las empresas estatales como Petroperú se les aplique multas que finalmente, por ser empresas de todos los peruanos y manejar fondos públicos, terminarán siendo pagadas por nosotros mismos sin ninguna sanción para los funcionarios responsables. Debe incorporarse la responsabilidad administrativa, económica y penal para los funcionarios a cargo de las operaciones que causen daño ambiental y veremos que las cosas empezarían a cambiar.

En el reciente caso del derrame de crudo del oleoducto nor peruano (onp) en chiriaco, responsabilidad de Petroperú, se ha anunciado que se le aplicaría la sanción máxima de

15,000 uit´s (59´250,000 soles)

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Peor aún en el caso de las multas a empresas del Estado, el hecho que las multas vaya al mismo Tesoro Público sin resarcir del daño a la población afectada. Yo propondría que en lugar de una multa que pagaríamos todos los peruanos se le obligue a la empresa infractora a adquirir bienes y servicios para uso de la comunidad afectada como podrían ser cocinas a GLP, balones de GLP, máquinas de coser, refrigeradoras, postas médicas, tornos, bladers de hasta 50,000 Lt. para almacenamiento y suministro de agua potable y su recarga, construcción de silos, etc. No basta con un parchado del ducto, la presencia por unos días de un médico y algunos obsequios cuando los efectos negativos de los derrames se dejan sentir durante muchos años. Otra propuesta sugerida por un valioso colega sería que se fomentara la participación de organizaciones de usuarios que fiscalicen el daño ambiental y presenten denuncias documentadas recibiendo el 50% de la multa correspondiente. Creo que muchas otras propuestas podrían y deberían plantearse para no seguir en el esquema de multas que finalmente pagamos nosotros mismos.

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La seguridad en la industria del petróleo

Escrito por el Ing. Juan Fustamante Chozo, especialista en Sistemas de Gestión

l 21 de setiembre del 2015, durante el 17° Congreso mundial sobre seguridad y salud en el trabajo, la Organización Internacional del Trabajo (OIT) informó que unas 2,2 millones de personas fallecen a causa de accidentes y enfermedades laborales cada año; sin embargo, añade que tal cifra puede encontrarse en gran medida subestimada debido a los deficientes sistemas de información y cobertura que existen en numerosos países; de acuerdo al Ministerio de Trabajo, en el Perú, se vienen registrando un promedio de 11 muertes al mes.

La industria del petróleo, al ser considerado una actividad de alto riesgo, cuenta con herramientas de seguridad con altos estándares, por lo que no se presentan muchos casos de accidentes; sin embargo, cuando estos llegan a producirse puede tener consecuencias fatales, no solo para los trabajadores, sino también para las comunidades cercanas y el medio ambiente.

Es por ello que la seguridad en la industria del petróleo es de vital importancia y se deben de mantener en constante mejora. Los sistemas de gestión de seguridad establecen como principio fundamental el prevenir los accidentes que pudieran dañar a la salud e integridad de los trabajadores, por lo que se debe de tener un gran compromiso por parte de la alta dirección, garantizando el ambiente de trabajo adecuado, la infraestructura necesaria, los equipos en óptimas condiciones y el personal competente para poder realizar las diversas actividades en la industria petrolera; para esto, se deben de considerar los siguientes factores de riesgos, a los cuales pudieran estar expuestos: físicos, químicos, biológicos, ergonómicos, psicosociales. Controlando estos factores de riesgos y apoyándose en la diferente normatividad, en materia de seguridad, obligatoria como voluntaria, se podría mantener los altos estándares necesarios para la industria petrolera.

