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Timestamp: 2018-04-23 08:17:39+00:00

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Reporte Energía Edición Nº 34 by Branko Zabala - issuu
FONDO INDÍGENA QUE PROviene dEL idh SUMA bS. 900 Mm QUE AÚN NO SE EJECUTAN La directora del Fondo de Desarrollo Indígena, Elvira Parra, admitió que deben acelerar la implementación de proyectos en favor de las organiP. 6-7 zaciones originarias y campesinas.
Distribución Gratuita Nº 34 16 al 30 de Mayo 2010 Petróleo & Gas I Electricidad I Energías Alternativas I Minería I Medio Ambiente I Agua I RSE Foto: ABI
INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE COTIZACIÓN DEL PETRÓLEO | MAYO 2010
Foto: Franco García
EN JUNIO SE INAUGURA termoeléctrica entre ríos QUE SUMARÁ 100 mw Reporte Energía visitó las instalaciones de la Planta Termoléctrica de Entre Ríos y constató que las obras están en fase final. El proyecto tiene condiciones para implemenP.P.18-19 tar el sistema de Ciclo Combinado petróleo & gas
conversión a gnv inició con 6 meses de retraso y parcialmente El pedido de boletas de garantía a los talleres que buscan participar del programa de GNV y el cambio de motores de diesel a gasolina en los micros son las dificultades P. 4 -5 iniciales registradas
especial electricidad
¿habrá seguridad energética con la nacionalización eléctrica? Tras la nacionalización de tres generadoras y estatización de una distribuidora de electricidad se abre un nuevo escenario energético en el país. Reporte Energía presenta un documento especial que contiene la visión y el ánalisis de privados y del Estado sobre la situación actual y desafíos para el sector eléctrico.
l actual gerente a.i. de Guaracachi, Jerges Mercado, reveló los estados financieros de la mayor generadora de energía del país, en la que observa un alto endeudamiento, iliquidez y dificultades impositivas. Al respecto, el director general de Rurelec,
Peter Earl, niega los cuestionamientos y muestra sus cifras. Asimismo, la Empresa Nacional de Electricidad confirma su intención de tener el control total de las transportadoras, TDE e ISA, para potenciar su nuevo esquema corporativo de negocios.
Aún no controlan derrame de petróleo en Golfo de México
La línea eléctrica San José - Carrasco cruza plaza de Entre Ríos
Foto: Eduardo Zabala
P. P.16 10
Foto: Lizzett Vargas
Abril | 2 0 1 0 Foto: BP Foto: Eduardo Zabala
CRE analiza reducción extraordinaria de tarifas YPFB insta a PAE a diferenciar entre arbitraje inversión Eastern Petroleum & Gas promete invertire$us 230 MM
La Paz podría aumentar generación eléctrica con nueva turbina
Repsol aumenta inversión en Venezuela con Carabobo s.A.
EL SECTOR ELÉCTRICO BAJO LA LUPA
El presidente de Repsol, Antonio Brufau, y su homólogo de Venezuela, Hugo Chávez, firmaron en Caracas la constitución de la empresa mixta Petro Carabobo S.A., encargada del desarrollo de las reservas de crudo pesado del Proyecto Carabobo, en la faja del Orinoco venezolana, una de las áreas con mayores recursos de hidrocarburos sin desarrollar del mundo, según la compañía española. El área de Carabobo está situada en la zona este de la Faja del Orinoco, que, según el Geological Survey de Estados Unidos, podría tener un volumen recuperable de hasta 513.000 millones de barriles de crudo pesado. Repsol, con un 11% de participación, coordina el consorcio que obtuvo el pasado mes de febrero los derechos sobre los bloques Carabobo 1 Norte y Centro, junto con la compañía India Oil and Natural Gas Corporation (11%), Petronas (11%), Oil India Limited (3,5%) e Indian Oil Corporation Limited (3,5%). PDVSA, de acuerdo con la legislación venezolana, controla el 60% restante. El proyecto permitirá a Repsol, según estimaciones propias, incrementar sus reservas netas en 134 millones de barriles de petróleo con una inversión neta prevista de 750 millones de dólares hasta 2014. A esta cifra se sumarían otros 134 millones de barriles en el periodo 2015-2019. El desarrollo de crudos pesados en Venezuela se complementa, además, con un acuerdo comercial por el que el sistema de refino de Repsol en España procesará 165.000 barriles de petróleo/día. La empresa mixta construirá también las instalaciones de producción y mejoramiento del crudo, así como la infraestructura asociada para su manejo y transporte. Este contrato tendrá una duración de 25 años, y se podrá extender otros 15 años más. El Gobierno de Venezuela licitó en enero siete bloques en el área de Carabobo con un volumen de petróleo original en-situ (POES) de aproximadamente 128.000 millones de barriles de petróleo. Los bloques se agrupan en tres proyectos de los que cada uno podría alcanzar una producción máxima de 400.000 barriles de petróleo/día durante 40 años.
El ministro de Hidrocarburos y Energía, dijo estos días que “de no haberse intervenido el sector eléctrico en Bolivia, habríamos sufrido una crisis energética” poniendo como ejemplo los apagones de febrero pasado, a pesar de que los mismos habrían sido programados por mantenimiento en un generador de Guaracachi y en una línea de transmisión desde Cochabamba. Según la autoridad, un informe del Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC), dio a conocer que el déficit en ese momento alcanzó a 50 MW. La “radiografía” del sector eléctrico exhibida por el gobierno al momento de proceder a la nacionalización (compra forzosa de acciones) de las generadoras Guaracachi, Valle Hermoso y Corani y la estatización de ELFEC, intentó mostrar un sector con poca inversión y serios problemas de endeudamiento, así como una supuesta falta de planificación para fortalecer la seguridad energética del país. Sin embargo, tanto Rurerelec, titular del 50,001 % de las acciones de Guaracachi, como Comteco, la cooperativa principal accionista de la distribuidora cochabambina Elfec, respaldan su gestión mostrando cifras diferentes, planes de inversión para la expansión de la capacidad y la cobertura según el caso y al parecer su salud financiera se encuentra en los rangos
permitidos por los estándares del mercado, salvo que una auditoría independiente demuestre lo contrario. Los propietarios de los paquetes accionarios mayoritarios, reclamaron por la forma de proceder del gobierno ya que semanas antes del 1 de mayo de 2010, habían recibido, según versiones de las empresas, la seguridad de que se llegaría a un acuerdo para la reconformación de las mismas con mayor participación del Estado a través de ENDE, pero sin dejar de lado la participación privada. El gobierno sin embargo, aduciendo el derecho del Estado de recuperar el antiguo patrimonio estatal protegido por la Constitución, tomó por la fuerza las empresas, en una operación policial-militar, desconociendo los 26 tratados de protección a las inversiones, que según el canciller David Choquehuanca, Bolivia firmó con igual número de países, entre ellos algunos de los afectados tanto por la nacionalización de los hidrocarburos como el reciente proceso en el sector eléctrico, provocando una notificación oficial, paso previo al inicio de un proceso arbitral por parte de Rurelec, en tanto que las otras empresas mantienen un cauto silencio. Ya Bolivia afronta tres demandas de arbitraje, con las empresas CLHB de Perú, Quiborax de Brasil y ETI de Italia y eso no es una
buena señal para la atracción de inversiones internacionales, en las que el presidente Evo Morales ha puesto su esperanza de desarrollo y para ello ha firmado acuerdos con Irán, Venezuela y Rusia recientemente. Estos acuerdos no garantizan que las inversiones vayan a fluir de manera inmediata y en los volúmenes que el país requiere, peor aún si las noticias sobre protección de esas inversiones no son precisamente las más alentadoras,. Asumimos el beneficio de la duda respecto a la eficiencia con que se manejarán las empresas nacionalizadas, aunque debemos reconocer que la actual gestión de ENDE está mostrando resultados alentadores. La intervención de la distribuidora eléctrica de Trinidad por la AE es una señal de gestión; la puesta en marcha de la generadora de Entre Ríos, así como otros proyectos de transmisión parecen mostrar que el sector avanza. La autoridad del sector eléctrico, muestra estar encaminando una gestión altamente técnica antes que política, lo que le suma puntos aunque aún tiene altísimas responsabilidades en la regulación del sector a nivel nacional. Esperamos que a la voluntad, tanto en ENDE como en la AE se le sume transparencia, más gestión técnica y un manejo racional de las negociaciones con los inversionistas privados.
29, 30 y 31 Reporte Energía es una publicación quincenal de BZ Group www.bz-group.com Distribución nacional e internacional. Todos los derechos reservados. All rights reserved. © Copyright 2008 ISSN 2070-9218 MIEMBRO DE LA Contactos: ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA redaccion@reporteenergia.com publicidad@reporteenergia.com Tel. (591-3)3415941 www.reporteenergia.com STAFF Miguel Zabala Bishop Director Branko Zabala Gerente General Ema Peris Gerente Administrativa Franco García Jefe de Redacción Paola Méndez / Lizzett Vargas Periodistas Lauren Montenegro Gerente Comercial Ana Paola Hórnez Ejecutiva Comercial Noel Castillo Jefe de Diseño Gráfico Irina Armasu Diseño Las opiniones expresadas en Reporte Energía, no reflejan necesariamente el punto de vista de los editores. BZ Group y Reporte Energía no asumen responsabilidad alguna por ninguno de los productos ni servicios anunciados aquí. La reproducción total o parcial de cualquiera de los artículos, secciones o material gráfico de esta revista está prohibida sin previa autorización escrita.
2010 FEXPOCRUZ
Feria Internacional y Simposio de Seguridad y Salud Ocupacional Bolivia - 2010
www.fissobolivia.com
Mayo | 2 0 1 0
lamento que las normas burocráticas provocaran tardanza de seis meses para la entrega de los kits de conversión, cuando los talleres ya habían firmado el contrato de adjudicación
Franklin Durán , Secretario Ejecutivo de la Confederación de Choferes de Bolivia
programa está retrasado en santa cruz y cochabamba
Conversión vehicular a gnv tiene seis meses de atraso y avanza con tropiezos Fotos: Eduardo Zabala
El pedido de boletas de garantía a los talleres que buscan participar del programa de GNV y el cambio de motores de diesel a gasolina en los micros son las dificultades en el inicio del programa de conversión. La Paz es el primer departamento que recibió 7.500 kits de conversión después de seis meses de retraso. La inversión en la primera fase asciende a 10 millones de dólares TEXTO: Lizzett vargas o.
espués de postergarse por más de seis meses el inicio del Programa de Conversión a Gas Natural Vehicular (GNV), se comenzó a ejecutar en medio de dificultades relacionadas a la falta de provisión de kits por el Gobierno Nacional y la entrega de boletas de garantía por parte de los talleres. El retraso en la ejecución del Programa de Conversión a Gas Natural se debió por una parte al pedido de boletas de garantía por 600 dólares a los talleres que pretender realizar la conversión a GNV. Este requisito fue completado en el departamento de La Paz en mayo, además de la suscripción de contratos para la ejecución del programa. Según la Comisión Nacional de Conversión a GNV, el siguiente departamento en recibir los kits será Santa Cruz, aunque resta que los talleres entreguen la boleta de garantía y firmen un contrato para iniciar el Programa. Sin embargo, el plan de conversión en Santa Cruz sólo será aplicado inicialmente en los trufis del transporte público, puesto que 7.000 micros funcionan con motor a diesel y estos deben ser cambiados a gasolina. En el caso de Cochabamba, se anuncia que el Programa comenzará a fines de mayo con la recalificación de cilindros a cargo de cuatro empresas especialistas, que brindan este servicio a 3 mil vehículos de transporte público, entre micros, trufis y taxis. La conversión a GNV en Cochabamba, estará a cargo de alrededor de 33 talleres, que modificarán el sistema de combustión de 500 motorizados, también del transporte masivo. Al respecto Marcelo Castro, presidente de la Comisión Nacional de Conversión a
Taller de conversión a GNV en Santa Cruz. Antes de firmar el contrato de conversión a GNV, debe presentarse boletas de garantía GNV, manifestó que la conversión de gas vehicular se inicia de manera gradual con la entrega de cilindros primeramente para la ciudad de La Paz y en estos días será en el departamento de Santa Cruz donde se comenzará con 3.000 unidades. Actualmente, en la ciudad de La Paz se coordina la conversión con la Confederación Sindical de Choferes de Bolivia (CSCHB) y con la Asociación de Transporte Libre (ATL). Al respecto el máximo ejecutivo de la CSCHB, Franklin Durán, acusó a “las normas burocráticas” del Decreto Supremo 0247 de provocar la tardanza de seis meses para la entrega de los 7.500 kits de conversión en La Paz, cuando los talleres ya habían firmado el contrato de adjudicación. Los talleres que podrán adjudicarse la conversión a gas vehicular se encuentran registrados en la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), sostuvo Castro. Sin em-
bargo, admitió que tuvieron un retraso en la firma de contrato por la falta de boleta de garantía que exige el Decreto 0247. Reiteró que hasta este mes (mayo) tienen plazo los talleres de reconversión para presentar las respectivas boletas de garantía y que en los próximos días se sabrá, con precisión, la cantidad de empresas que se habilitaron para suscribir los contratos y ejecutar el programa. Según el Ministerio de Hidrocarburos son 114 talleres habilitados para efectuar la Conversión de Vehículos a GNV a nivel nacional y esperan convertir con este primer Programa 1.100 micros que funcionan a GLP en La Paz. La meta a nivel nacional para este año es convertir 15.000 unidades. A medida que el Fondo de Conversión genere ingresos en los próximos años se pretende lograr la misma o mayor cantidad de transformaciones en el transporte público.
