Se generarán 60 kW para autoconsumo del parque Biocentro Güembé, con una inversión de 160 mil dólares. La iniciativa

busca ser un ejemplo de ener-gía renovable en el país.

DESTACADO

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Distribución Gratuita

ES ORGANIZADO POR CAINCOTAR

EVENTO

Tarija es el epicentro de las reservas de gas natural de Bolivia, por lo que sus instituciones y empresas

han decidido discutir y asumir los desa-fíos del futuro energético del país.

Nº 1516 al 31 de Julio

2009

INFORMACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE Petróleo & Gas I Electricidad I Industria I Energías Alternativas I Medio Ambiente I Desarrollo Limpio I Agua I RSE

www.reporteenergia.com

Estudio por rEgalías dE Margarita y Huaca-ya podría rEsolvErsE

PETrÓlEO & gas

Una consultoría, determinará un nuevo factor de distribución a fin de realizar un cálculo de regalías y de IDH con lo que

quedaría resuelta la disputa en-tre Chuquisaca y Tarija.

ISSN 2070-9218

José Magela bernardes, presidente de la entidad petrolera nacional, asegura que en estos seis meses se avanzó más que en los últimos seis años , pero aún faltan ¨garan-tías de pago especialmente del mercado argentino. Prometen inversión en 2009.

PETrÓlEO & gas | P. 13

R ecordó que desde el 2002, el sector petrolero privado fue marginado porque no había interlocución apropia-da ni reglas del juego claras para posibilitar la inversión

y producción. “Hoy hay rumbo a seguir, es decir, hay una luz al final del túnel y esa luz no está viniendo hacia nosotros, sino nosotros estamos caminando hacia ella”, dice Magela.

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sE iNstala El priMEr parquE Eólico dE Bolivia EN saNta cruz

COTIZACIÓN DEL PETRÓLEO | JULIO 09

ENErgía alTErNaTIVa

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cBH: aHora EMprEsas tiENEN “rEglas dE JuEgo claras”

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DIrECTOr : MIGUEL ZABALA Editorial

QUÉ DIJO

lo ÚltiMo

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 2008ISSN 2070-9218

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STAFF

Miguel Zabala Bishop DirectorBranko Zabala Gerente General Lauren Montenegro / Ana Paola Hórnez ComercialNerea Garcés / Noel Castillo DiseñoFranco García Jefe de Información

mzabala@reporteenergia.com

Contactos:redaccion@reporteenergia.compublicidad@reporteenergia.comTel. (591-3)3415941www.reporteenergia.com

La Asociación Nacional de la Prensa, aceptó el ingreso de Reporte Energía como miembro pleno, hecho que fue comunicado por el presidente de la entidad Marco Anto-nio Dipp Mukled, en carta a nuestro director fechada en Sucre, el 25 de junio del presente año.

La ANP, se ha constituido en la principal trinchera de la lucha por la libertad de expresión en Bolivia, manifestán-dose, sin distinción, ante las acciones que atentan contra el sagrado derecho de informar y ser informado.

Con esta afiliación, ratificamos nuestra declaración de principios y nuestro firme compromiso a favor de la liber-tad de expresión irrestricta, la verdad y la democracia.

La decisión de las organizaciones indígenas y cam-pesinas de Bolivia para impedir que se emprendan nue-vas operaciones petroleras y mineras en sus territorios, en la Amazonía, los valles y el Altiplano, sin su expreso consentimiento y previa consulta, han enojado al presi-dente Evo Morales.

Reunidos en La Paz el 7 y 8 de julio, los representan-tes de los pueblos indígenas originarios y campesinos de Bolivia habían exigido al gobernante, indígena como ellos, que consulte y respete la decisión de los pueblos sobre las actividades mineras e hidrocarburíferas en sus comunidades.

Los indígenas conminaron a Morales a detener los trabajos petroleros que se han iniciado en la Amazonía y otros emprendimientos mineros que se realizan en el Altiplano atentando contra el medio ambiente, la salud y la vida de las comunidades.

Pueblos originarios y comunidades campesinas conminan a frenar las operaciones mineras y petroleras que no cuentan con su expreso consentimiento y que destruyen el medio ambiente. El Presidente cuestiona a los líderes de la protesta y dice que están manipulados por las ONGs ambientalistas

Dirigentes indígenas y activistas ambientalistas han denunciado que en la zona ya se han instalado dos gran-des campamentos, hay apertura de caminos de pene-tración, vuelos de helicópteros diarios e incesantes, lo mismo que las detonaciones, la parte más dramática del trabajo exploratorio, y con ello, la destrucción irreversi-ble del medio ambiente, de los ríos y los bosques, de la flora y de la fauna, de la cual dependen las comunidades indígenas para la sobrevivencia de su modo de vida y su cultura. Todo ello se lleva adelante con anuencia gu-bernamental, pero sin aval indígena ni campesino, por lo que las protestas ya se han hecho sentir, mucho más cuando los funcionarios gubernamentales del Ministerio de Hidrocarburos han amenazado con enviar tropas mi-litares y al Ejército para romper la resistencia indígena.

Econoticiasbolivia.com

REPORTE ENERGíA yA FORMA PARTE DE LA ANP

INDíGENAS PIDEN SER CONSULTADOS POR EL GOBIERNO

Las empresas petroleras que operan en Bolivia, por cuenta de la estatal YPFB -dueña de toda la cadena hidrocarburífera del país- , han anunciado impor-

tantes inversiones para exploración y producción de hi-drocarburos en los próximos años, pero uno de los dos principales mercados, Argentina, aún no cumple el pe-dido realizado por Bolivia en agosto de 2008, de ofrecer una garantía de pago para sus ventas de gas natural, lo que haría inviables tales inversiones, según una fuente seria de las empresas.

La preocupación surge ante el incremento de la deu-da argentina por venta de gas natural boliviano, que se-gún el propio ministro de hidrocarburos y energía Oscar Coca, ya lleva varios meses de atraso, lo que pondría en serios aprietos al gobierno de Bolivia a través de YPFB, que debe pagar a las operadoras por la producción del energético y a las transportadoras por llevarlo de los campos a los mercados.

La CBH ha dicho en varias ocasiones que el negocio petrolero es factible cuando se gana en ambas puntas del ducto, es decir en el campo productor de origen y en el mercado. Sin embargo, en 2008 Bolivia tenía una supuesta deuda de unos $US 27 millones con argentina por incumplimiento del contrato que debía subir de los 4 MMmcd a 7,7 MMmcd y de ahí a los 16 MMmcd o más en los años siguientes.

Este no es un tema nuevo, pero es redundante en la relación boliviano-argentina, porque las deudas suman de ambos lados, a pesar de soluciones coyunturales como el pago de gas natural por parte de Argentina con garrafas de GLP a Bolivia, en tanto que el país puede estar sujeto a penalidades si incumple la cuota acorda-da, extremo que puede darse cada vez que Brasil exija el cumplimiento del GSA de llegar a por lo menos 30 MMcd y afecte la oferta a la Argentina. YPFB dice que tiene todo resuelto y ese sí que ha sido un discurso re-petitivo de los cinco presidentes de la estatal petrolera boliviana.

Pero no todo son embrollos en nuestro agitado escenario energético, ya que al parecer las empresas, otrora acérrimas enemigas del gobierno y viceversa en-contraron la fórmula mágica para saldar diferencias añe-jas y –nacionalización de por medio- se aprestan a em-prender una saludable vida conyugal que puede darle satisfacciones a los actores y un dinero extra a las malo-gradas arcas del Estado Plurinacional. Si a esto le suma-mos que empresas enroladas en la filosofía del “cambio” como GTLI, Gazprom, PDVSA y otras se encuentran hoy día invirtiendo recursos en proyectos petroleros a pesar de la pesadísima carga burocrática impuesta por YPFB, las noticias no son definitivamente nada malas. ▲

MEDIa ParTNEr EXClUsIVO EN BOlIVIa

BuENas Noticias a pEsar dE la iNcErtiduMBrE

MIEMBRO DE LA ASOCIACIÓN NACIONAL DE LA PRENSA

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ENERGíAALTERNATIVA

ENErgía altErNativa: sE iNstala El priMEr parquE Eólico dE Bolivia EN saNta cruz

En agosto de este año se inaugura la primera experiencia en Bolivia de ge-neración eléctrica a partir del viento,

con el funcionamiento de aerogeneradores que producirán en total 60 KW, destinados al autoconsumo del parque Biocentro Güem-bé, evidenció Reporte Energía en una visita a las instalaciones de este parque eólico.

El proyecto que tiene ya instalado uno de los cuatro aerogeneradores, espera en pocos días más continuar con los tres restan-tes y realizar los últimos ajustes para el lanza-miento oficial del Parque Eólico. Esta iniciati-va pertenece a Biocentro Güembé S.A., una empresa que en su sede de 24 hectáreas de extensión ofrece espacio para la educación ambiental, diversión, turismo ecológico y de aventura.

La inversión destinada al primer Parque Eólico de Bolivia es de 160 mil dólares, con los que se compró dos generadores de 20 kw en un sistema trifásico y otros dos de 10 kw de tensión monofásica, con lo que gene-rará 60 kw en total. A ello se suma la instala-ción de 3 kw con sistema fotovoltaicos para generación híbrida de energía.

Aunque el ahorro será significativo para el Biocentro Güembé, porque su factura de

energía eléctrica supera los 4 mil dólares mensuales, no es parte de sus objetivos am-pliar su capacidad de generación eólica, por lo que a futuro continuarán adquiriendo una parte de energía de la Cooperativa Rural de Electrificación (CRE) para alimentar su cre-ciente demanda.

“Se trata de una demostración de que se puede aprovechar la energía renovable. Queremos dar el ejemplo y ojalá esto haga

que otras personas instalen sistemas simila-res”, explicó Carlos Reznicek, gerente general de Biocentro Güembé, a tiempo de subrayar que este proyecto es parte de la mentalidad que tienen de “hacer algo bueno por el pla-neta”.

UnA AvEntURA hEchA REALIdAd

“El vivir en la zona del Biocentro Güem-

bé me dio la posibilidad de conocer la zona y observar la existencia de un canal de vien-to entre Terebinto wy Urubó (en el margen este del río Piraí y a pocos kilómetros de la ciudad de Santa Cruz)y ya que estamos justo en el borde, surgió la idea de monitorear el viento desde abril del año pasado. Para ello compramos una estación meteorológica, tomando los datos correspondientes. Me parece que son algo de 1100 kilómetros por

Se trata de un proyecto que generará 60 kW para autoconsumo del parque Biocentro Güembé, con una inversión de 160 mil dólares. Esta iniciativa pretende servir de ejemplo y mostrar que es posible aprovechar la energía renovable para generación eléctrica en el país.

