Ing. Carlos Ivan Escalier Romero - R.N.I. 39937

Es Ingeniero Civil de la Universidad Católica Bolivia “San Pablo”, MBA master en desarrollo y gestión de proyectos – Business School CumLaude – Universidad de Nebrija

RESUMEN

Con el concepto de realizar un enfoque de manejo integrado de cuencas hidrográficas, preservar la productividad, integrar una gestión adaptativa y desarrollar el modelo del balance hídrico. El proyecto de investigación buscara esclarecer, mediante comparaciones de cuatro modelos hidrológicos (SWAT, WEAP, TEMEZ y BALANCE HIDRICO), el que más se ajuste a la realidad; analizando la influencia de los datos de entrada sumado a la operatividad del modelo hidrológico así conociendo las ventajas y desventajas de cada uno de ellos seleccionar uno que permita entender el comportamiento hidrológico de las micro-cuencas en estudio utilizando modelos hidrológicos semi-distribuido en cuencas de alta montaña (Cuenca Kaluyo)

Palabras Clave: Ciclo hidrológico, Cuenca Fluvial, Escorrentía, Evapotranspiración 

INTRODUCCION

Un adecuado manejo de los recursos hídricos comprende un proceso de desarrollo coordinado que involucra el manejo de recursos del agua y de la tierra. Su propósito es de organizar y guiar el uso del agua utilizados en una cuenca hidrográfica para proporcionar los bienes y servicios apropiados mientras se mitiga el impacto sobre el suelo y los recursos de la cuenca hidrográfica

La modelación hidrológica es una herramienta de ayuda que permite entender y evaluar estos procesos para así identificar las ventajas y desventajas de las acciones antrópicas sobre ecosistemas de montaña y su afección los recursos hídricos. Los modelos hidrológicos tratan de reproducir el fenómeno lluvia-escurrimiento en una cuenca, por ello es muy importante la implementación de estos modelos para la toma de decisiones en la aplicación de modelos hidrológicos en micro cuencas de montaña.

Existen un gran número de modelos hidrológicos en nuestro medio, algunos más complejos que otros en cuanto a la recolección de datos iniciales, otros con menos requerimientos de inputs y menos iteraciones. Pero a pesar del avance exponencial que se dio en la tecnología y detalladamente en el ámbito de la hidrología, no se dio con un modelo hidrológico el cual pueda determinar con exactitud el comportamiento hidrológico; esto se debe a la incertidumbre que se origina por la suma de varios componentes (Datos, Cobertura, Suelo, Medio)

DESARROLLO

El proceso de un modelo hidrológico se realiza usualmente a través de modelos matemáticos, los cuáles pueden ser determinísticos o probabilísticos, agregados o distribuidos, de base física o empíricos, continuos o de eventos. La decisión acerca de qué tipo de modelo adoptar debe basarse tanto en las características de la cuenca que se pretende modelar, el tipo de producto de salida requerido, como de la disponibilidad de datos en relación a las demandas del modelo. (Chow, 1994)

Además, (Estrela, 1993) sostiene que los modelos matemáticos pueden dividirse en dos grandes grupos, los determinísticos y los estocásticos:

• Determinísticos. - Las variables vienen determinadas por las leyes físicas consideradas como exactas y que explican toda su variabilidad 
• Estocásticos. - Las variables son regidas en todo o en parte por las leyes del azar, y por tanto caracterizadas en términos de probabilidad

Donde se puede desglosar los modelos determinísticos en los siguientes ramales:

Modelo empírico. – Mayormente denominados como de “caja negra” o “misteriosos”, donde se obtiene una respuesta sin el conocimiento del funcionamiento interno

Modelo agregado. - Aquellos que consideran la cuenca en forma global (a nivel macro), y como un solo objeto de utilización.

Modelo distribuido. – A diferencia de su antecesor en este caso se toma a la cuenca en unidades hidrológicas (a nivel micro), discretizados por los parámetros de suelos, coberturas, topografía, etc. 