15.000 vehículos en 2010 La boleta de garantía que deben presentar los talleres para recibir los kits de GNV es de 600 dólares. En la ciudad de La Paz el Gobierno entregó los primeros 7.500 kits de conversión. En Cochabamba se comenzará a fines de mayo con la recalificación de cilindros a 3.000 vehículos. En Santa Cruz se iniciará también con 3.000 unidades de transporte. Según el Ministerio de Hidrocarburos hasta el momento son 114 talleres habilitados a nivel nacional para realizar la conversión a GNV. El Fondo de Conversión destinó para la primera fase del Programa 10 millones de dólares.
petróleo & gas Mario Guerrero, Secretario ejecutivo de la Federación de Transporte Público Santa Cruz
Siete mil unidades de micros en santa cruz deberán cambiar su motor de diesel a gasolina
Mario Guerrero, Ejecutivo de la Federación de Transporte Santa Cruz, manifestó que el Programa de Conversión de Gas Vehicular en Santa Cruz no se iniciará con los micros, puesto que tienen el motor a diesel y para el cambio a GNV es necesario reemplazarlo por otro a gasolina. Explicó que la conversión de diesel a gas en micros, quitó fuerza y vida útil al motor. “Hace dos años se transformaron de diesel a GNV, por iniciativa propia del sector, 50 micros y no dio resultado porque se presentaban muchos problemas, como el calentamiento del motor, fallas en el sistema de electricidad y dificultades en tiempo frio”, comentó Guerrero. Es por ello, que se acordó con el Gobierno probar en dos unidades el cambio de motor de diesel a gasolina. Este equipo deberá ser entregado hasta fines
de mayo para su control que durará seis meses. Guerrero, señaló que si los resultados de las pruebas son positivas podrán convertirse 7.000 unidades, a las que se les haría el cambio de motor y la conversión a GNV. Sin embargo, desconocen el precio del motor a gasolina pero se está planteando que sea adquirido a crédito. Respecto al inicio del programa de conversión vehicular en La Paz, argumentó que a diferencia de Santa Cruz en ese departamento usan motorizados pequeños para el transporte público como minibuses y en su gran mayoría tienen motor a gasolina que les permite una conversión a GNV sin problemas. En este sentido, señaló que en Santa Cruz las líneas de trufis iniciarán el programa sin dificultad, puesto que en su mayoría tienen los motores a gasolina e incluso serán cambiados los que funcionan con GLP. En cuanto al beneficio económico para los transportistas por la conversión a GNV, indicó que es relativo puesto que si bien se gasta menos en combustible, el mantenimiento es más continuo para conservar el motor. Dio como ejemplo que el cambio de anillas se lo realizaría cada ocho meses.
programa de conversión a gnv recién se inició en la paz en mayo cluso el cambio de cilindros y otros serán En La Paz se entregaron los primeros reconvertidos de gas licuado a gas natu7.500 kits de conversión para transformar ral vehicular. En Santa Cruz son 7.000 unicuarenta vehículos por día, de gasolina a dades de micros que funcionan a diesel y GNV, según el vicepresidente del Fondo necesitan ser cambiados a gasolina para de Conversión a GNV, Daniel González en recibir la conversión a GNV. En la primera declaraciones a la prensa local. fase sólo serán cambiados 3.000 vehícuEl monto existente del Fondo de Conlos del transporte público. versión es de aproximadamente 10 miLos equipos llones de dólares son provistos que es manejado por empresas por Yacimientos En la paz se transforcomo Pelmag, Petrolíferos Fismarán 40 vehículos por Tomasetto y cales Bolivianos día, tomando en cuenta Landirenzo, en(YPFB), de acuerque están habilitados 20 tre otras, según do a lo señalado talleres el informe del en el Decreto SuMinisterio de premo No. 0247. Hidrocarburos. Los requisitos En la ciudad para la converde La Paz se transformarán 40 vehículos sión de vehículos a GNV son básicamente por día, tomando en cuenta que están tener el carnet de propiedad del vehícuhabilitados 20 talleres y cada uno camlo. Además la Comisión Nacional de Gas biará dos por jornada. Vehicular tiene una base de datos donde Los kits para instalar en los vehículos, se registran el chasis y la placa de la moinicialmente, del transporte público ya vilidad. están en los depósitos de YPFB. Para la En Cochabamba alrededor de 61 mil primera etapa, el Fondo de Conversión a vehículos del transporte público funcioGNV dispone de 7.500 equipos, adquirinan a GNV, de los cuales 30 mil aproximados en 10 millones de dólares. damente requieren la recalificación e in-
Entre los principales proyectos a ejecutarse con recursos del Fondo Indígena, está el de producción de semillas certificadas con la CPESC, que tiene una duración de cinco años
Elvira Parra – directora del Fondo de Desarrollo Indígena
ENTIDAD ES AÚN DESCONOCIDA POR ORGANIZACIONES
Fondo Indígena cuenta con Bs. 900 millones del IDH que aún no se ejecutan Los recursos económicos del Fondo Indígena deben ser invertidos sólo en áreas productivas y sociales según la ley. Se recibió 150 proyectos de los que se prevé ejecutar 80 este año. El techo presupuestario para el 2010 es de Bs.120 millones. Participan CSUTCB, Cidob, Conamaq, Confederación de Colonizadores, Confederción Nacional de Mujeres Bartolina Sisa, APG y CPESC. TEXTO: Franco garcía S.
ás de 900 millones de bolivianos correspondientes al Fondo de Desarrollo para Pueblos Indígenas, Originarios y Comunidades Campesinas, se encuentran en las arcas del Estado sin que hasta la fecha se haya ejecutado recurso alguno desde su creación en el 2005, admitió Elvira Parra, directora de la entidad dependiente del Ministerio de Desarrollo Rural y Tierras, que administra los recursos provenientes del 5 por ciento del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH). Según la funcionaria gubernamental, que fue posesionada en mayo del 2009, para este año el Ministerio de Economía y Finanzas del Gobierno Central les señaló un techo presupuestario de inversión de 120 millones de
bolivianos, que buscarán ejecutar mediante organizaciones campesinas de La Paz y con 80 de 94 proyectos aprobados por el direcla Confederación de Pueblos Indígenas de torio del Fondo Indígena el 24 y 25 de marzo Bolivia (Cidob). Sin embargo, Parra reconoce pasado en su estación en grande y están acque aún falta hacer conocer la existencia de tualmente en etapa de revisión por el equipo estos recursos y la metodología de presentatécnico de esta entición de proyectos dad, conjuntamenen varias regiones te el Ministerio de del país. proyectos tienen un preDesarrollo Rural. En ocasión supuesto entre 900 mil y Para ejecutar de la Asamblea 1 millón de bolivianos los 900 millones de de Capitanes en promedio en diferenbolivianos acumuGuaraní – Tapiete tes zonas del país lados, se recibió 150 de Tarija, realizaproyectos y se espeda el mes pasado, ra contar con otros el ministro de Himás hasta agosto drocarburos, Luis de este año para definir el próximo Plan OpeFernando Vincenti, recordó a los indígenas de rativo Anual (POA). Para este fin, se comenesa zona del país que cuentan con recursos zó a socializar la existencia de estos fondos económicos provenientes del IDH. La mayoespecialmente en el occidente del país con ría de los dirigentes, manifestaron su sorpresa
porque no conocían de la existencia de esos fondos, mientras que otros cuestionaron que las decisiones sean dirigidas por las organizaciones campesinas y de colonizadores del occidente del país. Entre los principales proyectos a ejecutarse con recursos del Fondo Indígena, está el de producción de semillas certificadas con la Central de Pueblos Étnicos de Santa Cruz (CPESC), que tiene una duración de cinco años, con una inversión de 25 millones de bolivianos. Asimismo se contempla otros más pequeños que tienen un presupuesto entre 900 mil bolivianos a 1 millón de bolivianos en promedio, relacionados al fortalecimiento de la actividad agrícola en Sucre, mejoramiento de ganadería en comunidades de la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG) en Camiri y el Beni y otros en el área productiva.
Organizaciones participantes La máxima instancia de decisión a nivel del Fondo de Desarrollo Indígena, está compuesta por una directiva integrada por dos representantes de la Confederación Sindical Única de Trabajadores Campesinos de Bolivia (CSUTCB), dos de la Confederación Sindical de Comunidades Interculturales (anteriormente la Confederación de Colonizadores de Bolivia), dos del Consejo Nacional de Ayllus y Marcas (Conamaq), dos de la Confederación de Pueblos Indígenas de Bolivia (Cidob) y dos de la Confederación Nacional de Mujeres Campesinas Bartolina Sisa. Adicionalmente la Asamblea del Pueblo Guaraní y Central de Pueblos Étnicos de Santa Cruz (CPESC), tienen un representante cada uno. Por debajo de la directiva del Fondo de Desarrollo Indígena, existe un directorio conformado por las mismas organizaciones participantes, a las que se suman representantes de los ministerios de Desarrollo Rural - que tiene tuición sobre el Fondo - de Desarrollo Productivo, Desarrollo y Planificación, de la Presidencia y de Economía y Finanzas Públicas. La función de este equipo técnico es cumplir el mandato de la Directiva y se reúne cada dos meses de manera ordinaria. Procedimiento de aprobación Los proyectos a ser presentados en el Fondo de Desarrollo Indígena deben nacer desde las comunidades y tener el visto bueno de la organización matriz a la que pertenecen antes de que sean conocidos en la instancia técnica del Directorio. Allí se evalúa si cumple con los requisitos respectivos. Luego se realiza la verificación de campo antes de ser llevado a la directiva en pleno, donde se define por simple mayoría si se aprueba o no el proyecto. “Hemos estado el año pasado en la etapa de socialización con las diferentes organizaciones. Sin embargo hemos tenido dificultades de coordinación por falta de tiempo con algunos compañeros del comité ejecutivo de la CSUTCB, porque estaban
El Gobierno les pidió a los guaraníes que utilicen recursos del Fondo Indígena para resolver algunas de sus demandas ocupados en otras actividades. A partir de la fecha vamos a poder coordinar mucho más”, prometió Parra. Antecedentes La Ley de Hidrocarburos del 17 de mayo de 2005 fue reglamentada por el Decreto Supremo 28223, del 27 de junio de 2005. Este decreto, entre otras cosas, asignaba: 43,7% de los ingresos del IDH a las prefecturas de los departamentos, 5% al Fondo de Ayuda Interna al Desarrollo Nacional, Fondo de Desarrollo Indígena (FDI), Municipios, Universidades, Fuerzas Armadas y Policía Nacional. El monto remanente se destina al Tesoro General de la Nación (TGN). El Decreto Supremo 28421, del 21 de octubre de 2005, modificó el decreto 28223. En primer lugar, establece que del 43,7%
originalmente asignado en su totalidad (100%) a las prefecturas por este último, el 34,5% debe ser distribuido al municipio del departamento respectivo, el 8,6% a las universidades públicas del departamento, y sólo el 56,9% restante a la Prefectura., explicó el secretario de Hacienda del Gobierno Departamental de Santa Cruz, José Luis Parada Rivero, citado por hidrocarburosbolivia.com. Asimismo, se destina el 5% de la recaudación del IDH al “Fondo de Desarrollo Indígena”. Finalmente, la ley 3322, del 16 de enero de 2006, aumentó el porcentaje que recibían los departamentos de La Paz, Santa Cruz y Cochabamba del 5% al 6%, 8% y 9,5% para los años 2005, 2006 y posteriores, respectivamente.
Al detalle • La Ley de Hidrocarburos crea el Fondo de Desarrollo Indígena como beneficiario del IDH. • Dos decretos modifican el porcentaje asignado, que se queda en 5 por ciento. • Los recursos deben ser destinados para proyectos en beneficio de los pueblos indígenas. • El Gobierno tiene una Dirección para el manejo de los recursos obtenidos. • El Fondo de Desarrollo Indígena recibe el 5 por ciento de de la recaudación del IDH.
Era de esperar que hubiera un periodo de adaptación y acomodación a las nuevas reglas del juego, incluso para YPFB que asume nuevas e importantes responsabilidades
JOSE MAGELA BERNARDES, PRESIDENTE reelecto DE LA CBH
“este negocio es complejo, y son varios los actores” Considera que la firma de la adenda al contrato YPFB – Enarsa, con participación de varios actores, es una muestra de que el Gobierno Nacional acepta que necesita al sector privado TEXTO: franco garcía S.
descubiertos, pero también se requiere reforzar la dinámica en la fase de exploración. Hay enormes retos que cumplir y lo importante será que se logre los mejores niveles de coordinación y sinergia entre los actores de la industria para hacer que todo lo planeado se cumpla y en los plazos establecidos.
¿Cuáles son los planes en una nueva gestión en la CBH? Seguimos fielmente los consejos de Charles Darwin: no son las especies más inteligentes o más fuertes que sobreviven, En ese marco ¿Qué pasa con los mercados sino las que mejor se adaptan. En este sentiactuales y nuevos para el gas boliviano? do, en lo interno de la CBH seguimos nuestra Debemos mirar la región: Chile, Paraguay visión de fortalecer lo que tenemos y seguir y Uruguay, también al gas natural licuado innovando para crecer y apoyar al desarrollo (GNL), y además, es muy importante pensar del sector. Esto significa la administración en cómo industrializar Bolivia haciendo que de una plataforma de productos y servicios este recurso no renovable pueda convertirse bajo 6 unidades de gestión que se constien un recurso renovable; es decir, utilizar el tuyen en: CBH Programas, CBH Cursos, CBH gas y sus beneficios económicos para una Eventos, CBH Publicaciones, CBH Virtual, y la revolución o recientemente creatransformación da, CBH Social. industrial indeEn lo externo, ¿industrializamos para pendiente del continuar con el esatender al mercado ingas, dando un fuerzo para que existerno o para exportar? futuro de sosteta un diálogo pro¿Cuál es el valor agreganibilidad econóductivo entre todos do que genera? mica al país. Un los actores del sector ejemplo didácy que este proceso tico pero real de se desarrolle de una este concepto; manera sustentable: invertir parte de renta petrolera en la conscomercial, técnica y socialmente. Nuestros trucción de hidroeléctricas y no solamente desafíos están acorde con los tiempos que poder industrializar a través de energía hicorren y con la industria hidrocarburífera. droeléctrica (renovable) sino también exportar los excedentes de energía. A su criterio ¿Cuáles son las perspectivas
del negocio energético en el país tomando en cuenta la firma de la adenda YPFB – Enarsa? Las perspectivas son las mejores posibles. Con la firma del contrato con Argentina se abre una ventana importante para el inicio de inversiones en el país. Los compromisos que ha asumido YPFB son significativos y necesitan inversiones tanto en los campos ya
¿Qué opina de los acuerdos de cooperación en temas energéticos de Bolivia con países como Venezuela, Rusia y Brasil? Los acuerdos de cooperación son muy importantes pues forman la base de un diálogo serio para lograr proyectos y que estos se materialicen en inversión. ¿Cuál es su posición sobre las ofertas,
posibilidades y realidad del país en industrialización del gas? La industrialización de los hidrocarburos debe ser bien pensada antes de hacerse realidad. En nuestra opinión lo más importante es transformar un recurso no renovable en renovable. Por tanto, es importante que la industrialización pueda ser un vehículo para este fin. Cuando hablamos de industrialización debemos pensar en los mercados como primera prioridad y preguntarnos: ¿Industrializamos para atender al mercado interno o para exportar?, ¿Cuál es el valor agregado que genera la industrialización?, ¿Qué beneficio estratégico y social nos dará esta industria? Adicionalmente, debemos estar seguros que los beneficios del proceso de industrialización son para el país. El criterio debiera ser pasar del ´extractivismo´ a la sostenibilidad de largo plazo, usando el gas para esa transformación. ¿Cuál es su perspectiva acerca de la relación Estado – empresas del sector? ¿Es atractivo invertir en Bolivia? La relación entre las empresas del sector
y Gobierno son buenas, de mucha transparencia y con respeto a la ley. La nacionalización fue una decisión soberana que resultó en contratos de operación que fueron aprobados por el Congreso Nacional en 2007. Era de esperarse que hubiera un periodo de adaptación y acomodación a las nuevas reglas del juego, incluso para YPFB que asume nuevas e importantes responsabilidades con el control total de la cadena productiva. Como sector, venimos promoviendo acercamientos que posibiliten el desarrollo de la industria de una manera sustentable. La firma en Sucre es un buen ejemplo de que el Gobierno entiende perfectamente que son varios los actores y que este negocio es complejo y que depende de más de uno mismo. Allí en Sucre estaban todos los actores firmando simultáneamente los documentos necesarios para destrabar las inversiones y poder hacer con el contrato de exportación a la Argentina pudiera materializarse. Bolivia es un país que tiene futuro promisorio y con grandes recursos no solamente naturales, sino también humanos. Bolivia va mas allá del gas y de la minería; este es un concepto que todavía los inversionistas extranjeros no se han percatado.
acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) instó a la empresa angloargentina Pan American Energy (PAE) a diferenciar su compromiso de inversión en el campo de gas Margarita que opera junto a sus socias Repsol YPF y British Gas (BG), con su demanda arbitral contra el Estado boliviano por sus acciones en Chaco, cuyo proceso de nacionalización comenzó el 1 de mayo de 2006 y culminó el 23 de enero de 2009. Carlos Villegas, presidente de YPFB, señaló que el Gobierno boliviano expresó claramente a PAE que estos dos temas tienen un tratamiento “diferenciado” y que éste presentó una propuesta conciliatoria a PAE antes de que se inicie la demanda ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (Ciadi) por la nacionalización del 50% de sus acciones en Chaco. “Pese a tratarse de una misma empresa son dos hechos diferentes. PAE no ha tenido una actitud de negociar, y por eso, no hemos llegado a un acuerdo antes de que se nacionalice Chaco”, explicó Villegas. Recientemente, el vicepresidente de Bolivia, Álvaro García Linera habló acerca de la demanda que PAE inició contra Bolivia ante el Ciadi por la nacionalización en 2009 de sus acciones en la petrolera Chaco y recalcó que el Estado boliviano se defenderá ante cualquier
villegas reveló que pan american energy no quiso negociar
YPFB insta a PAE a diferenciar inversión y demanda arbitral La empresa anglo-argentina tiene dos temas pendientes con el Estado de Bolivia. Por un lado las inversiones que debe realizar en el campo Margarita junto a sus socias Repsol YPF y BG, y por otro lado la defensa de sus acciones en un proceso arbitral iniciado ante el Ciadi. tribunal internacional. También anunció que Bolivia ya tiene una oferta sobre el valor de las acciones nacionalizadas en Chaco, pero que al valor de la empresa se le descontarán las deudas que tiene con el Estado y sus pasivos. Asimismo, el Gobierno conminó a las petroleras Repsol YPF, BG y PAE a concretar su inversión en el campo de gas Margarita y advirtió que si no lo hacen, el Estado boliviano se hará cargo de la operación. Negociación YPFB y Gazprom Por otro lado, Villegas confirmó que el próximo 14 de junio llegará a Santa CruzBolivia una delegación de la empresa rusa Vniigaz, filial de Gazprom para discutir con la petrolera estatal YPFB un plan a largo plazo para el desarrollo del área de hidrocarburos en Bolivia.
