reporte energía nº 17
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Exploración en el Chaco es prioridad para YPFB en 2009. Gobierno prioriza cobertura eléctrica antes que nuevas fuentes alternativas.TRANSCRIPT
En un escenario energético complejo en el cono sur, dónde productores y merca-dos sufren desencuentros, Medinaceli,
de OLADE cree que el avance en la integración es tenue.
DESTACADO
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Distribución Gratuita
CNDC HABLA DE PRECIOS
ELECTRICIDAD
En el estudio de precios de nodo para el periodo de mayo a octubre de este año, se incrementó la
potencia de 5.360 $us/kW-mes a 7.187 $us/kW-mes.
Nº 1716 al 31 de Agosto
2009
INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE Petróleo & Gas I Electricidad I Energías Alternativas I Medio Ambiente I Desarrollo Limpio I Agua I RSE
www.reporteenergia.com
Gobierno prioriza cobertura eléctrica antes que nuevas fuentes alternativas
ENERGÍAS ALTERNATIVAS
La producción de energías alternativas a gran escala en el país todavía requiere de mucho análisis y sobre todo recursos
económicos subvencionados por el Estado.
ISSN 2070-9218
Con el anuncio de inversiones cercanas a los 500 millones de dólares, la estatal petro-lera anuncia operaciones en Camiri que podrían cambiar el mapa hidrocarburífero boliviano. Hay acuerdos políticos y expectativa nacional.
PETRÓLEO & GAS P. 12
El potencial de Sararenda y Carohuaicho podría equipararse a los megacampos del sur, según los estudios de YPFB Andina, por lo que la estatal apuesta en grande por los prospectos ex-
ploratorios en un momento en que hay grandes expectativas sobre
el futuro hidrocarburífero del país frente a los mercados externos tradicionales, el incremento de las importaciones de combustibles y la baja inversión. El Chaco boliviano podría darle nuevas satisfac-ciones al país, pero hay que trabajar en la exportación
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consumo eléctrico subió 3.8 %.potencia bajó - 1.4 %
recuperar confianza entre países es desafío para la inteGración
COTIZACIÓN DEL PETRÓLEO | AGOSTO 09
PETRÓLEO & GAS
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exploración en el chaco esprioridad para ypfb en 2009
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QUÉ DIJO
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MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA
Casi todas las empresas petroleras que operaban en Bolivia antes de la nacionalización de 2006 siguen
en el país y a ellas se suman otras que anunciaron su llegada o se encuentran abriendo maletas. Está claro que las in-versiones bajaron considerablemente en los últimos 5 años, sólo en 2008 fueron de menos de $US 400 MM, pero también es evidente que prácticamente ninguna de las empresas -salvo un par ligadas a trans-porte y una operadora- se fue del país por causa de la “inseguridad jurídica” alegada por algunos analistas que han sido parte de procesos políticos anteriores al actual.
La firma de los nuevos contratos, la renuncia a arbitrajes internacionales y la adecuación a la tutela estatal en toda la cadena de los hidrocarburos, parece no haber sido tan traumática como algunos quisieron hacernos creer. Un solo vistazo a las principales operaciones petroleras en el país nos permite ver que las mismas compañías siguen operando con nor-malidad, a pesar de las rebajas y recortes presupuestarios evidentes. Todas llegaron finalmente a puntos de coincidencia y equilibrio con el Estado y se quedaron se-gún las condiciones impuestas por la ley. El momento de reclamar pasó y a pesar de
que los procesos burocráticos son lentos, hoy las empresas manifiestan haber lle-gado a “la luz al final del túnel”, después de varios años de intentar establecer con claridad los límites del Estado a través de YPFB y los entes llamados por ley y el pa-pel de las empresas/inversionistas en este escenario altamente politizado.
Ahora bien, no sólo que las empresas como Petrobras de Brasil, Repsol de Espa-ña, BG del Reino Unido, Pluspetrol y Tec-petrol de Argentina y otras de no menor tamaño, no se fueron, sino que a pesar de los discursos agoreros, la situación del país irónicamente se volvió atractiva para otros actores. Gazprom de Rusia, PDVSA de Ve-nezuela, Jindal de la India, NIOC de Irán y otras están poniendo los ojos e inversión en el potencial gasífero del país y a pesar de quejarse por la pesada burocracia esta-tal o los vacíos regulatorios, aún hacen fila por su turno y el país empieza moverse.
Si miramos hacia afuera, Ecuador y Venezuela no están mejor en términos de relación Estado-empresas. El primero enfrenta un arbitraje internacional luego de conflictos añejos entre una petrolera americana y el Estado y en el segundo caso, la ola estatizadora toma operadoras y hasta empresas de servicios, lo cual no
ha ocurrido aquí.En este escenario, las empresas y el Es-
tado se reúnen en un evento importante convocado por la CBH estos días en Santa Cruz, a fin de hacer el ejercicio de com-partir experiencias exitosas y alimentar el conocimiento del sector desde la óp-tica de las empresas petroleras estatales (NOC’s) y la interacción con las privadas. Casos como el de Perú, Colombia o Trini-dad Tobago serán expuestos junto a los de Cuba, Argentina o Brasil y será funda-mental la palabra del principal gestor de la cadena hidrocarburífera boliviana YPFB, entre otros.
Como vemos, la “recuperación” de la industria de los hidrocarburos fue en con-tramarcha al proceso anterior de liberali-zación complicando legalmente a las em-presas que invirtieron con ciertas reglas de juego, pero que finalmente decidieron continuar en el país, reduciendo su inver-sión, pero buscando la forma de seguir haciendo negocios. Las que llegan saben a qué atenerse y anuncian inversiones. Lo que todos esperamos es que “la luz al final del túnel” anunciada por las empresas de cómo resultado el crecimiento de las re-servas, la producción y sobre todo devuel-va la credibilidad a los mercados. ▲
se quedaron todos y vienen nuevos
lo Último editorial
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DIRECTOR : MIGUEL ZABALA [email protected]
Bolivia formó parte de la discusión llevada a cabo en la primera quincena de este mes en Bonn (Alemania), como parte de una serie de encuentros llevados a cabo por la Organización de las Naciones Unidas (ONU) para negociar el tratado global que sustituirá al Protocolo de Kyoto, que expira en 2012. Antes de que el nuevo convenio sea sometido a aprobación en Copenhaguen en diciembre, las negociaciones continuarán en Bangkok, Tailandia en septiem-bre y en Barcelona, España en noviembre.
“Las organizaciones indígenas deben in-cluir áreas focales de cambio climático y defo-restación evitada. Los mecanismos de consulta deben vincular a organizaciones locales e inter-nacionales, y los beneficios de la Reducción de las Emisiones por Deforestación y Degradación (REDD) deben llegar directamente a nuestros pueblos”, expuso en Bonn Jaime González de la Confederación de Pueblos Indígenas de Bolivia.
Si no hay avances durante las reuniones de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (CMNUCC), será mu-cho más difícil obtener resultados satisfactorios y asumir compromisos financieros durante las próximas reuniones de alto nivel político en la Asamblea General de las Naciones Unidas y la Cumbre G20 en EE.UU. en septiembre, expresó WWF, organización mundial de conservación. ▲
BOLIvIA ENTRA AL DEBATE PARA SUSTITUIR PROTOCOLO DE KYOTO
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Integración Energética
Petroazero SAM
Camiri
Consumo Eléctrico
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íaBloque Azero
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ENERGÍASALTERNATIvAS
Las energías alternativas en Bolivia tendrán que recorrer un largo camino antes de alcanzar un desarrollo a gran
escala que le permita alimentar a la red eléc-trica del país (Sistema Integrado Nacional), ya que actualmente la prioridad del gobier-no está centrada en la cobertura eléctrica antes que en las nuevas fuentes renovables.
“Hoy por hoy, la prioridad del gobierno es la cobertura porque no se debe olvidar que hay gente en el campo que no tiene energía eléctrica”, dijo a RE Rosalio Tinta, di-rector de Energías Alternativas, entidad crea-da de manera reciente como contraparte de cuatro programas nacionales en el área y de-pendiente del Viceministerio de Energía.
El primero y con el cual el gobierno ha tratado de llevar cobertura al país, después
de las redes eléctricas, es el sistema fotovol-taico. Aunque a la fecha se tenía previsto instalar alrededor de 15 mil paneles solares (isofotones), el plan no pudo ejecutarse por diversos factores, especialmente logísticos y de personal, por lo que sólo se instalaron 6.500 unidades. Sin embargo, se tienen con-versaciones con el Banco Mundial para el financiamiento y continuidad de las instala-ciones de los sistemas fotovoltaicos en las áreas donde no llega la red.
Para Miguel Fernández, gerente de la ONG Energética, una de las principales en-tidades dedicadas a incrementar la penetra-ción de esta fuente energética, los sistemas fotovoltaicos han alcanzado un grado de madurez más alto que el resto de las energías renovables con excepción de las hidroeléc-tricas de mediano tamaño, una tecnología confiable sobre todo para la electrificación rural descentralizada.
