Energía

Amazonia Real • Belo Monte: Drama y tragedia

La presa de Belo Monte en Pará es la cuarta más grande del mundo, la segunda más grande de Brasil (es la primera totalmente nacional, ya que la mitad de Itaipú, la segunda más grande del planeta, es de Paraguay). La última de sus 18 turbinas gigantes se instalará a finales de año, completando su motor. Cada una de estas máquinas es capaz de abastecer a una ciudad con más de 3 millones de habitantes.

La planta, ubicada a 1,500 kilómetros al suroeste de Belém,cuando opera a plena capacidad, puede suministrar a 60 millones de brasileños, distribuidos en 17 estados, a través de una línea de transmisión dual de 2.5 mil kilómetros a Minas Gerais y Río de Janeiro, también el más grande del mundo. Inicialmente presupuestado en 19 mil millones de reales, el costo de Belo Monte ya alcanzó R $ 40 mil millones. Es una de las obras públicas más grandes en la historia del país.

Estos números tienen la grandeza de la controversia creada en torno al proyecto. Es inevitable la conmoción causada por el aumento de su costo, que ni siquiera se ajusta al "factor amazónico", responsable de la multiplicación de todo lo que se hace en la frontera nacional más grande, un espacio equivalente al de Europa occidental, vasto y distante.

Se sospecha que este aumento se debe a la corrupción, similar a lo que se descubrió en Petrobras. Es uno de los objetivos de la Operación Car Wash, que involucra a empresarios, ejecutivos y políticos. La investigación aún está en curso, pero parece predecible que al menos parte de las acusaciones de sobreprecio y malversación de fondos eventualmente se verifiquen.

Sin embargo, hay un componente que a menudo se pasa por alto o se minimiza. El proyecto Belo Monte es único en toda la ingeniería de presas e hidroingeniería en todo el mundo. Baste compararlo con otro gigante energético, ubicado a 400 kilómetros al este, la planta de Tucuruí en el río Tocantins, también en Pará, la quinta más grande del mundo.

La sala de máquinas, la presa y el vertedero están todos en la misma estructura de concreto en la planta de Tucuruí, que tiene una capacidad de 8.3 mil MW contra 11.3 mil de Belo Monte. En la presa de Xingu, todo estaba disperso. Hay dos embalses, el más grande de ellos en el lecho del río.

En el proyecto original, este lago debe contener suficiente agua para garantizar la mayor cantidad de energía posible. Para esto, sin embargo, tendría que inundar una vasta área de 1.300 kilómetros cuadrados y todavía tener un embalse más grande aguas arriba en la presa de Babaquara con una capacidad de 6.600 MW. El Xingu produciría el doble de energía que Tucuruí. El conjunto solo sería inferior a la Presa de las Tres Gargantas en China.

El complejo de Altamira fue concebido exactamente cuando la construcción de la planta de Tucuruí comenzó en 1975. Siguió la misma lógica de permitir la máxima energía, incluso con un mayor daño ecológico y social, hasta que, en 1989, una protesta de indios y Las ONG en Altamira lo paralizaron.

La empresa se reanudó cinco años después, modificada drásticamente para disminuir los impactos del proyecto inicial. Por lo tanto, el lago formado por la presa Xingu sería solo el 40% de su tamaño original. Como no acumularía el agua necesaria en verano, la central eléctrica funcionaría con agua. El agua que llegaría a la presa sería la misma que se vertería río abajo. Los 18 vertederos tendrían una capacidad de 62,000 metros cúbicos por segundo, el doble de la descarga natural.

El esquema sería excelente para las seis turbinas de bulbo instaladas en la presa principal, junto con el vertedero. Necesitan poca agua para generar 233,000 MW. Sin embargo, esta potencia es solo un tercio de la capacidad de generación de cada una de las 18 turbinas principales.

Esta segunda estructura de hormigón inmensa estaría a 130 kilómetros del embalse (está en el mismo cuerpo en Tucuruí) si el flujo de agua sigue el curso natural del Xingu, que hace un gran giro aguas abajo. Para hacer viable la generación más grande, los ingenieros decidieron abrir un canal artificial para formar otro depósito, más cerca de la planta, que ahora está 40 kilómetros más cerca de la presa principal, pero a 90 kilómetros de distancia.

Fue una obra gigantesca que duró más de cuatro años. Para abrir el canal artificial del canal natural de Xingu, se extrajeron 120 millones de metros cúbicos de tierra del sitio. En el piso y las pendientes del canal, de 20 kilómetros de largo, 360 metros de ancho en la superficie (y 250 en el fondo), con una altura máxima de 68 metros (equivalente a un edificio de 22 pisos), 7.1 millones Metros cúbicos de roca y hormigón. Una obra del tamaño del Canal de Panamá.

El factor de complicación de este esquema, diseñado para adaptar el proyecto a la presión de la sociedad sin dejar de alcanzar su objetivo de generar la máxima energía para llevarlo a otro extremo del país, donde el consumo es mayor, es el régimen del río Xingu. La variación entre flujo máximo y mínimo es 30 veces entre verano e invierno. A la altura de la inundación, puede mover todas las máquinas de las dos plantas y generar 11.300 MW. En la sequía, la escasez de agua puede ser dramática. Por lo tanto, la garantía de suministro promedio es de 4.571 MW, el mayor agotamiento entre las principales plantas de Brasil.

Justo en la víspera de la implementación completa de la presa, se registró la sequía más severa de los últimos tiempos , más alta que las predicciones basadas en la experiencia de cuatro años de operación progresiva y el modelo matemático de simulación.

El 11 de octubre, el CEO de Norte Energia, el concesionario de la planta, Paulo Roberto Ribeiro Pinto, advirtió a la CEO de la Agencia Nacional del Agua, Christianne Dias Ferreira, sobre la necesidad de "medidas urgentes para controlar Belo Monte HPP Xingu Reservoir level ".