TEXTO: pAOLA mÉNDEZ l.
Carlos Villegas, presidente de YPFB junto a altos ejecutivos de Gazprom en Rusia
El derrame es muy lamentable, y demuestra una falta de previsión en primera instancia porque aparentemente no se tenía los equipos necesarios, para controlar
Sintia Yañez, Jefe de Medio Ambiente, YPFB-Transporte
bp extrema recursos para controlar Derrame
graves responsabilidades por derrame Foto: Internet
Si la fuga de petróleo en el Golfo de México continúa sin control, tras hundirse la plataforma de perforación Deepwater Horizon de BP, en menos de un mes se superaría la magnitud del desastre del buque tanque Exxon Valdez de 1989 y sería considerado como el peor de la historia mundial. El Gobierno de EEUU elevará el techo de responsabilidades a petroleras. TEXTO: Lizzett vargas y agencias
ientras las autoridades estadounidenses debaten en estos días sobre los impactos y medidas a tomar por el derrame de petróleo offshore (en alta mar) que comenzó el 22 de abril en el Golfo de México, cuando se hundió la plataforma de perforación Deepwater Horizon, la Compañía British Petroleum (BP) aún no puede controlar la fuga. Hace aproximadamente un mes la plataforma submarina ``Deepwater Horizont’’ de la compañía British Petroleum (BP) se incendió y hundió, provocando la muerte de 11 trabajadores y el derrame de cuatro millones de galones de hidrocarburos. Desde entonces, trabajadores de BP intentan infructuosamente taponar el pozo con cajas de contención y sustancias dispersantes para detener la fuga de petróleo. Si el derrame continúa sin control, en aproximadamente un mes superaría el desastre del
Momentos iniciales de la explosión en la Plataforma de perforación Deepwater Horizon de BP buque tanque Exxon Valdez de 1989 como el peor en la historia de Estados Unidos. Si bien aún es temprano para calcular el impacto ambiental de este accidente, muchos creen que podría tratarse de uno de los peores desastres ecológicos ocurridos en EEUU.
Equipos especializados a cargo de un robot para aguas profundas intentan “adelgazar“ el petróleo, que sale del lecho marino a un ritmo de unos 795.000 litros (210.000 galones) diarios. Un submarino a control remoto arrojó una sustancia dispersante para tratar de con-
trolar una masiva fuga de crudo que sale del fondo del Golfo de México, aunque se conoce que pasarán varias semanas antes de que se logre controlarla. La Agencia Federal había detenido dos intentos anteriores por arrojar el dispersante con el fin de hacer pruebas sobre su impacto
petróleo & gas potencial en el medio ambiente y aprobó la tercera ronda de rociado, dijo el portavoz de la compañía, propietaria de la plataforma extractora que explotó y que generó la fuga. Por su parte, el secretario del Medio Ambiente, Juan Rafael Elvira, alertó que de continuar un mes más con el mismo caudal el derrame petrolero en el Golfo de México, se estaría ante la tragedia más fuerte de la humanidad en zonas marinas por un accidente de ese tipo. El derrame de petróleo se produce un mes después que el presidente de EEUU, Barack Obama, anunciara que no continuaría una moratoria que impide la perforación mar adentro frente al litoral de Estados Unidos. En este tema, David Axelrod, asesor del Jefe de Estado, dijo a la cadena de televisión ABC, que no se permitirán nuevas perforaciones frente a las costas hasta que se concluya una investigación y análisis exhaustivo de la crisis actual. Últimos intentos de BP Los esfuerzos siguen centrándose en primer lugar en parar el flujo de petróleo desde el pozo a través de intervenciones mediante el golpe preventivo (BOP) y, en segundo lugar, los intentos de contener el flujo de líquido en origen para reducir la cantidad de esparcimiento por la superficie. Entre los últimos recursos planteados para detener el derrame, se trataría de inyectar material de diferentes densidades y tamaños en los espacios internos del pozo para proporcionar un sello, antes de bombear líquidos pesados para evitar que continúe fluyendo. El uso de una cúpula de cemento y hierro se ensayaba en el lugar del siniestro, aunque al cierre de esta edición aún no se ha-
bía probado su eficacia para detener el fluido de petróleo. El costo de la respuesta al accidente petrolero, hasta el cierre de esta edición, se estimaba en 450 millones de dólares. BP sabía de fallas en dispositivo British Petroleum (BP) conocía los problemas en el dispositivo para detener el flujo de petróleo antes de la explosión de la plataforma que inició el derrame de crudo en el Golfo de México, indicó un congresista de EE.UU. El Congreso estadounidense inició las audiencias para determinar las circunstancias que ocasionaron el desastre que amenaza el hábitat de especies marinas y terrestres de los estados de Luisiana, Alabama, Misisipi y Florida. Según Bart Stupak, jefe del subcomité de Supervisión e Investigaciones de la Cámara de Representantes, el mecanismo diseñado para impedir explosiones (BOP) tenía una filtración en su sistema hidráulico y carecía de potencia para sellar el conducto de prospección. Otro accidente: Plataforma de gas se hunde en costas venezolanas Una plataforma offshore de exploración de gas natural operada por la estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) se hundió el pasado 13 de mayo en el mar Caribe, sin reportarse víctimas, dijeron autoridades, informó Reuters. La planta fue desconectada del pozo gasífero Dragón 6 y sus 95 trabajadores lograron ser evacuados antes de que la estructura se sumergiera completamente a menos de 8 kilómetros de las costas de Paria, en el noreste de Venezuela. Según las autoridades, el pozo fue controlado y no se tuvo que lamentar derrames de hidrocaburos.
Sintia Yañez, jefe de Medio Ambiente de YPFB Transporte
“Es fundamental hacer un análisis de causa básica”
Respecto a las causas del derrame de British Petroleum (BP), Sintia Yañez, jefe de Medio Ambiente de YPFB Transporte, manifestó que es fundamental hacer un análisis de causa básica, para conocer por qué ocurrió la explosión y se descontroló el derrame. “En principio el derrame es muy lamentable y demuestra una falta de previsión en primera instancia, porque aparentemente no se tenía los equipos necesarios, para controlarlo. Por otro lado se subestimó la capacidad del evento porque sí ellos hubieran podido reaccionar en las primeras 48 horas de manera más seria, podían haber podido contener
mucho mejor un derrame”. Comentó que su unidad realiza un seguimiento de las noticias sobre el derrame de petróleo en el Golfo de México y las acciones que realizan al respecto. Otro punto que analizó Yañez, es el plan de contingencia que toda empresa petrolera presenta al Estado para adquirir su licencia ambiental, el cual debe estar aprobado en teoría y práctica. “El plan de contingencia en este hecho no funcionó, los materiales como las barras de contención se rompieron por los oleajes, entonces no era el adecuado para esta zona”. Los impactos en el medio ambiente serán completamente severos si no se llega a controlar la llegada de esta marea negra a la costa, porque a diferencia del accidente del barco Exxon Valdez, que fue sobre playas de arena, éste fue en el mar propiamente. “Hasta ahora el derrame del Exxon Valdez es el más fuerte pero este, es nueve veces más grave porque afecta a los marismas (ecosistema húmedo con plantas herbáceas que crecen en el agua), que son difíciles de tratar”, dijo.
petróleo & gas El país suscribió diversos Tratados de protección de inversiones que se encuentran vigentes
nacionalizaciones: La denuncia al CIADI no libera a Bolivia de arbitrajes Bolivia tiene varios tratados de protección de inversiones que permiten la posibilidad de arbitraje. La decisión de separarse del Ciadi afectaría solamente a los procesos iniciados después del 3 de noviembre del 2007. La denuncia de Bolivia ante el Ciadi no es un buen mensaje para los potenciales inversionistas extranjeros, advierten especialistas en derecho corporativo. TEXTO: lIZZETT vARGAS o.
MAPA DE LOS ESTADOS CONTRATANTES Y OTROS SIGNATARIOS DEL CONVENIO DEL CIADI
uristas ligados al derecho internacional consultados por Reporte Energía, aclararon que la denuncia del Gobierno de Bolivia ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias relativas a Inversiones (Ciadi), que tiene como fin desmarcarse de demandas ante esta entidad dependiente del Banco Mundial, no eliminó la posibilidad de que el país sea sujeto de solicitudes de arbitraje ante ésta y otras instancias extranjeras. En este marco la vulnerabilidad del país ante nuevas demandas de arbitraje tienen que ver con la suscripción de varios tratados de promoción y protección de inversiones que están contemplados en los respectivos contratos. Al respecto Alejandro Pelaéz, abogado senior de Indacochea & Asociados Abogados, especialista en derecho corporativo, sostiene que la denuncia al Ciadi realizada por el Estado boliviano y que surtió efectos a partir del 3 de noviembre de 2007, afectaría solamente a los procesos iniciados con posterioridad a esa fecha. Lo que significa, que los inversionistas extranjeros deberán remitirse a su respectivo tratado de protección de inversiones. Muchos de estos tratados hacían referencia al Ciadi, pero en ausencia de éste, las partes pueden acordar otras instituciones de arbitraje o un arbitraje ad hoc (arbitrajes en los que no interviene una entidad administradora como el Ciadi). En cualquier caso, en la medida en que los tratados de protección de inversiones se encuentren vigentes, el Estado podrá ser demandado en arbitraje internacional por inversionistas extranjeros que se encuentren
ESTADOS CONTRATANTES DEL CONVENIO DEL CIADI SIGNATARIOS DEL CONVENIO DEL CIADI
Fuente: Ciadi protegidos por éstos, apuntó Pelaéz. Para el experto en derecho petrolero, Iver Von Borries la forma de resolver cualquier controversia emergente de los contratos tiene que ir a un arbitraje y no así a la vía jurisdiccional tradicional. Consiguientemente el Estado de Bolivia acudirá únicamente a aquellos centros o foros arbitrales previamente establecidos en los contratos que suscribió con sus contrapartes nacionales o extranjeras, explicó Von Borries. Respecto a los recursos legales que puede argumentar el Estado de Bolivia para evitar resoluciones no favorables del Ciadi, Von Borries señaló que si un Tribunal Arbitral de un arbitraje iniciado ante el Ciadi fuera com-
petente y hubiera dictado un laudo ejecutoriado en el que se conmine a un Estado a pagar una indemnización pecuniaria, éste no podría ejercer ningún recurso para impedir que se haga efectiva la penalidad. La naturaleza de los medios alternativos de solución de controversias, como por ejemplo el arbitraje, es precisamente asegurar la ejecución de los laudos, los cuales surten los mismos efectos jurídicos que una sentencia judicial, explicó. Por su parte, Alejandro Pelaéz, manifestó que las repercusiones de la denuncia de Bolivia ante el Ciadi no es un buen mensaje para los potenciales inversionistas extranjeros, pues siempre desconfiarán al invertir en un
Estado que quiera abstraerse de un arbitraje internacional que busca la imparcialidad en la decisión y un terreno neutral para el litigio. “En lo que se refiere a las inversiones actuales, consideramos que la denuncia del Ciadi es un cambio en las reglas del juego en medio del partido, para inversionistas que invirtieron en el pasado confiando en que un eventual arbitraje sería administrado ante tal institución”, indicó. En este sentido, Pelaéz añadió que existe expectativa por conocer cómo manejará el Estado boliviano los tratados de protección de inversiones vigentes en la actualidad, porque su proceder determinará de manera definitiva si es que el Estado Boliviano ofrecerá un escenario internacional para los inversionistas, o si por el contrario pretenderá que se sometan a los tribunales nacionales.
Casos presentados : La empresa E.T.I. Euro Telecom International N.V. ; Quiborax; Oiltanking GmbH, el Grupo Graña - Montero; Non Metallic Minerals S.A. y Pan American Energy LLC (PAE). De los anteriormente nombrados, el caso de ETI contra Bolivia fue discontinuado a solicitud del demandante, para llevar la demanda ante un Comité Ad hoc. La demanda de PAE, se encuentra pendiente de constitución del tribunal.
los desafíos del SECTOR ELÉCTRICO nacionalización, inversión, seguridad jurídica y energética en una industria estratégica de la economía nacional
Foto: Franco García I Generadora De Entre Ríos En Construcción, Petroandina
Electricidad Según gerente general de la empresa nacional de electricidad
ISA y TDE en planes de nacionalización eléctrica para fortalecer nueva ENDE
NDE Generación, ENDE Transmisión, ENDE Distribución y ENDE Sistemas Aislados son las cuatro empresas, de tipo sociedades anónimas mixtas, que formarán parte de la Corporación, que será la más grande en el país en el rubro y la segunda después de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), que ya tiene esa categoría. EL PRIMER PASO Rafael Alarcón, Gerente General de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), asegura que la nacionalización de Corani, Guaracachi y Valle Hermoso, junto a la estatización de la distribuidora ELFEC, sólo representa un cambio de accionistas y se sustenta en la recuperación por parte del Estado boliviano de lo que alguna vez fue suyo, garantizando el suministro de energía eléctrica a la población. Corani era administrada por la subsidiaria de la francesa GDF, Ecoenergy Internacional, que contaba con el 50% de las acciones. La británica Rurelec PLC tenía también el 50% de las acciones de la empresa Guarachi. La mitad de las acciones de Valle Hermoso pertenecía a la empresa The Bolivian Generating Group, cuyo grupo inversor en Bolivia es Panamerican. El resto del paquete
accionario estaba administrado por el grupo español Bilbao Viscaya Argentaria y el suizo Zurich, a nombre del Estado boliviano. El paquete accionario de la distribuidora Elfec estaba controlado desde 1998 por la cooperativa telefónica Comteco. Pero, ¿qué llevó a la adopción de esta medida?. Alarcón afirma que, particularmente, las generadoras Corani y Valle Hermoso no dieron señales para mejorar la oferta de energía eléctrica en el país. “Es más, han mantenido sus instalaciones tal cual las recibieron y eso le hizo mucho daño al país por el crecimiento que tiene y la necesidad de incrementar su oferta de energía eléctrica, lo que sí es posible a partir de las plantas de generación que tienen en operación”, afirma el ejecutivo y agrega que desde el punto de vista operativo no va a existir mayor cambio porque el sector eléctrico es altamente especializado, con operadores que conocen sus tareas, por ello, transcurrida la nacionalización, no hemos tenido ninguna dificultad y hasta el momento todo se ha desarrollado con absoluta normalidad. El timonel de ENDE expresa su satisfacción al referirse a los recursos humanos que trabajan en el sistema eléctrico nacional, a quienes califica como altamente competitivos, lo que posibilita que nuestro país no experimente los sobresaltos o racionamientos de electricidad que se dan en muchas naciones vecinas. Ahora queda completar el proceso, pagar por las acciones de las privaFoto: Red Eléctrica de España
TEXTO: Eduardo Mendizábal S. Enviado Especial Cochabamba
TDE Bolivia es filial de Red Eléctrica de España
Aunque por ahora no es prioridad, las transportadoras ISA y TDE están en la lista de empresas a ser nacionalizadas en el sector eléctrico. ENDE se convertirá en una Corporación, al igual que YPFB, y pretende tomar el control no sólo del negocio de la generación, sino también de la transmisión y de la distribución, incluidas las cooperativas distribuidoras de energía.