Reporte Energía accedió - de manera exclusiva- a las instalaciones del primer Parque Eólico, ubicadas en el Biocentró Güembé.

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ESTE proyECTo ES pArTE DE lA mEnTAlIDAD quE TEnEmoS DE hACEr AlGo buEno por El plAnETA“ “Carlos Reznicek, gerente general de Biocentro Güembé en Santa Cruz

Distribución diaria de la velocidad del viento medida con anemómetro en una altura de 12 metros Fuente: Estudio de Factibilidad

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mes que recorre el vien-to en promedio en esta zona”, recordó Reznicek.

De esta manera, el pri-mer proyecto de Parque Eólico se inició mucho an-tes de que esté concluido el Atlas con esta temática, que muestra a Santa Cruz como la zona con mayor potencial para usar el vien-to con fines de producción de energía eléctrica y que fuera presentado por TDE en junio de este año.

Reznicek comentó que logró contactar vía internet a una empresa en España, fabricante y co-mercializador de equipos generadores de hasta 40 kw, debido a que en Lati-noamérica no se cuenta con proveedores de equi-pos para generación eóli-ca a pequeña escala, por-que normalmente son de 1 MW o más de potencia.

La aventura de insta-lar aerogeneradores re-sultó “una odisea”, puesto que no existe técnicos en Bolivia que conozcan este sistema, según Reznicek, por lo que incluso en el proceso de montaje se lamentó la ocu-rrencia de algunos desperfectos en dos mo-tores giratorios que se quemaron, así como la ruptura de una hélice, pero esta experien-cia sirvió para detectar las fallas y mejorar el procedimiento.

“No hemos pedido ayuda a nadie en Bo-livia y tampoco sabemos de alguien que sea experto en esto. Estamos conectándonos por internet a proveedores y otra gente que nos ayuda un poco y estamos inventando algunas cositas para adecuarnos acá. Ya te-nemos un generador armado”, comentó Zo-ran Ibrahimpasic, un ingeniero eléctrico que es el encargado del montaje de los equipos. Una de las novedades de este sistema es que conectarán el mismo a internet para verificar y leer online los datos de producción y cali-

dad de la energía eólica que se generará.El proceso de generación de electrici-

dad a través del viento es sencillo, explicó Ibrahimpasic, puesto que se compone de un aerogenerador que produce energía alterna que pasa luego a ser corriente continúa me-diante un armario de comando y protección y luego vuelve a invertirse en corriente alter-na y se conecta con la red de distribución final.

Por último, Carlos Reznicek, dijo que la idea que tiene su empresa no es de sustituir la labor de la CRE a futuro, sino “crear el mun-do mejor”, tal como realizan en otras inicia-tivas destinadas al uso eficiente del agua, manejo responsable de la basura y de la tierra. “Todas las cosas que hacemos en Gü-embé están direccionadas de esta manera”, puntualizó. ▲

4 aerogeneradoras de electricidad sumarán 60 KW

Armario de comando y protección por el que la corriente alterna se convierte a continua.

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MINERíA

sE allaNa vía para coBro dirEcto dE rEgalías MiNEras por las prEFEcturas

La gestión de siete prefecturas del país ante el Gobierno Nacional para reali-zar por cuenta propia el cobro directo

de regalías mineras (RM), sin intermediación del Servicio de Impuestos Nacionales (SIN) comenzó a dar resultados, puesto que tras recibir la información estatal para viabilizar este proyecto y aprobarse el software a usar, sólo restaría obtener la resolución bi-ministerial del Ministerio de Hacienda y de Minería.

El 10 de junio de este año el SIN, por mandato del Ministerio de Minería y Me-talurgia, entregó a los prefectos de los de-partamentos de Potosí, Oruro, Santa Cruz, Cochabamba, Chuquisaca, Tarija y La Paz in-formación que posibilitará manejar el cobro de regalías de acuerdo a norma y procedi-mientos establecidos.

“… (El MMM) nos ha instruido atender la solicitud de información sobre Regalía Minera a partir del 14 de diciembre del 2007 hasta el 31 de diciembre del 2008, presen-tada por la Prefectura del Departamento de Potosí mediante carta CITE: SDMM-URM-068/2009, en la que se indica que en reunión técnica de las prefecturas productoras, se decidió solicitar información de referencia”,

señala la nota cursada por el SIN.Aunque todavía resta la emisión de una

resolución biministerial, las Prefecturas dan por descontado que este trámite se efec-tuará sin contratiempo alguno porque en las reuniones previas con los agentes del Gobierno Nacional, se evidenció la predis-posición a atender esta demanda que posi-bilitará ahorrar el uno por ciento del total de los pagos que hacen las empresas exporta-doras de minerales.

En ese marco el 29 de junio se reunie-ron en Potosí los asesores de Minería de las prefecturas de los departamentos produc-tores para consensuar la redacción de los cambios solicitados por el Gobierno Nacio-nal para el borrador del documento técnico jurídico que normará esta actividad, y el uso del software de Oruro para unificar el siste-ma de cobro en todo el país.

Al respecto el asesor de Minería e Hidro-carburos del Gobierno Departamental, José Padilla, dijo que hasta septiembre próximo como máximo estará funcionando el siste-ma de cobro en las oficinas de las prefec-turas productoras, por lo que aprovecharán ese lapso de tiempo para capacitar al perso-nal que intervendrá en el proceso.

MEtodoLoGíA dE coBRoEn el caso de Santa Cruz, se prevé que

tres profesionales se hagan cargo del cobro directo de las regalías mineras. Una persona atenderá y recepcionará los formularios 101 (control y salida de minerales) y 102 (cobro de regalía minera), con la ayuda de un fun-cionario de la Secretaría de Hacienda del Gobierno Departamental para verificar la exactitud de los cálculos. Del mismo modo se desplegará un empleado prefectural para controlar en Aduana o en el lugar en el que se encuentre la carga de minerales a exportar.

Una de las novedades del nuevo siste-ma de cobro de RM es que el control de car-ga de minerales se hará con participación no sólo de funcionarios de la Prefectura, sino también del municipio productor para que de esta manera ejerza su función fiscali-zadora, puesto que por ley reciben el 15 por ciento de la renta, mientras que el restante va a los Gobiernos Departamentales.

Además de ahorrar el cobro de comisión del SIN del 1 por ciento del total del pago de la carga a exportar, otra de las ventajas de que la recaudación por RM se efectúe en las prefecturas es que se hará el seguimiento al

catastro minero a fin de conocer qué em-presas o personas explotan sus yacimientos concesionados para buscar mecanismos in-ternos y externos que viabilicen prospeccio-nes y mejoren la productividad de sus áreas de trabajo, indicaron los asesores de Energía de los Gobiernos Departamentales.

Las prefecturas de los departamentos de occidente del país consideran que el cobro directo de regalías mineras será un paso importante para facilitar e incremen-tar sus ingresos, además de permitir que las empresas que exportan su materia prima puedan cumplir con sus obligaciones en el exterior en el tiempo oportuno.

URAnIoPor otro lado, hasta el cierre de esta

edición se confirmó el viaje a San Ignacio de Velasco a mediados de este mes de una comisión integrada por funcionarios de la Dirección de Calidad Ambiental y de la Asesoría de Hidrocarburos y Minería de la Prefectura de Santa Cruz, para inspeccionar junto a la Brigada Parlamentaria Cruceña, el estado en el que se encuentran las conce-siones en las cuales existe uranio. ▲

Los asesores de Minería de siete departamentos consensuaron los cambios solicitados por el Gobierno para el borrador del documento técnico jurídico que normará esta actividad, y el uso del software de la Prefectura de Oruro para unificar el sistema de cobro a nivel nacional.

El control de carga de minerales se hará con participación no sólo de funcionarios de la Prefectura, sino también del municipio productor.

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hASTA SEpTIEmbrE próxImo Como máxImo ESTArá FunCIonAnDo El nuEvo SISTEmA DE rECAuDACIón“ “José Padilla, asesor de Hidrocarburos y Minería de la Prefectura de Santa Cruz

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traNsiErra apoyaartE cHaquEño

Con la finalidad de potenciar el desarrollo integral de los niños y jóvenes, Transierra entregó equipos e instrumentos musicales a la Fundación Cultural “Cambiarte” en Yacuiba, el mes pasado, dando continuidad a sus labores de responsabilidad social

que ejecuta desde hace 8 años en el chaco boliviano y otras regiones del país, según un comunicado de la compañía.

La dotación de la transportadora de gas natural consistió en cuatro guitarras, una cámara filmadora y una computadora portátil, valuadas en $us. 2.000, mismos que fueron entrega-dos para apoyar el talento de los niños y jóvenes bolivianos que viven en la región fronteriza. La recepción estuvo a cargo de miembros de la Fundación Cultural Cambiarte, encabezados por Yalo Cuellar Maire y medios de comunicación de Yacuiba y Villa Montes.

Transierra indica que desde la implementación de su plan de acción social, apoyó la eje-cución de casi un millar de proyectos y obras en salud, educación, cultura, infraestructura urbana, fortalecimiento institucional, deporte y desarrollo productivo con una inversión que sobrepasa los siete millones de dólares americanos, logrando contrapartes por un monto similar de los gobiernos municipales, prefecturas y de cooperación no gubernamental.

De acuerdo al comunicado de la compañía, su apoyo permitió que más de 50 mil fa-milias se beneficien de las obras sociales que implementa Transierra en poblaciones como Cabezas, Charagua, Boyuibe, Macharetí, Villa Montes y Yacuiba. ▲

prEFEctura crEarÁ uN cENtro dE iNvEstigacióNdE aguas

El departamento contará en algún tiempo más con un centro dedicado a la investiga-ción de los recursos hídricos en las 15 provincias y también en otras zonas del país, para lo que cuenta con un espacio físico, recursos para su funcionamiento y construc-

ción por un monto de 400 mil dólares, según el director del Proyecto de Aguas Subterráneas (Proasu) de la Prefectura cruceña, Raúl Barroso.

La instalación ubicada en el cuarto anillo y avenida alemana será un lugar de investiga-ción para el desarrollo técnico científico de la provisión de agua potable, la sostenibilidad en los sistemas de distribución, cuidado y control de la calidad del líquido producido y el manejo integral de los recursos hídricos en el departamento de Santa Cruz, indicó el titular del Proasu. La licitación de inicio de obras se anuncia que se realizará en el transcurso de este mes.