"El período de sequía actual ha sido muy crítico, con bajos flujos tributarios en el Xingu, en los últimos días alrededor de 750 metros cúbicos por segundo". Este volumen de agua que llegaba a la presa principal estaba cerca del límite de flujo mínimo establecido para garantizar todo el sistema, que es de 700 metros cúbicos.

Dada la situación, la compañía necesitaba reducir el flujo aguas abajo de la presa para mantener la cuota mínima de 95,20 metros en el embalse de Xingu, que se había alcanzado el día anterior. Si el nivel del agua baja, una "ola negativa que se formará golpeará áreas de la presa no protegida contra rocas" que están por encima de la cuota de 94 metros, "una situación que podría provocar daños estructurales en la presa principal del río Xingu". Por lo tanto, sería "absolutamente necesario mantener la cuota mínima de 95,20 m para garantizar la seguridad de la presa Pimental".

La medida tendría que adoptarse con urgencia "como una cuestión de imperativo absoluto" para garantizar la seguridad de la instalación y mantener el caudal mínimo para TVR (estiramiento de flujo bajo) a 700 metros cúbicos por segundo. Para alcanzar este resultado, sería necesario hacer los ajustes necesarios de emergencia y temporales para reducir el flujo de afluente al Depósito Intermedio a 100 m3 / s ”.

Con este flujo, también habría una reducción en la generación de la planta. El director no lo dice, pero con este flujo la central eléctrica principal se paralizaría, con solo las seis pequeñas turbinas en funcionamiento. La normalidad se reanudaría cuando el flujo de agua del río volviera a crecer. Este flujo aumentará gradualmente a medida que la recuperación del flujo de afluente sea suficiente para exceder el flujo mínimo de TVR de 700 m3 / s ”.

Belo Monte volvió a ser controvertido cuando el periódico español El País publicó un informe de Eliane Brum que revelaba el contenido de la correspondencia de Norte Energía con ANA .

"Ante un cambio tan drástico en la finalización de los estudios, y en un período de tiempo tan corto", el periodista consideró razonable que "el público afectado pueda tener dudas considerables de que las agencias gubernamentales responsables tienen el deber de aclarar para no generar pánico".

Al recordar las críticas y discusiones que acompañaron el trabajo a lo largo de su desarrollo, señaló como una novedad expuesta por el documento “la precariedad del diseño de ingeniería. Belo Monte ", que adoptó" una composición mixta ": hormigón, relleno de rocas (protección de rocas y piedras) y compactación del suelo.

“Es esta última parte, sin protección contra piedras y rocas, la que puede sufrir daños estructurales. Norte Energia asume, en el documento, que cumplir con las tasas de flujo establecidas durante los períodos de sequía severa puede conducir a una reducción en el nivel del agua capaz de exponer la presa principal. Norte Energia y las agencias gubernamentales deben responder con urgencia y con total claridad al nivel de riesgo, incluso si existe la posibilidad de que la presa se rompa. También necesitan decir qué pasos se tomarán para corregir el proyecto, ya que todo indica que los escenarios de sequía severa pueden repetirse ”, escribió Eliane.

También señaló que Brasil "aún elabora el trauma de las tragedias de Mariana y Brumadinho. El gobierno y las empresas con responsabilidad pública tienen el deber de transparencia total. Sin embargo, cuando EL COUNTRY le preguntó, el concesionario simplemente envió una declaración. Esta es la declaración completa: 'Norte Energia, la compañía responsable de la central hidroeléctrica Belo Monte, informa que ha estado cumpliendo estrictamente con los compromisos establecidos en la licencia ambiental del proyecto' ”.

Eliane señala que la situación "es aún peor porque Belo Monte no se basó en las necesidades de agua del bosque y su gente. Compartir el agua fue una decisión arbitraria, que incluso antes de ser ejecutada por completo, ya condena a Volta Grande do Xingu, donde viven dos pueblos indígenas ”.

“La presa Pimental se construyó con tierra, suelo que consiste en tierra y arcilla, hasta el nivel de 94.00 m. Esto significa que si la cuota del embalse de Xingu está por debajo de 94 m, el agua, al golpear el suelo, causará erosión, con la consiguiente pérdida de estabilidad de lo que se colocó sobre esta primera capa. Si el proceso de erosión de la capa del suelo es muy intenso, el riesgo de corte de la estructura de concreto de la presa (interrupción) es alto ”, dijo el ingeniero mecánico y arquitecto Célio Bermann, profesor del Instituto de Energía y Medio Ambiente de la Universidad. de Sao Paulo

“La situación imprevista hizo que Norte Energía enfrentara el riesgo de integridad de la presa Pimental. Permita que esto sirva como una lección para la ingeniería de presas que prevé la construcción de otros en la región amazónica ”, agregó Bermann.

El título del artículo fue dramático, pero no exactamente correcto: " El error de diseño pone en riesgo la estructura de Belo Monte", informó el periódico El País . Es apresurado hacer esta declaración. ¿Hay fallas de ingeniería que se han revelado en este período de sequía extraordinaria o la situación realmente tendría que sorprender a los operadores de la planta, como ya sucedió en otras represas hidroeléctricas y ocurre en este mismo momento en Jurumirim, en el río Paranapanema, entre São Paulo y el Paraná?

Norte Energia dice que el sistema de seguridad de Belo Monte es uno de los mejores en Brasil, con casi dos mil instrumentos para monitorear las represas, con verificación dos veces al día. Por lo tanto, se comunicó con ANA en tiempo real. La compañía también asegura que la prioridad para mantener el volumen de agua en el lecho natural del río Xingu prevalezca sobre el desvío de agua hacia el depósito artificial, que abastece las turbinas principales de la central eléctrica.