Rafael Alarcón Orihuela tiene el desafío de hacer de ENDE una Corporación modelo das y cerrar el círculo. ¿Y COBEE? ¿Por qué no se nacionalizó la generadora Bolivian Power Company, más conocida como COBEE y cuyo paquete accionario pertenece a la estadounidense Globeleq, con sede en Houston?, fue una pregunta ineludible a Rafael Alarcón, quien manifestó que COBEE es un caso distinto porque antes del proceso de capitalización era el único operador privado en el país y desde siempre ha generado y transportado electricidad para La Paz y Oruro, en cambio ENDE lo hizo en los otros departamentos con la generación de Corani, Guaracachi y Valle Hermoso, además del sistema de transmisión y distribución. Por ello, la primera etapa pasa por recuperar lo que era del Estado antes del proceso de capitalización.
partir de proyectos desarrollados por ENDE, por lo que no existe necesidad de acudir a estas empresas bajo ningún concepto, ni accionariamente y ni siquiera para la elaboración de nuevos proyectos. “No son empresas que nos preocupen porque no afectan al suministro”, enfatizó. En cuanto la participación de TDE e ISA Bolivia en futuros proyectos, Alarcón dijo que ambas no han mostrado interés en las licitaciones realizadas para los tramos Caranavi – Trinidad y Punutuma – Tarija, a las cuales no se presentaron. Es más, cuando se licitó la interconexión Carrasco – Urubó, Santivañez – Sucre y Sucre – Punutuma, no se presentó TDE, lo que dio lugar al nacimiento de ISA Bolivia. Esto ha sucedido en los últimos años, por lo tanto el Estado ha decidido encaminar los proyectos de interconexión a través de ENDE y de forma directa.
LAS TRANSPORTADORAS TAMBIÉN Al ser consultado si TDE e ISA Bolivia, transportadoras de electricidad que operan en el país, operadas por Red Eléctrica de España y el Grupo ISA, de Colombia, seguirán similar camino, la respuesta de Alarcón fue afirmativa, aunque por el momento no es un tema de análisis porque se encontró la modalidad de ejecución de la expansión del Sistema Interconectado Nacional (SIN) a
NUEVOS PROYECTOS Al igual que YPFB, ENDE quiere convertirse en una Corporación. A ello apuntan sus principales ejecutivos y esa es la premisa instruida desde las más altas esferas del gobierno nacional. Por ello, Rafael Alarcón sostiene que de una innumerable cartera de proyectos, los iniciales son la interconexión Caranavi – Trinidad, un tramo iniciado el año 2000 e inaugurado por tres presiden-
Electricidad tes. Hemos continuado este trabajo por dos razones fundamentales, responsabilidad social para con el pueblo beniano y el derecho de contar con un servicio de provisión de electricidad ininterrumpible y, poner fin a un derroche de recursos estatales con la subvención al diesel por la atención a un sistema aislado como es el caso de Trinidad, a través de Coserelec, la cooperativa encargada de la distribución de electricidad en la capital beniana. “Nosotros gastamos alrededor de un millón 600 mil litros de diesel mensualmente para la generación en Trinidad, e YPFB le vende a ENDE a un boliviano con diez centavos el litro de diesel. Solamente con el subsidio al precio del mercado interno, se convierte en una cifra anual astronómica. Ello sin considerar que el diesel en el mercado interno ya es subvencionado”, afirma Alarcón y agrega que “haciendo cálculos aritméticos simples nos lleva a tomar la decisión de construir esta línea; sin embargo, camino a su conclusión determinamos que es fundamental la suficiente generación para alimentar la misma a través del SIN, por lo que se acelera la construcción de la Planta Termoeléctrica de Entre Ríos, hoy en fase de conclusión y con un estado de operación comercial del 50 por ciento”. Cabe destacar que a la fecha, solo dos cooperativas, la de Yucumo y El Palmar, se
han adecuado e incorporado al SIN, contando ahora con un servicio confiable y provisión de electricidad las 24 horas del día y los 365 días del año. Luego vendrá San Borja, pero antes debe superarse el problema con un transformador que ya se encuentra en camino. En el caso de San Ignacio de Moxos y Trinidad se demorará un tiempo más debido a que se detectaron problemas en el reactor instalado en San Ignacio de Moxos, componente fundamental para la operación segura de la línea Caranavi – Trinidad, por el efecto de sobretensión que crea su gran longitud. El titular de ENDE afirma que la intervención a Coserelec por parte de la Autoridad Eléctrica determinará la situación de esa cooperativa, cuya deuda con ENDE supera el valor de su patrimonio, para ver cuál es el camino más aconsejable para recuperar dicha obligación con el Estado. Según Alarcón, ENDE ejecuta los proyectos en tiempos inferiores a los demandados por las capitalizadas o los privados, destacando la determinación de encarar la construcción del tramo Punutuma – Tarija, el cual posibilitará el ingreso del departamento de Tarija al SIN. Paralelamente, y para ampliar la oferta de electricidad para el SIN se determina ampliar la interconexión hasta el Chaco, a través de una línea de 130 km, donde se construirá la Planta Termoeléctrica
del Sur, cuyas turbinas han sido licitadas, por los tiempos que exige la entrega de las mismas por parte del proveedor. Otros proyectos inmediatos a ser ejecutados son la línea Cochabamba – La Paz, que permitirá garantizar el suministro de electricidad a esa ciudad. Tenemos el diseño final del tramo y estamos esperando concretar el financiamiento para iniciar los trabajos. De igual manera, estamos aguardando la venia del Congreso al financiamiento del BID para la implementación de la termoeléctrica de Misicuni. “Queremos desarrollar varios proyectos hidroeléctricos con el propósito de diversificar la matriz energética, puesto que
ello nos permitirá el empleo del gas natural en otros rubros, como la industrialización o la exportación”, apuntó Alarcón, destacando que se quema gas en la generación termoeléctrica a un dólar treinta (1,30 MMbtu) el millón de BTU, un precio subvencionado que se expresa en las tarifas de consumo eléctrico. RECURSOS DEL BCB Alarcón sostiene que a través de la Ley Financial, ENDE cuenta, al igual que YPFB, con 1.000 millones de dólares para plasmar distintos proyectos, entre ellos la planta Termoeléctrica del Sur, de manera inmediata.
PLAN ESTRATÉGICO para exPORTAR ELECTRICIDAD EN 2020 El plan estratégico de ENDE indica que Bolivia estará en condiciones de exportar energía eléctrica dentro de 10 años. “Para el año 2020 se tiene previsto poder ofertar, a los países vecinos, una potencia hidroeléctrica disponible total de 6’200 MW”, señala. Agrega que “existen acuerdos para proyectos de exportación de electricidad a países vecinos. Existen estudios del sector privado concluidos de infraestructura de transmisión para la exportación a Perú y Chile”.
Entre los proyectos importantes se encuentra Cachuela Esperanza, cuyo estudio a diseño final se encuentra en su última fase. El proyecto hidroeléctrico del Bala, que en algún momento fue llamado “el Asuan de Suramérica, aún está en gestiones para realizar los estudios de pre factibilidad, factibilidad, y diseño final. En tanto, se tiene previsto efectuar el estudio de pre factibilidad del proyecto hidroeléctrico Río Madera con una consultora especializada, informó ENDE.
tenemos una máquina (No.10) que hemos encontrado parada por mantenimiento, que inyecta 70 MW de electricidad y que lamentablemente nos ocasiona pérdidas
Jerges Mercado, gerente general a.i. de Guaracachi S.A.
“Guaracachi debe bs. 900 millones a 25 entidades financieras” Foto: Franco García S.
El ex ministro de Obras Públicas, ex Superintendente y viceministro de electricidad hace revelaciones, antes de realizar una auditoría, sobre el estado financiero de Guaracachi S.A., nacionalizada. Cuestiona el retraso en la Planta de Ciclo Combinado y los costos de mantenimiento que ´ascienden a medio millón de dólares por mes´. ministración más austera, más precisa y más técnica. ¿Cómo es que sólo por concepto de intereses tienen que pagar medio millón de dólares al mes? Es más de medio millón, son las tasas de interés que tenemos que pagar, justamente por el financiamiento que se ha agarrado para poder financiar el ciclo combinado. ¿Cree que ha habido una mala operación para que la deuda sea tan alta? Inicialmente se preveía que la Planta de Ciclo Combinado tenga un costo menor y que se concrete rápido. Sin embargo, los datos que manejamos es que el proyecto tuvo un costo mucho mayor de lo previsto. Llama mucho la atención que se haya demorado y que el costo sea mucho más alto.
TEXTO: franco garcía S. ¿Cómo encontró a la empresa Guaracachi? Sin temor a equivocarme puedo afirmar que hemos encontrado a una de las empresas con mayor endeudamiento del sector eléctrico nacional. Hemos tenido la oportunidad de revisar los estados financieros al 31 de diciembre pasado y hemos encontrado a una empresa con una deuda de Bs. 900 millones contra un patrimonio neto de 945 millones de bolivianos. Obviamente hay que confirmar si es correcto este patrimonio neto, pero una evaluación técnica y financiera será la que se encargue de decir si es cierto ese dato o no. De lo que sí estamos seguros es de la deuda de Bs. 900 millones que se tiene con 25 entidades financieras tanto nacionales como internacionales. Guaracachi es una empresa generadora de electricidad con un 32 por ciento de potencia efectiva en el Sistema Interconectado Nacional, lo que la convierte en la empresa más grande del país, por lo que considero que tenemos oportunidades de salvar esta crítica situación de iliquidez.
Hay un proyecto muy importante de ciclo combinado y estamos haciendo las evaluaciones correspondientes para ver cuándo va a entrar en operación porque se ha venido retrasando ya en varias oportunidades y nosotros como una nueva administración responsable no queremos una fecha sin hacer las evaluaciones técnicas y financieras previamente. Lo que sí podemos decir es que se ha demorado mucho y que también es el proyecto que ha estado desangrando a esta empresa en muchos aspectos. Se ha gastado mucho dinero. Se ha endeudado mucho la empresa, e inclusive, solamente los costos financieros nos representan cada mes alrededor de medio millón de dólares. Es el monto que se paga por intereses en este proyecto. ¿En que items está principalmente concentrada la deuda que meciona? Bueno, son varios los ítems, tenemos bonos que han sido emitidos, créditos con la CAF, y con la banca nacional. Como mencioné antes, es un alto endeudamiento, pero tenemos la esperanza de que un vez que empiece a operar el ciclo combinado se revertirán las cosas, tendremos una ad-
¿Qué información maneja en cuanto los recursos que se recibirían por el proyecto de bonos de carbono ligado a la Planta de Ciclo Combinado? Lo que podemos decir con mucha satisfacción es que semanas atrás la ONU registró el Proyecto de Ciclo Combinado de Bolivia como uno de los proyectos que tendría la posibilidad de recibir estos recursos por bono de carbono. Lo que buscamos ahora es hacer un análisis porque una de las alternativas es que se haga un preventa de los CER’s de carbono. Una posibilidad podría ser esta, y otra, obtener un mayor endeudamiento y que Ende nos preste un monto predeterminado de dinero para que podamos seguir avanzando. ¿Es viable para Guaracachi concretar este Proyecto de Ciclo Combinado? Recién hace unos días estamos haciendo las evaluaciones correspondientes, pero en principio el Proyecto de Ciclo Combinado era factible siempre y cuando se tengan los bonos de carbono, esa es la información que manejábamos a nivel de Estado y a nivel del ente regulador. ¿Cuánto tienen previsto recibir por la preventa de los bonos de carbono? Podríamos especular mucho ahora, pero depende de cuánto cuesten los CERs en el mercado internacional y no hay que olvidar de que eso varía muchísimo. Hemos tenido días en los que ha estado por encima de los 20 euros. No me atrevo a dar un dato hasta no revisar más a detalle los preacuerdos que
se tengan. De manera técnica y operativa ¿Cómo es actualmente el funcionamiento de la empresa? El tema operativo y técnico ha sido garantizado totalmente, puesto que las plantas siguen despachando energía eléctrica. Solamente tenemos una máquina que la hemos encontrado parada por mantenimiento, es la máquina número diez que inyecta 70 MW de electricidad y que lamentablemente nos ocasiona pérdidas. Por ello, estamos poniendo nuestro máximo empeño para que empiece a operar a la brevedad posible. ¿Qué otros proyectos asumirá Guaracachi en pro de la seguridad energética del país? Estamos trabajando en una pequeña planta en San Matías con el propósito de resolver los problemas energéticos de esa comunidad fronteriza. Esperamos que hasta agosto podamos tener la planta funcionando y también analizamos la posibilidad de llevar una turbina de generación eléctrica a La Paz. ¿Qué tipo de actividades está desarrollando Guaracachi en San Matías? Se está montando dos motores cada uno de 1.4 megavatios. Estamos en la parte de las obras civiles trabajando para el montaje correspondiente con motores a gas. En los próximos días abriremos la licitación para montar una planta de gas. ¿Está la empresa al día con sus impuestos? Lamentablemente Guaracachi ha tenido varias dificultades. Tenemos una controversia con el Estado que se trata de Bs. 20 millones que estaban en discusión. La empresa no pudo pagar sus tributos del 2008, pero hay un plan de pago que le está haciendo Impuestos Internos. Todavía tramitamos un plan de pago para los tributos del 2009. ¿A cuánto ascienden los tributos del 2009? Estamos hablando de 1,2 millones de dólares más los 20 millones de bolivianos del 2008, por lo que la empresa tiene iliquidez. Existe una serie de dificultades con las que nos estamos encontrando de entrada. ¿Cuánto invirtió Rurelec en Guaracachi? Será una auditoría la que determine las inversiones realizadas. Es un tiempo muy corto para que yo pueda dar una respuesta técnicamente responsable.