Actualmente, se trabaja en el proceso de información y formación de técnicos, esto para asegurar que indistintamente del me-canismo de financiamiento ya sea subsidio, crédito o tarifa, se pueda asegurar la calidad y sostenibilidad de la tecnología.
En el segundo programa del gobierno, están las micro centrales de generación hi-droeléctrica, que se han ido desarrollando en los lugares donde existen recursos hídricos. Este programa que cuenta con el apoyo de la agencia alemana KFW, también ha pasado a formar parte de la cartera de proyectos que podría impulsar la Dirección de Energías Al-ternativas, según lo aseguró Rosalio Tinta.
Los restantes dos programas, referidos a generación eólica y biomasa, aún no han sido abordados por la nueva Dirección, aun-que se han producido acercamientos con universidades para conocer las potenciali-dades y posibilidades de implementar estos
sistemas en el país.
GEnErACIón dE EnErGíAS ALtErnAtIvAS rEqUIErE norMAtIvA
A propósito del primer enlace de electri-cidad solar a la red en el Valle, realizado por Energética con un panel solar instalado en la SIB-Cochabamba, Rosalio Tinta indica que aunque la experiencia es importante otra cosa sería alcanzar una producción a gran es-cala cuya inversión en sistemas fotovoltaicos se tardaría en recuperar entre 80 a 100 años.
En ese sentido, cualquier alternativa debe ser analizada desde todo punto de vista normativo y técnico; es decir, se debe generar un marco legal que disponga las re-glas para el funcionamiento de este tipo de sistemas considerando tarifas eléctricas, en franjas horarias predeterminadas.
Sin embargo, siguiendo el mandato de
DIRECTOR DE ENERGÍAS ALTERNATIVAS
Gobierno prioriza cobertura eléctrica antes que nuevas fuentes alternativasAunque el gobierno manifiesta comprender su importancia y apoyo a este tipo de iniciativas, deja claro que una producción de energías alternativas a gran escala en el país todavía requiere de mucho análisis y sobre todo recursos económicos porque de-mandan aún una importante subvención del Estado. La prioridad hoy es ampliar la cobertura eléctrica tradicional.
Paneles de isofotones son instalados en áreas rurales. Un taller internacional reunió a expertos en energía solar para el desarrollo. El gobierno envió a Rosalio Tinta (primero de la izq.)
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TEXTO: nAnCY CAStro Z.
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LA pRINCIpAL VENTAjA pARA LA ImpLEmENTACIóN DE ESTE TIpO DE pROyECTOS ES LA GENERACIóN DE ENERGÍA LImpIA, ADEmáS DE uTILIzAR uN RECuRSO RENOVAbLE DISpONIbLE EN LOS TEjADOS DE LAS RESIDENCIAS“ “Roberto Zilles, de IEE – USP de Brasil, promotor de isofotones
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ENERGÍASALTERNATIvAS
la nueva Constitución Política del Estado que sostiene el acceso a la electricidad como un derecho, la Dirección de Energías Alternati-vas realizará los esfuerzos necesarios para promover el sistema fotovoltaico pero so-bre todo marcar un ritmo de cobertura en las poblaciones rurales, en base a las redes existentes.
El funcionario de gobierno, ratifica, fi-nalmente que aproximadamente 2 millones de personas todavía no cuenta con energía eléctrica por lo que el primer objetivo es la cobertura y recién en una segunda etapa se pensará en inyectar energía a la red con los sistemas fotovoltaicos.
vEntAjA Y dESvEntAjA dE LA dIvErSIFICACIón dE FUEntES
La principal ventaja para la imple-mentación de este tipo de proyectos es la generación de energía limpia, además de utilizar un recurso renovable disponible en los tejados de las residencias que permiten ahorrar recursos primarios como hidrocar-buros e incluso agua, apunta Roberto Zilles del Instituto de Electrónica y Energía de (IEE de la Universidad de Sao Paulo - USP) de Brasil.
La desventaja es el alto costo de la energía, se trataría de un costo tres veces mayor a la tarifa eléctrica. Para mencionar algunas cifras, por ejemplo, en Brasil se
produce un megavatio a un costo de 300 a 400 dólares.
Sin embargo, países como Alemania, España o Japón están bajando precios con mecanismos de incentivos que permitan de manera gradual su integración, creando capacitación y el desarrollo de la industria para estos sistemas.
En la región, se ha ido consolidando un grupo de países interesados en la actividad motivados por el Programa Iberoamerica-no de Ciencia y Tecnología para el Desarro-llo (CYTED), “pese a que el financiamiento que pone en la mesa es escaso y sólo da para talleres, seminarios y eventos de esta naturaleza”, señala David Pérez, director de CYTED, con sede en La Habana.
Sin embargo, resalta que como efectos colaterales han surgido multitud de pro-yectos financiados por otras entidades. El más reciente y exitoso fue un proyecto de ecoturismo en el área del Salar de Uyuni, reserva Eduardo Abaroa, donde la ONG Energética en colaboración con la ONG es-pañola Ingeniería sin Fronteras y el finan-ciamiento de la Comunidad de Madrid, pu-sieron en marcha 75 sistemas fotovoltaicos para albergues ecoturísticos.
Esto supuso una enorme ventaja para las comunidades locales, principalmente en ahorros de combustible, permitien-do proveer servicios de iluminación a los usuarios locales. ▲
dESArroLLo dE tECnoLoGíA BoLIvIAnA
En el común de la población poco se conoce de la capacidad y tecnología bo-liviana fotovoltaica, que es demandada desde México hasta Chile, con excepción de Brasil y Argentina. Estos componentes y equipos son fabricados en el país por la empresa PHOCOS Latin America cuyas fábricas se encuentran en Cochabamba, principalmente lámparas de 12 voltios y reguladores electrónicos.
En el caso de baterías para uso solar, está Toyo Solar, de la empresa Batebol de Santa Cruz, también con presencia im-portante en los proyectos fotovoltaicos de Sudamérica. Según los conocedores, la industria boliviana ha desplazado a marcas tradicionales de Europa y Estados Unidos sin mayores problemas, debido a su buena calidad.
“No tenemos que ir al primer mun-do a comprar tecnología cuando existen desarrollos propios en nuestra región, lo que pasa es que no nos conocemos unos a otros”, manifiesta Miguel Ángel Egido del Instituto de Energía Solar de la Universidad Politécnica de Madrid (IES – UPM).
Por ello, el CYTED impulsa el inter-cambio de información, experiencia y tecnología entre países Iberoamericanos
orientado al desarrollo socioeconómico de la región. En el caso específico de Bo-livia, se busca potenciar a las empresas en el tema Litio (elementos principal en la fabricación de baterías electrónicas) tomando en cuenta los recientes yaci-mientos descubiertos.
El CYTED organiza encuentros entre empresas y expertos para potenciar las capacidades de Bolivia y afrontar este reto que puede ser un gran aporte desde el punto de vista económico por la de-manda actual de litio que existe en otros países para la fabricación de baterías, ve-hículos y otros.
“Se espera que en el futuro la deman-da de litio crezca más, por eso venimos a ayudar para que haya un desarrollo en esta temática”, señala Miguel Ángel Egi-do a tiempo de resaltar que no sólo la energía fotovoltaica, sino también otras energías renovables, pueden contribuir a reducir el consumo de energía fósil y darle otros usos.
Por ejemplo, sería más provechoso exportar el gas que quemarlo para gene-rar electricidad porque en Bolivia el gas para generar energía es barato, si algo se puede hacer todavía por la energía fósil es extender su vida útil, comenta Egido.
COBERTURA EXCLUSIVA DE REPORTE ENERGÍA (RE)
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ELECTRICIDAD
CNDC
El ministro de Hidrocarburos, Oscar Coca (izq), y el presidente del CNDC, Arturo Iporre inauguraron las oficinas del ente planificador eléctrico.
consumo eléctrico subió 3.8 % y la potencia bajó en - 1.4 %En el estudio de precios de nodo para el periodo de mayo a octubre de este año, se incre-mentó el de la potencia de 5.360 $us/kW-mes a 7.187 $us/kW-mes. Ello se debe a que la base de cálculo está ligada a la variación del precio por turbina a nivel internacional.
La demanda de energía eléctrica en el país en el primer semestre del 2009 fue de 2,640 GWh superior en un 3.8
por ciento al periodo similar el año pasado cuando se registró 2,543 GWh; mientras que la potencia máxima coincidental experimen-tó un decrecimiento desde 897 MW en la primera mitad del 2008 a 884 MW en esta gestión, es decir, un -1.4 por ciento, según el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC).
¿Cómo se interpreta entonces la amplia-ción de la demanda de electricidad sin que haya aumentado la potencia?, la respuesta radica en que está en marcha el Programa Gubernamental de Eficiencia Energética que sustituye luminarias incandescentes por las de alta eficiencia, modificando el consumo que influye en las horas de punta, lográn-dose economizar unos 70 a 80 MW, expli-ca el presidente a.i. del CNDC, Arturo Iporre. Adicionalmente, se tiene la influencia de la disminución del precio de los minerales que ocasionó la merma del requerimiento eléc-trico del sector minero, indica.