A pesar de la discusión, la información más importante es escasa y toma tiempo para ser proporcionada por los actores principales en este drama. Dado que la sequía es la mayor de todos los tiempos en un río de casi dos mil kilómetros de largo, drenando una cuenca de más de 500 mil kilómetros cuadrados (6% de Brasil), este es el momento adecuado para aclarar todo y evitar que la trama que sea una tragedia.

Reproduzco en su totalidad la nota que Norte Energia me envió:

Con respecto a la información absolutamente engañosa transmitida en el asunto el 8 de noviembre, Norte Energia, empresario de la Central Hidroeléctrica de Belo Monte, hace públicas las siguientes aclaraciones: • No hay absolutamente ningún riesgo o error de diseño en Belo Monte HPP, y Definitivamente no hay incertidumbre acerca de la seguridad de las estructuras que conforman la mayor represa hidroeléctrica 100% brasileña. • La Planta Belo Monte es un proyecto cuyas características técnicas son innovadoras y atestiguan la calidad y seguridad de sus estructuras, tanto que la configuración del proyecto, una planta frente al mar, respetó el importante equilibrio entre el potencial de generación de energía del río. Xingu y la conservación socioambiental de la región. • La hidroeléctrica funciona exactamente como fue diseñada para cumplir con los criterios hidráulicos que, bajo la licencia ambiental, requieren que el nivel del depósito formado para la generación de energía permanezca constante. • Como puede ocurrir en todas las plantas hidroeléctricas durante la estación seca, la salida de agua del depósito puede ser mayor que la entrada de salida. En estos momentos de la estación seca, el flujo del río Xingu se reduce naturalmente. Debido a esto, se toman medidas operativas para restaurar la cuota del embalse. • Contrariamente a lo que se indicó en el artículo, esta operación del reservorio no representa ningún riesgo para la seguridad de las estructuras que conforman el complejo hidroeléctrico, así como para las personas y el medio ambiente. • De hecho, la planta de Belo Monte ha sido supervisada periódicamente por ANEEL en los procedimientos relacionados con la seguridad de sus presas y diques. La Compañía reitera que ha cumplido estrictamente con los compromisos establecidos en virtud de la concesión y concesión de licencias ambientales HPP de Belo Monte, incluida la seguridad de las presas.

Victoria de Xingu / PA, 14 de noviembre de 2019

Fuente: https://amazoniareal.com.br/belo-monte-drama-e-tragedia/?fbclid=IwAR0CVh9iDIDRAtG-7eNBi2c7UCjWsZjynv2YH_Qy3UGsLEAF5bHh_0P-xOk

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Los Tiempos • Indígenas de tres países rechazan hidroeléctricas en la Amazonía

"Cambiar este modelo de desarrollo de visión extractivista es también detener la construcción de hidroeléctricas, el ecocidio y el despojo de las tierras" fue uno de los manifiestos con los que concluyó el II Encuentro Regional de afectadas y afectados por Represas en la Amazonía, iniciado el viernes 11 de octubre en la ciudad de Rurrenabaque y que reunió aproximadamente a 200 representantes de organizaciones de pueblos indígenas e indígenas de Colombia, Brasil y Bolivia.

El Encuentro finalizó con una marcha de protesta por el centro de la ciudad amazónica de Rurrenabaque, al grito enardecido de "No a las represas, sí a la vida en la Amazonía".

Las conclusiones del Encuentro serán presentadas en el Foro Social PanAmazónico FOSPA 2020 y en la COP25. Estas rechazan de manera contundente la propuesta del Gobiernos de Evo Morales de construir represas en la Amazonía y la ejecución de los proyectos Binacional, Rositas, Chepete, Bala y Cachuela Esperanza.

En el encuentro también participaron investigadores, la presidenta de la Asamblea a de Derechos Humanos de Bolivia, Amparo Carvajal, y expertos de la UMSA que socializaron el informe realizado por una Comisión de la Universidad, sobre los Estudios realizados de los Proyectos Hidroeléctricos de Chepete y Bala en la Amazonía boliviana.

Conclusiones camino al Fospa al 2020 y COP 25 Finalizada la marcha de protesta, reunidos en cabildo se dio lectura a las conclusiones a las que arribaron los participantes:

Los estudios encargados por el gobierno boliviano demuestran que los planes de construcción de megarepresas son completamente negativos social y ambientalmente, son inviables económicamente, dilapidan nuestros recursos económicos, destruyen los recursos naturales, la biodiversidad y acaban con nuestras fuentes de vida.

Defender los Derechos de los pueblos indígenas ejerciendo resistencia y hacer un llamado a los Organismos nacionales e internacionales de protección a los Derechos Humanos, a estar atentos a una situación de violación masiva de los derechos humanos de los pueblos indígenas.

Manifestaron que se requiere un cambio de desarrollo de matriz energética que respete el equilibrio entre sociedad y naturaleza establecido en la CPE y las leyes, que protegen a los pueblos indígenas, además del derecho de todos a vivir en un medio ambiente sano, a la información cierta y detallada y a decidir de manera democrática sobre todos los aspectos que afecten a estos derechos.

El Encuentro también analizó la situación de las mujeres indígenas y su vinculación con la defensa de la tierra.

Finalmente se concluyó que las represas responden al modelo actual de desarrollo; por lo tanto cambiar este modelo es también detener la construcción de hidroeléctricas.

El debate en el Encuentro elaboró una propuesta de un modelo de desarrollo económico sustentable y sostenible que empiece por reconocer las realidades locales, vocaciones territoriales y que proponga alternativas para mejorar la situación de las comunidades desde sus propias prácticas.

La presidenta de la Asamblea de Derechos Humanos, a tiempo de clausurar el Encuentro, la marcha de protesta y el cabildo, exigió respeto a todos los pueblos indígenas.

