1. INTRODUCCIÓN La energía es esencial para el desarrollo y generación de ingresos para un país. Una de las energías más utilizadas y que potencialmente pueda generar ingresos en un determinado país es el Gas Natural. En la actualidad el consumo de gas natural es: domiciliario en duchas y cocinas, industrial mediante hornos, para vehículos, y fundamentalmente para generación de energía eléctrica mediante centrales termoeléctricas, razón por la cual su industrialización no es muy eficiente en Bolivia. En los últimos años, Bolivia mediante estudios ha demostrado un elevado crecimiento en reservas de gas natural y con ello, las posibilidades de la región para utilizar esta nueva fuente de energía. Así, el gas natural se avisora como una de las fuentes de energía más rentables y de menor impacto ambiental que los carburantes convencionales. Para que se desarrollen proyectos de industrialización de gas debe asegurarse el mercado de sus productos, de modo que lleguen hasta el lugar donde se le necesita, es decir hasta el consumidor final. Sin embargo, este objetivo tiene cuatro grandes limitantes: La economía de escala que exige una gran producción; la diversificación sinérgica que exige la obtención de varios coproductos económicamente rentables, el monopolio natural que involucra las etapas de explotación del gas, y finalmente, pero de gran peso el mercado demandante.
2. OBJETIVOS
2.1 OBJETIVO GENERAL El objetivo principal de este proyecto es el de dilucidar como está la producción de gas natural en Bolivia, es decir en que estado nos encontramos tanto económica como industrialmente. 2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS Para poder alcanzar el objetivo principal desarrollaremos los siguientes objetivos específicos: Analizar el consumo interno de gas natural en Bolivia y su utilización como energético en las diferentes ramas de uso. Determinar en que etapa esta la producción del gas natural en nuestro país y los planes a futuro que se tiene previstos. Establecer las políticas que se tienen en Bolivia para avanzar en la producción e industrialización de este energético. Establecer que influencia tiene la producción de gas natural en la economía boliviana tanto interna como externamente.
3. FUNDAMENTO TEÓRICO
3.1
GAS NATURAL
Es un energético natural de origen fósil, que se encuentra normalmente en el subsuelo continental o marino. Se formó hace millones de años cuando una serie de organismos descompuestos como animales y plantas, quedaron sepultados bajo lodo y arena, en lo más profundo de antiguos lagos y océanos. En la medida que se acumulaba lodo, arena y sedimento, se fueron formando capas de roca a gran profundidad. La presión causada por el peso sobre éstas capas más el calor de la tierra, transformaron lentamente el material
orgánico en petróleo crudo y en gas natural. El gas natural se acumula en bolsas entre la porosidad de las rocas subterráneas. Pero en ocasiones, el gas natural se queda atrapado debajo de la tierra por rocas sólidas que evitan que el gas fluya, formándose lo que se conoce como un yacimiento. El gas natural se puede encontrar en forma "asociado", cuando en el yacimiento aparece acompañado de petróleo, o gas natural "no asociado" cuando está acompañado únicamente por pequeñas cantidades de otros hidrocarburos o gases.
3.2
YACIMIENTOS DE GAS
Se conoce son el nombre de Yacimientos de Gas a aquellos en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo. Sin embargo, esto no quiere decir que un yacimiento de gas esté imposibilitado para condensar. La condensación se produce como consecuencia de disminución en la energía cinética de las moléculas de gas más pesadas originando un aumento en las fuerzas de atracción de las mismas, lo cual transforma parte de dicho gas en líquido. En base a estos criterios de condensación y de acuerdo a su presión y temperatura inicial, podemos clasificar los Yacimientos de Gas en: yacimientos de gas seco, yacimientos de gas húmedo, yacimientos de gas condensado y yacimientos de gas asociado. 3.2.1 YACIMIENTOS DE GAS SECO:
Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica. Están constituidos por metano, con rastros de hidrocarburos superiores. Están constituidos por hidrocarburos que, aún en superficie y a presión y temperatura de tanque, no condensan. Poseen alta energía cinética de sus moléculas y baja atracción de las mismas.
Gas seco 3.2.2 YACIMIENTOS DE GAS HÚMEDO:
Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica. Están constituidos por hidrocarburos livianos a intermedios. Están constituidos por hidrocarburos que no condensan a condiciones de yacimiento pero si a condiciones de separador.
gas húmedo 3.2.3 YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO: Estos yacimientos producen condensación retrograda en el yacimiento a presiones por debajo de la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica. El gas al disminuir la presión se condensa. 3.2.4 YACIMIENTOS DE GAS ASOCIADO Estos tipos de yacimientos también pueden ubicarse de acuerdo con la localización de la temperatura y presión iniciales del mismo con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo) en los diagramas de fases que relacionan estas dos variables. Cuando la presión y la temperatura caen dentro de la región de dos fases, existirá una zona de petróleo con una capa de gas en la parte superior. La zona de petróleo producirá como un yacimiento de petróleo de punto de burbujeo y la capa de gas como un yacimiento monofásico de gas o como un yacimiento retrogrado de gas.
3.3
COMPOSICIÓN
La composición del gas natural, varía del campo que procede, durante la vida productiva del campo y sobre todo varía de acuerdo al tratamiento posterior que se le ha realizado. El gas dentro del campo es una mezcla que va desde el metano C1 pasando por C2, C3, C4, C5, C6 y algo de C7+ heptano. También incluye otros componentes que se encuentran en menor cantidad y considerados indeseables como son: el Nitrógeno N2, dióxido de carbono CO2, agua H2O y en algunos casos ácido sulfhídrico (H2S), este último muy corrosivo y totalmente indeseable para la petroquímica y felizmente no se encuentra en nuestros campos de
Bolivia, lo que supondrían tratamientos adicionales al gas para materia prima petroquímica y un aumento en su precio.
3.3.1 COMPOSICIÓN TÍPICA DEL GAS NATURAL: HIDROCARBURO COMPOSICIÓN QUÍMICA Metano Etano Dióxido de Carbono Propano Nitrógeno
CH4 C2 H6 CO2 C3H8 N
RANGO(EN %) 91-95 2-6 0-2 0-2 0-1
Composición en volumen del gas natural
3.4
PROCESO DE PRODUCCIÓN DEL GAS
El proceso de producción del gas natural es simple y muy parecido al del petróleo. Primero, el gas natural se extrae por medio de perforaciones en pozos terrestres o en los océanos, después de transporta por gasoductos (por tierra) o buques (por mar) hasta la planta de depurado y transformación para ser conducido después hacia una red de gas o a las zonas de almacenamiento.