La mayor demanda de electricidad no es de ahora, puesto que el consumo de energía creció de 4,686 GWh el 2007 a 5,138 GWh en 2008, o sea 9.6 por ciento, mientras que la potencia tuvo un estancamiento, de 895 MW en 2007 a 899 MW en 2008, o sea un 0.4 por ciento, que demuestra también la in-fluencia del Programa de Eficiencia Energéti-ca durante el año pasado, ratifica el CNDC.
Por otro lado, en el estudio de precios de nodo para el periodo de mayo a octubre de este año, se incrementó el de la potencia de 5.360 $us/kW-mes a 7.187 $us/kW-mes. A ni-vel de generación, para los siguientes perío-dos, tanto en el precio básico de la potencia, como en el de energía no se tiene previsto
incrementos en el Mercado Eléctrico Mayo-rista (MEM).
El incremento del precio de la potencia, es parte de la metodología de cálculo en base a una publicación especializada que da los precios de turbina en el mercado interna-cional, por lo que si sube o baja repercute en el país. La diferencia es cargada a un Fondo de Estabilización que actúa como un col-chón financiero para las generadoras.
ExPAnSIón dEL SIStEMAEntre los ingresos previstos para el
presente año en el plan de expansión del Sistema Interconectado Nacional están el Repotenciamiento de la turbina a vapor de
la empresa Guabirá Energía de 16 MW a 21 MW, mejorando el suministro en Montero (29/05/09). También se sumarán los proyec-tos comprometidos por la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), que comprende: la puesta en operación comercial de la central de 100 MW de Entre Ríos, iniciando con la primera unidad para noviembre de 2009 y la última unidad en febrero de 2010, que per-mitirá asegurar el abastecimiento al SIN.
Del mismo modo está previsto el ingre-so de la línea Caranavi – Trinidad en 115 kV, misma que permitirá el suministro en pobla-ciones del Beni y su capital Trinidad. A ello se suma la línea de interconexión con Tarija, Punutuma – Tarija en 230 kV, mejorando la calidad de suministro en Tarija y Camargo, al final del año 2010. Sigue el proyecto hidro-eléctrico Misicuni con 120 MW de potencia para ingresar el año 2013 y Laguna Colorada con 96.6 MW, para el 2015.
Por su lado, la Transportadora de Electri-cidad (TDE) tiene comprometido el proyecto Sur que consiste en el cambio de transfor-mador en Potosí de 25 MVA a 50 MVA, la ele-vación de tensión de la línea Punutuma – Te-lamayu, la línea Telamayu – Atocha y bancos de capacitores en Potosí y Telamayu. Este proyecto que se concluye en el mes de octu-bre de 2009, mejorará la capacidad y calidad de suministro en el área sur (zona minera).
Sin embargo, el CNDC advierte que para suministrar electricidad en forma confiable y segura, es necesario que para los próximos años ingresen más unidades de generación
TEXTO: FrAnCo GArCíA S.
DATOS 2009 DEL SECTOR ELÉCTRICO EN EL PAÍS
Se logró economizar entre 70 y 80 MW gracias al Programa de Eficiencia Energética.
El consumo de energía creció de 4,686 GWh el 2007 a 5,138 GWh en 2008, o sea 9.6 por ciento.
La potencia tuvo un estanca-miento, de 895 MW en 2007 a 899 MW en 2008, o sea un 0.4 %
Como parte de las nuevas instalaciones están las líneas de transmisión Caranavi - Trinidad (2010) y Tarija - Puntuma (2011).
La termoeléctrica Entre Ríos operará desde noviembre del 2009.
EL pROGRAmA DE EFICIENCIA ENERGéTICA INFLuyó EN LA DISmINuCIóN DE LA DEmANDA DE pOTENCIA“ “ Arturo Iporre, presidente a.i.del CNDC
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fuente: cndc
fecha hora30/01/2009 18/02/2009 31/03/2009 16/04/2009 22/05/2009 22/06/2009hrs. 220:15 hrs. 220:15 hrs. 220:15 hrs. 220:15 hrs. 220:15 hrs. 220:15
BALAnCE dE PotEnCIA MEnSUAL (MW)
capacidad bruta 1133.01 1137.82 1145.17 1152.86 1145.19 1146.22 mantenimientos 95.12 132.87 180.41 153.39 127.58 157.56limitación de potencia 7.12 11.50 19.08 11.69 11.75 5.66demanda nivel Generación 894.42 899.37 903.00 918.20 902.30 881.30demanda nivel retiros 858.65 863.25 871.03 884.78 867.83 849.36reserva rotante existente 99.44 103.73 79.02 98.19 80.01 90.83reserva parada 27.59 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Generación no asignada 38.37 22.53 0.00 2.52 54.86 34.25reserva total 165.39 126.26 77.92 100.71 134.87 125.09 inyecciones smec 868.59 874.69 881.93 894.58 873.50 860.42reserva real (%) 10.0 10.0 7.4 10.0 10.0 10.0
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ELECTRICIDAD
y refuerzos en transmisión que aún no se encuentran comprometidos por ninguna empresa, pero que el Estado participará a través de ENDE para la implementación de los proyectos necesarios en el sector.
nUEvAS InStALACIonES Las nuevas instalaciones que se encuen-
tran en etapa de construcción corresponden al proyecto de la línea Caranavi-Trinidad. Se beneficiarán las poblaciones de San Borja, Yucumo, Moxos y Trinidad en el Beni, con una demanda de potencia de aproxima-damente 16 MW y un consumo anual de aproximadamente 77 GWh para el 2010.
Otras instalaciones en proyecto de in-greso al MEM corresponden al proyecto de interconexión de Tarija al SIN mediante la línea Tarija - Punutuma. Serán favorecidas las poblaciones de Camargo y alrededores y la ciudad de Tarija, a cargo de la empresa Setar, con una demanda de potencia de aproxi-madamente 27 MW y un consumo anual de aproximadamente 129 GWh para el 2011.
Existen muchos proyectos de nuevas industrias, dentro el nuevo escenario plan-teado por el Gobierno, como la industria de papel en el Chapare, la explotación del litio en Potosí, la Planta Separadora de Líquidos en el Chaco, la Planta de Polímeros en Ca-racollo, y otros de los que se conocen sólo
referencias y no se tienen sus requerimientos de electricidad.
SEGUrIdAd dEL SErvICIo Según Arturo Iporre, en el primer se-
mestre del 2009, los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista respondieron de manera normal a los criterios de despacho económi-co, manteniendo la seguridad y calidad del servicio en niveles habituales, determinados por las condiciones de desempeño mínimo. De manera particular, existieron espacios con déficit de reserva en el sistema, por fa-llas no previstas en las unidades del parque de generación y en algunos momentos se realizó administración de carga.
Los mantenimientos solicitados por los agentes se coordinaron con el CNDC para mantener en todo momento la seguridad de suministro, las condiciones de desem-peño mínimo y la normativa vigente, im-plementando un programa para permitir la operación en condiciones confiables y segu-ras para el suministro de electricidad.
El programa determinado y las condi-ciones económicas de operación no han evitado la ocurrencia de fallas fuera de lo previsto. Estas condiciones de operación de-terminaron periodos de riesgo en el sistema, en los cuales la reserva disminuyó, se tuvo que generar con más agua de la prevista y
en algunas situaciones se tuvo que administrar carga.
roL dEL CndCEl CNDC cumple las
funciones de operar y admi-nistrar el Mercado Eléctrico Mayorista y participar en la planificación del sector, cumpliendo la Ley 1604 y sus reglamentos. Debe co-ordinar con la Autoridad del sector de manera perma-nente para la aprobación de nuevas reglas, modificación
de las existentes y la solución de problemas, que por sus atribuciones, no pueda resolver.
El CNDC participa en la planificación del sector eléctrico. El pasado año fue conforma-da una Comisión Interinstitucional para este fin, en la que está presente el Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas, ha-biéndose efectuado un plan de expansión
que será actualizado con el actual escena-rio legal y político - económico. Además, el CNDC está desarrollando algunas actividades relacionadas con la inclusión de energías re-novables al MEM, inserción de consumidores de áreas rurales y pequeños productores. ▲
fuente: cndc
Generacióninyecciones de energía 349,321inyecciones de potencia 274,104subtotal ventas de Generadores 623,425transmisiónpeaje generadores 47,439peaje de consumidores 156,340ingreso tarifario por energía y potencia 5,235sub total ventas de transmisores 209,014ttoatal ventas 832,440
vEntAS vALorIZAdAS En EL MErCAdo MMBs.
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PETRÓLEO& GAS
retraso de plantas de separación de Gasaleja industrialización
abb en la línea eléctricamás larGa del mundo
La anhelada industrialización del gas ha sido retrasada junto con la construcción de las dos plantas de separación de Gas
Licuado de Petróleo (GLP) y gasolina natural, la primera para el 2011 a ser construida en Río Grande en el departamento de Santa Cruz y la segunda prevista para el 2012 en la región del Chaco boliviano.