"Mis respetos a todos los pueblos que luchan por mejorar las condiciones de vida en Bolivia y en el mundo, tienen todo el apoyo de la Asamblea y de todas las instituciones que siempre los hemos apoyado desde los tiempos de dictadura" señaló Amparo Carvajal.

Fuente: https://www.lostiempos.com/actualidad/pais/20191015/indigenas-tres-paises-rechazan-hidroelectricas-amazonia

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El Deber • Importación de gasolina y diésel se dispara, y apuran venta de biocombustibles

La era de los biocombustibles se expande de a poco por toda Bolivia; sin embargo, aún está lejos de sustituir a los combustibles tradicionales de petróleo (gasolina y diésel) que son importados desde una veintena de países y que, en vez de reducirse hasta julio de este año, se incrementaron en un 67% en su volumen y un 72% en su valor en comparación con el mismo periodo del año pasado.

De acuerdo con los datos del Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE), la importación de gasolina alcanzó un volumen de 226.493 toneladas hasta julio de 2018, cantidad que se incrementó a 423.566 de toneladas en el mismo periodo de la presente gestión. La misma situación se refleja en la importación de diésel, que alcanzó las 523.453 toneladas en 2018 y escaló a 832.130 toneladas al séptimo mes de este año.

Entre ambos combustibles, la importación alcanza a un volumen de 1,2 millones de toneladas y un valor de $us 959,8 millones hasta julio de 2019, cifras superiores a las registradas en 2018 con 749.946 toneladas y $us 557,6 millones en su valor. Es así que Argentina es el principal proveedor de Bolivia en gasolina y diésel, le siguen Chile, Perú, Suiza, Singapur y Arabia Saudita.

Este incremento en el consumo también es impulsado por el creciente parque automotor del país, que a 2018 se encuentra en 1,9 millones de unidades, registrando un incremento del 6,1% en comparación con el 2017, según los datos del Instituto Nacional de Estadística (INE).

Cambiar el panorama Es por eso que el Gobierno se ha trazado la meta de cambiar este escenario con la incorporación de los diferentes ‘combustibles verdes’ producidos por nuestro país, tal es el caso del etanol, la gasolina plus y se prevé producir biodiésel.

En ese sentido, Gary Medrano, director ejecutivo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), informó que se está trabajando con celeridad para dotar de los biocombustibles a la población, es por eso que menciona que en la totalidad de las estaciones de servicio del departamento de Santa Cruz y Cochabamba, tanto en la ciudad capital como en las provincias, se está dando la cobertura con la gasolina especial plus. Aunque aclaró que si en algún surtidor no se expende, se debería a temas logísticos de las mismas organizaciones que se dedican al expendio de gasolinas.

“Todas las estaciones de servicio, en un 100%, están autorizadas para comercializar la gasolina plus. Por un tema logístico de tanques o cisternas, quizás no se llegue, pero eso es un asunto de distribución, porque cada estación tiene su propio medio de transporte. No falta combustible en el país”, explicó Medrano.

En este marco, los operadores de las estaciones de servicio en la ciudad de Santa cruz de la Sierra, señalan que el combustible nacional se comercializa de manera regular y al mismo precio (Bs 3,74 por litro), además que ocupa el mismo tanque donde estaba la gasolina importada, siendo regular su comercialización.

“Desde el primero de julio ya estamos vendiendo la gasolina plus y el usuario puede confirmarlo en su factura, donde en vez de gasolina especial se lee gasolina (+). Este combustible le da más potencia al alcohol”, dijo Eva Espinoza, supervisora de la estación Tres Pasos al Frente.

La gasolina plus tiene un porcentaje de alcohol anhidro; por ejemplo, un tanque de 10.000 litros lleva 500 litros de alcohol y a un tanque de 5.000 litros le ponen 250 litros de alcohol.

Asimismo, el Gobierno prevé el ingreso del biodiésel para reemplazar el diésel tradicional, que es el combustible más importado y para continuar la senda de convertir a Bolivia en un país autosuficiente en estas energías, con al menos 101 millones de litros, aunque para ello se deberá incrementar entre 200.000 a 250.000 hectáreas la superficie de soya, toda vez que este producto es la materia prima del biodiésel.

Se consultó con el Ministerio de Hidrocarburos y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), sobre el estado de la producción de los combustibles verdes y el avance de las metas que tiene el Gobierno de los mismos, pero no se obtuvo respuesta al respecto.

Fallas en la distribución Lili Fiorilo de Condorcett, presidente de la Asociación Nacional de Surtidores de Bolivia (Asosur), explicó que la gasolina especial plus se ha comenzado a comercializar desde el mayo, inicialmente se lo hizo en la ciudad de Cochabamba, luego en La Paz y Santa Cruz.

Pero indicó que en Santa Cruz este biocombustible se vende en todos los surtidores ubicadas en ciudad, pero no así en las provincias del sur este y el sur, donde se implementará luego de complementar la logística de YPFB.

En cuanto al etanol, informó que en el país 51 surtidores están comercializándolo, estando 33 en Santa Cruz, siete en Cochabamba, seis en La Paz y cinco en Tarija.

Transporte toma recaudos Por su parte, Marcelo Cruz, presidente de la Asociación del Transporte Pesado Internacional (Asociatrin), uno de los sectores que más utilizan diésel en el país, afirmó que apoyan toda iniciativa que impulse la producción de biodiésel, siempre y cuando no sea subvencionado, porque actualmente solo pueden descargar en facturas un 70% de la compra del combustible, mientras que el resto lo paga todo el sector.

“Esa diferencia del 30% la pagamos nosotros, porque ningún otro sector factura, ni los taxistas ni los micreros. A los únicos que nos exprimen para pagar la subvención al combustible es al transporte pesado y en efectivo todos los meses. Entonces cualquier iniciativa y utilización del biodiésel, nosotros estamos de acuerdo en cuanto no sea subvencionado por ningún tipo de especificación impositiva”, manifestó Cruz.