Modelo semi-distribuido. - Modelos intermedios a los dos interiores, que en esencia resultan de combinar un modelo agregado muchas veces, tantas como en subcuencas se divida la zona de estudio

La Fig. 1. muestra un esquema de la representación espacial de la cuenca con los tres tipos de modelos de interés

Figura. 1: Clasificación de modelos hidrológicos de acuerdo a su representación espacial.

• Modelo agregado. b) Modelo Semi-distribuido. c) Modelo Distribuido
  Fuente: Elaboración Propia.

Topográficamente el valle de la cuenca del río La paz presenta una orientación Norte-Sur, separada por cordones montañosos, alcanzando en su parte más elevada los 5000 m.s.n.m., cerca al nevado de Chacaltaya, y en su parte más baja los 3900 m.s.n.m. El río principal de la misma es el Choqueyapu, que nace en las faldas del nevado Chacaltaya con el nombre de río Kaluyo; este río tiene una longitud aproximada de 25 Km (Molina, Ahenke, & Rejas, 1998). hasta el punto de control, dando lugar a la forma de la cuenca la cual será tomada para el proyecto

En medida de lo necesario para un balance hídrico es pertinente tomar como referencia el lapso de 20 años abarcables de la estación más conveniente (Estación “El Alto”)- (Senamhi, 2017), para conseguir un análisis optimo; en este caso se empleará la fase de estudio desde el año 1975 al 2015 tomando como una amplitud de 40 años para abarcar una solvencia de resultados

Figura. 2: Cuenca Kaluyo  

• Cuenca delimitada en Google Earth. b) Mapa Unidades Hidrológicas Clasificadas.
  Fuente: Elaboración Propia.en base mapas (GeoBolivia, 2017)

De esta manera se pudo llegar a clasificar la cuenca Kaluyo en 61 unidades hidrológicas, por lo tanto, se acoplará los modelos hidrológicos de forma semi-distribuida simulando de una manera mas acorde los efectos de la realidad en la cuenca.

RESULTADOS

Los caudales obtenidos se encuentran distribuidos de la siguiente manera: (medidos en m3/s)

Gráfico 1: Comparación medias anuales de los 4 modelos Balance Hídrico, Témez, SWAT y WEAP con la serie de medias anuales de los caudales observados (Achachicala).

                                                                      Fuente: Elaboración propia

Gráfico 2: Contraste de los promedios totales para cada modelo.

Fuente: Elaboración propia

El Grafico 1 es una comparación de las medias anuales. El Grafico 2 es la comparación de los promedios totales que muestran como valor próximo al observado el promedio total del modelo SWAT.

CONCLUSIÓN

Como se puede ver en el grafico 1 y 2 la disputa entre los cuatro modelos respecto a la comparación del caudal observado (caudal medido Achachicala), nos indica claramente dos modelos hidrológicos que presentan más concordancia si nos vamos a la media general (Grafico 2) el modelo SWAT es el que presenta mayor similitud con el real; seguido con el valor del modelo WEAP.

Ambos modelos, tanto WEAP como SWAT son los que reflejan un mayor sentido de representación “cuenca real – cuenca simulada”; esto se debe a una representación más acertada del aporte de aguas subterráneas (Recarga Acuífera). - A través de la percolación se infiltra y amacena agua subterránea. Este proceso hidrológico está estrechamente relacionado a la recarga de las aguas subterráneas en la cuenca, aspecto que el método del balance hídrico no considera, y el método de Temez lo adopta ligeramente

Se deduce que el modelo hidrológico SWAT recurre a una ponderación entre valores extremos generalizándolos y distribuyéndolos a lo largo del recorrido mensual, esa es la razón del porque en cuanto al promedio se acerca bastante al caudal medido.

El modelo SWAT a pesar de contar con un robusto sistema de procesamiento y un modelo firmemente estructurado presenta la desventaja de contar con una base de datos local de uso del suelo la cual para el operador norteamericano presenta una ventaja. Pero para el operador extranjero presenta la obligación de editar la base de datos, adaptándola al medio regional y haciendo caso omiso de algunos factores de ponderación propios del modelo. Aun así, para llegar al optimo procesamiento del modelo SWAT en nuestro medio nacional se requiere un análisis diferenciado y dedicado solo del modelo en estudio y una calibración que recoja información no solo de las variables sensibles, sino también del trasfondo de las ecuaciones que gobiernan al modelo.     