En el caso de la planta de Río Grande, el inicio de la construcción fue inaugurada en julio de 2008 por el presidente Evo Morales y de acuerdo al plan inicial debía ser concluida el presente año.
Sin embargo, las obras quedaron parali-zadas tras el escándalo de corrupción susci-tado en Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bo-livianos (YPFB). El mismo proyecto acordado con la empresa Catler Uniservice, será reacti-vado en su momento.
En lo que respecta a la planta del Chaco, el consorcio Tecna & Asociados ya concluyó los estudios económicos, financieros, am-bientales, de ingeniería conceptual y básica preliminares para su construcción y el gobier-no debe definir el lugar dónde será instalada. El estudio establece una serie de probables microlocalizaciones para su construcción en la región del Chaco boliviano.
La capacidad de ambas plantas sepa-radoras de líquidos estará en función de los volúmenes que se estarían exportando tanto al Brasil como a la Argentina, mencionó José Luís Gutiérrez, vicepresidente de operaciones de YPFB, al mencionar que el energético ex-portado a estos países contiene combustibles que pueden ser aprovechados al separarlos en plantas de extracción de licuables.
Aunque actualmente no se cuenta con el
financiamiento, este se puede conseguir to-mando en cuenta que la industria petrolera se mueve con financiamiento externo, apun-tó la autoridad.
Por otra parte, Carlos Villegas, presiden-te de YPFB, en declaraciones a la agencia de noticias ABI, confirmó la construcción de las plantas de refinación y su importancia para superar el déficit de producción de GLP y ga-solina natural.
“Bolivia sigue exportando gas en todos sus componentes, el gobierno garantiza la puesta en marcha de la planta de separación de la planta de Río grande y otra de separa-ción en el Chaco tarijeño, para que dejemos de exportar el gas rico y que éste beneficie al Estado boliviano para ser industrializado”, remarcó,
La planta de Río Grande, tendría un costo de alrededor de 86millones de dólares y una capacidad de producción de 260 toneladas diarias de GLP y 450 barriles diarios de gaso-lina.
Según, reflejan los diarios nacionales, el proyecto de la planta del Chaco boliviano, procesaría 988 millones de pies cúbicos dia-rios (MMpcd) de gas, con una producción diaria de 1.911 toneladas de etano, 1.704 to-neladas de GLP y 2.964 toneladas de gasolina natural.
El gobierno también anunció que se tie-ne previsto instalar otras dos plantas peque-ñas y ampliar las dos refinerías de propiedad de YPFB (Guillermo Elder Bell de Santa Cruz y Gualberto Villarroel de Cochabamba), en ac-tual funcionamiento para garantizar el abas-tecimiento interno y la exportación de gas licuado de petróleo y gasolina. ▲
ABB, el grupo especialista en tecnolo-gías eléctricas y de automatización, consiguió pedidos por valor de 540
millones de dólares del Grupo Abengoa, para aplicar la tecnología HVDC (alta tensión en corriente continua), a la línea eléctrica de transporte más larga del mundo en Brasil
La línea de 2.500 km. unirá dos nuevas centrales hidroeléctricas en el noroeste de Brasil, con Sao Paulo, el mayor centro eco-nómico de ese país.
Ésta será la segunda línea HVDC a 600 kV de Brasil, que por ser de alta tensión mini-miza las pérdidas de transmisión. El proyec-to Itaipú, con dos líneas de transporte es el mayor sistema de este tipo actualmente en funcionamiento en el mundo, mismo que fue construido por ABB en 1984, compañía pionera en la tecnología HVDC desde hace más de 50 años.
Peter Leupp, Director de la División Power Systems de ABB comentó que “la tecnología HVDC es ideal para el transpor-te eficiente de la energía renovable que se genera en áreas remotas, como la hidroeléc-trica. El proyecto de Itaipú celebra este 2009 sus primeros 25 años de funcionamiento con éxito, y nuestra empresa se enorgullece
de seguir apoyando a Brasil en sus esfuerzos por reforzar la red eléctrica del país”.
ABB suministrará dos estaciones conver-tidoras HVDC de 3.150 MW, y una estación HVDC de paso de 800 MW, para transportar la energía a Sao Paulo y a la red de CA (co-rriente alterna) del noroeste de Brasil. Está previsto que las estaciones convertidoras, que forman parte del programa de Desa-rrollo Acelerado del gobierno, se terminen en 2012.
Las líneas HVDC tienen menos pérdidas y requieren menos espacio que las tradicio-nales de CA, y pueden estabilizar las fuen-tes intermitentes de generación para evitar que alteren el funcionamiento de la red. Por estas razones, es considerada la mejor tec-nología para los proyectos de transporte a larga distancia, desde la generación remota a los grandes centros de consumo.
ABB es un líder en tecnologías eléctri-cas y de automatización, que hace posible que las compañías de servicios básicos (electricidad, gas y agua) y las industrias, au-menten su eficiencia, reduciendo el impac-to ambiental. El Grupo ABB opera en unos 100 países y emplea a alrededor de 120.000 personas. ▲
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tLÍquIDOS
112009 | Agosto
12 A g o s t o | 2 0 0 9
PETRÓLEO& GAS
Los conflictos quedaron atrás y tras un acuerdo entre el Gobierno y la dirigencia cívica de Camiri se viabi-
lizó la exploración en Sararenda (Camiri Profundo) y Carohuaicho, que permitirá asegurar en el primer caso reservas por 1.2 TCF de gas y 34 millones de barriles de condensado, provenientes del reservorio Huamampampa.
En el caso del proyecto Sararenda, la exploración y explotación estará a cargo de YPFB Andina, cuyos socios privados invertirán 55 millones de dólares para el pozo X-1. La ejecución del Bloque Camiri Profundo implica la perforación de 5 po-zos profundos, para alcanzar la formación Huamampampa, dos de ellos en Campo Guairuy y tres (3) en Campo Camiri; ade-más de la construcción de una planta de procesamiento de la producción, a imple-mentarse en la zona en los próximos cua-tro años.
A su vez, Yacimientos Petrolíferos Fis-cales Bolivianos (YPFB) realizará la explo-ración del área reservada Carohuaicho, en el sector de Camiri (Santa Cruz), y no así YPFB-Andina, según el acuerdo entre el ministro de Hidrocarburos, Óscar Coca, y la dirigencia del Comité Cívico de Camiri. El “área de operación reservada para YPFB” fue identificada por el DS 29130 del 2007.
La inversión total anunciada por el ti-tular de YPFB, Carlos Villegas, a concretar-se en los próximos cuatro años es de 485 millones de dólares destinada a la perfora-ción de nuevos pozos, plantas y líneas de recolección de petróleo y gas.
tArEAS InICIAn EStE MES Según el presidente de YPFB, Carlos Vi-llegas, la licitación para la construcción del camino y la planchada en Sararenda comenzará este próximo 24 de Agosto en Camiri, mientras que la construcción
del camino troncal, planchada del pozo y del campamento, además del camino de acceso, iniciará en Septiembre y se espera concluir a mediados de marzo del 2010.
Para el 10 de Abril del 2010 se tiene previsto arrancar la perforación, que esta-rá cargo de una empresa a ser contratada tras una licitación que será dada a conocer en los próximos días por YPFB.
Con la puesta en ejecución de este proyecto, que es uno de los mayores an-helos de Camiri, se podría dar pie a uno de los mayores descubrimientos de gas y líquidos explotados en esa zona. Según los estudios geológicos, las posibilidades de encontrar gas y petróleo son alentadoras, dado que se parte de un índice probabilís-tico de un 23 por ciento, según Villegas.
Camiri, la otrora capital petrolera del país, retorna a la actividad hidrocarburífe-ra con el prospecto Sararenda X-1 después de aproximadamente 13 años de inactivi-dad. El acuerdo llega tras un largo periodo de espera en el que se compatibilizaron los estudios geológicos, la licencia medio-
ambiental y la aprobación final de la Casa Matriz y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía.
CArACtEríStICAS dE LA PErForACIón
El proyecto consiste en la perforación de un pozo vertical de 4.800 metros de profundidad, tiene como objetivo princi-pal el reservorio Huamampampa (similar a Margarita y Sábalo más al sur).
El proyecto cuenta con una red de lí-neas sísmicas 2D que fueron interpretadas y tiene un sistema petrolero sólido por es-tar en la zona tradicional de explotación comercial.