Es así, que analizarán las variables en la producción de biodiésel, cuando se inicie el proyecto.

Cupo de alcohol anhidro En tanto, Marcelo Fraija, gerente general de la Unión Agroindustrial de Cañeros (Unagro), informó que de acuerdo a lo comprometido, el Gobierno debería comprar a los ingenios azucareros más de 3,5 millones de litros de alcohol anhidro cada mes, pero se está vendiendo solo 2,5 millones de litros. A pesar de ello, el ejecutivo de la compañía indicó que el proceso es lento, por lo que se prevé que en noviembre ya se sobrepase los 3 millones de litros.

“Estamos en una etapa de implementación, sí se está avanzando, empezamos con muy poca cantidad y hoy estamos cerca a lo esperado. Es un proceso a mediano plazo. Pensamos que el programa andará bien”, indicó Fraija.

También detalló que están produciendo un volumen de 300.000 litros diarios de alcohol anhidro.

En esta línea, información del sector agroindustrial, indica que desde enero hasta septiembre de este año se ha entregado a YPFB un total de 29 millones de litros de alcohol anhidro y se prevé que desde octubre de esta gestión hasta mayo de 2020, se entreguen 82 millones de litros adicionales, totalizando en 17 meses 111 millones de litros. Recordemos que esta última etapa concentra el inicio de la zafra del próximo año.

Fuente: https://www.eldeber.com.bo/151506_importacion-de-gasolina-y-diesel-se-dispara-y-apuran-venta-de-biocombustibles

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La Razón • La energía avanza con 11 proyectos 852,6 MW y $us 2.071 MM

Con una inversión de $us 2.071,56 millones, ENDE impulsa la construcción de centrales, hidroeléctricas, geotérmicas, eólicas y solares que sumarán 802,6 MW hasta 2023. Coneb ve el esfuerzo como un “plan B frente al agotamiento del gas”.

Se trata de un proyecto fotovoltaico, de dos geotérmicos, de tres hidroeléctricos y de cinco eólicos que se ejecutan en La Paz (1), Cochabamba (1), Oruro (2), Potosí (2), Tarija (1) y Santa Cruz (4), de acuerdo con el informe presentado por la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) en el Primer Foro Industria Eléctrica Boliviana “Política energética y nuevas tecnologías”, organizado el 19 de este mes en la capital cruceña por la Cámara Boliviana de Electricidad.

El financiamiento para estas energías renovables proviene principalmente del Banco Central de Bolivia (BCB), la Agencia Francesa de Desarrollo (AFD), la Danida Business Finance (DBF), la Agencia de Cooperación Internacional de Japón (JICA) y el banco de desarrollo alemán KfW.

Uno de estos proyectos, que se enmarca en el plan del Gobierno para convertir a Bolivia en exportador de energía eléctrica, fue inaugurado en su primera fase el 19 de septiembre por el vicepresidente Álvaro García: la Planta Solar de Oruro, que ya entrega al Sistema Interconectado Nacional sus primeros 50 MW.

Toda esta inyección de recursos es precedida de un progresivo aumento de las inversiones eléctricas, una tendencia que se inició en 2010, año de la nacionalización del sector. Datos oficiales muestran que en los últimos ocho años las inversiones en generación, transmisión y distribución llegaron a $us 3.055 millones, un promedio de 425 millones por año.

A criterio del presidente del Colegio Nacional de Economistas de Bolivia (Coneb), Jorge Akamine, la “fuerte y acelerada” inversión en el sistema eléctrico se debe a que el Gobierno “está aplicando su Plan B, frente al agotamiento” del gas y el petróleo.

Cadena. “Han visto que los aportes de los hidrocarburos al TGN (Tesoro General de la Nación) tienen una tendencia a disminuir y esto (la inversión en el sector eléctrico) entraría en lo que es la diversificación productiva desde el Estado”, afirmó.

El economista consideró que éstos “son proyectos ambiciosos” y que “serán rentables en el momento que se lleguen a aplicar”, aunque primero se deben garantizar los mercados para exportación, para generar los ingresos que necesita el Gobierno para continuar con sus políticas.

Como parte del mayor desarrollo de la cadena de generación eléctrica nacional, ENDE cuenta también con una cartera de proyectos en estudio para alcanzar una oferta adicional de 1.048,3 MW en Potosí, Oruro, Chuquisaca, Tarija y Beni, un objetivo que en principio requiere de una inversión de $us 21,3 millones.

Este portafolio está compuesto por dos plantas geotérmicas dos hidroeléctricas —entre ellas la polémica Rositas—, dos fotovoltaicas y un diagnóstico para la identificación de nuevas fuentes de energías alternativas, detalla el informe de la eléctrica estatal.

De acuerdo con Akamine, la central de Rositas “es de interés para todo el país, en particular para el oriente, no solo porque generará ingresos, sino también porque atenderá la demanda interna que va en aumento”.

Fuente: http://www.la-razon.com/economia/energia-avanza-proyectos-MW-MM_0_3234876507.html

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Los Tiempos • La producción de “líquidos” cae 15% y el etanol aún tiene poco impacto

La producción nacional de hidrocarburos líquidos (petróleo, condensado y gasolina natural) bajó en 15 por ciento comparando julio de 2018 y julio de 2019. El Gobierno nacional y especialistas en el área adjudican el declive al crecimiento del parque automotor y la caída de las exportaciones de gas a Brasil. Estiman que los recursos destinados a la importación de combustibles en 2019 suba en 20 por ciento, mientras que ven un mínimo impacto del proyecto etanol.

