Gasoducto Bolivia/Brasil

Los gobiernos de Bolivia y Brasil, a través de sus res­pectivas entidades estatales:YPFB y Petrobras

Proyecto Oficial IIRSA Proyecto Ancla Proyecto Prioritario

*Cantidades de acuerdo a IIRSA

Cronología del Proyecto [1]

En el marco de la denominada “Integración Energé­tica en el Cono Sur”, planteada también por el IIR­SA para conformar una red privada de gasoductos, oleoductos, etc. se firmó el 17 de febrero de 1993 el contrato entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Boli­vianos (YPFB) y PETROBRAS que establece la com­pra de 16 millones de m3/día de gas natural; con el Adendum 2 al contrato, se incrementó el volumen de exportación a 30 millones de m3/día. Este con­trato tiene 20 años de duración, de 1999 a 2019. Para este volumen de exportación se construye el Gasoducto Bolivia-Brasil, que contaba con estudios preliminares realizados en 1990 por el Centro de In­vestigaciones y Estudio de la Capacidad de Uso Mayor de la Tierra (CUMAT) y la Evaluación de Im­pacto Ambiental elaborada por la consultora URS Dames & Moore los años 1995/96, por encargo de Enron Power Corporation.

En marzo de 1998 se contrató los servicios de las empresas a cargo del proyecto. PETROBRAS, que en territorio boliviano toma la razón social PETROGAS­BOL, fue encargada de la construcción a través de un contrato llave en mano. Los responsables de la fiscalización y seguimiento ambiental del proyecto fueron el Ministerio de Desarrollo Sostenible y Plani­ficación en su calidad de Autoridad Ambiental Com­petente y el Viceministerio de Energía e Hidrocarbu­ros como Organismo Sectorial competente. La obra fue construida con una gran premura y monitoreo casi inexistente, lo que originó conflictos por el in­cumplimiento ambiental; para atender estos conflic­tos, los financiadores contrataron una “ombudsman” (oidora) que permitió la resolución de los problemas hasta el momento que la empresa rescindió sus ser­vicios (1999).

El ducto Bolivia-Brasil comenzó sus operaciones en julio de 1999; consiste en un ducto de 32 pulgadas de diámetro, con una longitud de 3.100 Km. dise­ñado para una capacidad de transporte de 30 mi­llones m3/día de gas natural. Corresponden al sec­tor boliviano 557 Km. de ducto y 5 estaciones de compresión, dos de las cuales ya fueron construídas y son propiedad de Gas Transboliviano (GTB). Los restantes 2.543 Km se localizan en el sector brasile­ño y son propiedad de Transportadora Brasileira Gasoducto Bolivia-Brasil S.A. (TBG).

Las restantes tres estaciones de compresión que fue­ron estudiadas como parte de la Evaluación de Im­pacto Ambiental Actualizada (Junio, 1996) debían ser construidas durante la gestión 2001-2002 como parte de un proyecto separado.

Estudios de mercado informales realizados por GTB determinaron que las previsiones de exportación de gas a Brasil excederían para el año 2003 la capa­cidad planeada originalmente para el Gasoducto Bolivia Brasil de 30 millones de m3/día. A fin de sa­tisfacer la creciente demanda, GTB planeó la adi­ción de cinco loops de ducto (ductos paralelos de expansión). URS/Dames & Moore preparó (2002) el borrador de EIA para el proyecto LEPS-1 (Expan­sión de Loops-Fase I), cuya construcción debía reali­zarse en el periodo 2002-2003 con una duración de aproximadamente 10 meses.

Hasta septiembre del 2003 Brasil no cumplía los compromisos establecidos en el adendum 2 del con­trato, de acuerdo al cual, el presente año tendría que comprar 24.6 millones de m3/día de gas natu­ral, y sólo alcanzaba a 11 millones de m3/día. En octubre del 2003, Brasil elevó el volumen de com­pra de gas natural a Bolivia, alcanzando las canti­dades establecidas en el contrato y Adendums. Esta situación, y la proyectada creciente demanda en ese país plantean la posibilidad de construcción a muy corto plazo del Proyecto de Expansión de Loops.