El tamaño de la potencial reserva abarca los bloques Guairuy y Camiri en una extensión de 40 kms. de longitud por 5 kms. de ancho. Según el tamaño del depósito se ha pronosticado un perfil de producción de 1.2 millones de metros cúbicos por día, alcanzando un máximo de producción estimado en 6 millones de metros cúbicos día (6 MMmcd) de gas. ▲
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tras 13 años de inactividad, camiri vuelve a la actividad hidrocarburífera Después de superar un conflicto político, amenazas de bloqueo y tras negociaciones entre cívicos y el MHE, Camiri, la ex capital petrolera del país, se apresta a recibir una millonaria inversión para exploración en el Chaco. El pozo Sararenda X - 1 a perfo-rarse desde el 2010 tiene un 23 por ciento de posibilidades de ser exitoso, de acuerdo a previsiones de YPFB.
TEXTO: FrAnCo GArCíA S.
ypFb REALIzARá LA ExpLORACIóN DEL áREA RESERVADA CAROhuAIChO, EN EL SECTOR DE CAmIRI (SANTA CRuz)“ “Según el acuerdo entre cívicos y el Gobierno Central
SArArEndA InICIó En 1923
Los trabajos de prospección geológi-ca en busca de hidrocarburos en el área se iniciaron el año 1923 por la compañía Standard Oil Company, que a la postre condujo al descubrimiento del Campo Camiri en el año 1927.
Entre los años 1939 y 1940, YPFB, per-foró su primer pozo en el campo Camiri, el CAM-5, que resultó productor.
El Campo Guairuy, fue descubierto posteriormente en el año 1947, con la perforación del pozo GRY-X1.
En el año 1963 se perforó el pozo CAM-X201 (profundo que fue negativo).
Con el pozo GRY-X24, en los 90, se descubre por primera vez hidrocarburos.
Los descubrimientos en Bermejo y San Alberto motivan la exploración de re-servorios profundos.
Los descubrimientos de Itaú, Sábalo, Margarita y los últimos de Tacobo y Hua-caya aumentaron el conocimiento de la cuenca subandina. (Fuente: YPFB Andina)
Gran expectativa en la ex- Capital Petrolera por los anuncios de perforación en Sararenda.Lucha por regalías del 11% inició en Camiri.
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PETRÓLEO& GAS
YPFB Corporativo dio a Bolivia los ingre-sos más grandes registrados en toda la historia de las empresas públicas, más
de 5.111 millones de dólares, por concepto de impuestos, regalías, participación, paten-tes y otras participaciones que se distribuyen entre las Prefecturas, Alcaldías, universidades y el Tesoro General de la Nación (TGN).
A tres años, estos son los resultados del Decreto Supremo 28701 que nacionalizó los hidrocarburos y determinó la refundación de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Corporación).
Según información de la estatal petrolera, entre 1998 a 2004, con la vigencia de la anti-gua Ley de Hidrocarburos Nº 1689, los ingre-sos por hidrocarburos llegaron a sumar 2.140 millones de dólares mientras el proceso de la nacionalización prácticamente duplicó las ganancias del período de la capitalización.
Con la Ley Nº 3058 se introdujo la escala impositiva del 32% por concepto de Impues-to a los Hidrocarburos (IDH) y 18% de regalías, sumando un 50% de participación tributaria a favor del Estado.
Asimismo, la aplicación de los 43 contra-tos de operación que el Estado firmó con las empresas petroleras que operan en el país, desde octubre de 2006, genera mayores par-ticipaciones adicionales que los contratos de riesgo compartido (joint ventures) pactados
en anteriores gestiones.El 2008, YPFB Corporativa captó más de
2.104 millones de dólares, el monto más alto percibido en los últimos 10 años, por la co-mercialización de hidrocarburos.
Por concepto de IDH, regalías y partici-pación al TGN, el Estado recaudó en esta ges-tión 1.381 millones de dólares, a los cuales se indexan otros impuestos (IUE, IVA, IT, RC-IVA, SURTAX y patentes petroleras) por otros 340 millones de dólares. Por otro lado, los ingre-sos por los contratos de operación sumaron 382,4 millones de dólares.
Los ingresos de 2008 son superiores en 43.4% respecto a los percibidos en 2006 desde que se aplicó por primera vez la nacio-nalización cuando el Estado llegó a recaudar 1.192 millones de dólares, incluida la partici-pación adicional a la producción de los me-ga-campos gasíferos entre tanto entraban en vigor los contratos de operación con las em-presas operadoras.
El gobierno anunció que para el 2009, YPFB Corporación realizará inversiones por 1.048 millones de dólares para dinamizar la
industria petrolera nacional. De igual manera, a través de los contratos de operación y la fir-ma de los acuerdos de entrega, las empresas petroleras movilizarán 625 millones de dóla-res en tareas de exploración y explotación de
hidrocarburos.Por su parte, la empresa YPFB Petroan-
dina SAM programó para este año una in-versión de 89 millones de dólares en el norte petrolero de La Paz. ▲
NACIONALIzACIóN
en tres años, ypfb Generó inGresos por $us 5.111 millones
TEXTO: nAnCY CAStro Z.
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14 A g o s t o | 2 0 0 9
PETRÓLEO& GAS
¿Cuál es su visión del panorama energético regional actual?
Los elevados precios del petróleo regis-trados en los últimos años generaron, al me-nos, tres tipos de impactos: 1) posibilitaron la exploración y explotación de hidrocarburos en regiones antes poco rentables, desde un punto de vista económico – financiero, ello incrementó la inversión en determinadas áreas de interés hidrocarburífero; 2) dieron
paso a la búsqueda de energías alternativas y, sobretodo, renovables, en este sentido, la corriente mundial sobre este tema también se hace latente en países de América Latina y el Caribe y; 3) en algunos países donde el sector hidrocarburos es importante dentro de la economía nacional, se incrementó la participación estatal en la renta petrolera, ello ocasionó algún desfase en la inversión sobre la exploración y explotación.
¿Cuál es su criterio respecto a la sinergia en-tre las empresas estatales y privadas en la
industria petrolera? Ej. Modelo venezolano, brasileño y boliviano.
En general se observa que ambas partes poseen características inherentes al sector de la energía, sobretodo, al petrolero. La literatura y evidencia empírica, muestran que aquellos ejemplos exitosos se dan cuando la empresa estatal otorga seguridad y confiabilidad en la comercialización de los hidrocarburos y, por su parte, la empresa privada, brinda el capital de riesgo suficiente en las etapas de explora-ción. Adicionalmente, existen casos donde la presencia de la empresa estatal mejora la distribución del ingreso dentro la economía, dado que no siempre persiguen objetivos económico – financieros.
¿Cuánto se ha avanzado y cuáles son los desafíos para la integración energética re-gional?
En general el avance de los últimos años (2000-2009) es definitivamente menor al ob-servado en la década pasada (1990-1999). Surgen varias hipótesis que intentan explicar este fenómeno, de todos ellos, me gustaría rescatar el conflicto, que tienen los países productores netos de hidrocarburos, entre suministro de mercado interno y los acuer-dos de exportación. Esta situación generó que alternativas de suministro fuera de la región, proyectos de Gas Natural Liquidifica-do, sean ahora una alternativa real y tangible. El desafío es simple, recuperar la confianza entre países productores e importadores de energía.
¿Cómo ve la relación entre países ofertantes y demandantes de petróleo y gas?
Bastante menos agresiva que en la dé-cada de los noventa, tal como se anotó ante-riormente. Pero no por ello, “congelada” aún quedan iniciativas de integración que debie-ran tomarse en cuenta, definitivamente.
¿En el actual escenario Latinoamericano considera que es posible superar la crisis energética?
Estimo que sí, dado que el potencial de reservas de energía en la región es mayor a la demanda de este producto. Sin embargo, el desafío es lograr desarrollar estas reservas en un afán de llevarlas al mercado.
Brasil disminuyó la importación de gas boliviano y apunta a una autosuficiencia energética.
¿Cómo ve la relación entre ambos países en el mediano plazo?
La presencia del gasoducto de expor-tación entre estos dos países configuró, ya desde hace muchos años atrás, una relación de suministro estable hasta el año 2019, fe-cha en la que concluye el actual contrato de exportación. Sin embargo, la extensión de la frontera entre estos dos países, hace que sean socios casi naturales desde un punto de vista energético, haciendo suponer que esta relación de mediano plazo, podría convertir-se fácilmente en una de largo plazo.
¿En su criterio cuál sería la vía de solución para resolver el acuerdo de compra y venta de gas de Bolivia a la Argentina?
Es necesario definir con claridad los acuerdos de entrega de volúmenes y otorgar mayor certeza sobre el comportamiento de los precios a medida que el proyecto se de-sarrolle.
¿Es factible la venta de gas natural boliviano a nuevos mercados como Paraguay, Uru-guay y Chile?
Creo que en el corto plazo, no. Razones políticas, técnicas y económicas, hacen que estos mercados todavía no representan una alternativa cierta.
Dentro del nuevo esquema de nacionaliza-ción, ¿es atractivo el negocio hidrocarburí-fero en Bolivia para la inversión extranjera?
Siempre y cuando el precio internacio-nal del petróleo se mantenga en los niveles actuales, el Impuesto Directo a los Hidro-carburos (creado en 2005) y la participación adicional establecida en el decreto de Nacio-nalización y posteriores nuevos contratos, no alterarán severamente la actual producción petrolera. Sin embargo, aún queda la duda sobre la nueva inversión, dado que nuevos factores entran en escena, por ejemplo, la es-tabilidad jurídica.