3.4.1 EXPLORACIÓN. En el transcurso de los primeros años de la industria del gas natural, cuando no se conocía muy bien el producto, los pozos se perforaban de manera intuitiva. Sin embargo, hoy en día, teniendo en cuenta los elevados costos de extracción, las compañías no pueden arriesgarse a hacer excavaciones en cualquier lugar. Los geólogos juegan un papel importante en la identificación de napas de gas. Para encontrar una zona donde es posible descubrir gas natural, analizan la composición del suelo y la comparan a las muestras sacadas de otras zonas donde ya se ha encontrado gas natural. Posteriormente llevan a cabo análisis específicos como el estudio de las formaciones de rocas a nivel del suelo donde se pudieron haber formado napas de gas natural. Las técnicas de prospección han evolucionado a lo largo de los años para proporcionar valiosas informaciones sobre la posible existencia de depósitos de gas natural. Cuanto más precisas sean las técnicas, mayor será la posibilidad de descubrir gas durante una perforación. 3.4.2 EXTRACCIÓN El gas natural se extrae cavando un hueco en la roca. La perforación puede efectuarse en tierra o en mar. El equipamiento que se emplea depende de la localización de la napa de gas y de la naturaleza de la roca. Si es una formación poco profunda se puede utilizar perforación de cable. Mediante este sistema una broca de metal pesado sube y baja repetidamente en la superficie de la tierra. Para prospecciones a mayor profundidad, se necesitan plataformas de perforación rotativa. Este método es el más utilizado en la actualidad y consiste en una broca puntiaguda para perforar a través de las capas de tierra y roca
Una vez que se ha encontrado el gas natural, debe ser extraído de forma eficiente. La tasa de recuperación más eficiente representa la máxima cantidad de gas natural que puede ser extraída en un período de tiempo dado sin dañar la formación. Varias pruebas deben ser efectuadas en esta etapa del proceso.
Lo más común es que el gas natural esté bajo presión y salga de un pozo sin intervención externa. Sin embargo, a veces es necesario utilizar bombas u otros métodos más complicados para obtener el gas de la tierra. El método de elevación más difundido es el bombeo de barra.
TERMINACIÓN DE POZOS Requiere ciertas consideraciones la terminación que se escoja si ha de ser a hoyo desnudo o entubado. Hoyo vertical, desviado, horizontal o inclinado. O si es necesario el fracturamiento del yacimiento para mejorar su caudal de flujo, si es que la formación acusa muy baja permeabilidad. Y si la formación productora es muy deleznable escoger el tipo adecuado de empaque con grava para contrarrestar el desmoronamiento de la pared del hoyo y evitar el flujo de arena hacia el pozo. En el caso de la presencia de agentes corrosivos y/o de agua en el gas, será necesario pensar en el uso de revestidotes y tubería de educción más resistente a la corrosión y tomar medidas para facilitar la inyección de anticorrosivos al caudal de producción del pozo. El agua producible también puede ser corrosiva y su presencia en el caudal de producción puede escurrirse hasta inundar el fondo del pozo e impedir el flujo regular del gas hacia la superficie. 3.4.3 TRATAMIENTO El tratamiento del gas natural implica el reagrupamiento, acondicionamiento y refinado del gas natural bruto con el fin de transformarlo en energía útil para las diferentes aplicaciones. Este proceso supone primero una extracción de los elementos líquidos del gas natural y después una separación entre los diferentes elementos que componen los líquidos. 3.4.4 TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO Una vez tratado, el gas natural pasa a un sistema de transmisión para poder ser transportado hacia la zona donde será utilizado. El transporte puede ser por vía terrestre, a través de gasoductos que generalmente son de acero y miden entre 20 y 42 pulgadas de diámetro. Debido a que el gas natural se mueve a altas presiones, existen estaciones de compresión a lo largo de los gasoductos para mantener el nivel necesario de presión. Comparado a otras fuentes de energía, el transporte de gas natural es muy eficiente si se considera la pequeña proporción de energía perdida entre el origen y el destino. Los gasoductos son uno de los métodos más seguros de distribución de energía pues el sistema es fijo y subterráneo. El gas natural puede también ser transportado por mar en buques. En este caso, es transformado en gas natural licuado (GNL). El proceso de licuado permite retirar el oxígeno, el dioxido de carbono, los comp onentes de azufre y el agua. Los elementos principales de este proceso son una planta de licuado, barcos de transporte de baja temperatura y presurizados y terminales de regasificación. Antes de llegar al consumidor, el gas natural puede ser almacenado en depósitos subterráneos para que la industria del gas pueda afrontar las variaciones estacionales de la demanda. Estos depósitos están generalmente situados cerca de los mercados consumidores de tal forma que las empresas de distribución de gas natural pueden responder a los picos de la demanda y proporcionar el gas a sus clientes continuamente y
sin demora. Durante los períodos de poca actividad, las empresas de distribución pueden vender el gas natural en el mercado físico (spot). 3.5
DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO DE LA PRODUCCIÓN DE NATURAL.
3.6
INDUSTRIALIZACIÓN
GAS
Lamentablemente en Bolivia no se da una buena política de industrialización del producto solo se refiere al gas natural transportado para ser utilizado como combustible, mientras no se potencializa su utilidad de fabricar derivados petroquímicos y fertilizantes nitrogenados. Como alternativas de industrialización y recomendación se podría mencionar a: producción de amoniaco, producción de fierro y acero con gas natural, se debe tomar en cuenta el MUTÚN en Bolivia es solo exporta como materia prima no produce acero ni fierro. También se tiene previsto realizar una planta de extracción de Licuables en el Chaco tarijeño en el cual se pueda producir GLP y gasolina natural, en Río Grande planta de GLP, etc.
En Bolivia se tiene proyectos de industrialización los cuales comprende a : Plantas de Extracción y Fraccionamiento de Licuables (etano, GLP y gasolina natural) Plantas Petroquímicas:
- Petroquímica del Metano: - Fertilizantes (amoniaco/urea) - Metanol - Petroquímica del Etano: - Olefinas y polímeros (etileno y derivados) - Plantas Gas To Liquid (GTL, diesel y naftas sintéticas)
3.7
PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL EN BOLIVIA GESTIÓN 2011.
La producción nacional de gas natural durante la gestión 2011 ha tenido un promedio de 45.07 millones de metros cúbicos día, equivalentes a 1.592 millones de pies cúbicos día, volúmenes que se destinan tanto al mercado interno en los departamentos del Estado Plurinacional donde existe estructura de gasoductos (city gate) como el de exportación, mercado brasilero y argentino. El volumen producido durante el 2011 en comparación al 2010 tuvo una variación positiva del 8.74%, llegando a producir 45.07 de 41.42 millones de metros cúbicos día. Las estadísticas reflejan que a partir del mes junio se nota un incremento en razón de tratarse de la época de invierno cuando el mercado de exportación nomina (demanda) volúmenes mayores del energético.