Objetivos del proyecto [1]

Los dueños del proyecto Gasoducto Bolivia Brasil, se­ñalaron que el mismo tenía los siguientes objetivos:

• Contribuir a la integración energética regional, al posibilitar la expansión de la industria y el mercado del gas natural a través de la conexión de los yacimientos en Bolivia con el mercado de las regiones centro y sur del Brasil.
• En Brasil, atender parte de la demanda energéti­ca de los consumidores en el área económica­mente más importante del país. La introducción del gas natural permitiría acelerar un cambio fa­vorable de la matriz energética mediante el uso más extendido de un combustible preferido desde el punto de vista ambiental y de eficiencia más compatible con el desarrollo industrial del país.
• En Bolivia, abrir un nuevo mercado de exporta­ción, Brasil; para permitir un aumento de la pro­ducción de gas y en general la expansión de es­ta industria, con consecuencias positivas sobre la actividad económica del país y su balanza co­mercial, generando nuevas sociedades empresa­riales, creación de empleo y mejora de las con­diciones de vida de la población en general.

De acuerdo al estudio “Gasoducto de Integración-BID, el proyecto no cumple con las características de un programa focalizado hacia los sectores pobres, ni geográficamente, ni en cuanto a sus beneficiarios ...”.

El proyecto LEP-1 fue justificado por un estudio de mercado que señalaba: “para el año 2003 la de­manda de gas natural de Brasil excederá los 30 mi­llones de m3/día y por lo tanto, la capacidad real de transporte del GBB y que al existir una ruta con­solidada dentro del derecho de vía (DDV) del GBB, construir los loops dentro de este derecho de vía per­mitiría minimizar los impactos. Además, el gas es la fuente de energía más limpia disponible, el uso del gas natural reducirá la polución de aire en Brasil, lo cual será de gran beneficio, especialmente en áreas industrializadas como Sao Paulo”

Costo del proyecto [1]

Gasoducto Bolivia-Brasil

                                    FOBOMADE

En el lado boliviano el gasoducto estuvo a cargo de la sociedad Gas Transboliviano S.A. (GTB), de ma­yoría de capital privado (98%), integrada por Nerón Development Corporation de Estados Unidos (EN­RON), Shell del Reino Unido y Países Bajos (SHELL) y TRANSREDES (constituida por ENRON y SHELL con participación de los Fondos de Pensiones).

PETROBRAS como interesado en la compra de gas boliviano financió la construcción de todo el sistema de transporte de gas hasta la frontera con el Brasil a través de un financiamiento que recibió del Banco Mundial y el Banco Interamericano de Desarrollo por un monto total de 350 millones de dólares ame­ricanos.

COMPOSICIÓN ACCIONARIA DEL GBB

Fuente: A.Moret

COSTO DEL GBB

Proyecto de Expansión de Loops –Fase I [1]

No se han definido los financiadores del Proyecto de Expansión de Loops, sin embargo, el borrador de Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental anali­za la Política Ambiental del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), los Lineamientos y Políticas Am­bientales del Banco Mundial (BM), Términos de Re­ferencia de Estudios Ambientales para Tuberías en Línea de la Corporación Andina de Fomento (CAF); la Política Ambiental de la OPIC, y la Guía Ambien­tal del Export-Import Bank  (Ex - Im Bank)  como po­sibles financiadores del proyecto.

Características del Proyecto [1]

Localización

El gasoducto Bolivia-Brasil se extiende desde la Planta de Gas Natural de Río Grande, ubicada a 50 km. al sudeste de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra-Bolivia, hasta la ciudad de Sao Paulo-Brasil, y termina en la ciudad de Porto Alegre en el sur de Brasil con una longitud total de 3,146 Km.

El ducto de 32 pulgadas de diámetro tiene una lon­gitud de 557 Km. en territorio boliviano y 5 estacio­nes de compresión, dos de las cuales ya fueron construidas. Comienza en la Planta de Gas Natural de Río Grande en el sector oeste del departamento de Santa Cruz y se dirige de Oeste a Sudeste hacia la frontera boliviano-brasileña y la población El Car­men de la Frontera a 20 Km al Sur de las inmedia­ciones de Puerto Suárez.

El proyecto LEP-1 consiste  en cinco loops de expan­sión con un  largo total  de 187 km. a lo largo del ducto existente del GBB en el área de Río Grande, Izozog, Chiquitos, Roboré y Yacuses.