Según datos de la Secretaría de Energía e Hidrocarburos de la Gobernación de Tarija, la producción de hidrocarburos líquidos en julio de 2018 tuvo un promedio de 56,42 MBbl/día (miles de barriles por día), mientras que en julio de 2019 llegó a 48,01 MBbl/día, es decir, que existe un descenso de al menos un 15 por ciento en la producción.

El especialista en hidrocarburos, Hugo del Granado, explica que al bajar la producción de gas (cayó de 59 MMm3d en 2014 a 42 MMm3d a agosto de 2019) también baja la producción de hidrocarburos líquidos, lo cual reduce la carga a las refinerías que producen combustibles, de modo que se debe recurrir a la importación.

Advierte que los recursos destinados a la importación de combustibles generan un aumento en el déficit fiscal y déficit comercial del país.

El analista en energías, Francesco Zaratti, advierte que cada vez hay menores ingresos por comercialización de gas natural y mayores recursos destinados a la importación de combustibles, lo que pone en riesgo el superávit energético.

“La tendencia es que los ingresos por gas natural bajan y los egresos por compra de combustibles suben. Por eso el superávit se achica inexorablemente”, dijo, a tiempo de mencionar otros efectos negativos para el país como el aumento de egreso de divisas y subsidio a los combustibles.

Por su parte, José Padilla, especialista en hidrocarburos, señala que, al actual ritmo de producción de gas natural (42 MMm3d), será necesario incrementar en aproximadamente un 20 por ciento los recursos destinados a la importación de combustibles.

“Si antes era 1.300 millones de dólares por año, yo estimo que ahora (2019) será 1.600 millones de dólares al paso que estamos”, dijo.

Etanol

La producción de gasolinas Súper Etanol 92 y Súper Especial 87, que incorporan 12 y 8 por ciento de alcohol anhidro, respectivamente, todavía no tienen importante incidencia en la demanda de combustibles ni en la disminución de la subvención. Padilla identifica tres factores determinantes: la población no está acostumbrada a usar biocombustibles, no todos los surtidores han incorporado estos productos a su oferta y, finalmente, YPFB no está cumpliendo a cabalidad con la compra de alcohol anhidro a los ingenios.

Por su parte, Del Granado afirma que la implementación de biocombustibles no es mala idea, pero que no resolverá el problema de la baja producción y elevada importación de combustibles, algo que, según él, debe ser abordado de forma estructural.

SUGIEREN CAMBIAR MATRIZ ENERGÉTICA

El especialista en hidrocarburos, Hugo del Granado, considera que el déficit en la producción de líquidos, que obliga a destinar mayores recursos para la importación y subvención de combustibles, amerita una solución estructural relacionado con un cambio de la matriz energética.

Señala que la solución no pasa por recuperar campos marginales, aumentar la exportación de gas (para extraer más líquidos), incrementar la conversión de vehículos a GNV ni incorporar biocombustibles, sino por incentivar el uso de vehículos eléctricos.

Para ello, indica que es necesario modificar la normativa del sistema eléctrico en Bolivia.

BRASIL AUMENTA DEMANDA DE GAS; ARGENTINA BAJA

REDACCIÓN CENTRAL

Las nominaciones de gas que realiza Brasil a Bolivia tuvieron un promedio de 13 millones de metros cúbicos día (MMm3d) entre enero y julio de 2019, sin embargo, a partir de agosto registran un aumento hasta llegar a 18 MMm3d a fines de septiembre, según el reporte de la Secretaría de Minas, Energía e Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz.

Sin embargo, los datos reflejan que la demanda de gas que realiza el mercado argentino bajó de 18 y 19 MMm3d en junio y julio, respectivamente, a un promedio de 15 MMm3d a partir de la segunda quincena de septiembre.

Cabe mencionar que la cuarta adenda firmada con Argentina establece el envío de volúmenes elevados en invierno y bajos en verano.

EL 96% DEL EJE CUENTA CON GASOLINA SÚPER ESPECIAL

JOSUÉ HINOJOSA

La presidenta de la Asociación Nacional de Surtidores (Asosur Bolivia), Lili Fiorilo, informó que la gasolina Súper Especial 87 está disponible en la totalidad de las estaciones de servicio de La Paz y Cochabamba, y en el 90 por ciento de Santa Cruz, con un promedio de 96 por ciento de oferta en el eje troncal.

Indicó que se trabaja en la incorporación del producto en municipios cruceños, como San José, Roboré y Puerto Suárez y Camiri.

En base al compromiso de YPFB, informó que esta gasolina estará disponible desde mediados de octubre en Tarija y Oruro.

Por otro lado, Fiorilo dijo que, de alguna manera, se estancaron los volúmenes comercializados de la gasolina Súper Etanol 92 debido a que las estaciones de servicio deben realizar inversiones para la incorporación de nuevos tanques, dispensadores y otros equipos.

Sin embargo, dijo que hay demanda y aceptación de este combustible, sobre todo de la población que posee vehículos de última gama, por lo que el producto se comercializa en 250 de los 780 surtidores del país.

Fuente: https://www.lostiempos.com/actualidad/economia/20191007/produccion-liquidos-cae-15-etanol-aun-tiene-poco-impacto

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La Razón • Precios de combustibles suben en hasta 123% en Ecuador

Los precios de los combustibles más utilizados en Ecuador aumentaron hasta en 123% este jueves a raíz de medidas económicas, que derivaron en protestas sociales.

La cotización del galón americano de diésel pasó de 1,03 dólares a 2,30 dólares (123%), y la de la gasolina corriente de 1,85 a 2,40 dólares, comprobó la AFP en varias surtidoras de combustible del norte de Quito.

Los precios quedaron sujetos a los del mercado una vez que el presidente Lenín Moreno eliminara los subsidios para esos combustibles, que demandaban unos 1.300 millones de dólares al año.