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En la actualidad, la industria del petróleo cuenta con una variedad de decretos supremos que buscan asegurar que en las diferentes actividades de la industria se controlen los riesgos y se reduzca la probabilidad de ocurrencia o la severidad de estos, pero considerando que estos datan de más de 20 años, para el almacenamiento de hidrocarburos, y de más de 15 años para la comercialización de hidrocarburos, podríamos estar ante normativas desactualizadas, debido a los avances tecnológicos que se tienen en la industria de hidrocarburos. Uno de los factores de implementación más importante en la industria del petróleo es el mantener personal consiente y permanentemente consultado en materia de seguridad y salud, ya que independientemente de cuantos responsables de seguridad se tengan y cuantos prevencionistas supervisen los trabajos, finalmente es el personal que se encuentra expuesto a los riesgos, en la zona de operaciones, el que debe realizar sus actividades vigilando constantemente que estas no lo expongan a riesgos a su salud e integridad. Tomemos en cuenta que, la mayoría de los accidentes y las lesiones ocurren cuando las personas no reconocen que una situación es potencialmente peligrosa y no toman medidas preventivas. Pero, ¿Qué podemos hacer para lograr que el personal sea consiente en su trabajo, en materia de prevención de seguridad y salud? • Entrenando a los trabajadores para que estén preparados ante una situación de emergencias. Ningún sector o actividad está excluido a presentar una situación de emergencia, ya que estas se pueden presentar en cualquier momento sin un previo aviso y generar un descontrol o reacción en cadena, ante estas situaciones, debemos tener personal capacitado, entrenado y participativo, ya que muchas situaciones de peligro, de bajo y mediano impacto, se pueden atender con personal propio conformado en brigadas. • Capacitando al personal para que conozcan las herramientas de seguridad y salud implementadas en su lugar de trabajo. Las capacitaciones en materia de seguridad y salud en el trabajo, deben de ser permanentes y constantes; la Ley 29783, Ley de seguridad y salud en el trabajo, establece que el empleador debe realizar no menos de cuatro capacitaciones al año en materia de seguridad y salud en el trabajo.

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Pero solo basta con realizar al menos cuatro capacitaciones en materia de seguridad, pues la intensión de la ley es de asegurar que el 100% de los trabajadores participen de estas capacitaciones, ya que el empleador es responsable de la seguridad y salud de todos sus trabajadores. • Generando la participación y consulta a los trabajadores en materia de seguridad y salud en su lugar de trabajo. Los trabajadores deben de estar adecuadamente representados, en materia de seguridad y salud, ante al empleador, para esto se conforman comités o supervisores de seguridad, elegidos por los trabajadores, con la finalidad de que estos puedan atender sus requerimientos y velar por cada uno de ellos; así mismo, ante cambios en las operaciones y procesos que la organización desee realizar, se deben de consultar a los trabajadores, con la finalidad de asegurar que estos formen parte de dichos cambios. • Informando al personal sobre sus condiciones de salud, antes, durante y después de la realización de su periodo laboral. La realización de exámenes médicos, antes del ingreso a la compañía, junto a los exámenes periódicos y los de retiro, constituyen una herramienta importante para poder conocer el desempeño de los trabajadores en materia de salud ocupacional y poder determinar si existe algún deterioro de la salud que pueda deberse a la realización de sus actividades y su exposición a condiciones no favorables para su salud. • La realización y difusión de los programas de seguridad y salud. Los programas de seguridad y salud permiten planificar diversas actividades, necesarias, para que una organización mantenga un sistema de gestión de seguridad preventiva, buscando asegurar la salud e integridad de los trabajadores. «Los accidentes en la industria petrolera pueden llegar a ser muy catastróficos, es por ello que el esfuerzo por cuidar la seguridad y salud de los trabajadores debe de buscar en todo momento la excelencia a nivel de prevención, no olvidemos que los accidentes petroleros cobran vidas humanas que son irreparables a cualquier costo, así como, daños irreparables al medio ambiente, los cuales en muchos casos podrían ser evitados».