La ubicación de los loops es la siguiente:

Loop 1 - Río Grande, va desde la Estación de Com­presión y Medición de Río Grande hacia el este a tra­vés de un área de llanuras aluviales del Chaco, debe además cruzar el río Grande por perforación dirigi­da. Termina en KP 51, con una longitude de 51 Km.

Loop 2 - Izozog, comenzará en el KP 125 desde la futura Estación de Compresión de Izozog, 20 Km al este del río Parapetí, cruzando hacia el Este a través de un área plana de llanuras aluviales y lacustres ubicadas dentro del área de influencia de los hume­dales de los bañados de Izozog. Este loop se ubica a lo largo del límite norte del Parque Nacional Gran Chaco. Termina en KP 165, con una longitud total de 40 Km.

Loop 3 - Chiquitos, comenzará en el KP 242, apro­ximadamente a 90 Km al sur de San José de Chiqui­tos. Va desde la futura estación de compresión Chi­quitos hacia el este a través de un área plana de an­tiguas llanuras aluviales. Terminará en el KP 274, con una longitud de 32 Km.

Loop 4 - Roboré, comenzará en el KP 364, aproxi­madamente a 45 Km al sudoeste de Roboré, desde la futura Estación de Compresión Roboré a través de un área plana de sedimentos consolidados cubiertos por materiales aluviales. Termina en KP 274, con una longitud de 32 Km.

Loop 5 - Yacuses, comenzará en el KP 487 cerca de la Estación Palmito, y va desde la Estación de Com­presión de Yacuses hacia el este, paralelo y al norte de las montañas Yacuses. Este loop corre paralelo a la vía férrea Santa Cruz - Corumbá que se encuen­tra entre 1 a 2 Km. al norte del DDV. La última sec­ción de este loop entra en los Bañados de Otuquis (Parque Nacional Otuquis).

Descripción del proyecto [1]

Para la construcción del gasoducto Bolivia-Brasil se utilizó tubería de 32” de diámetro con estación de bombeo en Río Grande diseñada para suministrar inicialmente (durante 1999), 9.15 millones de me­tros cúbicos por día (9.15 Mm3/d), hasta llegar a un mínimo de 18 millones de metros cúbicos de gas en el 2006.

El gasoducto fue diseñado para una capacidad final de transporte de 30 millones m3/día mediante el agregado de estaciones compresoras previstas en el proyecto equivalentes a US$ 500 millones anuales.

Asimismo, la obra incluyó inicialmente dos estacio­nes de medición, ambas ubicadas en territorio boli­viano, una en la planta de gas de Río Grande y la otra en la frontera con Brasil, para constatar y veri­ficar la presión permitida de acuerdo a diseño de 1.440 libras por pulgada cuadrada (Psi) de tal ma­nera de mantener la entrega constante de los metros cúbicos de gas previstos por día.

La tubería de 32” de diámetro se encuentra enterra­da a 1,50 m de profundidad en zonas de agricultu­ra mecanizada; y en zonas urbanas lleva una tapa de concreto para preservar la tubería en caso de tri­llos y cruce de trillos del tren, la construcción y la preservación de la tubería se realiza a través de planchas metálicas. Igualmente para el cruce de ríos, la tubería está enterrada a 1,50 m del lecho del río tomando en cuenta el punto más bajo del mismo.

Los nuevos loops del proyecto LEP-1 consisten en ductos de 36 pulgadas de diámetro enterrados con una cobertura mínima de 1.0 m. El nuevo ducto se­ría instalado dentro del derecho de vía (DDVG) exis­tente, paralelo al ducto GBB a una distancia de aproximadamente 5 m.

Junto con el GBB, los nuevos loops se conectarían al Sistema de Supervisión, Control y Adquisición de Datos (SCADA) que está siendo utilizado en la ac­tualidad para el monitoreo central y la operación del sistema. Desde la sala de controles en Santa Cruz, se puede obtener información sobre volúme­nes, temperatura, presión y calidad. Este sistema permite  la advertencia temprana de fugas y otras fallas.

Referencias

Fuente 1. (Lucy Chacolla, 2007). Extractado del documento "El Gran Sistema Pantanal en Bolivia". FOBOMADE. Marzo 2004