“Con este centro vamos a monitorear el tipo de las aguas que se producen y con ese resultado nuestros técnicos trabajarán propuestas para solucionar el problema en algún mu-nicipio que tenga producción excesiva de algún mineral o sustancia contaminante”, remarcó Barroso.

Según la Prefectura, hasta fin de año el departamento llegará al 100 por ciento de co-bertura de agua con la perforación de 1050 pozos que garantizarán la provisión de agua respetando el medio ambiente en las zonas rurales y ttycon el apoyo de las comunidades y cooperativas de servicio público. “Para el 2010 continuaremos con la descontaminación y limpieza de los acuíferos de la capital cruceña que presentan índices de contaminación”, dijo el titular de Proasu Jica. ▲

sE FortalEcEN proyEctos productivos dE traNsiErra

A menos de un año de implementarse cuatro proyectos productivos que benefician a 2.000 familias del Chaco boliviano, con el apoyo de Transierra, comienzan a notarse los primeros resultados, según Rafael Chávez, responsable de Relaciones Comunita-

rias de la compañía transportadora de gas natural.La inversión en las cuatro cadenas productivas asciende a cerca de medio millón de dó-

lares, y apunta a cambiar la visión de producir sólo para el autoconsumo y reemplazarla por una visión de largo plazo, es decir, de comercializar los productos e insertarlos en el mercado local, mediante un plan de negocios para que sean proyectos agroproductivos comunitarios rentables y autosostenibles.

Los proyectos concretos se plasmaron en los emprendimientos: “Avati Riru”, una asocia-ción agrícola creada en la capitanía de Charagua para el almacenamiento y comercialización de maíz y otros granos. “Temiti Riru”, una cooperativa agrícola asentada en la capitanía de Vi-lla Montes, que también almacenaría y comercializaría maíz. “Takovo”, cooperativa ganadera ubicada en la capitanía de Takovo Mora, para comercializar leche y carne de res y; finalmente, “Iyambae”, una empresa de productos cárnicos creada en la Capitanía de Yacuiba. ▲

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PETRÓLEO & GAS

Estudio zaNJarÁ lío por distriBucióN dE rEgalías dE Margarita y Huacaya

El diferendo referido a que si las estruc-turas del reservorio Margarita (Tarija) tienen una porción en Chuquisaca o

están conectadas con la del megacampo Huacaya, tiene visos de solución al acordarse entre ambos departamentos y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) la con-tratación de una empresa especializada para que haga un estudio técnico de las caracterís-ticas de los reservorios del bloque Caipipendi (operado por Repsol YPF) y que con cuyas conclusiones se resuelva la controversia.

Se prevé que el resultado de la consulto-ría esté listo en tres meses, aunque un aspec-to importante que se dilucidará previamente es la demarcación exacta y definitiva de los límites del paralelo 21 entre Chuquisaca y Ta-rija (máximo hasta fines de este mes), con la utilización de la metodología que establece el Instituto Geográfico Militar (IGM).

Existe un consenso entre las autoridades prefecturales de Chuquisaca y Tarija de que se trata de un problema geológico y no po-lítico, por lo que tras la reunión sostenida el mes pasado en Santa Cruz de la Sierra, YPFB instruyó a Repsol YPF la contratación de una empresa consultora “de reconocido prestigio internacional”, tal como establece la norma para que se haga cargo del estudio técnico.

Al respecto el vicepresidente de Admi-nistración, Contratos y Fiscalización de YPFB, Juan José Sosa, confirmó que para que el trabajo que haga la empresa consultora sea transparente y no se adolezca de la objeción de los representantes de Chuquisaca o Tarija, se solicitó que ambos departamentos tam-bién participen de la selección de la misma.

“Se va a hacer una invitación (a la empre-sa que se elija en consenso) inmediatamente

se tenga las definiciones de los límites entre ambos departamentos. Esperemos unos dos o tres meses para que se concluya el estudio que básicamente sacará el factor de distri-bución de acuerdo al artículo 45 de la ley de hidrocarburos”, afirmó Sosa.

Por su parte Sebastián Daroca, secretario Departamental de Hidrocarburos y Energía de la Prefectura de Tarija manifestó que la controversia debe ser resuelta en el marco de las disposiciones legales vigentes, a través del reglamento que establece la posibilidad de campos compartidos.

“Hay una permanente actualización a la información a partir de los estudios que se van haciendo. Creo que en el caso de Margarita y Huacaya, los últimos cinco años hubo nuevos tratados que pueden aportar al análisis. Lastimosamente desde el 2005 no se certificó las reservas, lo que hubiese permitido contar con mayores ante-cedentes para iniciar este proceso”, lamentó.

A su turno Oscar Aguilar, asesor de Hidro-carburos de la Prefectura de Chuquisaca, afirmó que los megacampos de Margarita y Huacaya son provenientes “aparen-temente de una misma estructura”, aunque el resultado que se emita posteriormente debería ser acatado por ambos departamentos. “Con los datos de la investigación, YPFB estaría en condicio-

nes de disponer de toda la argumentación le-gal para distribuir de manera equitativa, justa y responsable los recursos correspondientes a la venta de los hidrocarburos”, añadió.

La problemática entre ambos departa-mentos radica en que si el reservorio Marga-rita (Tarija), tiene una porción en Chuquisaca (Huacaya) o si ambas estructuras están conec-tadas, deberán distribuirse las regalías que le corresponden por la explotación gasífera de acuerdo a un porcentaje a determinarse y también sucedería lo mismo con el Impuesto Directo a los Hidrocarburos. De lo contrario, si no se prueba esta hipótesis, se mantendrá la asignación actual de recursos, que un 100 por ciento corresponde a Tarija.

La estatal petrolera anuló el estudio de la certificación de las reservas de gas y petró-leo del megacampo Margarita que en el año

2004 la firma Degolyer and Mac Naughton realizó por encargo del entonces presidente de YPFB, Carlos D’Arlach, por distintas fallas en su formulación como en su ejecución, además de observaciones legales. Según los resultados de esa consultoría Chuquisaca participaba con un 17.23 por ciento de ésas regalías y correspondía el restante 82,77 a Tarija.

Sin embargo mientras no se pruebe lo contrario, en Tarija sostienen que existe una falla geológica que separa a los reservorios de Huacaya y Margarita de acuerdo a estudios de profesionales de su Prefectura, que en tal caso confirmaría la actual distribución de re-galías, aunque también esperan con cautela los resultados de la consultoría que se hará.

Uno de los aspectos que aún no se dis-cutió ni negoció entre los representantes de

En tres meses más se espera contar con los resultados de una consultoría, para determinar un nuevo factor de distribu-ción a fin de realizar un cálculo de regalías - y de IDH - por concepto de producción de gas de esos campos productores, con lo que quedaría resuelta la disputa entre Chuquisaca y Tarija.

Pozo Huacaya X-1 en Chuquisaca en 2007. El descubrimiento del Megacampo Huacaya, operado por Repsol, redireccionó el debate por la redistribución de regalías.

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SACArá El FACTor DE DISTrIbuCIón DE ACuErDo Al ArTíCulo 45 DE lA lEy DE hIDroCArburoS“ “Juan José Sosa - Vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB

Las prefecturas de Chuquisaca y Tarija tienen diferencias en torno a la distribución de regalías de Margarita.

112009 | Julio

PETRÓLEO & GAS

ambos departamentos es que, en caso que el estudio técnico determine que el campo Margarita es compartido o está unido a las es-tructuras del reservorio de Huacaya, se pague de manera retroactiva por la explotación de recursos a Chuquisaca desde que se declaró al megacampo comercialmente activo.

Si bien cada Prefectura maneja sus pro-pios cálculos, Chuquisaca reclamó a la estatal petrolera mediante su prefecta, Savina Cué-llar y su director ante YPFB, para que se les proporcione datos como volúmenes expor-tados, precio comercializado y cantidad de recursos que salieron del campo Margarita para hacer estimaciones “justas, correctas, y cabales” de lo que le corresponde como de-partamento productor.

¿QUé dIcE LA noRMA? - La Ley 3058 del 17 Mayo de 2005 se-

ñala en su Art. 45 (Reservorios compartidos): “Cuando los hidrocarburos se encuentren en 2 o más departamentos, el pago de regalías se distribuirá en proporción a los factores de distribución independientemente de la ubi-cación de los pozos productores”.

- El Decreto Supremo 27124 de Unitiza-ción de Campos de 14 de Agosto de 2003 señala lo mismo en su Art. 23 referido al Re-servorio ubicado en dos o más departamen-tos que indica que “El o los titulares que des-cubran un reservorio antes de su producción comercial deberán presentar el informe de un experto estableciendo el porcentaje de hidrocarburos in-situ”. ▲

“MARGARItA Es Un MEGAcAMpo, hUAcAyA tAMBIén”Daniel Centeno Sánchez (ingeniero tarije-ño)

Entre las principales conclusiones lue-go de un estudio de los datos geológicos existentes el ingeniero tarijeño Daniel Cen-teno Sánchez concluye y declara a Época Ecológica que los megacampos Margarita y Huacaya son dos estructuras diferentes, por lo que a su juicio, el informe de Dego-lyer and Mac Naughton no tiene valor legal, además que fue rechazado por YPFB.

“De acuerdo a la opinión de expertos geólogos todas las estructuras existentes en la región fueron formadas en la oroge-nia Andina (Esfuerzos compresivos) y no Ordovícicos, que eran distensivos. La única forma que las estructuras Margarita y Hua-caya estuvieran comunicadas entre sí, es que entre las dos hubiera una Silla Estruc-tural”, explicó.

Indicó que en opinión del prestigioso geólogo Asterio Ayaviri, entre la estructura de Margarita y Huacaya, existe una estruc-tura en Echelon que en su opinión, es una falla, por lo que cualquiera de los dos ele-mentos, corta la comunicación entre las dos estructuras.

“Me permito indicar que, para que haya estructura anticlinal, los esfuerzos de-berían ser compresivos, y de acuerdo a la

reconstrucción paleogeográfica realizada por la NASA, los esfuerzos producidos en el periodo Ordovícico, fueron distensivos. Las estructuras existentes en la región de acuerdo al estudio de prestigiosos geólo-gos, fueron formadas en la Orogenia Andi-na”, añadió.

“No puede ser, que al estar la estruc-tura de Margarita claramente definida en profundidad como en superficie (según información técnica: imágenes satelitales, perforación de pozos, mapa estructural etc.), solamente 3 estratos o “láminas” de la formación Huamampampa, pasen a te-rritorio Chuquisaqueño. No encaja en nin-guna lógica geológica”, protestó.