Electricidad Peter earl, director general de rurelec PLC
rurelec: “La iliquidez es un problema propio de un proceso de expansión” Foto: Rurelec
El máximo ejecutivo de la firma Rurelec PLC, en contacto con Reporte Energía, explicó las razones por las que Empresa Guaracachi S.A. (Egsa) afronta problemas de iliquidez financiera. Afirmó que “siempre” tuvieron el apoyo de los accionistas que decidieron no distribuir dividendos en dos gestiones consecutivas, y de los entes financiadores que prestaron su respaldo. TEXTO: franco garcía S. Para conocer la versión de Rurelec PLC, anterior socia mayoritaria de Empresa Guaracachi S.A. (Egsa), acerca de las revelaciones realizadas por su nuevo gerente general a.i, Jerges Mercado, acerca del manejo financiero y operativo de la compañía, Reporte Energía se contactó con Peter Earl, director general de la firma anglosajona. Rurelec ostentaba hasta antes de su nacionalización el 50,001 por ciento de las acciones de Empresa Guaracachi S.A. (Egsa) y ahora están en poder de la Empresa Nacional de Electricidad (Ende) vía Decreto Supremo. ¿Cuál es su posición respecto a las denuncias del nuevo gerente a.i de Guaracachi S.A. Jerges Mercado a Reporte Energía sobre la salud financiera de esa empresa? Nos imaginamos que seguramente alguien no informó adecuadamente al nuevo gerente General a.i de Guaracachi. Los Estados Financieros al 31 de diciembre del 2009, que fueron debidamente auditados por PWC, y aprobados por La Junta General de accionistas (que ya incluían como socio a Ende), muestran de manera clara que el Patrimonio Neto de Guaracachi sobrepasa realizaron dos emisiones de bonos. Como los Bs. 945 millones. Este monto, resultado podrá darse cuenta para lograr todos estos de la ecuación básica contable: Patrimonio financiamientos se realizó una minuciosa Neto= Activo-Pasivos, proviene de restar evaluación de la Empresa y la probabilidad de los más de Bs. 1.846 millones en activos de repago de las deudas; habiendo logrado que tiene la empresa, los pasivos que sólo el respaldo de estas importantes institucioalcanzan a Bs. 900 millones. Vale decir que nes financieras nacionales e internacionade acuerdo a los Principios de Contabilidad les. Sobre el resto, es posible que se refiera Generalmente Aceptados en Bolivia, el vaa pagos diferidos a proveedores. lor en libros de la empresa es de más de Bs. Desde que se nos hizo la primera cali945 millones. ficación de riesgo hasta la última, la misma En relación a las 25 entidades a las no varió y se mantiene entre una de las mas que Guaracachi altas del mercado. adeudaría, nueEn relación al vamente debepasivo contingenmos indicar que te con Impuestos el valor en libros de la al Ing. Mercado Internos. A través empresa es de más de Bs. no le han prode una interpreta945 millones, de acuerdo a porcionando la ción equívoca de los principios de contabiinformación cola ley, La Autorilidad aceptados en bolivia rrecta. Guaracadad Impositiva chi tiene préstaquiso que se canmos contratados celara dos veces el con: Banco de la Impuesto al Valor Unión, Banco Bisa, Banco Económico, BanAgregado. La impugnación se encuentra co Ganadero y Banco Mercantil Santa Cruz. en La Corte Suprema de Justicia, desde el Asimismo, se contrató un préstamo de la año 2007, por lo que no se puede hablar Corporación Andina de Fomento (CAF) y se de una deuda hasta que no se cuente con
medio millón de dólares anualmente, pero de ninguna manera a esa cifra de forma mensual. Muy por el contrario con la puesta en marcha de este proyecto se podrán reducir los costos operativos de Guaracachi, ya que con casi la misma cantidad de gas se podrá inyectar 80 MW adicionales de energía al Sistema Interconectado Nacional. ¿Por qué se retrasó en más de un año la puesta en marcha de la Planta de Ciclo Combinado y cuánto dinero invirtió Rurelec en Bolivia? Varios factores han incidido en este retraso. Uno de ellos fue la demora en autorización para mover dos unidades, donde se instalaría parte del Ciclo Combinado, a la Planta del Parque Industrial. Otro aspecto, importante de señalar, ha sido retrasos en las provisiones y en el transporte de las mismas. Debe resaltarse que transportar y abastecer a Bolivia es muy complicado, sobre todo en un proyecto tan complejo como este, que depende de muchos proveedores. Por último, problemas técnicos infaltables en el desarrollo de cualquier proyecto, han ocasionado un retraso de aproximadamente tres meses en este ultimo año.
un fallo. En relación a la iliquidez se trata de un problema propio de un proceso de expansión. Sin embargo, siempre se contó con ¿Cuánto es el monto de pago que pide el apoyo de los accionistas que decidieron Rurelec por sus acciones y por indemno distribuir dinización en videndos, en dos Bolivia? gestiones consecutivas, y de los Es probable que LOs cosSi uno se entes financiadotos operativos de la Planbasaría en lo res que en cada ta de ciclo combinado que cuesta momento nos lleguen a medio millón de reponer un prestaron su madólares de forma anual MW instalado yor respaldo. a precio de Toda la informercado, se mación indicada tendría que anteriormente es de carácter público y se hablar de una compensación relativa la puede encontrar en la Memoria Anual de a la mitad de los MW que Guaracachi Guaracachi. tenia instalados en un equivalente
¿Son altos los costos operativos de la Planta de Ciclo Combinado? En relación al alto costo al que se hace mención nuevamente creemos que el Ing. Mercado no fue informado correctamente. Es probable que los costos operativos, del Proyecto de Ciclo Combinado, lleguen a
de al menos un millón de dólares por MW. Si hablamos del valor en libros, como señalamos anteriormente, equivaldría a algo más de la mitad del patrimonio de la compañía, es decir, por lo menos 67,5 millones de dólares más los dividendos no cobrados, que suman algo más de 5 millones de dólares.
En las turbinas 1 y 2 se concluyeron las 72 horas continuas de prueba de marcha industrial sin haberse registrado deficiencia técnica. Muy pronto será la inauguración
Ramiro Becerra, jefe de Supervisión de la Planta de Entre Ríos
TEXTO: P.Mendez y F.garcía Entre ríos (CBBA)- Enviados Especiales
as obras de construcción de la Termoeléctrica de Entre Ríos, ubicada en el trópico de Cochabamba, se encuentran en su fase final con un avance del 90 por ciento, por lo que se prevé su finalización en el mes de junio de este año. Con la puesta en marcha de esta planta, se inyectará al Sistema Interconectado Nacional (SIN) un total de 100 megavatios (MW) adicionales para satisfacer la creciente demanda nacional de energía eléctrica en el país. Periodistas de Reporte Energía, en una visita a la planta, constataron que existen alrededor de 150 obreros que trabajan en las obras civiles del proyecto, además de otros que están a cargo de las pruebas de dos de las turbinas. Los ejecutivos de Ende Andina, sociedad compuesta por la Empresa Nacional de Electricidad (Ende) y Petróleos de Venezuela (Pdvsa), destacaron la rapidez de construcción de la obra que tenía un plazo de 18 meses, pero que en junio próximo cumplirá 1 año y un mes de inicio de los trabajos. Al respecto Ramiro Becerra, jefe de Supervisión de la Planta de Entre Ríos, indicó que a la fecha se tiene montadas las cuatro turbinas, pero que no fueron terminadas de “comisionar”, es decir, de verificar el montaje de los equipos por parte de Siemens, compañía fabricante, aunque ya es posible generar energía eléctrica al SIN. “En las turbinas 1 y 2 se concluyeron las 72 horas continuas de prueba de marcha industrial sin haberse registrado ninguna deficiencia técnica. Muy pronto se tendrá todo listo para su inauguración”, anunció. No obstante, señaló que todos los componentes adicionales del proyecto como la línea de transmisión y la subestación eléctrica fueron terminadas, y que, aún falta hacer algunas pruebas técnicas de las turbinas 3 y 4. Se evidenció que el muro perimetral, las vías de circulación interna entre la termoeléctrica y la subestación eléctrica, el sistema de drenajes, talleres de mantenimiento, las fundaciones de hormigón armado, los depósitos de lubricantes y combustibles, la sala de control y las oficinas de administración ya están terminados. Se conoce también que el tercer y cuarto turbogenerador estarán en condiciones de operar comercialmente a principios de junio en la medida que así lo disponga el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC), considerando que en la temporada de invierno se incrementa la demanda de energía al SIN, explicó Becerra. La empresa Siemens se adjudicó el contrato para suministrar y dirigir, con personal especializado, el montaje de las cuatro turbinas SGT-700, fabricadas por la misma empresa en sus talleres de Suecia. La termoeléctrica de Entre Ríos tiene programado usar diariamente 20 millones de pies cúbicos de gas seco (98 por ciento de metano) en la generación de energía eléctrica que se inyectará al SIN con el propósito de
Periodistas de Reporte Energía (izq. y centro) junto a Ramiro Becerra (Der.), supervisor del proyecto hicieron un recorrido por todas las áreas de la termoeléctrica
existe un avance del 90 por ciento en el proyecto y una inversión ejecutada de 70 millones de dólares
obras de Termoeléctrica Entre Río final; estará lista en junio genera
De momento se inyecta al SIN 50 MW de electricidad, pero una vez comiencen a operar los cuatro t Actualmente se están haciendo las últimas pruebas a los equipos. Las condiciones en la Planta Term futuro el sistema de Ciclo Combinado, con lo que se adicionaría 50 MW más a su capacidad total. satisfacer la demanda de energía eléctrica. La planta termoeléctrica se construye sobre 7 hectáreas; mientras que el resto de las instalaciones auxiliares o complementarias se harán en otra cantidad similar de terreno ubicadas a un lado de la obra. Ende - Andina anunció que las condiciones en la Planta Termoeléctrica de Entre Ríos están dadas para instalar a futuro el sistema de Ciclo Combinado, con lo que se adicionaría 50 MW más a su capacidad total. Actualmente, la potencia instalada de las nueve plantas que generan energía eléctrica en Bolivia suma alrededor de 1.250 MW de potencia; la oferta neta del sistema llega a 1.100 MW; mientras que la demanda real de energía bordea los 900 MW.
Detalles dEl proyecto -A la fecha ya existe un 90 por ciento de avance en el proyecto de la termoeléctrica de Entre Ríos. -La Termoeléctrica tendrá una capacidad para generar 100 MW y tendrá un costo de aproximadamente 80 millones de dólares, para implementar el proyecto, en sus diferentes etapas. -La construcción de la planta termoeléctrica fue diseñada para producir un promedio de 120 megavatios (MW) de energía, mediante la combustión de 20 millones de pies cúbicos día de gas natural.
-La empresa construirá una línea de transmisión de 1,5 kilómetros hasta la subestación Carrasco, donde se unirá con el sistema interconectado. -Las turbinas fueron fabricadas en Europa por la industria Siemens y comenzaron a operar a finales de 2009. -Ende Andina constituida como una Sociedad Anónima Mixta (SAM) entre Empresa Nacional de Electricidad (Ende) y Pdvsa-Bolivia, cuenta con derecho propietario del 60 y 40 por ciento del paquete accionario respectivamente.
Foto: YPFB TransporteFotos: Franco García S I REPORTE ENERGÍA
Electricidad “Se ha invertido 70 millones de dólares” Hugo Villarroel/ Gerente General de Ende-Andina
Una de las turbinas traídas de Suecia por la empresa Siemens que generará 25 MW.
RSE: área recreacional estará disponible para la comunidad
ca de Entre Ríos para conocer el avance de las obras del proyecto
os en fase ando 100mw
La sociedad accidental Cosica-Diteco construirá el campamento con un presupuesto de 1,6 millones de dólares. El campamento laboral de la termoeléctrica será construido sobre una superficie de dos hectáreas que albergará a más de 30 empleados entre operadores, técnicos de mantenimiento e ingenieros de planta en el área residencial. Según Hugo Villarroel, gerente general de Ende-Andina, la edificación estará terminada en un corto plazo. “Este espacio contará con servicios generales, áreas de recreación y un amplio comedor entre otros beneficios”, sostuvo.
Fotos: Franco García S.
turbogeneradores se llegará a 100 MW. moeléctrica están dadas para instalar a
Con el fin de extender la relación con las comunidades aledañas a la Planta Termoeléctrica de Entre Ríos, Ende - Andina, tiene previsto construir una campamento que tendrá un componente recreacional al que podrán acceder los habitantes aledaños al proyecto. El lugar contará con un área sobre cuatro hectáreas, que comprenderá espacios verdes y deportivos, como una cancha polifuncional, otra de fútbol y dos para frontón. viveros para la producción de verduras, un centro de capacitación y una posta sanitaria, que estarán a disposición de los pobladores de Entre Ríos y comunidades aledañas.
De los cinco contratos principales, el del gasoducto igual que el de la línea de transmisión y la subestación eléctrica de Entre Ríos en Carrasco más el contrato de obras civiles y montaje electromecánico en sus obras complementarias como vías de circulación que no están en el área de la planta de agua, áreas verdes y muro perimetral, esperamos concluirlos hasta finales de mayo o principios de junio. Creemos que no habrán mayores inconvenientes. El contrato de suministro de turbinas también está concluido. Dos de las turbinas ya están operando comercialmente y las otras dos están en un periodo de prueba. La tercera turbina vamos a ponerla en servicio comercial a finales de mayo y la última la pondremos en marcha en junio próximo. Con estas obras prácticamente ya estaría terminado el proyecto. Va a quedar únicamente el contrato que estamos impulsando en el área de residencia de operadores, que se encuentra en un espacio contiguo a la planta. En general, existe un avance del 90 por ciento en las obras y a la fecha se ha invertido 70 millones de dólares, aunque ese dato no es definitivo, sólo se sabrá la cifra total una vez se concluya este proyecto. Hoy en día la planta termoeléctrica está inyectando alrededor de 50 MW y desde junio llegaremos a los 100 MW, con lo que se garantiza el suministro de energía porque estamos trabajando responsablemente para que no haya inconvenientes en la provisión de electricidad en el país.
La subestación lista para transportar electricidad al SIN. Desde junio llevará 100 megavatios.
En la nueva oficina de control, el jefe de supervisión de la termoeléctrica , Ramiro Becerra.
Electricidad Arturo Iporre Salguero / Presidente del Comité Nacional de Despacho de Carga
incorporarán turbina de generación eléctrica en la paz para cubrir déficit Foto: Eduardo Mendizábal S. I REPORTE ENERGÍA
El Plan de Expansión del CNDC, alcanza a cerca a 2.200 millones de dólares para los rubros de generación y transmisión hasta el año 2020. Además de La Paz, se incorporará unidades de generación eléctrica para los departamentos de Potosí, Chuquisaca y Tarija. La Línea Punutuma - Tarija demandará mayor energía para el sur del país.
Arturo Iporre Salguero destaca nuevo rol del CNDC
TEXTO: Eduardo Mendizábal S.
ara atender la creciente demanda de energía de La Paz, se determinó incorporar a partir de mayo de 2011 una turbina de generación eléctrica en esa ciudad, anunció Arturo Iporre, presidente del Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC). El emprendimiento está enmarcado en la necesidad de incorporar generación en el área de La Paz, puesto que de acuerdo a
las previsiones del sector podría acrescentarse la fragilidad entre la oferta y demanda en esa zona del país. De igual manera, Iporre dio a conocer que se añadirá unidades de generación eléctrica para los departamentos de Potosí, Chuquisaca y Tarija. En esta línea indicó que es imprescindible aumentar la producción de electricidad, porque una vez que Ende concluya la línea Punutuma – Tarija crecerá la demanda de energía, tomando en cuenta que, principalmente Potosí y toda el área Sur del país, es un área minera por excelencia. “Considero que en agosto de 2011 podría estar incorporándose la generación para esa región”, acotó. La Planta Termoeléctrica del Chaco, con tres turbinas, que va a permitir la incorporación del tramo Villa Montes – Yacuiba al SIN (hoy Sistema Aislado), estará en funcionamiento en junio de 2012 “Lo destacable es que Tarija y sus actuales sistemas aislados estarán incorporados definitivamente al SIN”, apuntó Iporre. Según el titular del CNDC, en julio de 2012 tendría que estar concluida la interconexión Santivañez – La Paz, que también será encarada por Ende y que tiene por ob-
jeto garantizar definitivamente un suministro seguro y confiable a las ciudades de La Paz y Trinidad. “Asimismo, en junio del 2013 debería ingresar en operación el proyecto hidroeléctrico Misicuni (Fase 1, 80 MW) y hasta enero de 2014 se espera pueda estar operando el Proyecto Geotérmico de Laguna Colorada (100 MW)”, reveló. INVERSIÓN Iporre sostiene que según la cuantificación presupuestaria realizada para determinar el valor del Plan de Expansión, el monto alcanza a cerca a 2.200 millones de dólares para los rubros de generación y transmisión hasta el año 2020. EXPORTACIÓN Si bien los proyectos de exportación son trabajados por Ende, el Plan de Expansión no contempla los mismos. “Si existen proyectos que detentan una perspectiva mayor, como es el caso de Laguna Colorada que tendrá una potencia inicial de 100 MW, estos apuntan al mercado interno. Pensar en exportar a Chile, por ejemplo, nos obligaría a pensar en una generación mayor de
200 a 300 MW de potencia nominal instalada”, argumenta Arturo Iporre. “Es importante destacar que, los lineamientos para elaborar el Plan de Expansión Optimo aprobado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, establecen que el CNDC debe consultar a las empresas eléctricas que operan como Agentes en el Mercado, los planes, programas y presupuestos de inversión que han desarrollado. Debemos resaltar que a la fecha Ende ya opera como un Agente del Mercado. Con esta información que sirve de base para la elaboración de un Plan de Expansión podremos conocer a cabalidad la potencia que se requerirá para planificar un parque de generación suficiente y la capacidad de transmisión necesaria para abastecer la demanda futura del país”, expresó el titular del Comité Nacional de Despacho de Carga. Finalmente, Iporre considera como un hecho muy positivo el trabajo coordinado que actualmente están llevando a cabo el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, Ende, el CNDC y la AE, porque posibilita un seguimiento al cumplimiento del Plan de Expansión.