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

Campos Aranda, D. (1992). Procesos del Ciclo Hidrológico . Ciudad de Mexico: Universidad Autónoma de San Luis Potosi.

Chow, V. (1994). Hidrologia Aplicada. Illinois: McGraw-Hill.

Estrela, T. (1993). Estimacion de parametros de recarga y descarga en un modelo de flujo subterráneo en un manantial cárstico. Madrid, España: Ministerio de Fomento.

GeoBolivia. (15 de Agosto de 2017). GeoBolivia. Obtenido de Infraestructura de Datos Espaciales: http://geo.gob.bo/portal/

Molina, J., Ahenke, J., & Rejas, S. (1998). Estudio Hidraulico del tramo Superior del Rio de La Paz. La Paz, Bolivia: Instituto de Hidráulica e Hidrologia (UMSA).

Senamhi. (15 de Agosto de 2017). Servicio Nacional de Metereologia e Hidrologia. Obtenido de Servicio Nacional de Metereologia e Hidrologia: http://www.senamhi.gob.bo/sismet/index.php

Thornthwaite, C. W., & Mather, J. R. (1955). The Water Balance. New Jersey: Centerton: Drexel Institute of Technology, Laboratory of Technology.

Ing. Juan Miguel Tintaya Padilla – R.N.I. 38894

Es Ingeniero Electrónico de la Universidad Técnica de Oruro (UTO) con Especialidad en Automatización Industrial y Mecatrónica Universidad Autónoma Gabriel René Moreno.

RESUMEN

Este documento se realizó con la finalidad de realizar el control de un brazo manipulador, que pueda contribuir con el desarrollo de robots que puedan llegar a realizar tareas de precisión, ya sea con fines metalúrgicos, mecánicos, médicos, etc. Al tener un estudio cinemático del manipulador se le puede dar un sinfín de aplicaciones. 

El control sobre los ángulos de sus articulaciones y el punto final de movimiento, permite desarrollar tecnologías que van más allá de la robótica tradicional. 

INTRODUCCIÓN 

Uno de los propósitos de los sistemas inteligentes es resolver problemas con menor tiempo y con mayor precisión que los seres humanos. Para cumplir este propósito, existen ciertos análisis que necesitan un estudio mayor, como el caso de reconocimiento de patrones, orientación de un robot, entre otros.

En la actualidad la mayoría de grandes y medianas empresas destinadas a la producción utilizan en sus plantas, cada vez con mayor frecuencia y complejidad, robots que permiten aumentar su capacidad y calidad. Por ese motivo la robótica es uno de los campos con mayor velocidad de desarrollo.

DESARROLLO

Cinemática de un Robot

La cinemática estudia el movimiento del manipulador robótico con respecto a un sistema de referencia sin considerar las fuerzas que lo producen. Se distingue entre cinemática directa e inversa.

Cinemática Directa

A partir de un modelo básico de un robot de 4 grados de libertad se realizó la parametrización mediante el algoritmo Denavit Hatenberg, para hallar su cinemática directa.

FIGURA 1 Parametrización de un Robot de 4gdl con el algoritmo Denavit Hatenberg

A partir de la figura 1 se obtiene la matriz homogénea que nos muestra la matriz de traslación y rotación de las articulaciones con respecto a una coordenada inicial.

T=A50=A10A21A32A43A54

A50=h11 h21 h31 h41   h12 h13 h14 h22 h23 h24 h32 h42  h33 h43  h34 h44  

Con estos datos se puede obtener el vector de traslación del brazo robot, teniendo en cuenta que:

x y z =h41 h42 h43

Reemplazando con los valores obtenidos:

x y z =cos q1d3cos q2+q3+d2cos q2+d4cos q2+q3+q4     q1 d3cos q2+q3+d2cos q2+d4cos q2+q3+q4   d1+d3q2+q3+d2q2+d4q2+q3+q4   

Cinemática Inversa 

La cinemática inversa consiste en la obtención de las posiciones de todos los elementos del manipulador, cuando se conoce posición y orientación final.