La dirección de los esfuerzos compresi-vos que formaron la estructura de Margarita fueron: Oeste-Este y no Sur-Norte. El diseño estructural en superficie como en profundi-dad del megacampo San Alberto, realizado en forma separada por prestigiosos geólo-gos de: YPFB, Petrobras y Total no ha tenido casi ninguna variación en su interpretación. Lo mismo sucede en el megacampo Mar-garita, explicó Centeno.

El megacampo Margarita, no es com-partido, el de Huacaya, si. “Por lo tanto no debemos de la explotación de Margarita, ni un solo centavo, a nadie”, enfatizó.

GLosARIo:

cAMpoUn área de suelo debajo de la cual existen uno o más reservorios en una o más forma-

ciones en la misma estructura o entidad geológica.

REsERvoRIoUno o varios estratos bajo la superficie que estén produciendo o que sean capaces

de producir hidrocarburos, con un sistema común de presión en toda su extensión, en los cuales los hidrocarburos estén completamente rodeados por roca impermeable o agua.

“chUQUIsAcA dEBERíA REcIBIR Más dE 42 MILLonEs dE dóLAREs”

Fernando Rodríguez Calvo – Senador por Chuquisaca

Según declaraciones del senador Fer-nando Rodríguez Calvo, a la revista virtual Época Ecológica, Chuquisaca debería reci-bir más de 42 millones de dólares por con-cepto de re-liquidación de regalías, toman-do en cuenta que el descubrimiento del pozo Huacaya X-1 cambia completamente los criterios geológicos que son base para la distribución porcentual de Chuquisaca y Tarija de acuerdo a informes técnicos que podrán ser confirmados cuando se desa-rrolle completamente este campo.

Entre 1998 y 2004 se perforan los pozos MGR-X1 (descubridor), MGR-X2 hacia el sur (seco), MGR-X3 hacia el norte (productor) y MGR-X4 mucho más al norte (productor), mientras que en el 2006 se perforó el pozo Huacaya HCY-X1 descubriendo el campo que lleva este mismo nombre en Diciem-bre de 2007.

De esta manera Rodríguez plantea tres escenarios futuros. El primero está referido a que si se toma el informe preliminar ex-pedido por la Degolyer and MacNaughton, Chuquisaca participaría con un 17.23 por ciento de esas regalías. En un segundo

caso, si se considera que el pozo MGR-X4 fue descubierto con posterioridad al ante-dicho informe se puede pensar hasta en un 30 por ciento de participación chuqui-saqueña.

En un tercer escenario, con el descu-brimiento de Huacaya X-1 se vislumbra que el campo que lleva este mismo nom-bre y el de Margarita conforman un gran megacampo interconectado, con lo cual el porcentaje de distribución para Chuquisa-ca llegaría a un 50 por ciento.

Haciendo un ejercicio de cálculo para regalías e IDH tomando como base una producción promedio del campo Margari-ta hasta el año pasado (2002-2008) se tiene: en gas 60 MMPCD y condensado de 3000 BLD y si se toma un precio muy conserva-dor de 5 dólares por MPC y 30 dólares el barril, las cifras serían en total: 390.000 $us/día ; 60000MPCD. Las regalías del Campo Margarita llegarían a 42.900$us /día. Por tanto, considerando 4 años de producción y 365 días en un año, se tendría la suma de poco más de 42 millones de dólares.

Señaló que el diferendo entre ambos departamentos se trata de un tema estric-tamente técnico, existiendo jurisprudencia que norma el tema de campos comparti-dos. Solicitó hacer el pago a Chuquisaca con cargo a futuros estudios más precisos y con la nueva información geológica que aportan los pozos recientemente descu-biertos. “Esta determinación es necesaria y conveniente hoy cuando la producción es aún incipiente por no explotarse plena-mente todo el potencial del campo Marga-rita-Huacaya”, añadió.

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El PMR 18 , ubicado a un kilómetro de distancia del PMR 15, se plantea los mismos objetivos: producir 7 millones de pies cúbicos por día.

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Para la primera semana de agosto próxima, esperan contar con resultados de la perforación del PMR – 18, donde según los estudios se espera descubrir un nuevo nivel productor, un poco más profundo, llamado Tupambi inferior.

T ras la aprobación congresal de la Sociedad Anónima Mixta (SAM) entre la empresa Gas To Liquid

Internacional (GTLI), (de la que Jindal es socia mayoritaria) y Yacimientos Pe-trolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), sólo restaría la promulgación de una segun-da ley para que se inicien los trabajos de exploración (y posteriormente de explo-tación) en cuatro bloques petroleros y gasíferos del país, que de acuerdo a pre-visiones de las empresas y del Gobierno comenzarán este año.

El anuncio fue dado por el presiden-te de GTLI, Luis Carlos Kinn, en el marco de la inauguración de la perforación del pozo PMR 18, cita a la que asistió el pre-sidente Evo Morales, el ministro de Hi-drocarburos, Oscar Coca, el director de Jindal Steel Bolivia S.A. Arvind Sharma y el titular de la Cámara Boliviana de Hi-drocarburos (CBH), José Magela.

El tiempo de espera en la aprobación de la SAM mediante una ley respectiva en el Congreso y otras instancias legales, motivó que el propio Jefe de Estado, Evo Morales, en su discurso se queje de los males de la burocracia estatal referida a la tardanza de los procesos, falencia que el ministro de Hidrocarburos, Oscar Coca, comprometió poner su máximo empeño para subsanar, aunque “sin apartarse del marco jurídico”.

Según Kinn, la SAM conformada entre GTLI y YPFB, prevé este año, una vez sancionada la segunda ley, comen-zar actividades exploratorias en cuatros bloques en el país, en los que ejecutarán labores de sísmica, geoquímica, mag-netometría y gravimetría, dependiendo de los requerimientos técnicos que se tengan.

Uno de los bloques estudiados es del Río Beni ubicado en territorio de tres departamentos no productores como La Paz, Pando y Beni, en las “Trampas estra-tigráficas y estructurales Unión y Bella Esperanza”, donde se buscará petróleo. En Almendro que comprende: Palmar Norte, Sur, Angelito y la Barraca se con-centrará en encontrar gas.

Al sur de Santa Cruz, cerca del mu-nicipio de Charagua, se encuentra el bloque Cupecito, donde la exploración se concentrará en Guanacos (Huamam-pampa) y La Grande (Petaca). Cerca a los megacampos Margarita y Huacaya, en el departamento de Chuquisaca, se busca-rá gas en las estructuras de Itacaray.

InIcIo dE pERfoRAcIónEl 14 de julio pasado se inició la per-

foración del segundo pozo PMR – 18 del Campo El Palmar, ubicado a 20 ki-lómetros al Sur – Este de Santa Cruz de la Sierra, donde GTLI espera encontrar

tres zonas nuevas y un nuevo nivel pro-ductor un poco más profundo llamado Tupambi inferior, aparte de las zonas tra-dicionales que ya producían aquí en este campo hace 4 años.

Si los resultados salen de acuerdo a lo previsto, se perforarían otros 4 pozos más en este campo. El optimismo de

GTLI se basa en que en el pozo PMR 15, distante a un kilómetro del PMR 18, se encontró gas para producir 7 millones de pies cúbicos por día, en tres niveles diferentes empezando desde los 3400 metros hacia arriba.

Según Kinn aparte de confirmar re-servas adicionales para Santa Cruz y

tras pErForacióN EN El palMar, gtli EN sociEdad coN ypFB apuNta a Explorar 4 BloquEs EstE año

SIEnTo quE CuAnDo ToDoS noS JunTAmoS, ES poSIblE ACElErAr lA InvErSIón pArA El bIEn DEl puEblo bolIvIAno“ “ Evo Morales Ayma – Presidente de Bolivia

Autoridades de Gobierno participaron de la inauguración de la perforación del pozo PMR 18

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PETRÓLEO & GAS

132009 | Julio

PETRÓLEO & GAS

A diferencia de lo que sucedía des-de hace seis años atrás hasta hace poco, el sector petrolero consi-

dera que las perspectivas para invertir en el país mejoraron ostensiblemente, luego que en los últimos seis meses lo-graron ponerse de acuerdo en las “reglas de juego” tras diálogo sostenido con el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivia-nos (YPFB), reveló José Magela Bernar-des, presidente de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH).

“Se avanzado en los últimos seis me-ses, más que en los últimos seis años en términos de encarrillar el desarrollo del sector, gracias al Ministerio de hidrocar-buros, en especial la actuación bastante fuerte de Manuel Morales y del ministro Oscar Coca”, destacó el titular de la CBH.

Según el representante de las pe-troleras privadas que operan en el país, la inversión en el segundo semestre de este año será significativamente mayor que en el 2008, aunque no quiso precisar los montos, aunque para dar un ejemplo mencionó que por ejemplo el número de sondas de perforación se incrementó, por lo que se espera contar con 10 equi-pos hasta fin del 2009 (en las mejores épocas había 20, mientras que el pasado año se contaba con sólo un par).

Dijo que están avanzando en la pre-sentación de los planes de desarrollo de todos los campos de Bolivia, a través del Ministerio de Hidrocarburos y YPFB, as-pectos en los que están coordinando y acordando con fechas y planes. “El sector finalmente se está encarrillando en Boli-via”, remarcó.

Recordó que desde el 2002, el sector petrolero privado fue marginado porque no había interlocución apropiada ni re-glas del juego claras para posibilitar la inversión y producción. “En estos últimos seis meses esas reglas se han hecho o están más claras, por lo que hay rumbo a seguir, es decir, hay una luz al final del túnel y esa luz no está viniendo hacia no-sotros, sino nosotros estamos caminando hacia ella”, puntualizó.

En cuanto a la perforación de pozos, Magela indicó que hay empresas como Petrobras, BG, Pluspetrol, GTLI, Chaco, Andina y Repsol, realizan este trabajo de campo, por lo que se está incremen-tando la producción extra, puesto que la inversión para mantenimiento es una pequeña parte del total de recursos que desembolsarán para desarrollo de la industria.

InvERsIonEsDe acuerdo a la información de la

CBH, la inversión de la compañía BG, en todo el año sumará 80 millones de dó-lares, en las áreas de trabajo que tienen en la Vertiente, Margarita e Itaú, mientras que Petrobras, cuenta este año con el mayor número de su historia de sondas de perforación trabajando simultánea-mente.

Las auditorías que Yacimientos Petro-líferos Fiscales Bolivianos (YPFB) anunció para las empresas petroleras privadas que operan en el país, “no quitan al sueño” a tales compañías, porque esta actividad forma parte de las cláusulas del contrato firmado el 2006, por el que el Estado está en la obligación de verificar entre otros aspectos los costos de operación que se declaran.

sERvIcIos pEtRoLERosRespecto al Decreto Supremo 0148,

que otorgaba a la petrolera estatal el monopolio en la prestación de servicios petroleros, Magela dijo que esta norma salió de manera prematura y que de acuerdo a la información que maneja, su-frirá modificaciones.