Foto: Eduardo Mendizábal S. I REPORTE ENERGÍA
ELFEC estatizada promete ´calidad del servicio e inamovilidad laboral´
Álvaro Herbas también fue funcionario de ELFEC.
lvaro Herbas, designado interventor de la Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica Cochabamba (Elfec), recibió en su despacho a Reporte Energía a pocos días de haber asumido el cargo, oportunidad en la que manifestó que garantiza la continuidad y calidad de los servicios a los usuarios de la ciudad de Cochabamba y 16 provincias del departamento. La nueva autoridad se desempeñó durante los últimos cuatro años como gerente de Operaciones de la Empresa Nacional de Electricidad (Ende). Herbas destacó que ninguno de los 360 trabajadores de Elfec será separado u objeto de cambio en las funciones que desempeña. “El propósito de la intervención es garantizar que el servicio eléctrico llegue con absoluta normalidad a todos los hogares cochabambinos. Para ello es fundamental la seguridad y estabilidad laboral de los trabajadores”, acotó.
Entre las “medidas quirúrgicas”, inmediatamente aplicadas por la nueva autoridad, se nombró y posesionó seis nuevos gerentes de área en sujeción al Decreto Supremo 0492 del 31 de abril, que faculta al interventor la designación del nuevo plantel jerárquico de la empresa. En principio, Rubén Carvajal, René Ustáriz y Ronald Zambrana fueron posesionados como gerentes de Operaciones, Comercial y Finanzas, en reemplazo de Fernando Ghetti, Ricardo Mercado y Enrique Ureña, respectivamente. Según Álvaro Herbas, los dos primeros ejecutivos recién nombrados son profesionales que ya trabajaban en la distribuidora, en tanto que el tercero se desempeñó, hasta antes de su designación, como gerente financiero de la Empresa Nacional de Electricidad. NORMALIDAD Herbas manifestó que las relaciones con el
ELFEC lleva energía al área rural de Cochabamba
Sindicato de Trabajadores de Elfec son cordiales y que ambas partes se comprometieron a mantener la misma eficiencia en los servicios de los últimos años, basada en el respeto mutuo. Herbas dijo que sostuvo varias reuniones con diferentes sectores laborales para explicarles que no se preocupen porque la intervención no significa “masacre blanca” y se buscará la estabilidad. Después de tomar conocimiento de todas las responsabilidades administrativas,
técnicas y operativas que comprende la distribución de energía eléctrica en la ciudad y provincias donde existen más de 360 mil abonados, el representante del Gobierno informó que no se registraron dificultades Herbas manifestó que el Sindicato de Trabajadores de Elfec, dueño del 40 por ciento del paquete accionario de la distribuidora, aguarda que el Gobierno convoque a sus dirigentes a iniciar negociaciones destinadas a determinar el valor real de las acciones y su transferencia definitiva a Ende.
Subrayó que no participará en las reuniones porque su misión específica es garantizar el suministro y la calidad del servicio. “Todas las negociaciones del proceso de transferencia de acciones será encarado por técnicos de ENDE”, acotó. COMTECO Por su parte, Fernando Gamboa, gerente general de Comteco, indicó que a través de un bufete de abogados que contrataron en La Paz, hará conocer su posición respecto a la reciente nacionalización de la empresa eléctrica Elfec, de la cual la telefónica posee el 52,2 por ciento de las acciones. “Sinceramente no terminamos de entender la decisión del Gobierno. Hemos analizando en estos días qué ha podido fundamentar para que se nacionalice a la distribuidora de electricidad más eficiente del país, la que más crece, la que más invierte y la que más atiende a las áreas rurales en Cochabamba. Pero, más allá de eso, el Gobierno ya ha tomado una decisión. Lo que queda es que Comteco no va a ser socio del Estado”, sostuvo Gamboa. Explicó que Comteco tiene la mayoría de las acciones que fueron compradas en abril de 2008 a la empresa Luz del Valle (compuesta por capitales chilenos y americanos). Gamboa dijo que Comteco realizó una inversión de 17,06 millones de dólares en la compra del 56,6 por ciento de las acciones de Elfec a Luz del Valle, pero que la empresa sólo les otorgó el 52,2 por ciento del paquete
accionario. Vamos a esperar también la valoración real de nuestro paquete accionario, antes de emitir cualquier opinión respecto a una posible venta de las mismas al Estado. SINDICATO “Junto a nuestra confederación hemos determinado abrir negociaciones con el Gobierno. Queremos saber en qué condiciones vamos a trabajar, qué atribuciones tiene el interventor y cuánto nos va a pagar por las acciones”, sostuvo Alfredo Viscarra, secretario general del sindicato. ¿NACIONALIZADA O ESTATIZADA? Sobre la propiedad de los trabajadores, el jurista cochabambino Mauricio Fuentelsaz afirmó que ellos están obligados a negociar el 40% de sus acciones con el Gobierno. No pueden hacerlo con terceros. Fuentelsaz aclaró que es incorrecto hablar de “nacionalización” de Elfec, porque no se puede nacionalizar lo que es de los bolivianos. “Antes de la estatización, ellos (los trabajadores) podían vender a terceros las acciones, porque eran libres de hacerlo; pero desde el momento que se dictó el Decreto Supremo 494 ya no pueden vender o transferir esas acciones a terceros, solamente al Estado, porque el Estado ha dicho que va a pagar esas acciones, previa auditoría y establecimiento del justo precio”, sostuvo.
Electricidad Nelson Caballero Vargas / Director Ejecutivo de la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad
“existe mayor certidumbre en el sector Eléctrico nacional” El ejecutivo que hoy detenta el principal cargo de la anteriormente llamada Superintendencia de Electricidad, dialogó en Cochabamba con Reporte Energía e hizo un balance del estado actual del sector eléctrico en Bolivia, destacando algunas particularidades del nuevo escenario. También reveló el traspaso de Coserelec a Ende.
¿Cuál el estado actual del sector eléctrico en Bolivia?, le consultó Reporte Energía a Nelson Caballero, a lo que el ejecutivo respondió que “Con relación al balance oferta – demanda del Sistema Interconectado Nacional (SIN), a la fecha contamos con el margen de reserva mínimo necesario para poder operar la red integrada con los niveles de calidad que establece la normativa. Esta situación irá mejorando en las próximas semanas, es decir tendremos niveles de reserva superiores al exigido por la normativa, con el ingreso en operación comercial de la 3ra y 4ta unidad de la Central Entre Ríos que está bajo la dirección de Ende Andina S.A.M. Asimismo se espera en los 2 próximos meses el ingreso del proyecto de Ciclo Combinado de la empresa Guaracachi,
recientemente nacionalizada y ahora en manos de Ende Corporación”. IMPACTO Sobre el impacto de la Nacionalización de tres generadoras y estatización de Elfec, Caballero afirmó que “el proceso de Nacionalización y Estatización de las tres empresas Capitalizadas (generadoras) y de la empresa privatizada (distribuidora), que en el pasado pertenecieron a la otrora Ende, responde a una política de Estado, a una visión país distinta plasmada en la Constitución Política del Estado Plurinacional (CPE)”. Nelson Caballero agregó que “con relación a lo que representa para el sector eléctrico, podemos afirmar que el impacto de la Nacionalización y recuperación de empresas para el Estado Plurinacional
genera de inmediato mayor certidumbre, particularmente con relación a las futuras inversiones en infraestructura eléctrica que se requieren para atender el crecimiento constante de la demanda”. “Esto se explica por tres razones: Primero, el Estado de acuerdo al artículo 20 de la CPEP, tiene la responsabilidad en todos sus niveles de gobierno, de proveer los servicios básicos para garantizar el acceso universal, en nuestro caso, a la electricidad. Asimismo, el artículo 379, numeral II de la CPEP establece que el Estado garantizará la generación de energía para el consumo interno, es decir Ende en representación del Estado tiene el mandato constitucional de las actividades productivas en la industria eléctrica. Segundo, Ende tiene el Instrumento al tener el control de 4 empresas: tres de
Foto: archivo I REPORTE ENERGÍA
ellas generadoras y una distribuidora con lo que puede asumir los grandes desafíos de las inversiones futuras para satisfacer los requerimientos de demanda en electricidad y finalmente, Ende cuenta con recursos del orden de los 1.000 millones de dólares para atender con proyectos tanto el consumo interno como de exportación. De ahí que decimos que en el sector, existe mayor certidumbre puesto que se tiene el mandato constitucional, se cuenta con las empresas que representan el
instrumento para ejecutar ambiciosos proyectos de infraestructura eléctrica, se tienen los recursos comprometidos para el sector y finalmente se tiene una Planificación del Sector Eléctrico para los próximos 10 a 20 años que establece con nitidez la secuencia, características y nivel optimo de proyectos que se deben ejecutar para abastecer la demanda al costo mínimo”, explicó en detalle la autoridad. ¿UNA NUEVA LEY? Caballero subrayó que “el actual mo-
delo de funcionamiento, todavía vigente pero que seguramente cambiará con la nueva Ley de Electricidad, concibe al segmento de la generación como un sector competitivo donde las decisiones de inversión se realizan en base a las señales económicas y expectativas de rentabilidad que obtendrían con sus ingresos económicos en el funcionamiento del mercado, de ahí que en el caso de las empresas generadoras recientemente nacionalizadas no tenían la obligación formal de realizar inversiones continuamente,
salvo los asumidos en los denominados Contratos de Capitalización que ya fueron cumplidos en el pasado”. COSERELEC Un caso espinoso que conllevó a una pregunta ineludible a Caballero fue la situación de la Cooperativa de Servicios Eléctricos de Trinidad (Coserelec). El timonel de la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad manifestó que Coserelec tuvo inicialmente cuatro años y posteriormente similar cantidad de tiempo para obtener el título habilitante que le permita ejercer legalmente la actividad de distribución. Lamentablemente, en medio del proceso de intervención, es decir en fecha 27 de abril de 2009, se cumplió el segundo plazo otorgado a Coserelec para regularizar su actividad ante el organismo regulador. En aplicación del D.S. No. 428, que establece que cuando una empresa o cooperativa no tramita ante la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad, el título habilitante que le permita ejercer legalmente su actividad, la operación de la empresa, en este caso Coserelec, será transferida a la Empresa Nacional de Electricidad, que finalmente será la encargada de garantizar la continuidad del servicio en Trinidad y zonas de influencia.
Creemos en las propias palabras del presidente, del vicepresidente y del ministro de Hidrocarburos referidas a que CRE no está en planes de estatización
Róger Montenegro, presidente de la Cooperativa Rural de Electrificación (cre)
“ANALIZAMOS la posibilidad de aplicar una reducción extraordinaria de tarifas“ Foto: Lissett Vargas O. I REPORTE ENERGÍA
El titular de CRE explica que a diferencia de otras empresas distribuidoras, la cooperativa cruceña nunca fue de propiedad del Estado, sino que fue creada por cruceños hace 48 años y administrada eficientemente, por lo que descarta cualquier intención a futuro de estatizarla por parte del Gobierno Nacional TEXTO: Paola Méndez L. ¿Considera que la nacionalización de empresas eléctricas fue transparente y oportuno? Como cooperativa distribuidora de energía eléctrica en Santa Cruz no tenemos opinión al respecto. No hacemos juicio de valor sobre este tema y sólo nos dedicamos a hacer nuestro trabajo, esperando que las empresas que recientemente fueron nacionalizadas sean bien administradas por el bien de todo el país. De lo contrario, con el tiempo el país va a darse cuenta de esta situación debido a que va a sentirse el impacto en el racionamiento de energía eléctrica. Como CRE, nuestro deseo es que se continúe trabajando de manera eficiente para cumplir cabalmente como lo que hemos venido haciendo con la distribución a nuestros usuarios. ¿Cuáles serán las implicaciones inmediatas de esta medida? Es un asunto de política del Gobierno Nacional. A nosotros no nos afecta en la medida que no nos falle la provisión de energía. Cabe aclarar que el mercado nacional eléctrico está dividido en tres segmentos, el de las empresas que generan energía, transportan y distribuyen. Nosotros como distribuidoras compramos la energía que muchas empresas generan y se la distribuimos a nuestros socios. También es importante decir que un componente importante de las tarifas está en el campo de la generación, las generadoras se llevan el 43 por ciento del costo total, de cada 100 bolivianos que paga un socio para las generadoras se van 43 bolivianos. En la medida que los costos de generación disminuyan, el costo para los socios será menor. ¿CRE ha considerado reducir sus tarifas para beneficiar a sus socios?	Sí, como distribuidora estamos analizando la posibilidad de aplicar una reducción extraordinaria de tarifas en coordinación con la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad. Se está haciendo un análisis para determinar cuánto es lo que podemos reducir, aunque en todo caso lo que nosotros cuidamos es que la energía llegue a nuestros socios al mejor precio posible. También debemos garantizar la sostenibilidad económica de nuestra cooperativa,
Presidente de CRE, Róger Montenegro, descarta una nacionalización de la cooperativa cruceña. porque si aplicamos tarifas con un criterio contribuye a la disminución de la tarifa, pero político de aquí a unos años más vamos a te- también existe la posibilidad de que en la ner una empresa distribuidora que funcione disminución la CRE pueda ajustar sus costos con un mal servicio y eso es lo que no deseapara sumarse a la reducción del segmento mos. Cualquier disminución de tarifas tiene de generación, y es posible, que se reduzque pasar por un criterio técnico y económican los costos en el área de transporte, de co racional que no tal manera que ponga en peligro la suma de esas a nuestra cooperatres partes puetiva. da beneficiar a Si aplicamos tarifas con los usuarios. un criterio político de Ustedes dijeron aquí a unos años más públicamente que El ministro de vamos a tener una emel Gobierno debe Hidrocarburos presa con mal servicio asumir su rol y manifestó que ajustar las tarifas de no haberse ¿Cómo debería ser nacionalizado el ajuste si es necesario aplicarlo? las generadoras era inminente una crisis El estudio tarifario nos dirá cómo pode- energética por falta de inversión ¿Es ciermos hacerlo, por esta razón se está analizanto? do el tema, porque hay la posibilidad de que Reitero, no tenemos un juicio de valor en generación disminuyan los costos, lo que sobre las decisiones políticas del gobierno.