¿Cuál es la evaluación del rol de YPFB Corpo-ración a los tres años de la nacionalización petrolera en Bolivia?
El proceso de institucionalización de la empresa estatal del petróleo boliviana ha sido difícil y creo que está en proceso de construc-ción. Sin embargo, quiero remarcar que el éxito de una empresa estatal no sólo radica en el desempeño de ella, sino también, en la capacidad de la sociedad para tratar a esta empresa como debe ser tratada, de forma irónica muchas veces es necesario respetar las “reglas de juego” para la empresa estatal tal como se haría con una empresa privada. ▲
recuperar la confianza entre países es el desafío para la inteGración enerGéticaEn un escenario energético complejo como el actual en el cono sur, dónde regiones productoras y mercados sufren desen-cuentros, el analista Mauricio Medinaceli, ex ministro boliviano y actual funcionario de OLADE cree que el avance en la integración energética regional es cada vez menor.
mAuRICIO mEDINACELI, COORDINADOR DE hIDROCARbuROS DE OLADE
EL éxITO DE uNA EmpRESA ESTATAL NO SóLO RADICA EN EL DESEmpEñO DE ELLA, SINO TAmbIéN, EN LA CApACIDAD DE LA SOCIEDAD pARA TRATAR A ESTA EmpRESA COmO DEbE SER TRATADA“ “
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COORDINADOR DE HIDROCARUROS DE OLADE
El Economista Sergio Mauricio Medinaceli Monrroy de nacionalidad boliviana, es el actual Coordinador de Hidrocarburos de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). Master en Economía, fue Ministro de Hidrocarburos. Se ha desempeñado en Funciones Directivas y de Asesoría en empresas públicas como privadas y entidades internacionales tales como Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), la Cámara Boliviana de Hidrocarburos, la CAF, el Banco Mundial y el Banco Interamericano de Desa-rrollo (BID). Docente Universitario y autor de varios libros, artículos y boleti-nes especializados en el tema energético.
TEXTO: rEdACCIón CEntrAL
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PETRÓLEO& GAS
búSquEDA DE ACuERDO
ypfb y Gazprom neGocian 4 puntos para conformación de sam petroazeroLa estatal petrolera pretende tener el 60 por ciento de las acciones de la futura SAM con Gazprom. La compañía rusa por su parte apuesta a tener el 49 por ciento de participación porque deberá compartir esta cantidad al 50% con su socia Total. Trabajan en los lineamientos del contrato que regirá la futura sociedad.
La rusa Gazprom, junto a su socia Total, y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Boli-vianos (YPFB), iniciaron la negociación
para la conformación de la Sociedad Anónima Mixta (SAM), con miras a establecer acuerdos que permitan su operación en el bloque Azero (456 mil hectáreas), ubicado entre Chuquisa-ca y Santa Cruz, a partir del 2010, una vez se cumplan con los requisitos legales correspon-dientes.
Si bien existe predisposición de ambas partes para acordar la participación de la em-presa rusa, e incluso se menciona el nombre de PetroAzero para la conformación de la SAM, su concreción, se asienta en cuatro pun-tos que son discutidos a profundidad entre ambas partes y para los que no existen tiem-pos fatales de resolución, según altas fuentes
que tuvieron acceso a las negociaciones.La compañía rusa tiene como política el
enfoque en el campo hidrocarburífero para in-vertir grandes capitales a largo plazo, pero con la garantía de contraparte de empresas serias y competitivas, por lo que antes de firmar un acuerdo final con YPFB, pretenden discutir al detalle sus alcances.
El primer punto tiene que ver con la canti-dad de acciones que deben poseer los miem-bros de la futura SAM. YPFB pretende tener el 60 por ciento de participación, tal como ocu-rre con las sociedades conformadas con YPFB – Petroandina SAM y con GTLI – YPFB SAM, donde las compañías privadas sólo tienen 40 por ciento.
Sin embargo en el caso de la sociedad con Gazprom, al tener un acuerdo previo otra empresa, propone la paridad accionaria de los participantes de la sociedad, reconociendo la
mayoría para el país, es decir que YPFB tenga el 51 por ciento de acciones, mientras que el restante 49 se repartiría, 24,5 para Total (su so-cia) y similar porcentaje para la rusa.
El segundo punto que está en la mesa de discusión es la cuestión de los aportes en fun-ción a la participación accionaria, es decir, la propuesta de la rusa es que YPFB garantice la deuda de la inversión realizada por Gazprom y Total (insertando la misma en el documen-to de constitución de la SAM), con lo que se devolvería estos montos de lo que queda, tras pagar regalías e IDH y descontar los gastos re-cuperables.
El tercer punto está referido a la búsqueda de independencia de gestión, basándose en el artículo 425 del Código de Comercio, que dice que las sociedad de economía mixta es de personas de derecho privado, por lo que proponen una administración más directa, que les permita eficiencia y un manejo más ejecutivo por parte del presidente del directo-rio. La idea según los proponentes, no es que se elimine controles, sino plantear una regla-mentación que permita agilizar procesos ad-ministrativos bajo las normas de la Ley 1178
El cuarto punto que está en debate tiene que ver con el tema del arbitraje internacional, que está prohibido por la actual Constitución Política del Estado. Al respecto se conoció que Gazprom aceptaría someterse a las leyes bolivianas y a la jurisdicción de la Justicia en La Paz, sin embargo plantean que se utilice el procedimiento internacional francés, para ga-rantizar la imparcialidad de los fallos.
Un aspecto fundamental para Gazprom que busca negociar con YPFB, es el tipo de contratos, puesto que de acuerdo a la nueva Constitución Política del Estado, corresponde-ría el de servicios, aunque el de operaciones podría ser tomado en cuenta, planteando un híbrido. Más allá del nombre, lo que definirá el futuro de esta SAM es el texto del acuerdo.
Respecto a la conformación de la SAM con Gazprom, el vicepresidente de Adminis-
tración, Contratos y Fiscalización de YPFB Juan José Sosa evitó dar detalles de las negocia-ciones. Se conoce que en estos días hasta la realización del Congreso Gas y Energía de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), se reiniciarían las conversaciones.
otrAS SAMRespecto al avance de las otras SAM, Sosa,
informó que se envió el borrador de contrato de GTLI al Ministerio de Hidrocarburos aproba-do por el directorio de la estatal petrolera, para que el titular de esta cartera, sea quien analice y envíe la misma al Congreso Nacional para su aprobación. Posterior a ello, el presidente de la República Evo Morales recién promulgaría la ley que le permitiría operar. Se trata de un contrato de exploración y explotación dentro de las áreas reservadas para el Estado.
En el caso de YPFB – Petroandina SAM, se conoció que tiene una Ley para constitución de la sociedad, pero el contrato de explora-ción y explotación aún falta ser aprobado por las instancias estatales. ▲
TEXTO: FrAnCo GArCíA S.
LA COmpAñÍA RuSA buSCA ENCONTRAR GARANTÍAS DE CONTRApARTE DE EmpRESAS SERIAS y COmpETITIVAS (REFIRIéNDOSE A ypFb)“ “
10 tCF En BLoqUE AZEro
Azero es un bloque grande (456 mil hectáreas) ubicado entre Chuquisaca y Santa Cruz, cuyo convenio de estudio está otorgado a Total y Gazprom, donde en junio pasado, una misión de geólogos de ambas compañías confirmaron de ma-nera preliminar que el área podría tener 10 TCF de gas.
Pese a que no existe información de trabajos previos que confirmen el volu-men de dicha reserva gasífera, los técni-cos de Gazprom elaboraron tablas de po-sibles reservas extrapolando información existente en base a los bloques contiguos como Incahuasi, a cargo de Total (5848 metros de profundidad en el pozo X-1), Aquío (perforado hace dos años) e Ipati.
Bloque Azero
456 mil hectáreasUbicado entre Chuquisaca y Santa CruzA ser operado por Total - Gazprom - YPFB
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PETRÓLEO& GAS
ELLOS (EmpRESAS ExTRANjERAS) quIEREN quE LA CONTRATACIóN SEA EN EL ExTERIOR y SE pAGuE ALLÍ“ “Juan José Sosa, vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB
ypFb
ponen a punto nueva licitación para certificación de reservasEl vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, Juan José Sosa, anunció que una vez obtengan el visto bueno de Asesoría Legal de la estatal petrolera y respaldados en el D. S. 0224 se licitará nuevamente la certificación de reservas.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bo-livianos (YPFB), ultima detalles para lanzar en los próximos días una nue-
va licitación para certificación de reservas hidrocarburíferas, en el que se darán las condiciones para que las empresas del ex-terior participen, puesto que podrían ser contratadas y pagárseles sus servicios en su lugar de origen, sometiéndose la estatal petrolera en lo que corresponda a la legis-lación extranjera o arbitraje internacional.