“La idea no es que YPFB tenga un monopolio de servicios. Puede tener al-gunos que quiera utilizar dentro de la in-dustria, pero no creo que sea provechoso para el Estado boliviano que controle to-dos”, afirmó.

Vaticinó que se emitirá un nuevo de-creto o Resolución que clarificará el De-creto Supremo 0148, por lo que esperan opimistas este hecho ▲

cBH rEvEla quE tras 6 MEsEs dE diÁlogo coN ElgoBiErNo aHora tiENEN “rEglas claras dE JuEgo”

José Magela Bernardes, presidente de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos.

De acuerdo al titular de la CBH, José Magela, el número de sondas de perforación en el país se incrementa y se espera contar con 10 equipos hasta fin del 2009 (en las mejores épocas de la industria petrolera se llegó a tener 20)

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Tarija, con un mayor ingreso por regalía e IDH, se comprueba la tesis de que existe en zonas tradicionales del país reservas que no se explotaron al 100 por ciento, desde El Palmar hacia el norte y hacia la frontera con Argentina y que aún pue-den ser explotadas comercialmente.

“Es para nosotros como GTLI una gran satisfacción iniciar este segundo pozo y con ello confirmamos nuestra vo-cación de servicio con el país. No sólo el compromiso verbal, sino con los hechos. En el anterior pozo que se encuentra de aquí a un kilómetro habíamos predicho que íbamos encontrar gas y lo logramos. Este pozo Palmar 18 busca los mismos objetivos”, destacó.

Se estima que la perforación del PMR 18 durará 24 días, hasta 3500 me-tros. Luego, con otro equipo más chico (llamado equipo de terminación, que es más económico) se bajarán, tanto en el pozo PMR 15 como en el PMR 18, to-

das las piezas y tuberías que permitirán que ambos entren en producción en los próximos dos meses (“completación del pozo”). La producción, por cada pozo, será de 7 millones de pies cúbicos por día y el costo neto por cada uno será de 7 millones de dólares.

coMpLAcEncIA Por su parte el presidente de Bolivia,

Evo Morales Ayma, se mostró complaci-do de que en poco tiempo se haya co-menzado con la perforación del segundo pozo en el Palmar, por lo que reconoció el “esfuerzo de los inversionistas como Jindal” y el equipo de expertos de GTLI, en el marco del convenio suscrito el año pasado con YPFB.

Morales dijo que es obligación del Gobierno Nacional realizar un segui-miento de la inversión en el país y que “siento que cuando todos nos juntamos - Gobierno, mediante YPFB, empresas,

expertos e inversionistas - es posible acelerar inversión para el bien del pueblo boliviano, como la perforación aquí”.

cAMpo pALMAREl Campo Palmar se encontraba in-

activo desde hace 4 años. Fue descu-bierto por la empresa Gulf Oil Co., y lue-go desarrollado y explotado por YPFB, Sopetrol y Don Wong, sucesivamente. Actualmente el contrato de operación de este campo está siendo trasferido de Dong Won a GTLI. Este traspaso ya fue aprobado por YPFB y por el Ministerio de Hidrocarburos y se aguarda la ley que refrendará esta transferencia.

La empresa GTLI (bajo un contra-to de gerenciamiento con Dong Won, mientras se aprueba la cesión del con-trato) presentó a YPFB un Proyecto de Reactivación del Campo el Palmar para el Plan de Trabajo y Presupuesto del 2008, el cual fue aprobado el 02/05/08.

La empresa GTLI realizó una estudio integral del campo y concluyó que, ade-más de las reservas remanentes, existían niveles más profundos que tenían po-tencial de ser productores. Por ello se realizó la perforación del pozo PMR 15, hasta 3500m, mediante el cual se confir-maron los estudios y se probaron nuevas reservas, en los niveles Tupambi, Chorro y Escarpement y remanentes del nivel tradicional llamado San Telmo, el cual fue el que más produjo en el pasado.

Gracias a estos buenos resultados del pozo PMR 15, la empresa GTLI, bajo la aprobación de YPFB, decidió realizar la perforación del pozo PMR 18, median-te el cual se espera: descubrir un nuevo nivel productor un poco más profundo, llamado Tupambi Inferior, confirmar la continuidad de los reservorios descu-biertos en el PMR 15, y habilitar el pozo a la producción en el menor tiempo posible. ▲

152009 | Julio

plaNta dE trataMiENto dE gas saNta rosa producirÁ la Mitad dE su capacidad

Con bombos y platillos (literalmente), el presidente de Bolivia, Evo Morales Ayma, inauguró el funcionamiento

de la Planta de Tratamiento de Gas de Santa Rosa del Sara, situada en la comunidad de Palca, a 145 kilómetros al norte de Santa Cruz de la Sierra, la misma que producirá inicialmente la mitad de su capacidad, es decir 32 MMPCD (en total podría incremen-tar ese volumen a 60 MMPCD y 150 BPD de condensado).

El gobierno central resaltó que la Plan-ta, operada por la empresa Chaco, permitirá aumentar los volúmenes de gas natural dis-ponible para el abastecimiento de los dis-tintos mercados y a su vez cumplir con los compromisos asumidos en el Contrato de Operación. Se dijo que esta producción se destinaría a Argentina.

“Esta obra muestra que la nacionali-zación es positiva para Bolivia porque los recursos que se generan se quedarán en el país y se traducirán en el Bono Juancito Pin-to, bono para las madres, y obras en los mu-nicipios”, destacó el Jefe de Estado, quién comparó la cantidad de recursos que genera la actual empresa Chaco nacionalizada (250 millones de bolivianos) con los 60 millones de bolivianos que producía cuando estaba en manos privadas.

El monto invertido en las instalaciones

de producción bordea los 50 millones de dólares (incluye infraestructura de recolec-ción y procesamiento de gas), mientras que para la intervención de los pozos y otros cambios suman 9 millones de dólares. El financiamiento de este proyecto correspon-de a la misma empresa Chaco.

La Planta de Tratamiento forma parte del desarrollo del Complejo Santa Rosa, que incluye la intervención de 5 pozos que anteriormente fueron perforados y abando-nados como los campos Junín, Santa Rosa y Santa Rosa Oeste, además de sistemas de re-colección de la producción, y de entrega al Gasoducto troncal Yapacaní –Colpa (GYC).

Según el titular de la empresa Chaco, Pedro Torquemada, el plan de desarrollo del Complejo Santa Rosa, cuenta con tecnolo-gía de avanzada y un alto grado de automa-tización desde los pozos con telemetría y un sistema de comunicación a través de fibra óptica y de control a distancia, que permite a los operadores tener todas las variables de observación y vigilancia en la sala de control de la planta.

IndUstRIALIZAcIónPor otro lado el ministro de Hidrocarbu-

ros, Oscar Coca, destacó que trabajan en la industrialización del gas por lo que tienen en carpeta 8 proyectos a diseño final, ade-

más que dispondrán 100 mil conexiones do-miciliarias gratuitas en todo el país para “que el gas llegue a todos los bolivianos”.

Evo dEfEndIó A Ex pREsIdEntEs dE ypfB

Durante la inauguración de la Planta de Tratamiento de Gas, el Jefe de Estado se refi-rió también a los “ataques” que sufrieron an-teriores presidentes de Yacimientos Petrolí-feros Fiscales Bolivianos (YPFB), como Jaime Alvarado y Manuel Morales Olivera, quiénes a su criterio fueron víctimas de la difamación de los partidos de la oposición y que él por su inexperiencia política se vio obligado a cambiarlos. “Ahora recién me doy cuenta de lo que pasó”, reflexionó.

Igualmente Evo Morales defendió a Carlos Villegas, actual presidente de la es-tatal petrolera, quién fuera acusado en días pasados de daño económico al Estado en la compra de acciones de Transredes por el ex titular de esta empresa, Gildo Angulo, al mencionar que se trata también de intentos de desestabilización contra la política de na-cionalización de los hidrocarburos.

“AMAZoníA sIn pEtRóLEo”El Primer Mandatario del país, Evo Mora-

les, cuestionó duramente a Organizaciones No Gubernamentales (ONG’s) quienes, a su

criterio, estarían influyendo en los indígenas en el Chaco y en La Paz para que se opon-gan a la otorgación de licencias ambientales para el desarrollo de actividades petroleras de prospección, exploración y explotación de estos recursos naturales.

“Algunas ONG’s decían ‘Amazonía sin petróleo’. Con eso quieren decir que no haya gas ni petróleo para los bolivianos. Entonces ¿de qué va a vivir Bolivia si algunas ONG’s di-cen Amazonía sin petróleo? Están diciendo en otras palabras que el pueblo boliviano no tenga plata, que no haya IDH, que no haya regalías”, criticó.

Manifestó su malestar porque algu-nas ONG’s, que estarían financiadas desde Bruselas (Bélgica), se oponen a su gestión ambiental, mismas que habrían insinuado que se debería pedir permiso desde ese país para levantar la oposición al trabajo de las empresas petroleras. “Es una vergüenza”, fustigó a tiempo de señalar que “desorien-tan al pueblo boliviano”.

De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos vigente y renovada en 2004 por efecto del referéndum del gas y la actual Constitución Política del Estado, las actividades petroleras que se realicen en cualquier parte del país deben contar con el beneplácito de las or-ganizaciones indígenas vinculadas a los pro-yectos energéticos. ▲

La Planta de Tratamiento forma parte del desarrollo del Complejo Santa Rosa, que incluye la intervención de 5 pozos como los campos Junín, Santa Rosa y Santa Rosa Oeste, además de sistemas de recolección de producción y entrega al Gasoducto Troncal Yapacaní – Colpa (GYC).

ESTA obrA muESTrA quE lA nACIonAlIzACIón ES poSITIvA pArA bolIvIA porquE loS rECurSoS quE SE GEnErAn SE quEDArán En El pAíS“ “Evo Morales, Presidente de Bolivia

Según la empresa Chaco, el Plan de Desarrollo del Complejo Santa Rosa, cuenta con tecnología de avanzada y un alto grado de automatización de los pozos.

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ypFB aNuNcia pErForacióN dE pozo itg x-3 EN diciEMBrE dE 2009

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) reactivará sus capacidades de exploración de

hidrocarburos en la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz, donde perforará en diciembre próximo el pozo Itaguazurenda ITG X-3, entre otras tareas de sísmica 2 D y estudios geológicos a cargo de empresas subsidiarias y contra-tistas privadas.