Una vez puestas en funcionamiento las plantas de extracción de licuables del Gran Chaco y Río Grande tendrán un gran impacto socioeconómico al inyectar $us 1.120 millones anuales a la economía nacional como resultado de la separación de componentes líquidos del gas rico de exportación, según una proyección de YPFB. “Cuando estén en operación, ambas plantas atenderán toda la demanda interna de licuables y convertirán a Bolivia en un importante exportador neto de GLP y gasolina en Latinoamérica, lo que derivará en la generación de aproximadamente $us 1.120 millones anuales de divisas para el país”, destacó el Gerente Nacional de Plantas de Separación de Líquidos, Gerson Rojas. Con la producción de estas plantas, que se financia con recursos del crédito del Banco Central de Bolivia, el país se autoabastecerá con hidrocarburos líquidos, principalmente de GLP, con lo que se garantiza la seguridad energética. El excedente, se exportará a Argentina, Paraguay, Perú, Brasil y otros mercados potenciales. Esta proyección fue realizada por la estatal petrolera en base a un análisis económico social como parte de los productos de los estudios de ingenieria. Ambas plantas procesarán aproximadamente un
caudal de 37,6 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) para producir 2.398 toneladas métricas por día (TMD) de Gas Licuado de Petróleo (GLP) y 2.437 barriles por día (BPD) de gasolina natural.
a) LA PLANTA GRAN CHACO procesará un caudal máximode gas natural de 32 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) y producirá 2.037 toneladas métricas por día (TMD) de GLP, alrededor de 2.087 barriles por día (BPD) de gasolina natural y, además 2.030 TMD de etano - que es el elemento principal – para el proceso de industrialización de los hidrocarburos y entre 605 a 1.054 BPD de isopentano. Con la participación de las gobernaciones de los departamentos productores de Cochabamba, Santa Cruz y Tarija y los ministerios de Hidrocarburos, Planificación y Economía y Finanzas Públicas, el Directorio de YPFB reunido en Santa Cruz aprobó el pasado 15 de abril, por unanimidad, el proceso de contratación de una empresa especializada que realizará el IPC para la mencionada planta. El complejo Gran Chaco, que procesará gas rico de la corriente de exportación de gas natural para extraer componentes licuables, será entregado en el mes de diciembre del año 2013 e iniciará operaciones en el primer trimestre de 2014. La Planta de Extracción de Licuables del Gran Chaco será construida en la región de Madrejones – Yacuiba, en el departamento de Tarija. El estudió recomendó la micro localización de esta planta en función a la cercanía con el Gasoducto de Integración Juana Azurduy, ducto que será el medio por el cual se cumplirá con el compromiso del contrato con Argentina. b) LA PLANTA DE RIO GRANDE La Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos prevé para este año un avance del 52% de la ejecución de la ingeniería de detalle, procura, construcción (IPC) y puesta en marcha del complejo de fraccionamiento de licuables Río Grande a cargo de la empresa argentina Astra Evangelistas S.A. (AESA). Esta planta será construida en la localidad que lleva el mismo nombre (provincia Cordillera) en el departamento de Santa Cruz y su conclusión está prevista para diciembre de 2012. Al momento tiene un avance físico del 10.6% y se prevé realizar movimientos de suelo en la segunda quincena de mayo. El complejo producirá cerca a 361 toneladas métricas diarias de GLP, alrededor de 350 barriles por día de gasolina natural y 195 BPD de isopentano. El precio referencial para la planta de Río Grande se definió de acuerdo a normas de la industria petrolera que se realiza en base a estudios de ingeniería conceptual, aspecto que
diferencia al proyecto de la anterior administración de YPFB que no contó con ningún estudio.
3.7.1 FACTORES QUE AFECTAN A LA PRODUCCIÓN De acuerdo al análisis de producción histórica se identifican ciertos eventos que afectaron la capacidad de producción, disminuyendo así los volúmenes disponibles de gas para atender a los mercados. A continuación un detalle de éstos: • Declinación de la producción: Es un efecto normal y controlable de las curvas de los campos, sin embargo cuando se descontrola y se presenta en mega campos que aportan volúmenes importantes, la producción se ve afectada en mayor proporción. • Trabajos de mantenimiento en plantas de proceso: Actividades que influyen de manera significativa en los volúmenes de producción disponibles, cuando los mismos no son programados adecuadamente mediante reducciones parciales para minimizar el impacto en las entregas de gas. • Mantenimiento de instalaciones de compresión en los gasoductos: Actividades que reducen la capacidad de transporte de gas proveniente de los campos que aportan producción al mercado, las cuales pueden afectar de manera significativa las entregas en caso de no ser bien programadas. • Trabajos de conexión de líneas de recolección: Trabajos de mantenimiento y habilitación de líneas de recolección de los pozos a las plantas, así como reparaciones de las instalaciones superficiales de los pozos que afectan la producción normal del campo. 3.7.2
CAMPOS DE PRODUCCIÓN
Sobre la base de la última Certificación Oficial de Reservas disponible al 1º de enero de 2005 y los volúmenes de producción correspondientes a las gestiones 2006 y 2007, se pudo determinar los niveles de reserva remanente de los campos clasificados como campos en producción. En el caso del Campo Percheles, dado que no existe certificación oficial de reservas, se utilizó el Informe Final de estimación de reservas elaborado por DeGolyer & MacNaughton a diciembre de 2004 y proporcionado por la Empresa Chaco S.A. en su Plan de Desarrollo. Los volúmenes de los Campos Surubí, Carrasco y Kanata incluyen los volúmenes de los campos Surubí BB, Carrasco FW y Kanata FW, respectivamente. Para la gestión 2007, la producción del mes de diciembre se estimó en relación al mes de noviembre: última Certificación de Producción emitida por YPFB a la fecha.
Los datos expuestos expresan que los actuales campos en producción cuentan con niveles de reservas de gas natural remanentes; sin embargo, es necesario tener en cuenta que la capacidad de producción del campo está directamente asociada a la capacidad de procesamiento del hidrocarburo, es decir a la capacidad de las plantas de procesamiento. Por lo tanto, la inversión en el desarrollo de un campo cuando la capacidad de la planta se encuentra a su máximo nivel, debe considerar la inversión en la ampliación de dichas plantas y/o la instalación de nuevas plantas para adecuar el gas natural a las condiciones de transporte requeridas.
El siguiente Cuadro muestra la capacidad de las plantas instaladas en el territorio nacional y el nivel actual de utilización.