Se obtendrán las coordenadas articulares q1,q2,q3 y q4 de acuerdo a la figura 2.

FIGURA 2 Ilustración Geométrica del Manipulador

q1=pypx   (1)

q2=d22-d32+L12+L222*d2*L12+L22-L1L2   2 

q3=d22+d32-L12-L222d2d3    (3)

q4=-d22-d32+L12+L222*d2*L12+L22+L1L2  -d22+d32-L12-L222*d2*d3  d22+d32-L12-L222*d2*d3  (4)

Las ecuaciones 1,2,3,4 reflejan como resultado de un análisis geométrico del manipulador.

CONCLUSIONES 

Se pudo realizar un análisis cinemático directo de un robot de 4 grados de libertad en el que a partir de ángulos de movimiento es posible determinar la posición x y z del efector final.

A partir de un análisis geométrico se pudo determinar la cinemática directa del manipulador en el que a partir de coordenadas x y z es posible determinar los ángulos del manipulador robótico.

El presente análisis da como siguiente paso el realizar el análisis dinámico del manipulador en el que se podrán obtener el análisis de fuerza a partir del análisis Euler-Lagrange, para el dimensionamiento a su vez del sistema de control.

El algoritmo Denavit-Hatenberg es muy útil al momento de resolver matrices homogéneas en robots.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

1. Barrientos, Fundamentos de la Robótica, Editorial: S.A. MCGRAW-HILL, 2007
2. Copa. (2003, Mayo 13).Estructuras Básicas de un brazo robótico. [online]. Disponible en: http://coparoman.blogspot.com/2013/05/13-estructuras-basicas-de-un-brazo.html  
3. Hernández. (2012. Agosto 26). Estructura de los robots. [online]. Disponible en: https://roboticajh.wordpress.com/2013/08/26/estructura-de-los-robots/ 

Robot Antropomórfico disponible en página web:  https://www.emaze.com/@ATTQFRFZ/presentation-name-copy1

Ing. José Tacachiri Chocamani - R.N.I. 38734

Es Ingeniero Químico de la Universidad Técnica de Oruro (UTO) con Diplomado en procesamiento de minerales en CAMIPER Perú, Curso especializado en procesos de producción de ácido sulfúrico metalúrgico en HOLTEC Chile. 

RESUMEN

En busca de insumo de carbonato de sodio para abastecer la demanda interna nacional, se ha realizado la caracterización fisicoquímica y estimación de la reserva de collpa existente en la laguna Hedionda Sud.

Las muestras sólidas del salar están compuestas por Thermonatrita (Na2CO3), Trona (Na3H(CO3)2·2H2O) y Natrita (Na2CO3). Las impurezas que acompañan son: material orgánico y cloruro de sodio; el resto son trazas en cantidades despreciable de sulfato, magnesio, calcio, potasio y litio. En las muestras sólidas ocupa 14.85% de Na2CO3, 15.74% de NaHCO2, 1.45% insolubles y 65.13% de humedad.

La reserva estimada es de 1539855 toneladas de carbonato y bicarbonato de sodio.

INTRODUCCIÓN

En la Reserva Nacional de Fauna Andina Eduardo Avaroa (REA) del Sur Oeste potosino, los sistemas salinos de este sector cubren aproximadamente un total de 8 000 km2 de cuencas evaporíticas. Estos sistemas se suelen denominar “salares”, nombre asignado en esta región a un conjunto de sedimentos de naturaleza evaporítico-detrítica cuya génesis ha tenido lugar en la zona más deprimida de una cuenca cerrada sometida a un clima árido o semiárido (Chong, 1988).

La búsqueda de carbonato de sodio natural (Collpa) en forma de trona y natrón, ha hecho que se planifique una exploración de los salares que están dentro de la REA, con el propósito de satisfacer la demanda nacional de este producto. Bajo esta premisa se ha ubicado e identificado la Laguna Hedionda Sud del municipio de San Pablo de Lipez de la Provincia Sud Lipez.