Esa medida es parte de reformas tributarias y laborales que el gobierno impulsa en función de un acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI) de marzo pasado, que le permite al país acceder a créditos por 4.209 millones de dólares en medio de serios problemas financieros.

Las alzas se produjeron en plena paralización convocada por los transportistas a nivel nacional en rechazo a los reajustes. Ese sector demanda la derogatoria de los aumentos o compensaciones económicas por parte del Estado.

Durante un recorrido de la AFP el jueves temprano se pudo verificar la ausencia de autobuses de empresas privadas y una disminución del servicio de taxis en Quito, sin que haya bloqueos de vías.

Miles de pasajeros se movilizaban a través del sistema municipal de transporte, que de a poco se iba abarrotando.

Fuente: http://www.la-razon.com/mundo/ecuador-combustibles-incremento_0_3232476725.html

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El Diario • Petroleras incumplen normas ambientales

Las empresas petroleras que operan en la Región Autónoma del Chaco Tarijeño contaminan el río Pilcomayo y el Parque Nacional Aguaragüe que provee de agua a la región por incumpliendo normativas y vulnerando derechos consagrados, según la ciudadanía de Villa Montes.

El expresidente del Comité Pro intereses del Chaco Boliviano, Arturo Antonio Miranda, indicó que el impacto ambiental que genera Petrobras en la región se debe al incumplimiento de la ficha ambiental.

“A nuestro río Pilcomayo, a nuestras reservas naturales y el parque de áreas protegidas el Aguaragüe por una tubería que baja por la quebrada la Garganta en Tukainty en la entrada del bloque San Antonio, la licencia de la ficha ambiental indicaba que se tenía que perforar una roca, el cerro por donde tenía que pasar la tubería para no afectar el medioambiente. Pero Petrobras de una manera artera modifica la dirección y 300 metros entran por la quebrada La Garganta, el año pasado tuvieron problemas con esa tubería la quebrada se lo llevo y hubo contaminación por la pérdida de líquidos y gas licuable; luego hubo una contingencia y volvió a arrastrar la tubería de nuevo, las autoridades de la comunidad exigen atención y la empresa hace caso omiso”.

Por su parte, la responsable de Género de la Asamblea del Pueblo Guaraní, Martina Vásquez, explica que la fuente de agua que prevé de agua a San Antonio se está secando.

“Tenemos un ojo de agua que justamente era nuestro sistema de agua para consumo humano se está secando…en el parque Aguaragüe no se encuentra agua porque han hecho la perforación de una planta petrolera que nunca nos han hecho la consulta como pueblos indígenas como dice la ley que tiene que haber consulta previa, participativa a los pueblos indígenas, peor si está dentro de nuestra área de influencia, sin embargo, nunca se nos toma en cuenta, nunca se nos ha consultado. Además el agua se secó porque 3 años atrás reventó el ducto de Petrobras; han hecho el túnel en el cerro y todos los animalitos que había se fueron a otro lado, usted sabe el daño que ha causado contaminación… ¿Cómo se puede hacer cumplir las leyes, normativas en Bolivia, cuál sería el mecanismo?” se pregunta la autoridad indígena.

El director del Parque Aguaragüe, Hernán Salgado, afirma que el derrame de petróleo en el área es de los afloramientos naturales de (forma natural) y no de las actividades hidrocarburíferas.

“Se dice que hay contaminación eso hay que tener claro las fuentes de contaminación que es de los afloramientos naturales, es decir antes de la actividad ya había esto, naturalmente de la roca hidrocarburos, sobre el mismo curso de agua sale esto y directamente va a la quebrada y para contra restar esto se tienen que hacer estudios biológicos que son caros y complicados porque son muchos los puntos de afloramiento…en toda el área debe haber 30 puntos de forma natural, tendría que ser una acción conjunta de autoridades locales y nacionales”, precisa Salgado.

Por otra parte, Vásquez pide a los candidatos nacionales en campaña reflexionar y aprender a respetar, “no actuar a capricho como las actuales autoridades sin pensar en la salud de la población dañando el medioambiente´, incumpliendo leyes, decretos, vulnerando derechos humanos”; insta a pensar en la sociedad civil.

Fuente: https://www.eldiario.net/noticias/2019/2019_10/nt191002/nacional.php?n=39&-petroleras-incumplen-normas-ambientales

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Página Siete • Ecuador elimina subsidios a combustibles más utilizados ante déficits

Ecuador, cuya dolarizada economía encara problemas financieros, anunció el martes que eliminó los subsidios a los combustibles más baratos y más utilizados para el transporte, que demandan del presupuesto público cerca de 1.300 millones de dólares al año.

"He firmado el decreto que libera el precio del diésel y de la gasolina extra (85 octanos)", dijo el presidente Lenín Moreno a través de la radio y televisión.

El mandatario informó sobre una serie de medidas económicas, que entrarán en vigencia de manera directa, y de reformas laborales, que presentará ante la Asamblea Nacional, para "corregir graves errores" de la economía ecuatoriana.

De esa manera, los precios del galón americano de diésel (de 1 dólar antes del reajuste) y de la gasolina extra (de 1,85 dólares) serán fijados de acuerdo a las cotizaciones en el mercado internacional.

Hace un año, el gobierno de Moreno empezó a eliminar subsidios a los combustibles, con lo que la cotización de la gasolina extra pasó de 1,48 a 1,85 dólares el galón, mientras que la de la gasolina súper (92 octanos) quedó liberada y ha trepado en un 50% (por encima de los 3 dólares).

A pesar de eso, los precios de los pasajes del transporte se mantienen, así como el subsidio al precio del tanque de gas de uso doméstico de 15 kg (de 1,60 dólares).

La eliminación de subsidios es parte de un acuerdo suscrito en marzo con el Fondo Monetario Internacional (FMI), que le permitirá al país sudamericano --dependiente del petróleo-- contar con créditos por 4.209 millones de dólares a ser desembolsados en tres años.