La estatización de Elfec podría sentar un precedente para hacerse de las acciones de los socios en otras cooperativas eléctricas del país? Hay una diferencia fundamental entre la Cooperativa Rural de Electrificación y otras empresas distribuidoras. Primero que CRE nunca fue del Estado, fue creada por cruceños hace 48 años y administrada eficientemente por cruceños, cuyos resultados están a la vista. Tenemos un servicio de muy buena calidad y con continuidad, entonces todas aquellas empresas que la fecha han sido nacionalizadas pertenecían al Estado y ahora el Estado está retomando el control de esas empresas. No es el caso de CRE. Por otro lado, es importante explicar que la mayor fortaleza que tiene CRE es su base social, puesto que hay una tremenda conciencia en el cruceño de que las cooperativas de servicio público son patrimonio del pueblo cruceño. El Estado no ha participado en la construcción de las mismas, por lo que sería un error muy grave que el Estado intente tomar control de ellas debido a que no tiene argumentos legales, técnicos, económicos y sociales que respalden tal decisión, sería una decisión poco racional que nosotros descartamos. Creemos en las propias palabras del presidente de la República, del vicepresidente y del ministro de Hidrocarburos quienes afirmaron que CRE no está en planes de estatización. Me parece una política racional de que todo lo que esté funcionando bien no se lo cambie, no hay por qué cambiarlo. Empresas como la CRE somos reguladas por el Estado, nos hacen controles y las tarifas no son resultado de una arbitrariedad en Santa Cruz, sino que son reguladas. Cada cuatro años se hacen estudios con la AE y se fijan tarifas tope, la programación de inversiones y los costos. En el caso de las provincias de Santa Cruz tenemos los sistemas aislados, CRE tiene tarifas muy por debajo de las tarifas promedio establecidas y eso demuestra que CRE nunca necesitó de la presión del Estado por su naturaleza cooperativa. Nosotros no tenemos fines de lucro. Sin embargo, estamos en un periodo de readecuación adaptándonos y adaptando a nuestra gente, a nuestras mentalidades para enfrentar los retos que se nos vienen. ¿Cómo califica la estatización de Elfec? Simplemente no la comentamos, esa es una decisión política del Gobierno Central.
“La Central Eléctrica Bulo Bulo es del pueblo boliviano”
“Se ha fortalecido el rol participativo del Estado”
Pedro Torquemada, presidente de YPFB Chaco “Al pertenecer a YPFB Chaco, una de las ocho subsidiarias de la Corporación YPFB, la planta generadora Bulo Bulo, es propiedad del pueblo boliviano”, afirmó Pedro Torquemada, titular de la petrolera nacional. Entre las principales características de la generadora destacan: La Central Eléctrica Bulo Bulo (CECBB) está ubicada en la zona tropical del departamento de Cochabamba, en los predios del Campo Carrasco de la YPFB Chaco S.A. La empresa inició operaciones el 22 de junio del 2000, las cuales son supervisadas y dirigidas por el Centro Nacional
de Despacho de Carga (CNDC) en Cochabamba. La composición accionaria de la sociedad es la siguiente: YPFB Chaco S.A. 99.98 %, Empresa Boliviana de Energía S.A. 0.01 %, YPFB 0.01 %. La Planta es operada de forma tercerizada por la empresa SESA (Servicios Energéticos S.A.) a través de un contrato de O&M&A con CECBB. Para Operar, Mantener y Administrar la Central Bulo Bulo, SESA cuenta con personal administrativo en sus oficinas ubicadas en la ciudad de La Paz y tiene asignadas 12 personas como plantel operativo en la planta. La Central cuenta con 2 Turbinas GE LM 6000 con capacidad de 87,800 kW y el consumo de gas promedio de 17,000 MMscfd (las 2 unidades), siendo un importante aporte al Sistema Interconectado Nacional. Bulo Bulo cuenta además con la potencialidad de expandir sus instalaciones para ampliar la capacidad de generación en caso de requerirse.
Carlos Villegas Quiroga / Presidente de YPFB CORP.
Pedro Torquemada, Presidente de YPFB Chaco
Carlos Villegas Quiroga, presidente de YPFB “La política fundamental del actual Gobierno es fortalecer el rol del Estado. En ese sentido, desde el año 2006 lo que se hizo es asignarle esa importancia al Estado, de tal manera que sea el protagonista o uno de los protagonistas fundamentales de los diferentes estamentos de la economía. Eso ha pasado el 1º de mayo de 2006 con la nacionalización de los hidrocarburos y, ahora, el 1º de mayo de 2010, con la nacionalización de las empresas generadoras de energía eléctrica”, dijo Carlos Villegas, presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), al referirse a la nacionalización del sector eléctrico. “La nacionalización significa, además, un
conjunto de retos para el Estado, y el principal desafío es desarrollar una buena gestión, de tal manera que se puedan provocar resultados significativos en el ámbito económico, eléctrico, tecnológico y de recursos humanos, pero fundamentalmente, en el caso concreto de YPFB, es incrementar la producción para el abastecimiento del mercado interno y el mercado externo”, expresó Villegas. “Asimismo, ampliar las inversiones es un aspecto medular en una empresa productiva. Por otro lado, en materia de energía, incorporando hidrocarburos y energía eléctrica, el Estado tiene una parte fundamental bajo su control”, explicó el presidente de YPFB. “Los retos son mayores y tienen que traducirse en mejor servicio de energía eléctrica para la población, y que los costos y tarifas sean los adecuados para los diferentes estamentos de la población. Lo de la nacionalización no solamente es un hecho normal de una fecha que, como el 1º de mayo, es muy importante, pero también es importante la gestión y los resultados”, concluyó Villegas.
Luis Velasco Bodega / Red Eléctrica del Sur (PERÚ)
Luis Velasco participó en la reunión del CIGRE.
olivia es parte indivisible de la región andina, y ésta se caracteriza por ser una zona de retos, de cosas muy distintas, tanto en transmisión como en operación, con espacios geográficos que marcan grandes distancias entre los centros de generación y los de consumo, lo cual obliga a contar con extensas líneas de transmisión. Esto es una constante en países Como Perú, Ecuador, Colombia y Bolivia, afirma Luis Velasco Bodega, gerente de Administración y Finanzas de REDESUR, la transportadora de electricidad que ope-
“No se debe copiar sistemas y tampoco metodologías” ra en Perú. Velasco llegó a Cochabamba para asistir a una reunión del Consejo Internacional de Grandes Sistemas Eléctricos (CIGRE), filial Bolivia. La oportunidad fue propicia para que el experto de origen español dialogue con Reporte Energía. INTEGRACIÓN Velasco considera que “una de las condiciones materiales para la integración efectiva es el contar con una infraestructura energética adecuada lo cual implica que las operaciones de infraestructura deben satisfacer criterios económicos y comerciales mínimos de viabilidad, además de considerar esas operaciones de infraestructura como los principales factores promotores de la integración energética. Esto implica establecer los documentos legales básicos, así como las reglas fundamentales necesarias, para el desarrollo y apoyo a las redes energéticas que atraviesan la Comunidad”. Consultado sobre la importancia de la experiencia europea para América Latina, Velasco dijo que “si bien es importante por
su larga experiencia, ella no es gravitante porque cada país tiene particularidades muy propias, y lo que debe hacer es tomar de esa experiencia lo más útil y ventajoso para su sistema, pero nunca debe copiar sistemas, tampoco metodologías”. La energía eléctrica en Europa ha sido la primera en integrar a los países en este continente. El sistema eléctrico interconectado europeo cuenta con más de medio siglo de existencia y es considerado como el más grande y seguro del mundo; los estados miembros de la Comunidad Europea basados en esta experiencia, han decidido continuar con la eliminación de las barreras y restricciones que enfrenta el mercado eléctrico europeo. En el contexto liberalizado de la producción y del consumo, se está regulando un acceso objetivo, transparente y no discriminatorio a las redes de transporte y distribución europeas para crear el mercado interior de electricidad, reseñó Velasco Bodega. “El proceso de integración europea demandó varias décadas de negociaciones y
ajustes en cada uno de los países miembros. El camino hacia un mercado único, especialmente en el sector energético, ha estado lleno de obstáculos y marcado de fracasos (especialmente en intentos y medidas de rápida ejecución), pero también de grandes éxitos que han abierto el camino hacia una integración progresiva de la Comunidad, asegurando, al mismo tiempo, una cohesión económica y social entre los estados miembros”, destacó el especialista español. BARRERAS Para la eliminación de barreras técnicas se debe priorizar la armonización de las normas y reglas técnicas. También se debe realizar un proceso de estandarización de los productos energéticos (producción, transporte y distribución, así como de los equipos de mayor consumo energético). Otra prioridad es la apertura del suministro público (apertura de contratos públicos sin discriminación alguna), puntualizó Velasco.
Las líneas de transmisión ubicadas en el municipio de Entre Ríos representan un riesgo por “choque eléctrico” precisamente porque se trata de líneas de alta tensión
Boris Muñoz Arce, gerente de Mantenimiento de TDE
AE y ALCALDIA MUNICIPAL PERMITEN LOS ASENTAMIENTOS
Línea de alta tensión cruza plaza de Entre Ríos; temen riesgos eléctricos Las construcciones en las proximidades de la línea San José - Carrasco aparecieron en 1995 como una extensión del campamento de los trabajadores petroleros del lugar. La AE, en coordinación con la Alcaldía Municipal, tratan de concienciar a los pobladores de que mantengan distancias mínimas de seguridad para evitar cualquier accidente por “choque eléctrico”. Fotos: Franco García S. I REPORTE ENERGÍA
na línea de alta tensión operada por la Transportadora de Electricidad (TDE), denominada San José - Carrasco atraviesa la plaza principal y gran parte del área urbana del municipio de Entre Ríos, ubicado en el trópico de Cochabamba, constituyéndose en un riesgo por “choque eléctrico”, de no cumplirse con las distancias mínimas de seguridad establecidas por la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE) y la Alcaldía del lugar. Reporte Energía en una visita a la zona evidenció que por ejemplo el propio edificio de la Alcaldía de Entre Ríos está cercano a la línea eléctrica e incluso la Comuna del lugar construyó recientemente un parque infantil metálico a pocos metros de la plaza principal, justo debajo de las líneas de alta tensión. Al respecto el burgomaestre, Emilio Zurita, anunció que trasladarán el área de recreación infantil a otro lugar y que pedirán a las autoridades correspondientes modificar la ubicación de las líneas de transmisión de alta tensión que cruzan el área urbana del municipio. Por su parte TDE confirmó tener conocimiento de los asentamientos humanos en las proximidades de esta línea de alta tensión y otras líneas de transmisión en Bolivia, pero aclaró que el municipio de Entre Ríos surgió con posterioridad a la construcción de la línea eléctrica como una extensión del campamento de los trabajadores petroleros. Según la Transportadora de Electricidad, el Subsistema Central con el Subsistema Norte se interconectaron en el año 1989 mediante una única línea de transmisión construida por Ende, denominada San José-Guaracachi, que inicialmente operó por un par de años en 115.000 voltios, y posteriormente, se elevó su tensión a 230.000 voltios. En esa época no existían construcciones en las proximidades de esta línea. Ya en el año 1995, como consecuencia de la perforación y explotación de los pozos gasíferos en la zona, Ende construyó la Planta de Generación Térmica y la subestación de maniobra denominada Carrasco. Para este fin y con el propósito de interconectar la subestación Carrasco, la mencionada línea se dividió en dos tramos: San José - Carrasco y Carrasco Guaracachi, que actualmente atraviesan el municipio de Entre Ríos. En consecuencia, la Superintendencia de Electricidad (hoy Autoridad de Fiscalización y
Niños junto a su madre (derecha) juegan en un parque infantil debajo de las líneas eléctricas de alta tensión a pocos metros de la plaza principal
DISTANCIAS ADMISIBLES EN LÍNEAS DE ALTA TENSIÓN NIVEL DE TENSIÓN 115 kV 25 m - 45 m
69 kV 20 m - 38 m
230 kV 35 m - 55 m
DISTANCIA A A B j+C i+D E E h+F G
TIPO DE TERRENO Campo abierto (Altiplano) Áreas verdes utilizadas por vehículos agrícolas Ferrovías Líneas de Distribución, Telecomunicaciones y Transmisión Construcciones, edificaciones o cultivos menores Ciudad (Calles y Avenidas) Caminos principales interdepartamentales Aguas navegables Aguas no navegables
Elaboración: Noel Castillo /Reporte Energía
NIVEL DE TENSIÓN 69 kV 115 kV 230 kV 6,8 m 7,3 m 7,9 m 7,3 m 7,8 m 8,4 m 10,0 m 11,6 11,6 j + 3,0 m j + 3,7 m j + 4,3 m i + 4,5 m i + 4,9 m i + 5,5 m 7,7 m 8,2 m 9,2 m 7,7 m 8,5 m 9,2 m h + 4,5 m h + 4,9 m h + 5,5 m 6,8 m 7,3 m 7,9 m
Electricidad Control Social de Electricidad), emitió la Resolución SSDE 160/2001, cuyo contenido fue difundido en varios municipios del país a través de presentaciones programadas a fin de evitar posibles infracciones. La resolución admite que los propietarios de predios contiguos puedan construir y plantar árboles, siempre que se respete las alturas mínimas y áreas de seguridad establecidas por la AE. Asimismo, la Ordenanza Municipal 20/2002 determina la obligatoriedad de respetar las distancias de seguridad a las líneas eléctricas, por parte de quienes pretenden construir viviendas en las proximidades de la línea eléctrica de alta tensión. No obstante, para asegurar el cumplimiento de las distancias de seguridad, TDE realiza inspecciones quincenales e inclusive semanales, enviando cartas de sensibilización a los dueños de las viviendas en construcción,
a la Alcaldía Municipal y a AE, cuando existen potenciales infracciones a la Resolución SDE 160, sobre distancias de seguridad. Boris Muñoz Arce, gerente de Mantenimiento de TDE señaló que al igual que cualquier fuente de electricidad, las líneas de transmisión representan un riesgo por “choque eléctrico”, precisamente porque se trata de líneas de alta tensión, pero siempre y cuando este riesgo no esté controlado. “El cumplimiento de la Resolución SDE 160 que determina las distancias mínimas asegura que este riesgo sea prácticamente nulo”, indicó el ejecutivo. Victor Hugo Suárez, presidente del Colegio de Ingenieros Electricistas y Electrónicos de Santa Cruz, corroboró la versión de Muñoz Arce y dijo que existe riego por “choque eléctrico”, pero sólo en caso de que no se respeten las distancias mínimas de seguridad.
Los campos magnéticos no son un riesgo para la salud, según TDE
La línea de alta tensión San José - Carrasco atraviesa la plaza principal de Entre Rios Las líneas eléctricas de alta tensión producen campos eléctricos y campos magnéticos. Al respecto TDE señaló que se puede demostrar técnicamente que los campos magnéticos generados por líneas eléctricas de alta tensión son de una magnitud inferior al campo magnético natural de la tierra, e inclusive, mucho menor que la mayoría de los electrodomésticos, por lo que no representan un riesgo para la salud. Los campos magnéticos producidos por las líneas eléctricas de alta tensión pertenecen al rango de radiaciones no ionizantes, es decir, no producen ionización en la materia y por ende no afectan a la salud humana. De hecho, su valor suele estar por debajo de los 10 micro teslas (unidad de densidad de flujo magnético) cuando electrodomésticos como una batidora pueden generar hasta 25 micro teslas. Por otro lado, según TDE los avances tecnológicos de las máquinas e instalaciones eléctricas han suscitado preocupación por los posibles riesgos sanitarios asociados a su uso, pero la amenaza real de riesgo no es conocida por la población, porque se confunde las radiaciones electromagnéticas con los campos electromagnéticos imputando injustamente a éstos últimos problemas de salud.
Emilio Zurita Escobar, Alcalde municipal de Entre Ríos
“Retiraremos el parque que está bajo la torre”
Existe la posibilidad de recorrer unos 800 o 1.000 metros hacia adentro estas líneas ubicadas en el municipio. Estas líneas están cruzando el sur, norte y oeste del municipio, e inclusive, conectan a la planta termoeléctrica. Hasta el momento no hemos tenido ningún accidente, más bien la población entiende que esas líneas tienen corriente, y por eso, se cuidan de no estar cerca. Pero también hemos pensado en retirar el parque que está debajo de la torre de alta tensión por precaución, no queremos exponer a los pobladores.
Foto: Eduardo Mendizábal
Gery Cerruto, gerente general de ABB Bolivia.