De este modo las compañías que reali-zan certificaciones de reservas hidrocarbu-ríferas en el mundo, tendrían las garantías necesarias para habilitarse como propo-nentes para la licitación de esta actividad que se hará pública si no hay contratiem-pos hasta fin de mes, puesto que los de-talles de la convocatoria están listos con-firmó el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, Juan José Sosa.
Dio a conocer que solicitaron a Aseso-ría Legal de la estatal petrolera que emita un informe para usar el Decreto Supremo 0224, promulgado el 24 de julio del 2009, a fin de realizar la convocatoria pública para contratar servicios especializados en el ex-terior.
Anteriormente se lanzaron dos licita-ciones para certificación de reservas, pero ambas quedaron desiertas, por falta de in-terés de las pocas compañías que realizan este trabajo en el exterior, puesto que no les interesaba establecerse en el país y so-meterse a las leyes bolivianas.
“Lo que sucede es que las empresas que hacen certificación de reservas no son muchas en el mundo (y están fuera de Bo-livia). Cuando se usa el texto del Documen-
to Base de Contratación (DBC) que dice “se invita a las empresas legalmente estableci-das en el país”, entonces ahí se para todo, porque ninguna está establecida en el país. Ellos quieren que la contratación sea en el exterior y se pague en el exterior”, precisó.
El párrafo II del artículo 2 del Decreto Supremo 0224 dice “Se autoriza a Yaci-mientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos – YPFB, realizar contrataciones directas o por comparación de ofertas en territorio extranjero, de bienes, obras y servicios especializados, cuando éstos no estén dis-ponibles en el mercado nacional, o no se puedan recibir ofertas en el país, o la con-tratación de éstos sea de mayor beneficio económico para la empresa”.
Del mismo modo el párrafo III del mis-mo artículo señala que: ”En la contratación de estos bienes, obras y servicios espe-cializados, las entidades públicas e YPFB, podrán adherirse a los contratos elabo-rados por los proveedores y contratistas; asimismo, podrán someterse en lo que corresponda a la legislación extranjera o al arbitraje internacional”.
rESErvAS ACtUALESPese a la intensiva explotación, el Mi-
nistro de Hidrocarburos y Energía, Oscar Coca, declaró en junio de este año que las reservas nacionales de gas natural sólo disminuyeron 4 por ciento en los últimos cinco años y culpó a las empresas petro-leras por la merma de casi el 7 por ciento en las reservas asociadas de líquidos en ese mismo período.
Los cálculos del gobierno nacional en base a las reservas probadas y probables precisan que las reservas de gas mermaron 1.99 Trillones de Pies Cúbicos (TCF) y las de petróleo en 59.688 barriles entre los años 2005 y 2008, cuando se produce la transi-ción de la privatización a la nacionalización de los hidrocarburos.
De acuerdo a los datos oficiales, las reservas hasta 2008 se estimaron en 46.79 TCF y las de líquidos (petróleo y conden-sado) en 796.917 Bbl. “Se observa una leve disminución en los niveles de reservas de los últimos 5 años, cabe destacar que se trata de información pronosticada no ofi-cial”, recalcó.
En los últimos años, el gobierno nacio-nal sólo reconoció como certero el último dato evacuado por la empresa De Golyer y Mcnaughton que en 2005 certificó en 48,78 TCF las reservas de gas natural boli-
vianas (entre probadas y probables). Esta calificadora fue expulsada del país por señalar que las reservas decayeron tras la nacionalización de los hidrocarburos.
En el Foro denominado “Situación y Perspectivas del Sector Hidrocarburífero en Bolivia”, realizado hace dos meses, el ex viceministro del sector, Jorge Téllez, acusó a la consultora norteamericana De Golyer y Mcnaughton de inflar datos de certifica-ción de reservas, los que alcanzaron a 54 trillones de pies cúbicos de gas natural, con el fin de atraer inversiones extranje-ras, a la par de que las operadoras también tengan acceso a mayores créditos de la Banca Internacional.
ÁrEAS FISCALESEn el país existen cerca de 55 millones
de hectáreas que tienen interés petrolero (más del 48.83 por ciento del territorio na-cional). El 11 por ciento produce hidrocar-buros en la denominada zona tradicional y el 17 por ciento corresponde a áreas explo-radas. Solamente el 5.3% tiene contrato: de exploración (4%) y explotación (1.3%). YPFB Corporación detenta 33 bloques bajo reserva fiscal para exploración petrolera. ▲
TEXTO: FrAnCo GArCíA S.
El último estudio de certificación de reservas se remonta al 2005. Se calcula que el potencial hidrocarburfero disminuyó un 4 por ciento en los últimos 5 años.
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PETRÓLEO& GAS
EL GObIERNO TIENE quE TOmAR mEDIDAS, pOR CuANTO EmTAGAS ES uNA EmpRESA púbLICA quE NACIó A TRAVéS DE uN DECRETO y A TRAVéS DE uN DECRETO TENDRá quE DARSE uNA SOLuCIóN“ “José Luís Gutiérrez, vicepresidente de operaciones de YPFB
GAS DOmICILIARIO
ypfb y la prefectura de tarija no loGran acuerdo por el control de emtaGasLa estatal petrolera tiene actualmente el control de todos los sistemas de redes de gas existentes en La Paz, El Alto, Oruro, Potosí, Santa Cruz, Sucre y Cochabamba. No sucede así con Emtagas donde la Prefectura de Tarija mantiene la administración “porque la empresa ya es pública” mientras que YPFB busca mayor participación.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivia-nos (YPFB) y la Prefectura de Tarija no ceden en sus posiciones de reclamar
cada cual a su favor, el control de la Empresa Tarijeña del Gas (Emtagas), lo que implica ob-tener la presidencia y la designación del ge-rente general de esta empresa.
La estatal petrolera argumenta que Emta-gas debe adecuarse a la nueva Constitución Política del Estado (CPE), lo que implicaría tras-pasar su dirección a YPFB, tal como lo estable el artículo 361 párrafo II al registrar que en to-das las Asociaciones o Sociedades Anónimas Mixtas (SAM) que conforme YPFB “contará obligatoriamente con una participación accio-naria no menor al cincuenta y uno por ciento del total del capital social”.
Mientras, la Prefectura de Tarija sostiene
que la empresa ya está adecuada a la CPE, re-curriendo al artículo 300 y 302 que establece la competencia del gobierno departamental junto con la entidad nacional competente, en este caso YPFB, en la industrialización, comer-cialización y distribución de hidrocarburos en la jurisdicción departamental.
Emtagas conformada por la Prefectura de Tarija (con un 94% de los aportes), YPFB (5% de aportes) y el municipio de la capital (1% de aportes), es concebida como empresa pública a diferencia de las distribuidoras de gas domi-ciliario Sergas de Santa Cruz, Emdigas de Sucre y Emcogas de Cochabamba que ya pasaron a ser administradas por la estatal petrolera.
En cumplimiento al Decreto Supremo de Nacionalización (28701), del 1 de mayo del 2006, no fueron renovados los contratos con estas empresas y paulatinamente pasaron a manos de YPFB que actualmente tiene el con-trol de todos los sistemas de redes de gas exis-
tentes en La Paz, El Alto, Oruro, Potosí, Santa Cruz, Sucre y Cochabamba.
Sin embargo la estatal petrolera aún no logra el traspaso de la administración de la Empresa Tarijeña del Gas pese a ver concluido el plazo de concesión para la distribución del gas domiciliario en dicho departamento.
“El gobierno tiene que tomar medidas, por cuanto Emtagas es una empresa pública que nació a través de un Decreto y a través de un Decreto tendrá que darse una solución”, declara José Luís Gutiérrez, vicepresidente de operaciones de YPFB.
Erick Magnus, gerente de Emtagas, res-ponde que la Prefectura y el Municipio no están de acuerdo con un Decreto cuando la solución es fácil y pasa por aceptar que la em-presa ya está adecuada a la CPE.
“Yacimientos pide la presidencia y el nom-bramiento del gerente de Emtagas y nosotros queremos mantenernos como estamos, que
la presidencia siga en manos del aportante mayor, en este caso, la Prefectura del Depar-tamento”, resalta.
Luego de 21 años de conformación de la empresa, la Prefectura tarijeña habría aporta-do hasta la fecha alrededor de 194 millones de bolivianos, mientras la estatal petrolera man-tiene un aporte de 12 millones de bolivianos, según Sebastián Daroca, secretario departa-mental de hidrocarburos y energía de la Pre-fectura del Tarija.
Por otra parte, Gutiérrez sostiene que Emtagas al ser una empresa pública, sin fines de lucro, no tiene acciones sino buenas volun-tades, en ese sentido, la estatal petrolera tiene la intensión de seguir aportando con recursos económicos para el desarrollo del departa-mento porque el patrimonio de la empresa seguirá siendo de los tarijeños.
El verdadero conflicto surge porque “YPFB quiere cortar el cordón umbilical entre
TEXTO: nAnCY CAStro Z.