La eficiencia de las plantas fue calculada en función a la cromatografía del gas natural de entrada y salida de las plantas correspondientes al primer semestre del 2007 y aplicables para el cálculo de Regalías y Participación al TGN para el segundo semestre 2007. En cuanto a la capacidad utilizada promedio de las plantas se utilizó información correspondiente a la gestión 2007, considerando para el mes de diciembre la misma producción del mes de noviembre: último mes certificado por YPFB. Con el éxito obtenido en la perforación de seis pozos durante 2011, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Corporación) logró incrementar las reservas nacionales de gas natural en un trillón de pies cúbicos (TCF), informó el presidente de la empresa estatal, CarlosVillegas. YPFB hizo conocer en abril del año pasado los resultados del estudio de cuantificación de las reservas de hidrocarburos que tiene el país. El estudio, que realizó la empresa estadounidense Ryder Scott en 46 campos de gas condensado, 19 campos de petróleo y siete de condensados (petróleo liviano), precisó la existencia de 9,94 TCF de reservas probadas de gas natural (P1), 13,65 TCF entre las reservas probadas más probables y 19,9 TCF entre probadas (P1), probables (P2) y posibles (P3). De acuerdo con Villegas, en el marco del plan de exploración y explotación 2011, ese año se procedió a la perforación de 12 pozos, de los cuales ocho fueron concluidos y cuatro aún se encuentran en ejecución. “De los ocho (pozos) perforados seis fueron exitosos y dos fracasaron, con lo que hubo un aumento de reservas (de gas) de un TCF”, señaló Villegas durante la presentación del plan de inversiones de YPFB para este año, realizado el martes de esta semana. Si se suman las reservas probadas de 9,94 TCF más un TCF adicionado con los proyectos exploratorios realizados el año pasado, se tiene un total de 10,94 TCF de reservas de gas natural. En esta línea, YPFB tiene previsto incrementar este 2012 el nivel de producción de gas de un promedio de 45,06 millones de metros cúbicos día (MMmcd) hasta 52 MMmcd, con proyectos de exploración y explotación, que demandarán una inversión total de 2.050
millones de dólares. De este monto, el 64% le corresponde a la petrolera estatal y sus empresas subsidiarias, y el restante 36% a las firmas privadas que operan en Bolivia 3.7.3 CAMPOS DE RETENCIÓN
Todos los campos a excepción del Campo Incahuasi, cuyas reservas no se encuentran certificadas poseen niveles suficientes de reservas de gas natural que permitirían incrementar los actuales volúmenes de producción, una vez se declare comercial el campo y salga del estado de retención. 3.7.4
CAMPOS SIN PRODUCCIÓN
De acuerdo a Certificación Oficial de Reservas al 1º de enero de 2005, en el siguiente Cuadro se detallan los campos que a la fecha no producen hidrocarburos; por lo tanto los volúmenes de la columna producción acumulada 2005 – 2007 no muestra valores. Debido a que no existe una certificación actualizada de reservas, se asume que la reserva remanente de los mencionados campos es igual a la reserva probada a enero 2005, como se detalla a continuación:
Los campos detallados en el anterior cuadro- poseen niveles de reservas remanentes estimados; sin embargo, actualmente, no se encuentran en producción debido a factores como la falta de facilidades para acceder a los mercados tanto interno como de exportación, así como factores económicos que no justifican su puesta en producción. Cabe aclarar que los campos con reservas de gas natural igual a cero, son campos netamente petrolíferos. 3.8
COMERCIALIZACIÓN Y DEMANDA DEL GAS NATURAL EN BOLIVIA GESTIÓN 2011
La comercialización del Gas Natural se realiza tanto en mercado interno como externo. De acuerdo a las estadísticas graficadas a continuación se puede advertir que durante la gestión 2011, el volumen promedio comercializado incrementó en comparación a gestiones pasadas en 9.76%; el volumen más bajo correspondió a enero con el volumen de 37 MMmcd cuando Brasil demandó menos gas, a partir de febrero los volúmenes comercializados de gas natural oscilaron entre 38 y 46 millones de metros cúbicos día. El volumen comercializado de gas natural está en función a las nominaciones efectuadas por el contrato de exportación al Brasil (GSA), siendo éste mercado el más importante de comercialización del gas en la actualidad.
3.9
COMPOSICIÓN DEL MERCADO INTERNO DE GAS NATURAL DE BOLIVIA
La comercialización del gas natural en el mercado interno se la realiza por redes primarias y secundarias. Los sectores de generación eléctrica, industrial y vehicular se conectan directamente a la red primaria construyendo acometidas correspondientes para su inculpación al sistema de distribución. En el caso de las redes secundarias, éstas atienden tanto al sector comercial como domestico. a) DIVISION SEGÚN SU USO El sector de Generación Eléctrica, comprende las termoeléctricas, y se debe tomar en cuenta que es la el sector potencial del consumo ya cuenta con el 59% de la generación en todo Bolivia, además existen proyectos termoeléctricos los cuales no solo puedan abastecer al mercado nacional, si no también se pueda exportar energía eléctrica. El sector Industrial, comprende todas las industrias que utilizan el gas natural como combustible para producir algún bien o servicio, como ser las empresas de cerámicas, cementeras, etc. El sector comercial, comprende aquellas empresas que utilizan el gas natural como insumo para ofrecer algún servicio, como ser hoteles, restaurantes, etc. El sector doméstico, comprende el gas natural utilizado como energía en los domicilios. El sector GNV, es el utilizado como combustible en el parque automotor. A continuación se aprecia la distribución del consumo de gas natural en el mercado interno, por sector de consumo.
El número de instalaciones gratuitas de gas domiciliario en Bolivia se sextuplicó en los últimos cinco años bajo administración de la Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos de YPFB Corporación, cuyo beneficio se extendió a siete departamentos de manera simultánea. Con la Nacionalización de los Hidrocarburos, el número de domicilios con gas natural ascendió de 26.917 efectuadas en 12 años de gobiernos anteriores (1994-2005) a 211.636 efectuadas durante el gobierno del presidente Evo Morales que instruyó masificar el uso subvencionado del energético en Bolivia. De acuerdo a los registros oficiales, ese incremento significó un 686,2% más en instalaciones de gas en los últimos cinco años. Bajo la administración de la Gerencia de Redes de Gas y Ductos de YPFB, el pico más alto en las instalaciones de gas a domicilio se registró durante la gestión 2010 con 70.182 instalaciones a nivel nacional, gestión que abarcó a siete departamentos, excepto Beni y Pando, regiones que se beneficiarán con el Sistema Virtual de Distribución de Gas Natural Licuado, según un informe de la GNRGD. Las inversiones para la extensión de las redes que transportan el gas natural en el mercado interno aumentaron considerablemente. Antes del proceso de nacionalización los administradores privados invirtieron $us 13,99 millones. Ahora YPFB a través de su gerencia sectorial destinó $us 153,53 millones en los últimos años. Durante la gestión pasada, las inversiones beneficiaron a 351 mil habitantes de La Paz, El Alto, Oruro, Potosí Chuquisaca, Santa Cruz y Cochabamba. El proyecto para la presente gestión, además, abarca instalaciones de redes primarias en el departamento de Tarija.
b) PROYECCIONES La estatal petrolera tiene previsto realizar 500.000 nuevas instalaciones gratuitas durante el quinquenio 2011- 2015 a nivel nacional. El plan de inversiones 2009-2015 proyectó que al 2015 se beneficiará con 100.000 instalaciones internas gratuitas cada año en el área urbana y el área rural. Asimismo el informe de gestión agrega que mediante estas metas se pretende incrementar la cobertura de este servicio básico del actual 29.8 % al menos un 79 % de la población que vive en centros poblados. Alineados al mandato de la Constitución Política del Estado (CPE), que determina priorizar el mercado interno y especialmente brindar a la población boliviana el beneficio del gas natural y todas sus potencialidades económicas, sociales y ambientales, la GNRGD proyectó que para el año 2015 invertir en ampliar la infraestructura de red y conexiones domiciliarias y lograr que la participación del Gas Natural en el balance energético sea de un 48%, para disminuir así las necesidades de consumo de gasolina y GLP principalmente.
3.9.1 CONSUMO HISTÓRICO DE GAS NATURAL EN EL MERCADO INTERNO De acuerdo a estadísticas de gestiones pasadas, el consumo promedio de gas natural a nivel nacional, muestra un comportamiento diverso con tendencia creciente gestión a gestión. El grafico desarrollado a continuación muestra el consumo promedio de cada uno de los sectores, durante el periodo 2000-2011; el año 2000 el consumo promedio oscilaba en 40.789 mpcd, el año 2011 el consumo promedio alcanzó a 130.571 mpcd, notándose un incremento de alrededor de 220%. De acuerdo a los datos notados más adelante, el sector que muestra mayores tasas de crecimiento corresponde al GNV seguido del Industrial, los sectores Comercial y Domestico muestran crecimiento discreto.