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S o c i a l

Pluspetrol donó unidades de rescate a bomberos de Pisco

a empresa Pluspetrol, operador del Consocio Camisea, en cumplimiento con el convenio “Desarrollo Social de la Provincia de Pisco”, oficializó en el mes de enero la entrega de unidades móviles a la Compañía de Bomberos de Pisco, con una inversión ascendente a US$300 000. La donación consistió en la entrega de un camión cisterna, una ambulancia y una unidad de rescate. En presencia del Alcalde de Pisco, Tomás Andía, el Jefe de la Compañía de Bomberos Voluntarios de Pisco N° 37 «Nuestra Señora de las Mercedes», Michael Soto Arrazábal, agradeció al Consorcio Camisea por la donación que les permitirá contar con «equipamiento de última generación para mejorar el servicio de atención de casos de emergencia por el bien y la seguridad de los miles de pisqueños». Cabe resaltar que el camión cisterna cuenta con una capacidad de almacenamiento para 300 galones. Está, la unidad de ambulancia y de rescate también vienen equipadas con elementos de seguridad y primeros auxilios de alta tecnología, incluyendo un equipo de respiración, un balón de oxígeno y material paramédico, entre otros. «El apoyo que recibimos de Pluspetrol no solo se traduce en estas tres unidades, sino también en una serie de capacitaciones con expertos internacionales para atender diversos tipos de emergencias», agregó Soto. Hoy en día la Compañía de

Bomberos de Pisco cuenta con las herramientas necesarias para afrontar cualquier tipo de emergencias, incluso desastres ocasionados por el fenómeno del niño que ya vienen afectando a la provincia. De esta manera, Pluspetrol, operador de Consorcio Camisea, reafirma su compromiso con el desarrollo social y económico de la provincia de Pisco y distritos aledaños, zonas en las que suscribió convenios de diversa índole con fondos que superan los S/.200 millones.

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S o c i a l

Cálidda colabora con los comedores populares

on la finalidad de destacar la loable labor de las líderes de los comedores populares de Lima y Callao, la empresa Cálidda realiza desde el 2012 el concurso «Manos a la Olla», donde las participantes demuestran su experiencia en el arte de la cocina tratando de preparar los más exquisitos platos. El concurso «Manos a la Olla» forma parte del Programa Social de Cálidda: Miska Wasi, el cual conecta gratuitamente al gas natural a estos centros de alimentación y capacita a sus mujeres líderes en nutrición e higiene alimentaria. A la fecha, se vienen beneficiando a más de 40 000 personas que diariamente comen en estos centros. Este concurso se realiza en el mes de agosto, y cuenta con cuatro etapas semifinales distribuidas por zonas (Centro, Norte, Sur y El Callao) y con una gran final que reúne a los 12 mejores comedores. Los primeros puestos son premiados con artefactos semi industriales y utensilios especiales que facilitarán el trabajo de las señoras. En la IV edición del Concurso de «Manos a la Olla», realizado en el 2015 el ingrediente principal para la preparación del plato fue el maíz. El Perú este alimento cuenta con la mayor diversidad de especies cultivadas con 300 variedades de maíz a lo largo del territorio nacional. En esta cuarta edición, más de 500 comedores populares de todo Lima y Callao tuvieron el reto de crear un plato de fondo económico, delicioso y nutritivo que tuvo como ingrediente principal cualquier variedad de maíz peruano. De esta manera, se busca contribuir con la promoción del uso de este nutritivo grano en la cocina peruana.

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VII FORO

GLP

21 Junio 2016 - Sonesta Hotel El Olivar

“Escenario actual y Perspectivas de Desarrollo del GLP en el Peru” Propuestas del Estado sobre el Desarrollo del Gas Licuado de Petróleo en el Perú. Revisión y Análisis de la Normativa Vigente: ¿qué cambios se deben realizar para el avance de la industria? Radiografía y Análisis del Avance y Crecimiento de la Industria del GLP La promoción del uso del GLP: Estadísticas y Propuestas de Mejoramiento GLP y Medio Ambiente: Eficacia en la comercialización Comercialización y Distribución: Situación actual de los sectores: Doméstico,

Junio 2016

Industrial y Automotor ¿Cuál es la mejor manera de influir en el fortalecimiento de la Industria del GLP? Crecimiento y Proyecciones del GLP

INSCRIPCIONES: Teléfonos: (511) 605-2780 / 605-2782 / 605-2761 / 605-2764 Celular: 9711-63097 RPM * 960988 PETRÓLEO GAS & NEGOCIOS 48 E-mail: yerlly.torres@doblet.com.pe