Antecedentes y objetivos

La COMIBOL ha realizado exploraciones muy temporales, con el propósito de utilizar el carbonato de sodio de Collpa Laguna en pequeñas cantidades que eran empleados como fundente en ENAF. 

En agosto de 1976 y en septiembre de 1977 se ha realizado campaña de campo con el propósito de reconocimiento y estudio más profundo de lagunas ubicadas en la provincia de Sud Lipez, como ser Collpa Laguna y Hedionda Sud, analizando las perspectivas que pueden ofrecer para una explotación de carbonato de sodio (Francois Risacher, 1977).

En 2015 el Ing. José Tacachiri Chocamani – Jefe de Investigación y Desarrollo de la Sociedad Industrial Tierra S.A. recorre los salares en busca de carbonato de sodio con el fin de producir boraxdeca en la Planta de Apacheta, en la cual se llega a la Laguna Hedionda Sud, que estaba intacto y no había indicios que fue explotado antes.

El objetivo del presente artículo es la caracterización química y cálculo de la reserva de carbonato de sodio natural (collpa) existente en Laguna Hedionda Sud.

Ubicación y Acceso

La Laguna Hedionda Sud, se encuentra ubicado en el cantón Quetena Grande del municipio de San Pablo de Lipez de la Provincia Sud Lipez del Departamento de Potosí, dentro de las coordenadas geográficas UTM, zona 19 K, X= 666115.44 y Y= 7515222.94, sobre una altura de 4550 msnm. Existen varias vías de acceso desde el municipio de Uyuni.

En la REA existen dos radios bases de ENTEL que están instaladas en cerro Pabellón y en canton Quetena Grande, y en Laguna Hedionda no llega la señal de ENTEL.

DESARROLLO

Inspección visual, fotografías y planos georreferenciados

Al llegar a la laguna Hedionda Sud, lo que se siente es el olor característico a pantano como dijera bien venido al salar; en la vista panorámica se observa un manto blanco por la parte del sur y por la parte norte salmuera que cubre unos 40% de la superficie del salar. 

Fuente: Elaboración propia. Altura: 4550 msnm, Perímetro: 7051 m, Área: 2900687 m2.

Cateo y muestreo

Herramientas y materiales: Picota manual, pala manual, botellas de 500 mL y bolsas de 30cmx50cm.

Fuente: Elaboración propia.

Se ha excavado diez pozas con una profundidad de 1 m, partiendo desde la entrada del terraplén; primera, en el punto 19 K X= 665614.15, Y= 7514426.36, las siguientes excavaciones fue en dirección Este separados cada 10 m uno de la otra. Durante el proceso de excavación se ha observado la filtración de salmuera (lodo) de color café oscuro junto con material orgánico (algas), al mismo tiempo se ha visto capas de cristales transparentes de tamaños variados menores a 1 cm y en otros sectores cristales uniformes de 1 mm de tamaño. Estos cristales están junto con material orgánico de color café oscuro, en algunos casos lodos de color negro.

Caracterización físico química

La muestra sólida y lodo tienen las siguientes características físicas.

Fuente: Elaboración propia. - n.m. no medido.

Las características químicas son las siguientes.

Fuente: Elaboración propia. - n.m. no medido.

Analizando las muestras sólidas separados por escurrimiento del lodo muestran la siguiente composición: 14.85% (p/p) en Na2CO3, 15.74% (p/p) en NaHCO2, 1.45 %(p/p) en material insoluble en agua y 65.13 %(p/p) en agua. Por otro lado, se ha analizado el contenido de Na2O en el lodo, dando como resultado promedio 5.61 g/L.

Los resultados del análisis por Fluorescencia de Rayos X de la muestra sólida se presentan en la siguiente tabla.

Fuente: analizado en Carrera de Ingeniería Metalúrgica de la Universidad Técnica de Oruro.

Estimación de la reserva

Toda la parte sur del salar que ocupa un manto blanco de cristales es aproximadamente el 60% del salar, el mismo tiene una capa de 1 m de espesor, ocupando un volumen total de 2 900 687 m3.

De los cuales se ha separado por escurrimiento, ocupando 25% de lodo y 75 %solidos en volumen.