La petrolera del Estado destinará $US 16.000.000 para la perforación explora-toria de un pozo de cuatro mil metros de profundidad para alcanzar las formación Iquiri y los reservorios Chorro y Tupambi en el objetivo de producir gas natural y petróleo condensado. El pozo se halla en la provincia Cordillera, en el Munici-pio de Charagua a escasos 75 kilómetros de Camiri.

Con el proyecto prácticamente ter-minado en su fase de geología y progra-mas de exploración, La subsidiaria YPFB Chaco S.A. coadyuvará a las tareas de control de calidad en cuanto a geología, sísmica y mapeo. La estatal tramita la fi-cha ambiental hasta octubre para proce-der de inmediato a la fase operativa.

El informe fue hecho público por el presidente ejecutivo de YPFB, Carlos Villegas Quiroga quien advirtió que el

Estado impulsa el potencial explorato-rio nacional desde el Chaco y particular-mente desde la provincia Cordillera de Santa Cruz que se convertirá en uno de los principales polos del desarrollo na-cional.

YPFB a través de su Gerencia Nacio-nal de Exploración procederá a invertir otros dos millones de dólares para la ad-quisición de sísmica 2D en 49 kilómetros de la estructura de Itaguazurenda. Esta tarea tendrá un costo de dos millones de dólares y se realizará en un mes y estará a cargo de una empresa a ser contratada vía licitación pública.

EstUdIosDurante los primeros días de julio,

YPFB desplazó un equipo técnico que realiza las primeras tareas de campo en la localidad de Charagua e inmediacio-nes de la locación del pozo Itaguazuren-da. Los especialistas están en procura de obtener el certificado de uso de suelo, necesario para conseguir los permisos ambientales.

Del mismo modo, personal de medio ambiente de la estatal petrolera tomó los primeros contactos con la población de Charagua en procura de socializar sus objetivos y facilitar las tareas de consulta

pública que están a cargo del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y su unidad medioambiental.

IpAtI noRtE En otro orden, los planes oficiales

precisan que también se realizará un mapeo superficial en el área denomi-nada Ipati Norte que también se ubica dentro del bloque Carohuaycho en el que YPFB cifra grandes esperanzas para poder hallar nuevos yacimientos de hi-drocarburos e incrementar las reservas nacionales.

REActIvARíAn víBoRA EL 20 dE JULIo

El informe de YPFB también consig-na que la Gerencia de Operaciones con sede en Camiri procedió al reclutamien-to de 35 personas del lugar que traba-jarán con el taladro venezolano PDV-08 que se estima iniciará la perforación del pozo 34-D en el campo Víbora el próximo 20 de julio, una vez superadas las trabas legales que existirían para la operación del citado equipo que fuera asignado por el ex - presidente de YPFB Santos Ramírez (quien se encuentra en prisión preventiva por irregularidades en sus funciones )a la cuestionada empresa

YPFB-SIPSA, envuelta en una compleja trama legal que aún no ha sido aclarada. Así mismo se supo que la otra parte del personal será contratado en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra.

De este modo, YPFB también reto-mará la actividad exploratoria en el cam-po Víbora a cargo de su subsidiaria YPFB Andina S.A.

sItUAcIón dE ypfB-sIpsALa sociedad YPFB Sipsa fue disuelta

por su directorio reunido el pasado 9 de julio en la ciudad de Santa Cruz, ocasión en la que se designó un liquidador para proceder con la disolución de la misma, descongelar sus cuentas en los bancos y proceder de inmediato a la remediación de las obligaciones socio-laborales.

InvERsIón dE ypfBLa inversión total de la estatal petro-

lera para exploración y producción en esta gestión es de $US 87.74 millones y consigna tareas operativas que serán ejecutadas por la Gerencia Nacional de Exploración (GNEE) de YPFB y se concen-trarán en la zona tradicional del Chaco donde operan las compañías petroleras que sustentan contratos de operación con el Estado. ▲

La operación se realizaría en la provincia Cordillera de Santa Cruz en al área Itaguazurenda, con una inversión de 16 millones de dólares según auncio del presidente de la estatal Carlos Villegas.

El ESTADo ImpulSA El poTEnCIAl ExplorATorIo nACIonAl DESDE El ChACo y pArTICulArmEnTE DESDE lA provInCIA CorDIllErA DE SAnTA Cruz, quE SE ConvErTIrá En uno DE loS prInCIpAlES poloS DEl DESArrollo nACIonAl“ “Carlos Villegas, Presidente interino de YPFB

Vista de las instalaciones del pozo Vibora 34-D, que sería reactivado el 20 de julio de este mes, según YPFB.

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PETRÓLEO & GAS

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oJAlá quE loS proCESoS A pArTIr DE lA EmISIón DEl DECrETo SuprEmo SE DEn rápIDAmEnTE Con loS TAllErES y Con loS TrAnSporTISTAS y poDAmoS AlCAnzAr nuESTrA mETA“ “José Kinn – Viceministro de Transporte

Existen 100 talleres registrados en la ANH que estarán habilitados par hacerse cargo de la reconversión vehicular a GNV.

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GNV

aMparadas EN dEcrEto suprEMo: 14 Mil uNidadEs dE traNsportE sErÁN traNsForMadas gratuitaMENtE a gNv

La conversión de GLP ( y próximamente de diesel y gasolina) a Gas Natural Vehi-cular (GNV) de unidades de transporte

del servicio público, será subvencionado en un cien por ciento por el Estado, por lo que se espera alcanzar hasta fin de año a 14 mil uni-dades, anunció el viceministro de Transporte, José Kinn.

Anteriormente se dijo que la subvención alcanzaría sólo el 60 por ciento del costo de la reconversión (que se estima saldría más o menos a 600 dólares para unidades pequeñas y $US 2000 para micros) y que el porcentaje restante sería pagado por los transportistas, pero luego el gobierno definió que el cambio sería totalmente gratuito.

Para lograr la meta, el gobierno anuncia que tiene disponible a la fecha de 50 millones de bolivianos, proveniente de los recursos del Fondo de Reconversión a GNV, (que cobra 20 centavos de bolivianos por metro cúbico, de-ducidos de las utilidades de los surtidores de GNV), mismo que por su carácter permanen-te podrá continuar en los siguientes años.

El proyecto se había dilatado por la falta

de consenso en la comisión integrada por los transportistas, talleres de conversión, Yaci-mientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y el Ministerio de Hidrocarburos, para la regla-mentación de la conversión vehicular, según Kinn integrante de este grupo de trabajo, quién asegura además que en estos días con-tarán con un Decreto Supremo que normará este actividad.

“Ojalá que los procesos a partir de la emisión del Decreto Supremo se den rápida-mente con los talleres, con los transportistas y podamos alcanzar nuestra meta. Nuestra base va a ser usar todos los recursos para una masiva conversión, que abarcará en una pri-mera instancia a los vehículos de transporte a quienes estamos dando prioridad”, apuntó.

Por otro lado se conoció que hasta la fecha existen 100 talleres registrados en la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), los mismos que están autorizados para realizar la conversión, sin ningún tipo de discriminación o elección, sino el sujetarse al listado de pre-cios que dictaminará YPFB.

En primera instancia se apuntará al cam-

bio de matriz energética a aquellos vehículos que estén funcionando a GLP, para liberar este combustible al uso domiciliario, lo que no im-plica que no se haga simultáneamente este mismo proceso con los que operan a diesel y gasolina, aunque conlleva complicaciones técnicas que no están resueltas totalmente.

tARIJA sE AdELAntóDesde el mes pasado en Tarija (con un

decreto especial) ejecuta un plan de conver-sión vehicular con un fondo de 28 millones de bolivianos, de los cuales se ejecutarán 14 millones de bolivianos para este año, según Sebastián Daroca, secretario de Energía de la Prefectura de ese departamento.

“Esperamos que con el aporte inicial de 28 millones de bolivianos de la Prefectura de Tarija transformemos estos cinco mil a seis mil vehículos del transporte público y después los ingresos que se generen a través del sis-tema de repago del fondo rotatorio, permita continuar con el mismo programa a aquellos que funcionan a gasolina, a diesel, estatales y privados”, resaltó.

Uno de los aspectos que destacó Daroca es que impulsan un plan “altamente innova-dor”, porque se trata de un único departa-mento que ha logrado lanzar un programa desde la gestión pública que no solamente es efectivo y sostenible en el tiempo, sino que también genera un movimiento económico alrededor de este actividad en el departa-mento de Tarija.

Al respecto José Kinn, dijo que el plan de reconversión del gobierno también se va a aplicar en Tarija porque el fondo rotatorio que dispuso la Prefectura de ese departamento “es una especie de préstamo”, porque con el mismo descuento de 20 centavos de bolivia-nos que se realizará a todos los surtidores del país se le devolverá los recursos.

“Al final es con los fondos del gobierno central que se va a realizar la reconversión también en Tarija, sólo que en ese departa-mento hoy por hoy cuentan con un dinero más de manera efectiva, que es el fondo ro-tatorio que está facilitando la Prefectura de manera temporal”, aclaró Kinn. ▲

Para ejecutar su plan de conversión masiva, el gobierno nacional revela que tiene disponible a la fecha Bs. 50 millones, del cobro de 20 centavos de bolivianos por metro cúbico de gas, deducidos de las utilidades de los surtidores de GNV. La prefectura tarijeña ya se adelantó.

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El evento es organizado por la Cámara de Industria y Comercio de Tarija (CAINCOTAR) y cuenta con el apoyo de empresas, organizaciones e instituciones de la capital chapaca y del país.

E l Primer Foro Internacional del Gas, Tarija 2009, “Desafíos energé-ticos en tiempos de cambio”, bus-

ca reunir en un evento los días 26 y 27 de noviembre, a las empresas del sector energético y los organismos del Estado nacional como YPFB, el Ministerio de Energía e Hidrocarburos, la Agencia Na-cional de Hidrocarburos, gobierno de-partamental, así como instituciones y or-ganizaciones relacionadas a la temática energética a nivel nacional y en el plano internacional especialmente a aquellas del Norte Argentino, a fin de discutir y proyectar los desafíos de la producción, los mercados, la regulación y la integra-ción energética, entre otros temas.