La demanda de gas natural generada por el mercado interno y los requerimientos de Brasil y Argentina se incrementó en la gestión 2010, registrando volúmenes comercializados del energético que generaron mayores ingresos para el país, destacó el presidente ejecutivo de YPFB Corporación, Carlos Villegas Quiroga. Durante la gestión 2010, YPFB comercializó en promedio 32,03 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) a los mercados de Brasil y
Argentina, volumen superior en 18.54% con relación al año 2009 que fue de 27,04 MMmcd, según el “Boletín Estadístico de YPFB - 2010”. Como efecto del cambio de la matriz energética que ha masificado miles de instalaciones domiciliarias y la expansión del sistema eléctrico, Bolivia requirió en la gestión pasada 14 por ciento más del energético que en la gestión precedente, de acuerdo a las estadísticas oficiales. Petrobras en función del contrato vigente GSA requirió un 22 por ciento más de gas natural boliviano que en 2009, una vez que la economía del Brasil remontó los efectos ocasionados por la crisis financiera internacional y retomó los niveles de comercialización industrial. En función de la adenda del contrato de compra venta de gas natural que consolidaron YPFB y Enarsa, en marzo de 2010, los volúmenes de exportación a la Argentina se elevaron 4,21 por ciento más que en la gestión pasada. El anexo “D” del documento en referencia estipula un incremento progresivo y sostenido en los subsiguientes años. “Bolivia está preparada para asumir mayores requerimientos de gas natural, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos cuenta con una estrategia efectiva que incrementará los volúmenes de producción en función de un agresiva política de desarrollo de campos y, sobre exploración de nuevos reservorios”, señaló Villegas. El máximo ejecutivo de la estatal petrolera señaló que en los últimos años, la demanda de gas boliviano para mercados regionales es estacional y se incrementa en los meses que corresponden a la estación invernal que activa mayores requerimientos de energía conforme bajan las temperaturas y se produce el estiaje en los ríos. 3.9.2 CONSUMO ACTUAL DEL MERCADO INTERNO En virtud a los Decretos Supremo Nos. 29129, 29325, 29510 y 29709; YPFB suscribió Contratos de Comercialización de gas natural con todos los clientes del mercado interno, así como Contratos de Transporte y Compresión con los Concesionarios de Transporte correspondientes, mejorando las condiciones establecidas en anteriores contratos para beneficio del país. Los sectores del mercado interno de gas natural atendidos por YPFB después de la Nacionalización de los Hidrocarburos son: Distribución de Gas Natural por Redes (industriales, comerciales, domiciliarias, Gas Natural Vehicular (GNV)), Generación Eléctrica (Termoeléctricas), Refinerías, Transporte por Ductos y otros consumidores directos. El crecimiento del consumo de gas natural en el mercado interno es significativo en relación con años anteriores y presenta una tendencia positiva para la gestión 2011, en función a las políticas de expansión e incremento en la masificación del uso de este energético. Entre 2008 y 2009, se produjo un crecimiento del 11% en la demanda de gas natural en Bolivia. En 2010, éste índice remontó a 14% con respecto a la gestión 2009, debido a los incrementos registrado fundamentalmente en los sectores de Generación Eléctrica y
Distribución de Gas Natural por Redes como resultado de la aplicación nuevasinstalaciones domiciliarias, además de la implementación de estaciones de servicio de GNV.
3.10
RESERVAS EN BOLIVIA
Las certificaciones de los últimos 10 años muestran que en 1996 el nivel de reservas probadas de gas natural del país alcanzaba los 3,73 Trillones de Pies Cúbicos (TCF) y 114,3 Millones de Barriles (MMBbl) de reservas de líquidos. Estos niveles se fueron incrementando gradualmente hasta llegar a 28,69 TCF de gas y 486,3 MMBbl de líquidos para el 2003. Si en el caso del gas natural se consideran las reservas probables se puede observar que éstas se incrementaron de 5,69 TCF en 1997 a 48,77 TCF en 2005. Hoy en día a pesar de no contar con una Certificación Oficial de Reservas actualizada, los niveles de reservas reflejan el gran potencial energético del país. De tal, forma Bolivia es el segundo país de la región sudamericana en importancia con respecto a las reservas de gas natural.
3.10.1 UBICACIÓN DE RESERVAS EXISTENTES EN BOLIVIA Tarija confirma su potencial hidrocarburífero, pues el estudio de cuantificación de reservas de gas de Ryder Scott revela que el departamento tiene el 84,4% de los recursos probados de Bolivia (8,39 TCF). Este volumen asegura 186,83 MMBbl de reservas de petróleo condensado.
Los resultados del estudio de cuantificación de reservas de gas natural, efectuado al 31 de diciembre de 2009 por la certificadora internacional Ryder Scott, señalan que el país cuenta
con 19,9 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) del energético: 9,94 TCF de reservas probadas, 3,71 TCF de reservas probables y 6,25 TCF de reservas posibles. Según datos del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), el 88,09% del total de las reservas de gas está en Tarija, el 8,19% en Santa Cruz, el 2,46% en Cochabamba y el 1,3% en Chuquisaca. El departamento de Tarija tiene el 84,4% de las reservas probadas (8,39 TCF), Santa Cruz el 10,56% (1,05% TCF), Cochabamba el 2,91% (0,29%) y Chuquisaca el 2,11% (0,21 TCF). Un balance oficial de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) indica que el total de la demanda de gas generada en Bolivia y los mercados de exportación hasta 2026 será de 14,8 CTF, tomando en cuenta que existe un consumo histórico promedio de 0,5 a poco más de 1 TCF por año, en función de la evolución de los requerimientos. Es así que del total de 19,9 TCF se deduce una oferta de al menos 15,5 TCF, si se toma en cuenta parámetros internacionales que consignan la estimación del 100% de las reservas probadas (9,94 CTF), el 50% de las reservas probables (1,9 CTF) y el 10% de las reservas posibles (0,63 TCF). Para llegar a los 15,5 TCF se incluyó también 0,53 TCF de recursos contingentes; 0,82 TCF de campos sin certificar en producción; y 1,72 TCF de nuevos prospectos exploratorios en ejecución. DATOS. El 28 de septiembre de 2011, el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB Corporación, Juan José Sosa, precisó que para garantizar el abastecimiento del mercado interno, los proyectos de industrialización y los compromisos de exportación al Brasil y a la Argentina se habían tomado en cuenta 1,72 TCF de prospectos exploratorios, donde “la certeza de hacer un descubrimiento comercial es bastante alta” y 0,82 TCF de los campos sin certificar Río Grande y Dorado Sur, descubiertos en la anterior gestión. Posteriormente, el 20 de octubre, Petroandina SAM, subsidiaria de YPFB Corporación, anunció que los resultados de la prueba sísmica 2D efectuada en el Área de Contrato
Lliquimuni (norte de La Paz) identificaron la existencia de 50 MMBbl de petróleo crudo y 1 TCF de gas natural. Condensado. Los datos del Ministerio de Hidrocarburos señalan que el total de las reservas de petróleo condensado (asociado a la explotación de gas) llega a los 487,62 millones de barriles (MMBbl); las reservas probadas a 200,23 MMBbl (41,06%), las probables a 90,94 MMBbl (18,65%) y las posibles a 196,45 MMBbl (40,28%). Tarija tiene el 93,3% de las reservas probadas de estos líquidos (186,83 MMBbl), precisan los datos de Ryder Scott.