Otros organismos multilaterales también se comprometieron a entregar alrededor de 6.070 millones de dólares a Quito.

Ecuador debe emprender reformas clave para reforzar su competitividad en los ámbitos tributario, de gestión financiera pública y laboral, según el FMI, que ya ha concedido unos 900 millones de dólares.

Moreno dijo que para impulsar el crecimiento económico y el empleo, el Impuesto al Valor Agregado (IVA) continuará en 12% en el país y que disminuirán otros tributos.

Frente a abultados déficits presupuestarios, el gobierno de Moreno, que se inició en mayo de 2017, ha emitido bonos soberanos en varias ocasiones que sobrepasan los 10.000 millones de dólares.

La deuda pública de Ecuador se ubicó en 39.491 millones de dólares (36,2% del PIB) en julio pasado, creciendo en casi 47% en la administración de Moreno, según el Banco Central (BCE).

Fuente: https://www.paginasiete.bo/planeta/2019/10/2/ecuador-elimina-subsidios-combustibles-mas-utilizados-ante-deficits-232887.html

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Los Tiempos • 4 campos proveen 77% del gas y se agotarán entre 2022 y 2030

Más del 77 por ciento de la producción de gas natural en Bolivia viene de los campos Margarita-Huacaya, Sábalo, Incahuasi y San Alberto, pero los expertos dicen que esta dependencia no durará más de 10 años. El Gobierno, en tanto, destaca las inversiones para subir la producción.

Según datos de YPFB, procesados por la Secretaría de Hidrocarburos de la Gobernación de Santa Cruz, entre enero y agosto de 2019, Margarita-Huacaya produjo 14,1 millones de metros cúbicos día (MMm3), igual al 32,83 por ciento de la producción total de 45,9 MMm3d.

Sábalo dotó 10,1 MMm3d (23,52%), Incahuasi y Aquío, 5,9 (13,75%) y San Alberto 3,2 (7,48%). El resto de los campos, que suman aproximadamente 60, producen 9,7 MMm3d (22,64%).

En opinión del exministro de Hidrocarburos, Guillermo Tórrez, hubo un manejo político del rubro y fruto de ello no se descubrió un solo megacampo en los últimos 13 años. Además, los trabajos de exploración que se desarrollan actualmente son insuficientes para reponer reservas, acelerar la explotación y cumplir los contratos a cabalidad.

“Así se hallara un megacampo en un año, no creo”, dijo, al advertir que Brasil y Argentina no demandan el volumen acordado porque saben que Bolivia no podrá cumplir.

Según el especialista en hidrocarburos, Daniel Zenteno, Bolivia podrá abastecer su demanda de gas con los cuatro megacampos sólo hasta 2030. Hasta ese entonces, San Alberto y Sábalo habrán dejado de producir.

“La parte exploratoria ha sido muy negativa. En 13 años no se hizo un solo descubrimiento, eso es un fracaso”, dijo Zenteno.

En tanto, el exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos señaló que los mencionados megacampos fueron descubiertos hace 12 y 15 años y después no se descubrió otro que permita sustituir San Alberto y Sábalo que están en declinación.

Ríos añadió que Margarita-Huacaya empezará a declinar en aproximadamente tres años más y que si hasta ese momento no hay un descubrimiento importante surgirán inconvenientes en la exportación de gas.

EXPECTATIVA POR 3 POZOS PERFORADOS

Según la rendición pública de cuentas parcial 2019 del Ministerio de Hidrocarburos, actualmente se perforan Jaguar-X6, Sipotindi-X1 y Ñancahuasu-X1, y otros seis, entre ellos Boyui-X2, son categorizados de exitosos.

El exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos pide “cruzar dedos de manos y pies” para que los pozos que se perforan sean positivos y el país obtenga otro megacampo “que dé un nuevo horizonte de producción”.

Indicó que habrá que esperar al menos 18 meses para conocer los resultados.

Fuente: https://www.lostiempos.com/actualidad/economia/20190927/4-campos-proveen-77-del-gas-se-agotaran-2022-2030

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Página Siete • La planta Sábalo sube su producción de gas natural

Con una inversión de 113 millones de dólares para la instalación de un sistema de compresión, YPFB incrementará la producción de gas natural de la planta Sábalo en 2,1 millones de metros cúbicos día (MMmcd).

En la actualidad, la producción del segundo campo gasífero más importante del país, ubicado en el departamento de Tarija, es de unos 12 MMmcd.

“Este sistema no sólo permite elevar la producción de este campo para 2020, sino que, además, amplía el horizonte de producción a largo plazo”, dijo el titular de YPFB, Óscar Barriga.

Al elevar su desempeño productivo, el campo Sábalo se convertirá en una de las fuentes más importantes para la exportación de gas natural, gracias a un plan de optimización de YPFB, que viabiliza el aprovechamiento de sus compresores y generadores.

La puesta en marcha de este sistema de compresión y el aumento de producción de Sábalo permite proyectar, a precios actuales, una renta petrolera de 3.000 millones de dólares para los próximos 17 años (2036).

De ese monto, 1.936,4 millones corresponden a Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), regalías y participación al TGN, a los que se suman 912,7 millones para YPFB y 27,2 millones para el pago de los impuestos.

La inversión histórica en el campo asciende a 1.075 millones de dólares. Entre 2006 y agosto de 2019, los recursos alcanzaron los 747 millones de dólares.

Sábalo es operado por Petrobras Bolivia, que posee una participación accionaria del 35%, en sociedad con YPFB Andina (50%), y la transnacional Total E&P Bolivie (15%).

Fuente: https://www.paginasiete.bo/economia/2019/9/26/la-planta-sabalo-sube-su-produccion-de-gas-natural-232164.html

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