Para el lodo se tiene la siguiente concentración 11.37% como CO3=, equivalente a 15.72% como NaCO3.

Fuente: Elaboración propia.

En total existe 1539855 toneladas de carbonato y bicarbonato de sodio.

CONCLUSIONES

Luego de un estudio, se concluye en los siguientes términos.

• El salar está compuesto por Thermonatrita (Na2CO3), Trona (Na3H(CO3)2·2H2O) y Natrita (Na2CO3). Las impurezas que acompañan son: material orgánico, cloruro de sodio, y el resto son trazas en cantidades despreciable de sulfato, magnesio, calcio, potasio y litio.
• La reserva estimada es de 1 539 855 toneladas de carbonato y bicarbonato de sodio.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Alonso. (1991). Evaporitas neógenas de los Andes Centrales: Modelos andinos e ibéricos. Univ. Barcelona, 267-329.

Chong. (1988). The cenozoic saline deposits of the chilean Andes between 18° 00' and 27° 00'south latitude. En: H. Bahlburg, C. Breitkreuz y P. Giese (eds.), The Southern Central Andes. Lecture Notes in Earth Sciences, 137-151.

Francois Risacher, A. E. (1977). Informe geológico de la laguna Collpa y de la laguna Hedioda Sud. UMSA-ORSTOM, 9.

Ing. Mario Daza Blanco - R.N.I. 11054

Es Ingeniero en Petróleo, Gas y Procesos de la Universidad Mayor de San Andrés (UMSA) con Maestrías en Ingeniería de Reservorios y Metodología de la Investigación en Ingeniería, Ph.D.(c) en Políticas de Desarrollo y Gestión Pública. 

RESUMEN

El petróleo es un recurso fósil agotable, compuesto predominantemente por hidrocarburos, y es la principal fuente de energía, tanto desde el punto de vista de la generación, como de la utilización en los diferentes países. La recaudación de impuestos sobre los hidrocarburos existe en la mayoría de los marcos fiscales de los países productores de petróleo y es un instrumento básico de enfoque monetario, energético y ecológico, por lo que uno de los principales atributos de los activos energéticos es la renta petrolera. El arrendamiento de activos regulares ha sido una de las partes más discutidas de la hipótesis monetaria. Casi ninguna otra relación ha tenido tanto tratamiento en la bibliografía económica como esta, y la gran mayoría de las discusiones están relacionadas con su punto de partida y su discernimiento entre los distintos especialistas. 

INTRODUCCIÓN

La renta petrolera parte de un concepto ricardiano que se aplica al desarrollo de un activo como son las fuentes extractivas y se caracteriza como el límite del negocio de la producción de un bien dado, y por la distinción entre los últimos costos de la cadena de producción y su inversión, por otra parte podríamos considerarla como una definición realmente contable en la que rechazamos el gasto de capital (o al menos el beneficio) lo que nos conlleva a una idea de utilidad de trabajo en lugar de arrendamiento, dejando a un lado brevemente el pensamiento del sistema de aplicación de la explotación útil. No obstante estas presunciones de análisis no dejan de crear complejidad en una industria como la petrolera, en la que los costos de exploración son amplios, por lo que la valoración de la renta conlleva una estimación inexacta. En general, los acuerdos de exploración y de relación con la participación de la renta fomentan sistemas monetarios que se aplican para decidir y obtener una ganancia financiera, sin embargo algunos acuerdos están muy lejos de ser los óptimos e ideales, ya que cada reservorio o reserva de hidrocarburos tiene un tratamiento diferente, lo que determina la capacidad de los volúmenes y reservas cuantificables probadas y los sectores de negocio a los que están ordenados. Existen además casos en los que las empresas tanto locales como transnacionales se han apropiado generalmente de un nivel más elevado del arrendamiento o renta que se relaciona con el país soberano que reclama los hidrocarburos como propiedad inalienable.