El gerente de CAINCOTAR, Jaime César Morales Monzón, a propósito del anuncio de este importante evento dijo que “noviembre será la cita para que compañías privadas y públicas, empre-sarios, estudiosos e investigadores del tema gasífero se reúnan en Tarija para discutir cuáles son los planes nacionales con relación al departamento”. Morales

agregó que “esta primera experiencia pone a Tarija en escena, junto con las principales capitales de América Latina en la organización de eventos energé-ticos”. “Confiamos en BZ Group y en el liderazgo del periodista especializado en energía Miguel Zabala y su equipo, en la organización y gestión del evento, por ello nombramos a Reporte Energía como órgano oficial empresarial y principal medio del 1er Foro Internacional del Gas Tarija 2009, al cual están comprometidos a apoyar y asistir todos nuestros afiliados porque en Tarija vamos a generar nuevos negocios relacionados al gas”, dijo.

Para el gerente de la Unidad de Ener-gía e Hidrocarburos de CAINCOTAR, Boris Gómez Úzqueda el foro será la oportu-nidad para que “estratégicamente Tarija muestre su potencial en gas al país”. “El Chaco y Tarija serán objeto de análisis, de propuesta y de acción, porque importan-tes compañías y expertos mostrarán que el nuevo camino del desarrollo boliviano es a partir del gas natural”, explicó.

El ejecutivo empresarial dijo que la

metodología del Foro tendrá un “mix” entre criterios técnicos, económicos y fundamentalmente de política energé-tica porque, en su criterio, el debate de fin de año rumbo a las elecciones tendrá tres ejes: debate sobre propuestas de política de hidrocarburos de los candida-tos a la Presidencia, el rol del gas para el desarrollo boliviano y la lucha contra la pobreza y tercero: Bolivia como centro de distribución de gas, líquidos y electri-cidad del Cono Sur, una tarea pendiente e inconclusa.

Por su parte, Julio Kolhberg, presi-dente de CAINCOTAR señaló que “Tarija es la base del desarrollo boliviano por los próximos 100 años, con la industria-lización del gas vamos a generar nuevas inversiones y una dinámica de trabajo diferente, con democracia y empren-diendo una nueva visión desde el sur”. Kolbergh que encabeza el directorio acompañado de los industriales Gerardo Aparicio, Víctor Fernández, Julio Carrasco y Giovanni Pacheco, comprometió todo el esfuerzo institucional y empresarial ta-

rijeño para el éxito de la cita energética de noviembre.

El gerente de la entidad empresarial, Jaime César Morales concluyó agregando que “para este operativo, por primera vez realizado en la capital del gas de América Latina, se ha firmado un convenio con la empresa BZ GROUP y la publicación es-pecializada Reporte Energía, quienes son desde ahora los encargados para llevar a buen puerto éste evento. ▲

EN NoviEMBrE tariJa tENdrÁ su priMErForo iNtErNacioNal dEl gas

EVENTO

Jaime Morales, gerente de CAINCOTAR

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192009 | Julio

¿Cuál es el nombre exacto del cargo y desde cuando ejerce funciones?

La Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE) nace a la vida insti-tucional del Estado Plurinacional con el Decre-to Supremo No. 0071 del 9 de Abril de 2009 para fiscalizar, controlar, supervisar, y sobre todo, regular al sector de electricidad en el marco de la Constitución Política del Estado (CPE), la Ley de Electricidad No. 1604 del 21 de diciembre de 1994 y sus Reglamentos, el Plan Nacional de Desarrollo (PND) y el referido Decreto Supremo Nº 0071.

A partir de fecha 7 de mayo de 2009, ejerzo funciones como Director Ejecutivo de la AE en mérito a la designación realizada con mediante Resolución Suprema Nº 00395 de la misma fecha.

La AE está a su servicio y espera ahora, la participación activa de la población, para ge-nerar lo que esperamos consolidar: Energía Social.

¿Cuáles son las funciones que desarrollará?La AE, sustituye a la ex Superintendencia

de Electricidad, y tiene todas las atribuciones y competencias de la anterior entidad además de otras establecidas en la Nueva Constitu-ción Política del Estado y el Decreto Supremo Nº 0071 como: a) garantizar los intereses y de-rechos de los consumidores promoviendo la economía plural prevista en la CPE; b) facilitar el camino para que toda la población del Esta-do Plurinacional, sin excepción alguna, pueda acceder al servicio básico de la electricidad, lo que contribuirá decididamente al desarrollo de la economía nacional; c) el aprovecha-miento sostenible de los recursos naturales, es decir, el uso de energía eficiente se ejerza de manera sustentable.

Entre las funciones y atribuciones de la AE se destacan: el otorgar, modificar y renovar títulos habilitantes para la prestación de los servicios o la realización de actividades en el sector y disponer la caducidad o revocatoria de los mismos; fijar, aprobar y publicar pre-cios, tarifas, derechos u otros de acuerdo a la normativa vigente; intervenir con facultades administrativas las empresas y entidades bajo su jurisdicción reguladora cuando concurran causales que pongan en riesgo la continuidad y normal suministro del servicio de electrici-dad; y promover la eficiencia en las activida-des del sector eléctrico y sancionar conductas

anticompetitivas, discriminatorias y contrarias al interés público.

¿Qué diferencia habrá entre la AE y la ex Su-perintendencia de Electricidad?

El Concejo de Participación Social. Me ex-plico, el concejo con participación social es un elemento central de fiscalización a la gestión del director ejecutivo y también de contacto con la realidad a través de la sociedad civil or-ganizada, sobre el cual, la AE se muestra com0 una institución novedosa y única para el nue-vo Estado y modelo económico que está en fase de transición.

El Concejo como instancia de partici-pación social, es responsable de proponer lineamientos de fiscalización, control, super-visión y regulación, además de constituirse en un poderoso mecanismo de rendición de cuentas a la sociedad por parte de las nuevas autoridades.

El ciudadano está involucrado en la ins-titución y es fundamental generar espacios de reflexión a su favor no sólo institucionales, sino también, administrativos. Ahora que la institución está en fase de transición, quere-mos comunicar que la AE tiene rostro social y que estamos comprometidos con el ciudada-no de a pie.

¿Cuáles son las principales acciones o planes que desarrollará en su cargo a corto y media-no plazo?

Estamos empeñados, en una primera fase, en personalizar y reorientar a la institu-ción, pero en paralelo no dejar de atender las necesidades que tiene la ciudadanía. La po-blación no conoce, o no tuvo la oportunidad, por el momento, de acceder a información precisa de lo que hace la AE. Los frentes de acción son incluso más amplios. Es primordial para nuestra institución garantizar las inver-siones para el sector que permitan acompa-ñar el crecimiento de la demanda, prestar cer-tidumbre a todos los actores del sector sean estos públicos, privados o mixtos, y para ello trabajaremos activamente con propuestas al Poder Ejecutivo de una nueva Ley de Electrici-dad, en el marco de la nueva visión plasmada en la Constitución Política del Estado.

Con este fin desde que asumí el car-go, tuve un objetivo inmediato, conocer a los operadores del sistema. Este objetivo se tradujo luego en reuniones sectoriales que

sostuvimos con las empresas generadoras, distribuidoras y de transporte de energía que actualmente operan en el país.

Es grato informar a usted que las em-presas están prestas acompañar los ajustes a partir de que pueda existir certidumbre para el sector, es decir reglas claras plasmadas en un nuevo marco jurídico, que lo lograremos a mediano plazo entre uno y dos años.

Ahora bien, ¿cómo piensan dar certidumbre en el corto plazo?, ¿Bajo que parámetros?

La CPE, el D.S. 0071, y la Ley de Electrici-dad, que ha sido objeto de enmiendas parcia-les en los últimos años, representan el marco legal para que las empresas sigan operando con tranquilidad en el sector. Creemos que la CPE da pie a un modelo mixto que permitirá lograr eficiencias bajo un esquema de compe-titividad comparada entre empresas públicas, privadas y mixtas como hubo antes del pro-ceso de capitalización cuando al frente de la empresa estatal ENDE se encontraba coexis-tiendo capital privado como el de COBEE, y el resultado fue que tuvimos en ENDE la mejor empresa estatal, la mas eficiente. De hecho el

ciudadano espera ahora que la nueva AE sea diferente, a la que tenga que recurrir para exi-gir sus derechos pero también debe recordar que tiene obligaciones. Ganaremos la con-fianza del ciudadano y prestaremos a su favor, certidumbre y seguridad en la prestación del servicio. Con este fin nacieron los Centros de Protección al Consumidor (CPC) que serán el vecino de 24 horas, la mano amiga, que estará siempre a su disposición.

¿Qué pasará con las tarifas de electricidad para este año y los próximos? ¿Se prevé al-gún incremento?La situación seguirá igual.

¿En qué estado se encuentra la elaboración de la nueva Ley de Electricidad?

No tengo información de que se haya co-menzado a trabajar en una nueva Ley de Elec-tricidad; sin embargo, pese a que la definición de una normativa para el sector en el marco de la CPE esta mas allá de nuestras compe-tencias, estamos institucionalmente con la mayor predisposición de aportar activamente en este propósito. ▲

“sE protEgErÁ iNvErsioNEs quE EstéN aliNEadas al sErvicio dE la poBlacióN”

Nelson Caballero Vargas, director ejecutivo de la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE)

ELECTRICIDAD

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laNzaroN MotorEs EléctricosdE BaJa tENsióN dE aBB

EEntre el 25 y 26 de junio pasado, se realizó el lanzamiento de motores eléctricos de baja tensión ABB, en

Santa Cruz de la Sierra y La Paz, presenta-ciones a las que asistió Johannes Ahlinder, responsable regional de esta área en Bra-sil y Paola Vargas y Waldo Silva de Bolivia, quienes coincidieron en resaltar las cualida-des de esta máquina.

Destacaron que un motor de alta efi-ciencia puede reducir el consumo de ener-gía de 1 a 3 por ciento en comparación a un nivel fijo de velocidad de motor en las operaciones. En la acción de velocidad va-riable, la diferencia es aún mayor. Mientras una reducción del 1-3 por ciento, puede parecer intrascendente, si se toma en cuen-ta el número de motores que operan en la industria, se considera una cantidad impor-tante de ahorro energético.

Los motores eléctricos se enmarcan en la industria de carga, y se estima 10 millo-nes de ellos sólo en el Reino Unido, usando dos tercios de electricidad en energía. Por esta razón, cada punto porcentual de au-mento en el promedio de eficiencia puede significar enormes ahorros.

La construcción de motores con mayor eficacia requiere más precisión y mejores materiales, lo que genera menores pérdi-das y reduce la temperatura en el interior del motor. A su vez se reduce el requisito de la refrigeración y permite el uso de un pequeño ventilador, mejorando la eficacia.

optIMIZAndo costos Con rápido aumento de los costos de la

electricidad, los usuarios deben considerar el consumo de energía de motores eléc-tricos. Si bien cada uno de los motores no consume una enorme cantidad de energía, de manera colectiva son responsables de dos tercios del uso de la electricidad en la industria.