3.11
PROYECTOS DE EXPANSIÓN Y PRODUCCIÓN EN BOLIVIA
3.11.1 Exploración y explotación De manera sostenida, entre 2006 y 2010, la empresa nacionalizada, incidió en tareas de exploración y explotación. Esta compañía, perforó 18 nuevos pozos y realizó 24 intervenciones en el periodo examinado.
En materia de exploración en los últimos cinco años se registraron 335 km2 de sísmica 3D en las áreas de Juan Latino (Percheles) y Vuelta Grande – San Roque. Se perforaron los pozos exploratorios Kanata FW-X1, Carrasco FWX1, Kanata Este-X1 y El Dorado Sur-x3ST, todos productores. Para la presente gestión se tienen programados los pozos exploratorios CRE-X1, en actual etapa de perforación y el pozo VGR-X1000 a perforarse próximamente. A continuación podemos mencionar algunos proyectos: 3.11.2 Desarrollo del proyecto el Dorado Sur Con la perforación del pozo Dorado-X3 Side Track (DRD-X3 ST) se descubrió una nueva acumulación de hidrocarburos en el sector sur del Anticlinal El Dorado. La perforación y completación del pozo DRD-X3 ST se llevó a cabo entre agosto y noviembre de 2010. Los resultados de las pruebas efectuadas en la Arenisca Guanacos muestran que ésta se encuentra saturada de gas-condensado, sin producción de agua de formación. El campo El Dorado Sur se encuentra en la proximidad de la planta Percheles; por lo tanto su producción se procesa en esta planta. El plan de desarrollo de esta zona consiste en la perforación de 4-5 pozos adicionales. Inicialmente se tiene planificado la perforación de 2 pozos en la gestión 2011, los pozos Dorado Sur -1001 (DRS-1001) y Dorado Sur-1002 (DRS- 1002), que estarán ubicados en las locaciones denominadas anteriormente Ubic. DRD -A y Ubic. DRD-D, respectivamente. La producción de estos pozos se estima estará disponible a partir de los primeros meses del a gestión siguiente 2012. En ese periodo se tiene programada la perforación de otros dos pozos adicionales.
3.11.3 Campo Santa Rosa (srs) El campo Santa Rosa está ubicado en el departamento de Santa Cruz. Junto a las culminaciones Junín (JNN), Santa Rosa Oeste (SRW), Humberto Suarez Roca (HSR) y Palometas Nor-oeste (PNW) y forma parte del lineamiento estructural conocido como el boomerang Hills, en su extremo oriental. El 2008 se realizaron trabajos de intervención en los tres pozos para habilitar la producción de las reservas de gas y los reservorios
descubiertos. Posteriormente, el pozo SRW-X4 dejo de producir en octubre de 2009 por alto corte de agua. El año 2010 se perfora el pozo SRS-8 para producir gas del reservorio Ar. Ayacucho e investigar los reservorios Ar. Sara y Piray, resultando los tres reservorios productores. Actualmente los pozos SRW-X5 y SRW-X6 se encuentran en producción del reservorio Ayacucho. El pozo SRS-8 se encuentra produciendo del reservorio Sara. Al presente el Campo Santa Rosa (SRS) cuenta con líneas de recolección para transportar la producción de gas ácido de los pozos SRW-X5, SRW-X6 y SRS-8 (en existencia) a la Planta de Tratamiento de Gas de Santa Rosa, construida por YPFB Chaco S.A en el año 2009. Para el futuro se tiene planificada la perforación de los pozos SRS-9 y SRS-10 entre 2011 y 2012. 3.11.4 Exploración en Cochabamba En la actualidad se perfora el pozo Carrasco Este – X1 (CRE-X1) que se encuentra en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba. Tiene por objetivo investigar el potencial hidrocarburífero de la formación Roboré (Arenisca Roboré-I), en la estructura Carrasco Este. Se estima alcanzar una profundidad final de 4.800 metros. 3.12
PARTICIPACIÓN EN LOS MEGACAMPOS
YPFB Andina cuenta con una participación mayoritaria (50%) en los megacampos productores de gas natural más importantes del país. En esta medida, ha puesto especial énfasis en el seguimiento y control sobre el desarrollo de San Alberto y San Antonio que aportan actualmente el 60% del total de la producción nacional. Sin descuidar sus intereses, para atender la necesidad de mayores volúmenes de gas de exportación, firmó como socio mayoritario, dos convenios de uso de facilidades con la finalidad de incorporar la producción de los campos Itaú y Margarita. Como socio mayoritario, impulsa el empleo de “nuevas tecnologías” para garantizar la explotación óptima y maximizar la recuperación final de los reservorios. En este sentido, procede con un plan de desarrollo del campo Sábalo para llegar a una producción de 670 Mpcd de Gas. Para alcanzar este volumen y procesar el mismo se requiere la perforación de 3 pozos adicionales, dos de los cuales ya están en ejecución, y el montaje de un tercer tren en la planta de tratamiento de Gas de este campo para procesar el volumen antes indicado. 3.13
APOYO A LA PRODUCCION
Estos casi tres años son sin duda de fuerte impulso de la inversión en YPFB Andina. El año 2007, cuando se pusieron en vigencia los nuevos contratos de operación, la compañía registró una inversión de 20 millones de dólares, monto que tendió a mantenerse en el año siguiente. Sin embargo, el nuevo directorio de la compañía instruyó volcar los esfuerzos hacia la mayor producción, siguiendo las directrices del Plan Quinquenal establecido por YPFB Corporación. En la gestión 2009 la compañía invirtió 71,7 millones de dólares, recursos que se destinaron mayoritariamente a labores de perforación y desarrollo, acondicionamiento (workover) de campos y pozos, y a labores de construcción e instalaciones. Titular de 21 contratos de operación, YPFB Andina decidió triplicar la inversión a 204 millones de dólares para la gestión 2010 bajo la premisa de duplicar la producción de gas en los campos operados e incrementar en un 20% los volúmenes de oferta de gas en los campos no operados. La ejecución de estos recursos permitió marcar hitos importantes como el descubrimiento del reservorio en la formación Iquiri a través de la profundización del Pozo Río Grande RGD22, que contiene recursos asociados que se calculan entre 0,7 y 1 trillón de pies cúbicos (TCF). Este hallazgo ha impulsado labores de profundización en otros pozos vecinos y cuyos resultados –con modestos prepuestos y en sólo unos meses- prometen la pronta incorporación de reservas de entre 1,5 y 2 TCF.