192009 | Agosto
EL CAMBIo dE LA MAtrIZ EnErGétICA
De acuerdo a información oficial de YPFB, a través de la nacionalización de los hidrocarburos, en los últimos tres años, prácticamente se duplicó el número de instalaciones de gas domiciliario realiza-das en los últimos 12 años. De 26.917 ins-talaciones domiciliarias se pasó a 45.640 conexiones en todo el país.
Para el 2009, YPFB tiene proyectado realizar 100.000 nuevas conexiones de gas natural domiciliario con una inversión de aproximadamente 100 millones de dólares, a un promedio de 15 a 25 mil ins-talaciones para beneficio de las ciudades de Santa Cruz, Cochabamba, Sucre, Tarija y otras poblaciones rurales.
EMTAGAS por su parte proyecta 5000 nuevas instalaciones en Tarija.
estacionesdistritales deregulación
Planificación de YPFBdistribucion de Gas natural por redes
presupuesto por dpto.
cityGate
dpto. regional o ciudad
el alto
la pazviacha
la pazla paz
sica sica
oruro
orurooruro
potosí potosí
potosí
betanzos
caracollo
patacamaya
el alto 25,000
8,000
1,000 500
1,000
6,000
6,000
1,000
1,000
200
7,300
3,200 50,000
45,000 1,600
55,000
40,000 1 edr
5 edr
2 edr
1 edr
2
1
1
190,705,057.0
80,096,125.0
66,039,736.0
57,819,907.0
-
ciudad instalacionesinternas
redprimaria(en mts)
redsecundaria(en mts)
cbba
sucre sucre
camiri
camirichorety
21,000
21,000 2,000
boyuibe
sucretarabucomuyupampavilla abeciacamargomonteagudo
3,500 1,000
-800600
1,000
1,200 33,000
70,000
92,000 10,000
3 edr 1 52,088,910.0
141,622,006.0
141,927,157.0 13,681,498.0
santacruz
santa cruz
cochabamba
600 -
--
-
--
tarija tarija
total 100,000 14,100 12 5395,000 743,980,396
fuente: ypfb
la Prefectura y la parte ejecutiva de la empresa. Todo lo que planifica la Prefectura lo tiene que hacer Emtagas sin velar los intereses como empresa, esas irregularidades hay que cortar-las y es justamente a lo que se oponen”, dice.
YPFB predente participar como miem-bro activo de Emtagas, si bien antes no podía realizar inversiones, al convertirse en el brazo derecho de las operaciones del Estado ahora puede hacerlo, por consiguiente y de acuerdo a las nuevas normativas, reclama mayor parti-cipación. ▲
PETRÓLEO& GAS
20 A g o s t o | 2 0 0 9
212009 | Agosto
BREvES
upsa en el proyecto alfa iiipara enseñar innovación
“el péndulo del Gas” para entender el sector enerGético
La Universidad Privada de Santa Cruz de la Sierra participa en el Proyecto Alfa III: Kick Start: New Weys to Teach Innovación”, que se desarrolla bajo la coordinación de Glosgow Caledonian University, con el fin de consolidar una red de cooperación e
intercambio de experiencias de buenas prácticas entre instituciones europeas y latinoa-mericanas, además de identificar y generar acciones tendientes a formar profesionales in-novadores.
El proyecto tiene una duración de 3 años es decir hasta diciembre del 2011 y está bajo la responsabilidad de la Mary Esther Parada, decana de la Facultad de Ciencias Em-presariales de la UPSA. El mes pasado se recibió la visita de los representantes del proyecto
ante la Comisión Europea que gestionan los proyectos Alfa. Por otro lado, se contará en la UPSA con un Centro Internacional de In-novación cuyo objetivo principal será el de coadyuvar al desarrollo multidisciplinario de la sociedad, con el fin de elevar los niveles de competitividad internacional de Santa Cruz y Bolivia, para ello se buscará aunar esfuer-zo con instituciones del medio en busca de este objetivo. ▲
La Fundación Milenio publicó “El Péndulo del Gas”, un libro que reúne ocho estudios so-bre la política hidrocarburífera aplicada en el país durante las dos últimas décadas, con textos que apuntan a ayudar al lector a comprender el proceso de cambio que experi-
mentó el sector, que en casi dos décadas transitó de la capitalización a la nacionalización.Los trabajos académicos fueron escritos por Fernando Candia, Mauricio Medinaceli, Car-
los Miranda, Fernando Navajas, Henry Oporto, Napoleón Pacheco y Juan Cristóbal Urioste. El presidente de la Fundación Milenio, Roberto Laserna, quien escribió el texto introductorio de la obra, dice que los estudios están vinculados a través del análisis crítico de las políticas de hidrocarburos que se han seguido en el país en las últimas dos décadas.
El economista Fernando Navajas, en su ensayo, plantea que la Nacionalización pudo haber sido causada por las excesivas ventajas concedidas a los inversionistas en la Capita-lización, que dejó al Estado con menos de lo que la gente esperaba, al menos el 50% de la producción, lo cual debió ser considerado como una restricción política; en el comentario a este primer texto, el también economista Fernando Candia hace notar que las decisiones no se las puede evaluar con datos posteriores o actuales, sino bajo las condiciones de riesgo e incertidumbre imperantes cuando se capitalizó el sector.
El sociólogo Henry Oporto sitúa el debate sobre el gas en un contexto político, histórico y cultural. A su vez, el jurista Juan Cristóbal Urioste revisa los avatares de la conversión o ‘mi-gración’ de los contratos de riesgo compartido. De su lado, el economista Napoleón Pacheco realiza una lectura del entorno macroeconómico del sector más importante del país. El pe-trolero Carlos Miranda analiza, con una visión geopolítica, el mercado internacional del gas y también los cambios en el sistema regulatorio. Finalmente, el especialista Mauricio Medina-celi, en un estudio contrafactual rebate lo que se considera logros de la nacionalización. ▲
El Organismo Operativo de Tránsito y la Empresa Petrolera Chaco, reiniciaron desde el pasado 15 de agosto la campaña de Seguridad Vial, denominada “Dale luz verde a la vida “con el objetivo de reducir los altos índices de accidentes viales que se originan
en el departamento de Santa Cruz. Esta campaña educativa, que estará a cargo de un equipo de instructores especializa-
dos, consiste en capacitar a 20 mil conductores del servicio público y privado, además de 20 mil niños en edad escolar.
Los pilares fundamentales de la campaña son los conductores como usuarios de la vía pública y los niños como peatones. El programa contempla la instrucción y socialización de temas como: normas de circulación, señalización vial, exceso de velocidad, alcohol, dis-tracción de conductores y peatones, cansancio y fatiga, hábitos de visión, uso de cinturón de seguridad e inspección de vehículos, entre otros. ▲
Foto
:
chaco retoma campaña de seGuridad vial
22 A g o s t o | 2 0 0 9
AGENDA ENERGÉTICA
RESALTADOS
Glosario
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DeshiDratación: (DehiDratation). Acción de ex-traer líquidos de los gasoductos; también la extracción de agua del crudo emulsionado y de corrientes de hidrocarbu-ros líquidos y/o gaseosos.
DeshiDrogenación: (DehyDrogenation). Pro-ceso mediante el cual se remueve hidrógeno de compues-tos químicos, por ejemplo, la remoción de dos átomos de hidrógeno del butano para formar butileno.
Desintegración: (cracking). Ruptura de moléculas grandes de hidrocarburos pesados (residuos no destilables) en moléculas más pequeñas de hidrocarburos ligeros, con el fin de convertir estos residuos en productos más valiosos, principalmente gasolinas, hidrocarburos ligeros y destilados.
Desintegración térmica: (thermal crac-king). Proceso utilizado originalmente para la producción de gasolinas y destilados ligeros; actualmente usado para la reducción de viscosidad de fracciones residuales o para la producción de coque. Se llama térmica debido a que la carga se somete a temperaturas elevadas de 455oC y pre-siones arriba de la atmosférica. Como en el caso de la des-integración catalítica los productos contienen hidrocarburos olefínicos.
Desintegración catalítica: (catalytic crac-king, tcc). Proceso que se lleva a cabo a temperaturas en el intervalo de 455-540°C y a presiones ligeramente arriba de la atmosférica, pero en presencia de un catalizador. El pro-ceso convierte una carga (generalmente de gasóleos) en ga-
solina de mayor calidad que la obtenida en la desintegración térmica, además de otros hidrocarburos olefínicos ligeros y destilados.
Desorción: (Desorption). Proceso inverso a la ad-sorción en el cual el material adsorbido es removido del ad-sorbente.
Desparafinación: (Dewaxing). Proceso mediante el cual las ceras presentes en los aceites lubricantes se se-paran mediante su cristalización a temperaturas bajas. Los procesos convencionales consisten en poner en contacto el aceite con un disolvente por ejemplo: metil-etil-cetona, que disuelve el aceite y las ceras. Al enfriar la solución, las ceras cristalizan y pueden separarse por filtración.