Del mismo modo, el precio del petróleo es un aspecto importante para la investigación de los sistemas financieros, ya que una caída o elevación de la cotización del crudo que no se pudo prever con antelación en los contratos petroleros, trae consigo beneficios según la cotización vigente y, además perjuicios tanto para el concesionario como para la nación que lo entrega, influyendo esencialmente en el pago en comparación con ese incremento o disminución de los costos, esto ha provocado la renegociación de los acuerdos existentes entre las naciones dependientes de sus recursos fósiles y la administración de la misma, lo que incluso ha inducido la inconveniencia unilateral de nuevos términos por parte de algunos Estados. Por regla general, los modelos financieros se planifican considerando los indicadores del nivel de producción de los hidrocarburos, como una estimación de la probable productividad monetaria del equivalente del mismo, considerando además el límite normal del yacimiento, que es la razón por la que la aplicación de los contratos petroleros no ha tenido la opción de responder suficientemente a los cambios no ideales en los estados de la generación de renta petrolera en los mercados del petróleo y del gas.

DESARROLLO

El efecto de la exploración se fija en el predicamento de ampliar la renta aplicando el plan de un modelo útil y el esquema de gastos relacionada, que da la correspondencia de utilidad más elevada disponible. En términos claros, se trata de la opción entre ampliar la magnitud de la parte que le corresponde al Estado de una determinada distribución, o adquirir la mayor parte, y según la perspectiva de las políticas públicas no es fácil planificar un acuerdo óptimo. Normalmente existe una extraordinaria compulsión a cambiar los principios cuando la renta del petróleo aumenta y es apropiado por el financiador privado o inversionista. 

En cuanto a los sistemas de generación de las rentas, aunque exista una buena proyección geográfica de éxito exploratorio, esta puede condicionar su presencia si se denota una conexión de análisis de ganancias entre el ciclo del emprendimiento (más que el ciclo de adjudicación de las rentas petroleras) y el ciclo de explotación de hidrocarburos. Esto hará concebir, con un alcance específico una relación en la que conociendo el grado de ingreso de inversión, será factible conocer el grado futuro del reservorio y su producción. Cuanto mejor sea el estado planificado de la concesión, mayor será la rentabilidad y con ella el beneficio, dada una innovación accesible.

Figura 2 Variación del precio de Petróleo WTI Enero 2015-Mayo 2022

Nota. En la figura 2, se puede apreciar la variación de los precios del crudo en los meses de enero 2015 a mayo de 2022, mismo que incidió de gran manera en el precio del gas natural boliviano de exportación. Tomado de Datosmacro.com

Es por ello que cuando se diseña un régimen fiscal un gobierno busca optimizar el valor de los ingresos que recibe de la explotación de sus recursos naturales, como el petróleo y gas. En este análisis la necesidad de revisar los sistemas aplicados de regímenes fiscales, muchos de los referidos elementos que funcionaron en la normativa actual están ahora obsoletos y necesitan ser rediseñados. En el presente marco de precios y costos de producción del petróleo y/o del gas, extremadamente volátil, (ver Figura 2) es necesario modificar la imposición fiscal que rige los contratos petroleros de exploración, desarrollo y producción, si los gobiernos pretenden seguir maximizando el valor de los ingresos que reciben de sus recursos.

En este ámbito la relevancia aplica principalmente a determinar el régimen fiscal, ya que este es uno de los principales aspectos que debe ser analizado y/o modificado, con el fin de generar los incentivos requeridos en el sector, y ser tomados en cuenta cuando se elabore una nueva ley de hidrocarburos que permita atraer las inversiones requeridas para incrementar la exploración y descubrimientos comerciales, e incrementar los volúmenes de producción de hidrocarburos garantizando el abastecimiento de combustibles al mercado interno, así como el cumplimiento de los contratos de exportación de gas suscritos en la actualidad. 

CONCLUSIÓN 

Este análisis nos permite ahondar en el inicio de un nuevo sistema aplicable y en la idea de los acuerdos que se colocarán en cada ronda de ofertas durante las licitaciones o concesiones para áreas de exploración, para posteriormente tener la opción de enmarcar una metodología hipotética que dé sentido de manera lógica a este nuevo plan paradigmático, y dé los componentes clave a través de los cuales se puedan sustentar nuevas reglas que refuercen los vínculos jurídicos conformados entre el Estado y las empresas inversionistas trasnacionales. 