No ha sido menos importante el inicio de las labores de perforación del Pozo Sararenda SRR-X1 que ha retornado a Camiri –la otrora “Capital Petrolera de Bolivia”- al escenario hidrocarburifero. Los trabajos de perforación encargados a la empresa contratista Petrex llegaron a una profundidad de 2.100 metros de un total de 4.800 previstos para alcanzar la formación Huamampampa, la misma veta que arrojó resultados positivos para los megacampos del Sur boliviano. La expectativa por este proyecto apunta a que al cabo de los 18 meses de trabajo se puedan descubrir recursos por aproximadamente 1,2 TCF de gas y 34 millones de barriles diarios (MMBbl) de condensado. Asimismo, YPFB Andina ha desplegado diferentes labores de profundización e intervención en los campos del Área Norte, en el departamento de Santa Cruz, destinadas a incrementar la producción de gas para el mercado interno y externo. Pero además, esta empresa subsidiaria de YPFB destinó en la gestión 2010 cerca de 101 millones de dólares –casi el 50% de la inversión total- a obras de ampliación en los megacampos de San Antonio y San Alberto, en los que compañía no es operadora pero posee una participación mayoritaria del 50% junto a Petrobras (35%) y Total E&P Bolivie(15%). 3.14
ACCIONES Y POLITICAS DE CARA AL FUTURO
YPFB Andina tiene como reto principal el incrementar la producción diaria de gas y líquidos (gasolina y demás derivados) para poder cumplir con los acuerdos de entrega satisfaciendo las necesidades tanto del mercado interno como externo, para esto la compañía pretende realizar actividades de desarrollo como la perforación y profundización de un total de 30 pozos en el Campo Río Grande, todos con objetivo Iquiri, además de la perforación de pozos profundos que investiguen/confirmen el potencial hidrocarburífero de niveles inferiores a los ya conocidos en esta formación. En el área Norte YPFB Andina cuenta con un Plan de Desarrollo que involucra la perforación e intervención de pozos de desarrollo para drenar las reservas existentes en los campos Sirari y Yapacaní principalmente. Después de nueve años de postergación, YPFB Transporte prioriza el desarrollo de gasoductos para el mercado interno y las exportaciones con una inversión récord de 220 millones de dólares, afirmó el gerente general de la transportadora estatal, Cristian Inchauste. “En función a la Nacionalización de los Hidrocarburos, entre 2010 y 2011 vamos a invertir $us 220 millones, cifra que prácticamente se aproxima a la totalidad de los aportes efectuados en todo el periodo de administración privada de la ex Transredes”, destacó Inchauste. YPFB Transporte invirtió el pasado año $us 80 millones y en la presente gestión elevará su participación con $us 140 millones. De acuerdo a los registros históricos, la ex Transredes en más de nueve años de operaciones en Bolivia, trastocando su composición accionaria, sólo invirtió $us 328 millones, una mínima participación en relación a los compromisos efectuados al capitalizar o privatizar un área estratégica de la estatal petrolera. El ejecutivo explicó que se trata de una inversión récord pues entre 2010 a 2011 se aproximará al monto erogado en más de nueve años durante el periodo de la mal llamada capitalización cuando la ex privatizada sólo invirtió $us 328 millones, cifra alejada de mayores montos comprometidos. YPFB Transporte trabaja en cuatro megaproyectos de ampliación y construcción de gasoductos que incrementarán la capacidad de envío de gas natural al occidente y al sur de Bolivia, además del desarrollo de un proyecto internacional que acrecentará los volúmenes de exportación al mercado argentino. La transportadora lleva adelante la construcción el Tramo II del Gasoducto CarrascoCochabamba (GCC), la fase 3 del Gasoducto Al Altiplano (GAA), la ampliación del Gasoducto Villamontes-Tarija (GVT) y la construcción del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA).
Ademas que con el fin de encarrilar el aumento de producción nacional de gas natural un turbocompresor será instalado en la Estación de Compresión de Villamontes y se espera aumentar el volumen de 17 a 20 MMmcd de gas natural en el Gasoducto Yacuiba Rio Grande 4. CONCLUSIONES ES LA PRINCIPAL FUENTE DE ENERGÍA EN EL PAÍS. Por su naturaleza geológica el país es más productor de gas natural que de petróleo con 62% del total de líquidos que son producidos a partir de condensados. El consumo nacional de productos petrolíferos alcanzó solamente en el año 2001 unos 12.408.800 barriles por año incluyendo gas licuado de petróleo y lubricantes. Las reservas de gas natural con más de 54,9 trillones de pies cúbicos valoradas en 150.000 millones de dólares, son las segundas más grandes de Sudamérica, después de Venezuela, pero las primeras ya que están libres de líquidos y no como los de Venezuela. Además se prevé que las reservas aumenten en unos 200 o 300 trillones de pies cúbicos. Es la base de la economía boliviana, ya que tiene contratos de exportación con los distintos países que lo rodean como es el caso de Argentina o Brasil. El sector de energía eléctrica absorbió el 63% de las ventas de gas natural.
LA PRODUCCIÓN DE GAS EN BOLIVIA ESTA EN FRANCO ASCENSO. Ya que aumentó a 48 millones de metros cúbicos día (MMmcd) el 26 de marzo de este año, como informó el gerente nacional de Fiscalización de YPFB, Luis Alberto Sánchez. De acuerdo con la evolución de la producción bruta de gas, esto puede considerarse como histórico, ya que en 2001 llegó a 19,6 MMmcd, en 2005 subió a 40,4 MMmcd y el año pasado fue de 44,3 MMmcd, informó la estatal de hidrocarburos. En tanto que el promedio general de consumo del energético en el mercado interno registró un volumen de 8,5 MMmcd, del cual se destinó mayores cantidades para cubrir la demanda del sector termoeléctrico y de distribución por redes de gas natural, residencial, comercial, industrial, consumidores directos y otros usuarios beneficiados. Según el plan de inversiones de YPFB, este año se pretende subir la producción de gas hasta 52 MMmcd con la inversión de 2.050 millones de dólares. Aduciendo esta situación el gerente Sanchez dijo: “Este volumen de 48 millones de metros cúbicos día permite cubrir los requerimientos del mercado interno y los compromisos de exportación a Brasil y Argentina”. ES EL MAYOR GENERADOR DE INGRESOS ECONOMICOS. Y esto lo ratifica los datos del estatal Instituto Nacional de Estadística (INE) que publica la petrolera boliviana que suscribe que en el primer mes del año se comercializó el energético por un valor de 332,21 millones de dólares, en tanto que en igual período de 2011 se facturó un monto de 229,52 millones de dólares, es decir, una diferencia de 102,69 millones de dólares. YPFB especificó que las exportaciones de gas natural a Brasil en enero de este año sumaron 204,77 millones de dólares, en tanto que a Argentina se facturaron 27,29 millones de dólares por este mismo concepto. es la actividad económica que registra mayor valor en las exportaciones nacionales de 54,52 por ciento Durante la gestión 2011, YPFB comercializó en promedio 27,15 millones de metros cúbicos por día (mmcd) al mercado de Brasil y 7,45 mmcd a Argentina.