Los motores de alta eficiencia pueden proporcionar significativos ahorro de cos-tos si se utilizan en aplicaciones correctas. En comparación con un motor estándar, un modelo de alta eficiencia puede ser de has-

ta un 3 por ciento más eficiente. Un motor de alta eficiencia 90 kW po-

dría costar 1,200 euros más que el modelo estándar, pero se ahorrará 12.000 libras du-rante un periodo de diez años de servicio. La falta de un ajuste de motor de alta efi-ciencia puede costarle a la empresa 10,800 euros - un monto bastante fuerte para una pequeña decisión.

Así como el ahorro de costos de ener-gía, los motores de alta eficiencia también pueden hacer lo propio en gastos de fun-cionamiento, mediante una mejor fiabili-dad, reducción de tiempo de inactividad y menores costos de mantenimiento.

poRtAfoLIo dE pRodUctos ABB ofrece un completo portafolio de

motores y generadores AC y DC, acorde a los estándares IEC y NEMA de tipo asíncro-nos y sincrónicos para cada aplicación con una amplia gama de ofertas para baja y me-dia tensión.

Los motores ABB están diseñados y construidos para proporcionar los más al-tos estándares de fiabilidad, combinando los mejores materiales industriales y los más avanzados métodos de fabricación con los conocimientos y la experiencia de ABB. Esta completa gama de motores su-pera los requerimientos más exigentes en multitud de aplicaciones y entornos, según la compañía fabricante.

Destacan que los motores ABB asegu-ran el mejor rendimiento disponible en el mercado, de forma especialmente nota-ble a largo plazo y están preparados para afrontar con total garantía los usos menos convencionales, manteniendo sus niveles de rendimiento y fiabilidad, incluso bajo las más duras condiciones, en las aplicaciones más exigentes.

“A simple vista, pueden parecerse a los motores convencionales, pero cuando se trata de responder a los requerimien-tos más especializados, los motores ABB demuestran su gran diferencia”, resalta un comunicado de esta empresa.

ABB ofrece un completo portafolio de motores y generadores AC y DC, acorde a los estándares IEC y NEMA

AccIonAMIEntos dEvELocIdAd vARIABLE

Según la Revista ABB 2/2009 los ac-cionamientos de velocidad variable (VSD) controlan la velocidad de las máquinas, bombas, mezcladoras, ventiladores y compresores para adecuarla a las necesi-dades del proceso.

Un nuevo planteamiento de la eva-luación de impacto ambiental demuestra que el plazo de amortización medioam-biental de los VSD puede ser, incluso, más breve, en muchos casos de apenas uno o dos días.

Los accionamientos de velocidad variable en corriente alterna (VSD) funcio-nan convirtiendo el suministro continuo de la red en una tensión y frecuencia va-riable en respuesta a una señal de control eléctrico.

El cambio de frecuencia da lugar a un correspondiente cambio de velocidad (y del par) del motor acoplado al acciona-miento. Ello se traduce en que la veloci-dad del motor y, por consiguiente, la del equipo accionado, se puede establecer sobre la base de parámetros externos.

El control de la velocidad puede po-tenciar de manera significativa la eficien-cia de todo el sistema accionado por el motor. En el caso de medios convencio-nales como bombas y ventiladores, por ejemplo, el motor eléctrico acciona la bomba o el ventilador a plena velocidad y, a continuación, el caudal desea - fre-cuentado de líquido o gas se logra me-diante la restricción de la salida por medio de válvulas, álabes u otros dispositivos de «estrangulamiento» similares.

Hacer funcionar el sistema a plena velocidad para luego restringir la salida es, obviamente, muy ineficiente. Determina-das aplicaciones han puesto de manifies-to que incluso una reducción modesta de la velocidad del motor reducirá considera-blemente el consumo de energía. ▲

EMPRESA

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212009 | Julio

EMPRESA

coMprEsorEs coN la cErtiFicacióN “coNsuMo NEto dE ENErgía cEro”

La división Oil-free Air de Atlas Copco ha anunciado que su serie exentos de acei-te y refrigerados por agua con sistemas

de recuperación de energía integrados es la primera del mundo en obtener la certifica-ción TÜV “Consumo energético neto cero” en condiciones de diseño específicas. Se ha demostrado que el 100% de la energía eléc-trica absorbida se puede recuperar en forma de agua caliente. Con estos compresores ‘Carbon Zero’, las industrias que consumen una gran cantidad de agua caliente y vapor, como los sectores de elaboración de alimen-tos y bebidas, productos lácteos, pasta y pa-pel, productos farmacéuticos, químicos y pe-troquímicos, centrales eléctricas, salas blancas y textiles, pueden reducir drásticamente sus costos energéticos.

El ahorro energético es esencial en los sis-temas de aire comprimido, ya que el consumo de energía representa normalmente más del 80% del costo del ciclo de vida de un compre-sor. Aunque los sistemas de aire comprimido representan una media del 10% del consumo eléctrico industrial, pueden suponer hasta el 40% de la factura de electricidad de una plan-ta. Por este motivo, Atlas Copco lleva muchos años innovando en soluciones de aire compri-

mido de bajo consumo. La nueva certificación constituye un nuevo hito en el historial de in-novación de la empresa.

“Nos satisface ofrecer a nuestros clientes una solución de aire comprimido capaz de recuperar el 100% de la energía absorbida”, afirma Stephan Kuhn, Presidente del área de negocio Técnicas en Energía Comprimida de Atlas Copco. “Actualmente, nuestros clien-tes tienen unos estrictos objetivos de reducir las emisiones de dióxido de carbono. Con la gama de compresores Carbon Zero, los clien-tes pueden obtener aire comprimido práctica-mente sin costo alguno, lo que repercute sig-nificativamente en la preservación del medio ambiente y en su cuenta de resultados”.

A principios de este año, el instituto inde-pendiente Technische Überwachungs-Verein (TÜV) supervisó la prueba tipo de los compre-sores ZR 55-750 de tornillo exentos de aceite y refrigerados por agua de Atlas Copco, equipa-dos con sistemas de recuperación de energía integrados. El proceso de prueba incluyó una medición en tiempo real de la potencia ab-sorbida y de la potencia de salida en forma de agua caliente. Después se compararon ambas mediciones. Quedó demostrado que, en las condiciones de diseño específicas de 40°C y

una humedad relativa del 70%, podía recupe-rarse el 100% de la potencia absorbida.

A la vez que el compresor Carbon Zero comprime aire, toda la energía absorbida se convierte en calor. Este calor aparece en dife-rentes componentes del compresor. El proble-ma reside en recoger el calor de todos estos componentes: los elementos de compresión, el refrigerador de aceite, el refrigerador inter-medio y el refrigerador posterior. El sistema de recuperación de energía integrado hace circular agua fría a través de estos componen-tes y, como resultado de la transferencia de calor, se obtie-ne agua caliente a una temperatura de hasta 90°C. Este agua caliente pue-de tener numerosas aplicaciones.

Casi todas las industrias pueden usar el agua caliente para calentamiento de espacios, duchas y aplicaciones simi-lares. Pero las que

más pueden beneficiarse son las que necesi-tan agua caliente y vapor continuamente en sus procesos. Entre las industrias típicas que utilizan agua caliente y vapor en sus procesos destacan las plantas de elaboración de alimen-tos y productos lácteos, pasta y el papel, sec-tor textil, sector farmacéutico (fermentación y esterilización), refinerías, plantas químicas y petroquímicas (destilación con vapor, recupe-ración mejorada, eliminación de contaminan-tes y calorifugado), centrales eléctricas y salas blancas (humidificación). ▲

Compresor de aire , serie ZR.

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opco

22 J u l i o | 2 0 0 9

AGENDA ENERGÉTICA

RESALTADOS

glosario

SEA pArTE DE pArTE DE lA InFormACIón:

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Crudo reConstituido: (enriChed oil). Pe-tróleo crudo despuntado con inyecciones de pentanos y naftas ligeras.

Crudo superligero: (extra light oil). Pe-tróleo crudo con densidad superior a 38° API. Dentro de las regiones productoras más importantes de este tipo de petróleo crudo en Pemex se encuentran: Activo Jujo–Tecominoacan, Activo Bellota–Chinchorro, Activo Mus-pac y Activo Samaria Sitio Grande.

Cumeno (isopropilbenCeno): (Cumene, isopropyl benzene). Líquido incoloro, soluble en

etanol, tetracloruro de carbono, éter y benceno, insolu-ble en agua, con punto de ebullición de 152.7°C y fórmu-la C6H5-CH(CH3)2. Se obtiene de la alquilación catalítica del benceno y el propileno (grado químico) o propileno del corte C3 de gases de refinería. La reacción se realiza entre 200 y 250°C. Actualmente se produce en Petroquí-mica La Cangrejera. Se usa básicamente en la producción de fenol y acetona. Tóxico por ingestión, inhalación, ab-sorción en la piel, narcótico en altas concentraciones.

Chalán: Especie de barco usado algunas veces para transportar una gran variedad de productos por los ca-nales.

Chango: (derriCkman). Nombre que recibe el operario que tiene encomendados los trabajos en la parte más alta de la torre de perforación. Este miembro de la cuadrilla de perforación sostiene la parte superior de la sarta de perforación conforme se saca o se mete al pozo. También es responsable del equipo de circulación y de las condiciones del fluido de perforación.

densidad: (density). Magnitud que representa a la masa de una substancia entre el volumen que esta ocupa. En el Sistema Internacional la unidad utilizada es el kg/l.

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la minería ha ido adquiriendo en la economía mundial y las

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que se han consolidado en el marco de la globalización y han

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Contacto: mrodriguez@panoramaminero.com.ar www.derechominerolatin.com.ar

30 DE SEpTIEmbrE Al 2 DE oCTubrE I SAnTIAGo DE ChIlE EnvIromInE 2009 I SEmInArIo InTErnA-CIonAl En ASunToS AmbIEnTAlES En lA InDuSTrIA mInErA seminario internacional sobre medio ambiente e industria mi-

nera, el cual es organizado por la universidad de queensland.

Su finalidad es proporcionar un foro donde los profesionales

de la industria minera puedan analizar e intercambiar informa-

ción.

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27 Al 30 DE oCTubrE I lA hAbAnA – CubA ConGrESo olADE:II Seminario Latinoamericano y del Caribe de Eficiencia Ener-

gética

IV Foro de Integración y Eficiencia Energética de América Latina

y el caribe – FiEr 2009

xl reunión de Ministros oladE

Contacto: www.olade.org.ec