Para ello se debe demostrar que la todavía dispendiosa ejecución del Estado en la selección de los acuerdos petroleros, obligan a la necesidad de explicar una reestructuración óptima, y el alcance de los contratos a través de una hipótesis que figure normas fundamentales y explícitos que permitan el avance y perfeccionamiento de una regulación energética en la aplicación de obligaciones fiscales por parte del Estado y las empresas transnacionales, independientemente de las partes de aplicación jurídica relativa al ámbito hidrocarburífero, que se suman a su revisión a través de la investigación de la regulación y aplicación estatal, económica, e internacional. Un ejemplo de las actividades y características que determinan un Régimen Fiscal se aprecia en la siguiente figura 3:

Figura 3. Aspectos que determinan el Régimen Fiscal

Tomado de Yacimiento Petrolíferos Fiscales Bolivianos-2018

En este entendido, el régimen fiscal va a determinar la inversión que el país sea capaz de atraer. Por lo que un régimen fiscal competitivo facilitará un incentivo mayor en la inversión, mientras que uno inadecuado dará lugar a que el país teniendo un potencial de recursos tanto prospectivos y contingentes, así como con importantes reservas probadas, de petróleo como de gas, quede alejada de ser un mayor exportador neto de hidrocarburos, sin que exista empresas operadoras internacionales que se dediquen a la exploración de los recursos naturales del país, con sus propios medios e inversión.

Asimismo, la elección de un régimen fiscal es fundamental ya que implicará aplicar dos cuestiones financieras esenciales: ¿Cómo se van a recuperar los costos? y ¿cómo se van a repartir las utilidades y participación? En este ámbito se debe analizar el marco económico caracterizado por una mayor volatilidad de precios y costos, lo que da lugar a importantes inestabilidades que obligan a examinar los regímenes fiscales en análisis, así como también rediseñar nuevos tipos de contratos petroleros competentes y solucionar los problemas denotados y que es motivo de cuestionamiento a los actuales contratos, especialmente en lo que se refiere a la distribución de las ganancias. 

En consecuencia, se hace énfasis en la conclusión de que la inversión extranjera es fundamental a la hora de desarrollar los recursos hidrocarburíferos del país, ya que se trata de responder a interrogantes de la predisposición de una compañía operadora decida a invertir en el país y no en otro, según las condiciones tanto técnicas, de participación en las ganancias y de seguridad jurídica que se les otorgue. 

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Arancibia, C. (2016). Regla versus discreción en la Politica Fiscal: Caso Bolivia. Centro Estratategico Latinomericano de Geopolitica (CELAG). https://www.celag.org/wp-content/uploads/2017/05/Resumen-Arancibia-C.-2017.-Regla-versus-discrci%C3%B3n-en-la-pol%C3%ADtica-fiscal.-Caso-Bolivia.pdf: Centro Estratategico Latiniamericano de Geopolitica (CELAG)

Cabrera Gómez, J. G., Flechas Salcedo, L. G., & Roncancio Martinez, J. H. (2006). Las obligaciones en el nuevo contrato de exploración y explotación de hidrocarburos. [Tesis de grado, Pontificia Universidad Javeriana] Documento digital. https://repository.javeriana.edu.co/bitstream/handle/10554/56655/TESIS15.pdf?sequence=1.

Medinaceli, M., & Mokrani, L. (2010). Impacto de los bonos financiados con la renta petrolera. Umbrales N°20. Revista del Postgrado Multidisciplinario en Ciencias del Desarrollo, 223-263. https://socialprotection.org/sites/default/files/publications_files/Umbrales_20%20%281%29-225-265.pdf.

Wanderley, F., & Mokrani, L. (2011). La economía del gas y las políticas de inclusión socio-económica en Bolivia, 2006-2010. Serie Avances de Investigación Nº 56. CeALCI- Fundación Carolina. https://www.fundacioncarolina.es/wp-content/uploads/2014/07/Avance_Investigacion_56.pdf.

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martes 9 de agosto

19:00 hora de Lima, Perú - 20:00 hora Bolivia

 

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