El 26 de marzo de 2010 se suscribió la primera Adenda a este Contrato, la cual establece volúmenes mínimos de recepción y entrega de forma obligatoria y garantías comerciales entre otros, a partir del 1 de mayo de 2010. Desde los inicios del contrato se estableció un poder calorífico base seca que no sea menor a 1.000 BTU/pies cúbicos. El 30 de junio de 2011 el presidente de Bolivia, Evo Morales, y la presidenta de Argentina, Cristina Fernández, inauguraron las operaciones del Gasoducto de Integración Juana Azurduy.
5. RECOMENDACIONES. ELEBORAR PROYECTOS EN FUNCION DE LA DEMANDA Estos nuevos volúmenes de producción, que se sumarán a los actuales que bordean los 48 MMmcd, irán a cubrir el incremento de la demanda de gas natural del mercado argentino, para el cual el país debe elevar de 7,7 a 11,3 MMmcd a partir de 2012, sin afectar la demanda del país, que bordea, en promedio, los 8 MMmcd, y Brasil hasta 30 MMmcd. El presidente de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), Carlos Delius, durante una visita a la ciudad de La Paz comentó que “hoy estamos con las reservas y la producción para atender los compromisos actuales”. Sin embargo, indicó que Bolivia tiene una gran cantidad de recursos gasíferos que todavía no se han convertido en reservas y que garantizan a futuro el suministro para el mercado interno y los de exportación. “Nosotros creemos que el país no se va a quedar sin gas, salvo por decisión propia. Somos los bolivianos quienes tenemos que asegurar que las condiciones se den para que esto siga funcionando”, indicó. Además, dijo que “para éste y el próximo año se tienen tres proyectos que entrarán en línea y cada uno de ellos aportará seis millones de metros cúbicos: o sea que se tiene el tercer tren de Sábalo, que son seis millones de metros cúbicos; viene Margarita fase dos, que son
otros seis millones, y se tiene Itaú, que son seis millones de metros cúbicos, al margen de proyectos menores”. El 3 de junio, el presidente de YPFB, Carlos Villegas, señaló que hasta 2014 la producción de gas natural llegará a 74 MMmcd. En esa oportunidad señaló que en 2014 Itaú incorporará otros cinco millones de metros cúbicos. Luego mencionó a las empresas petroleras estatales Chaco y Andina, que sumarán aproximadamente cuatro MMmcd. “En total vamos a tener hasta 2014 un incremento gradual de 74 millones de metros cúbicos, sin considerar los prospectos exploratorios, algunos ya exitosos y otros en curso”, agregó CONTINUAR CON LA EXPLORACIÓN DE NUEVOS RESERVORIOS. Asimismo, los resultados de la cuantificación de reservas de la consultora internacional Ryder Scott al 31 de diciembre del 2009 detallan que las reservas probadas de gas natural son de 9,94 TCF (trillones de pies cúbicos, por sus siglas en inglés); las probables de 3,71 TCF y las posibles de 6,27, según la información del MHE. el Gobierno reveló que las reservas probadas, probables y posibles de petróleo condensado que se extraerán del gas natural de Bolivia llegan a 487,59 millones de barriles (Bbl) sin embargo para el 2012 el potencial de recursos hidrocarburíferos, por descubrirse, en territorio boliviano supera los 60 trillones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés) y 2.500 millones de barriles. La firma estadounidense Oil Solutions evaluó en siete meses la prospectividad y los recursos hidrocarburíferos existentes en 56 áreas exploratorias que YPFB definió para este propósito, y otras en proceso de ser reservadas. La estatal petrolera considera fundamental esta información.
ASEGURAR LA INFRAESTRUCTURA NECESARIA EN BASE AL AVANCE. “Hace un par de semanas atrás hemos estado en Yacuiba, donde se adjudicó la construcción de la Planta de Separación de Líquidos más grande del país, que tendrá una inversión de $us 600 millones… Cuando se termine de ejecutar esta obra, según los estudios, generará una renta de $us 1.000 millones al año, dinero que será destinado para el vivir bien de los bolivianos”, aseveró el Presidente Morales. La Planta del Gran Chaco, es la segunda que se construirá en el país. La primera se está instalando en el departamento de Santa Cruz, en Río Grande, tiene una inversión de $us 160 millones y se prevé que ingrese en operación en junio del 2013.
Estas Plantas Separadoras permitirán al país abastecerse de Gas Licuado de Petróleo (GLP), eliminando su importación, y posibilitando a Bolivia exportar los excedentes de su producción a los países vecinos El primer mandatario también resaltó el incremento significativo de ingresos que tuvo el departamento de Tarija. “Entre el 2000 a 2005 Tarija recibió Bs 1.093 millones, en nuestra gestión, desde el 2006 al 2011, recibió Bs 5.160 millones, es un incremento notable en los ingresos económicos, ese dinero está en manos de la Gobernación Departamental y de las alcaldías”, explicó Morales
DIVERSIFICAR SU UTILIZACION (INDUSTRIALIZACION) La Entidad Ejecutora de Conversión a Gas Natural Vehicular (EEC-GNV), institución desconcentrada del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, convocó a proveedores nacionales e internacionales a presentar expresiones de interés para la conversión de motores que funcionan con diesel a GNV. En cumplimiento de los plazos previstos, se realizará la apertura de Expresiones de Interés de doce empresas, en Santa Cruz, el día lunes 16 a partir de las 9:00 am., en instalaciones de la Federación de Chóferes 16 de Noviembre, en la Avenida Irala Nª 680. A través de convocatoria pública difundida por medios impresos, se invitó a proveedores de: motores a GNV para vehículos con motores diesel; de equipos de conversión de diesel a GNV; de servicios de conversión y/o instalación de motores diesel a GNV y de desarrollo de tecnología de conversión y/o instalación de motores diesel a GNV. Las empresas que presentaron sus expresiones de interés son: 1) CEI SUDAMÉRICA S. A., 2) BTK BOLIVIA TEMAPIA KOREA, 3) ECO VOLTA, 4) JC MAQUINARIA DIESSEL,5) LANDI GAS QUIROGA, 6) CORREAS CENTER, 7) RIDEPRO, 8) FANGIO, 9) AUTOCROM, 10) RV INGENIERÍA, 11) GASTRONIC, 12) GAS PETRO. La apertura de Expresiones de Interés se efectuará en el marco de la normativa vigente y en presencia del Director Ejecutivo de la Entidad de Conversión, a Gas Natural Vehicular, Hernán Dionisio Vega, de técnicos del Área Operativa de GNV, de representantes del transporte cruceño y de medios de comunicación. Las exposiciones de las empresas interesadas se realizarán los días lunes 16, martes 17 y miércoles 18 de abril, del año en curso, de acuerdo al cronograma establecido.
BIBLIOGRAFIA Revista Informativa Semestral del Ministerio de Hidrocarburos y Energia Boletín Estadístico de YPFB 2011 Suplemento de Resultados Operativos YPFB 1er semestre 2011 (01/09/2011) Apartado: YPFB Informa edición especial (Mayo 2011)
Periódico: Cambio La razón La prensa www.plataformaenergetica.org www.HidrocarburosBolivia.com www.telefenoticias.com.ar
www.emol-economia.com www.yahoo_respuestas.com http://www.innergy.cl/quees.htm www.ine.gov.bo