TEXTO: Eduardo Mendizábal S. “La historia de Asea Brown Boveri Ltda (ABB) en Bolivia se remonta a 1978, año en que el grupo suizo BBC inicia sus operaciones con capital propio en Bolivia bajo la denominación de “Brown Boveri Oficina Técnica Ltda”. La sede oficial fue la ciudad de Cochabamba, suministrando insumos eléctricos al sector industrial y especialmente a la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) que fue la empresa estatal responsable de la generación, transmisión y distribución de energía en la mayor parte del país hasta 1995 año de su privatización, según reseña Gery Cerruto”, gerente general de ABB Bolivia.
ABB, 32 años en el sector eléctrico boliviano CRONOLOGÍA El año 1988, se produce una importante alianza estratégica a nivel internacional entre estas dos grandes empresas europeas, lo que dio lugar a una fusión entre ASEA y BBC estableciendo una nueva empresa llamada ABB (Asea Brown Boveri). En 1989, se realiza la representación legal de ABB en Bolivia con sede en la ciudad de La Paz y se establece un liderazgo en sistemas de transmisión de energía y subestaciones de alta tensión que se consolidaría con los años en el área de ingeniería eléctrica de nuestro país. Ya en 1998, la empresa crece en espacio físico con nuevas oficinas e incorpora el Lotus Notes, ya que hasta ese entonces la forma de comunicación con el resto del mundo ABB era el fax. . El mismo año, al celebrar sus 20 años de presencia en el país, decide incursionar en el oriente del país con la inauguración de su nueva oficina regional en la ciudad de Santa Cruz, centro de actividades petroleras y poseedora de un pujante
parque industrial, esta incursión bajo la responsabilidad de Gery Cerruto como Gerente Regional. Entrado el año 2000 ABB a nivel mundial reestructura su organización a fin de consagrar su liderazgo en el área de la Automatización y es debido a ello que ABB Bolivia inicia nuevas actividades con empresas de comercialización de materiales eléctricos de baja tensión para la difusión masiva de sus líneas. Ya en 2001 Cerruto que se encontra-
ba en Santa Cruz subre a la gerencia nacional en La Paz. El año 2004 se ejecuta el proyecto Cambio de Tensión con la empresa TDE en el cual suministra los equipos de subestación en 230 KV, transformadores y reactores para las subestaciones de Mazocruz, Vinto y Valle Hermoso de la TDE. ABB celebra 32 años en Bolivia habiendo participado hasta la fecha en los proyectos de electrificación y automatización más importantes.
Tecnología ABB para los grandes proyectos de ENDE.
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petróleo & gas en marcha el proyecto anunciado por gtb
Tecnología del Medio Oriente para perforar cruce de gtb en río Grande Foto: Eduardo Mendizábal S.
Ejecutivos de Gas TransBoliviano, Tatco Boring & Drilling y Bolser, se reunieron en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra con motivo de la llegada de los ejecutivos de la empresa Tatco, con sede en los Emiratos Arábes Unidos, la cual se adjudicó las obras de perforación horizontal dirigida para el cruce direccional del Río Grande del Gasoducto Bolivia – Brasil.
Gery Manuel Zuleta (izq.), de Tatco; Cristian Inchauste (centro), GTB, y Pedro Pablo Hinojosa (der.), de Bolser
a empresa Tatco B&D llega a Bolivia con el lauro de detentar el récord mundial de perforación horizontal dirigida, lograda el año 2009, con 3.050 metros de longitud para el tendido de dos ductos paralelos, de 24 y 30 pulgadas respectivamente, en cumplimiento de un contrato con Saudi Aramco, la petrolera de Arabia Saudita dijo a Reporte Energía Manuel Zuleta, gerente de Tatco Bolivia. “En 2009 visitamos Gas TransBoliviano y se nos invitó a presentarnos en la licita-
ción de las obras de perforación horizontal dirigida en el Río Grande, las que servirán para el cruce direccional del Gasoducto Bolivia – Brasil (Gasbol). Luego de reunirnos con la empresa Bolser, que es nuestra sub contratista, y tras intensas negociaciones logramos adjudicarnos la obra, que, a la fecha, sólo en la llegada y movimiento de maquinaria nos ha representado una inversión que supera los cinco millones de dólares”, indicó el ejecutivo. “Es la primera vez que Tatco realizará un trabajo de esta envergadura en un país de América Latina, lo cual tiene para nosotros un especial significado porque nos obliga
a desarrollar un trabajo de características únicas en el continente”, destacó Zuleta. Más de 13 profesionales, entre ingenieros de obra, ingenieros mecánicos, gerentes de proyecto, ingenieros de guiado y personal especializado, arribaran al país en los próximos días para iniciar los trabajos que permitirán enterrar el ducto del Gasbol a una profundidad que evite su avistamiento por la erosión del lecho del Río Grande. Tatco Boring&Drilling también trabaja en Irán y Arabia Saudita. BOLSER La empresa nacional de Servicio Petroleros Bolivian Oil Services (Bolser) estará a cargo de los trabajos de soldadura y tendido de las tuberías de 32 y 6 pulgadas respectivamente que, posteriormente, será enterrada debajo del lecho del Río Grande, manifestó Pedro Pablo Hinojosa su principal ejecutivo. Hinojosa destacó la experiencia de su empresa en este tipo de trabajos, a tiempo de señalar que la conclusión de los mismos será en diciembre, de no mediar contratiempo alguno, por lo complejo del proyecto. GTB La obra energética, de una longitud de 2.700 metros y un diámetro de 32 pulga-
das -según GTB que integra el grupo de YPFB Transporte S.A.-, demandará unos $US 17 millones, que son recursos propios de Gas TransBoliviano, empresa que opera los 557 km del Gasoducto Bolivia – Brasil en el tramo boliviano, expresó Christian Inchauste, presidente de GTB. A decir del principal ejecutivo de GTB, la obra permitirá durante los próximos cincuenta años evitar cualquier problema producto del cambio en la hidrología del Río Grande, que ya dejó al descubierto un tramo de la tubería. “Lo que vamos a hacer es instalar un ducto alternativo en un nuevo cruce de 3.000 metros más de longitud al ya existente”. Según Inchauste, Tatco viene a Bolivia para quedarse, puesto que instalará una oficina para Suramérica bajo la razón social de Tatco Bolivia S.A. BOLINTER La otra parte del proyecto estará a cargo de Bolinter, empresa nacional que se encargará de la construcción del ducto de 3.000 metros de longitud y de 32” de diámetro. Es decir, será una obra de 5.700 metros. Una parte (2.700 m) del gasoducto paralelo al existente, será por debajo del lecho del río, utilizando el método de perforación horizontal dirigida (HDD).
Equipos y tractores pesados entre la amplia oferta
Cormaq introduce maquinaria industrial Foto: Eduardo Mendizábal
a empresa Cormaq, que importa y comercializa maquinaria industrial para uso múltiple, participó en la Feria Internacional de Cochabamba (Feicobol 2009) y ofertó equipos y maquinarias para la industria y comercio. Cormaq mostró las novedades que tiene en sus cuatro divisiones: camiones y buses, maquinaria industrial, equipamiento para negocios y equipamiento agrícola. En su división de camiones y buses, Cormaq comercializa vehículos de la marca Scania que son reconocidos a nivel internacional. Ofrece una variedad de camiones, tracto camiones, chasis para buses, motores industriales, motores marinos y motores para generación de energía. En la división de maquinaria industrial, la compañía vende equipos para la indus-
tria maderera, líneas para alimento, plantas procesadoras de lácteos, calderos y embotelladoras, entre otros. En la división de equipamiento para negocios, brinda una amplia gama de productos como cocinas industriales, balanzas, lavanderías industriales, heladerías, equipamiento para supermercados, cámaras frigoríficas, cafeterías, almacenes, friales y otros. Finalmente, en su división de equipamiento agrícola importa y comercializa equipos de la firma Casp con componentes para almacenaje de granos, silos, equipos para secado de cereales, transportadores, limpieza y prelimpieza. Cuenta además con una línea avícola con incubadoras y nacedoras. Mario Mendoza, gerente general de Cormaq, indicó que para participar en
Feicobol invirtieron alrededor de 40 mil dólares en la instalación de un amplio y cómodo stand, donde exhibieron maquinaria dirigida a diferentes sectores de la industria nacional. “Nuestra participación en la feria ha sido muy positiva. Hemos hecho contacto con personas realmente interesadas. Tenemos programado continuar en otras ferias organizadas en Bolivia, como la Fexpocruz, donde tenemos grandes expectativas de realizar buenos negocios”, señaló el ejecutivo. Cormaq es una importadora que comercializa camiones, buses, balanzas y equipos industriales de alta calidad que son ofrecidos en el mercado boliviano a precios accesibles, pero con la garantía de la marca.
AGENDA ENERGÉTICA DEL 2 AL 4 DE JUNIO
DEL 18 y 19 DE agosto |i santa cruz
CURSOS SOMARÉ COSULTING GROUP
Con 13 años en la industria, Expoeléctrica reúne a las marcas líderes en la industria eléctrica y de iluminación, realizada en conjunto con Expoelectrónica, enfocada al sector electrónico industrial. Contacto: www.expoelectrica.com.mx
En su tercera versión, la Cámara Boliviana de Hidrocarburos convoca a analistas, representantes de empresas y gobiernos, además de expertos en diferentes áreas del rubro energético, se concentren bajo el título Mercados e Industrialización - “Promoviendo la expansión energética”, con temas como Mercados del gas natural, Gas no convencional, Petroquímica y Mercado Interno, entre otros. Contacto: http://2010.boliviagasenergia.com
EXPOELéCTRICA Y EXPOELECTRóNICA INTERNACIONAL 2010 | MÉXICO
XXI EXPOSICIÓN LATINOAMERICANA DEL PETRóLEO –LAPS2010 | VENEZUELA Con 20 ediciones en 31 años la Exposición Latinoamericana del Petróleo / Latin American Petroleum Show (LAPS), es uno de los eventos comerciales del ámbito energético más importantes de la región. Contacto: www.grupobgdeventos.com
AGUA 2010 | QUÉBEC – CANADA “Hidrología, hidráulica y recursos hídricos en un entorno incierto “, es un evento compuesto por el Simposio internacional de Hidráulica y el ICWRER – Conferencia Internacional sobre los Recursos Hídricos y Medio Ambiente de Investigación, con temas de hidráulica fluvial, transporte de sedimentos, hidráulica de cuencas, entre otras, dentro del contexto de la gestión sostenible del agua. Contacto: http://water2010.org
DEL 29 AL 31 DE JULIO | SANTA CRUZ
FERIA Y SIMPOSIO INTERNACIONAL DE SEGURIDAD Y SALUD OCUPACIONAL – FISSO 2010 Reporte Energía, Somaré Consulting Group y Aser, presentan la primera feria de Seguridad y Salud Ocupacional a realizarse en Bolivia, creando un Punto de Encuentro Anual para todas aquellas actividades relacionadas con la SEGURIDAD y SALUD OCUPACIONAL, induciendo a las empresas y participantes a alcanzar los estándares más elevados a nivel Internacional en SySO mediante la transmisión de conocimientos, experiencias y metodologías de vanguardia. Contacto: www.fissobolivia.com Tel. (591 - 3) 3415941
congreso gas y energía - cbh
DEL 7 AL 9 E JUNIO
CURSO CERTIFICABLE NFPA 30 CÓDIGO DE LÍQUIDOS INFLAMABLES Y COMBUSTIBLES Utilización del código en busca de la maximización de la seguridad en el almacenaje, manipulación y uso de líquidos peligrosos. Contacto: CBH -Tel: (591 – 3) 3538799 www.cbh.org.bo email: cursos@cbh.org.bo
INICIA 18 DE JUNIO
NORMA IRAM-ISO/IEC 27001 REQUISITOS PARA LOS SISTEMAS DE GESTIÓN DE SEGURIDAD DE LA INFORMACIÓN Norma IRAM ISO/IEC 27001, objetivos, alcances y utilización en las organizaciones. Contacto::Somaré Consulting Group - Teléfono: (591 – 3) 344-6352 / Fax: (591 – 3) 346-6352 / www.somare.com / Correo electrónico: capacitación@somare.com
TRATAMIENTO DE RESIDUOS, CERTIFICADO POR EL IRAM Distintas tecnologías de tratamiento de residuos especiales/peligrosos y de residuos sólidos urbanos. Contacto: Somaré Consulting Group - Teléfono: (591 – 3) 344-6352 www.somare.com email: capacitación@somare.com
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Cálculos básicos y evaluación de los procesos que gobiernan las operaciones de superficie relacionadas con el procesamiento y manejo de la Industria del Gas Natural, tales como: deshidratación, hidratos, endulzamiento, extracción/ fraccionamiento de LGN, transporte, compresión, etc.
¿CÓMO EXTENDER LA VIDA DE UNA CALDERA?
Contacto: Universidad Central de Venezuela, Facultad de Ingeniería / Ing. Emilio Anteliz Teléfonos: 0212605 3132/3138 E-mail: emilio.anteliz@ucv.ve
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Principios de funcionamiento que más afectan la integridad de la caldera y sus componentes, presentando los mecanismos de fallas y su relación con la rutina operacional de las calderas. Contacto: Somaré Consulting Group - Tel: (591 – 3) 3446352 www.somare.com Email: capacitación@somare.com
LA INDUSTRIA DEL GAS EN BOLIVIA. ANÁLISIS ACTUAL DEL UPSTREAM Y DOWNSTREAM Información actualizada de la Industria del Gas en Bolivia y el Mundo a través del Estudio, Análisis y Discusión de toda la Cadena de Valor del Gas. Contacto: www.cbh.org.bo - Teléfono: (591 – 3) 3538799
24 DE MAYO | SANTA CRUZ
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GLOSARIO Estudios del subsuelo: Estos estudios se refieren al conocimiento de las características y composición de las capas del subsuelo mediante la perforación de pozos conocidos como exploratorios. Etilbenceno (feniletano): (ethylbenzene). Líquido incoloro, más denso que el aire, densidad 0.867 (20° C). Se presenta en tres calidades; técnico, puro y para investigación. Se produce mediante la alquilación del benceno con etileno en fase vapor en La Cangrejera, y se usa esencialmente para la producción de estireno. Es tóxico e irritante. Etileno, eteno: (Ethylene). Gas incoloro de olor y sabor dulce,
densidad 0.5139 (20° C). Se obtiene mediante la desintegración de etano recuperado de los líquidos del gas natural. El etano con vapor de agua es pirolizado en un horno a temperatura de 850 a 900° C. Se obtiene en las petroquímicas La Cangrejera, Morelos, Pajaritos, Escolin y Reynosa, utilizándose principalmente en la producción de polietileno, acetaldehído, óxido de etileno, dicloroetano y etilbenceno. Evaporación: (Evaporation). Conversión gradual de un líquido en gas sin que haya ebullición. Las moléculas de cualquier líquido se encuentran en constante movimiento, la velocidad media (o promedio) de las moléculas sólo
depende de la temperatura, pero puede haber moléculas individuales que se muevan a una velocidad mucho mayor o mucho menor que la media. A temperaturas por debajo del punto de ebullición, es posible que moléculas individuales que se aproximen a la superficie con una velocidad superior a la media tengan suficiente energía para escapar de la superficie y pasar al espacio situado por encima como moléculas de gas. Como sólo se escapan las moléculas más rápidas, la velocidad media de las demás moléculas disminuye; dado que la temperatura, a su vez, sólo depende de la velocidad media de las moléculas, la temperatura del líquido que queda también disminuye.
Reporte Energía Edición Nº 34
¿Habrá seguridad energética con la nacionalización eléctrica?. Conversión a GNV inició con 6 meses de retraso y parcialmente. En junio se in...

References: artículo 20
 artículo 379
 Resolución 
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