Capitulo IV

CAPITULO IV PROYECCIÓN DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN BOLIVIA ANTECEDENTES 

El 60% de la economía boliviana se “mueve” por el negocio de l os hidrocarburos

(venta de materia prima de gas natural). 

La economía boliviana seguirá “atada” a los hidrocarburos por muchas décadas.

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Materia prima de valor valor agregado agregado (a partir del gas: plásticos, plásticos, diésel diésel sintético, sintético, electricidad); es allí que se generan mayores inversiones e ingresos al país.

DEMANDA DE GAS NATURAL 2010-2020 Mercado interno La demanda del mercado de consumo interno incluye: Termoeléctricas

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Distribuidoras de Gas Natural por Redes

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Retenido en Plantas

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Consumo directo

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Consumos propios.

Suministro de energía eléctrica en el SIN (Termoeléctricas) Las proyecciones de consumo de Gas Natural para la generación de energía eléctrica en el periodo 2010 – 2020, están basadas en el escenario de expansión del Sistema Interconectado Nacional (SIN), que toma en cuenta la política energética de diversificación de la matriz energética, determinada fuertemente por el ingreso de nuevos proyectos hidroeléctricos y con fuentes de energías renovables (Solar, Eólica).

a) Período 2010 - 2011 Para el 2010 ingresa 4 unidades de Entre Ríos (Cap. 23,4 MW cada una) y la planta de Ciclo Combinado (Cap. (Cap. 80 MW). MW). Para el 2011 un generador con 3 unidades (Cap. 35,3 MW cada una).

b) Período 2012 – 2020 Para el período 2012 a 2020 se consideran las ampliaciones de capacidad de generación termoeléctrica, hidroeléctrica y de otras energías renovables consideradas por el Comité Nacional de Despacho de Carga a julio de 2010.

La proyección de la demanda de gas natural resultante del plan de expansión señalado anteriormente, muestra que bajo el escenario promedio, la demanda creció de 3,4 MMmcd el 2011 a un máximo de 4,1 MMmcd el año 2015, crecimiento relacionado directamente con la tasa de crecimiento de la demanda de electricidad a nivel nacional que sería satisfecha por el ingreso de generadoras termoeléctricas. La entrada en operación de los proyectos hidroeléctricos de Laguna Colorada, Miguillas, Misicuni y Rositas, que conjuntamente incorporarían al sistema una capacidad de 705 MW en el periodo 2016-2018, produciría una disminución en la demanda de gas natural para el sector termoeléctrico en dicho periodo. A partir del 2019 en adelante, nuevamente se registrarán incrementos en la demanda de gas natural de 2,4 MMmcd en dicho año a 3 MMmcd el año 2020.

Fuente: Comité Nacional de Despacho de Carga

En el escenario de demanda pico, se establece los requerimientos máximos que pueda tener este sector, considerando la capacidad instalada de las plantas termoeléctricas existentes y las proyectadas. Es importante mencionar que en el consumo de Gas Natural en el Sector Termoeléctrico, se debe tomar en cuenta una demanda pico, sobre todo en la estacionalidad que se produce, aproximadamente, en los meses de mayo a octubre, donde el despacho de energía se realiza a través de las termoeléctricas, no así en el resto de los meses, donde la demanda es atendida con la generación hidroeléctrica.

En este sentido, las termoeléctricas y la capacidad instalada que se consideran dentro de un escenario de demanda pico son:

- Guaracachi Santa Cruz - 75.5 MMpcd. - Valle Hermoso Carrasco - 25.9 MMpcd. - Ende Entre Ríos - 23.4 MMpcd. - Valle Hermoso Cochabamba - 20 MMpcd. - Cobee El Kendo - 5.2 MMpcd. - EGSA Sucre - 7.7 MMpcd. - EGSA Potosí - 3.2 MMpcd. - Setar Villamontes y Yacuiba - 1.6 MMpcd. - Setar Tarija - 6.8 MMpcd y 11.8 MMpcd. - Palmar Grande - 26.5 MMpcd.

Gas natural para distribución por redes La distribución por redes considera los sectores: residencial, comercial, GNV e industrial.

a) Sector residencial La identificación del número de beneficiarios potenciales, partió de una proyección hasta el 2020 de la población nacional por localidad, identificando aquéllas de más de 2000 habitantes. A partir de una estimación del número de personas por familia, se calculó posteriormente el número de hogares por localidad, el último filtro corresponde a aquellos usuarios que tienen acceso a alcantarillado, ya que este servicio es el más parecido, en cuanto a forma de instalación. Para atender la demanda de gas natural en el sector residencial se consideró la capacidad técnica de instalación de 98.000 instalaciones por año, capacidad con la que se cuenta a la fecha, distribuida para cada uno de los departamentos de la siguiente manera:

Fuente: GNRGD

El número de instalaciones por departamento es distribuido entre el área urbana y rural de acuerdo a criterios de cobertura. La demanda el 2011 fue de 0,35 MMmcd y se incrementó a 0,64 MMmcd el 2015 e incrementaría 0,99 MMmcd el 2020, respectivamente, como se muestra en el gráfico siguiente:


b) Sector comercial Para proyectar la demanda de gas natural para el sector comercial, se trabaja con la información histórica del Registro de Comercio publicada por FUNDEMPRESA correspondiente al período 2005 – 2009, identificando aquellas actividades que son potenciales demandantes de gas natural, cuya evolución es mostrada en el siguiente cuadro:

Fuente: FUNDEMPRESA

Empleando una tasa de crecimiento promedio de 13,7%, se realizó la proyección del número de comercios hasta el periodo 2020. Con base a la cobertura proyectada y el número de comercios también proyectados, se determinó el número de instalaciones comerciales para el periodo 2011 -2020. Finalmente, se aplicó el consumo promedio por usuario para proyectar el consumo de gas natural para el periodo 2011 – 2020 en este sector. Como se muestra en el gráfico siguiente, el consumo de gas natural para este sector fue de 0,11 MMmcd el 2011 y se incrementó a 0,20 MMmcd el 2015 e incrementaría 0,42 MMmcd el 2020.


c) Sector Gas Natural Vehicular (GNV) Para elaborar la proyección del GNV, se utilizó la información histórica por departamento de vehículos que consumen gasolina, proporcionado por el Registro Único para la Administración Tributaria Municipal (RUAT) y los datos históricos de vehículos convertidos a GNV por departamento, proporcionados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), con el fin de establecer el nivel de cobertura que se registró desde el año 1998 hasta julio del 2010.


Como se muestra en el gráfico anterior, los departamentos de Santa Cruz, La Paz y Cochabamba, representaron para el 2009 aproximadamente el 81% del total de vehículos a gasolina a nivel nacional. Por otra parte, como se muestra en el siguiente gráfico, el 92% de los vehículos convertidos se encuentran en Cochabamba, Santa Cruz y La Paz, este último con una participación de solo el 11%.


En este sentido, a nivel departamental, las mayores coberturas de los vehículos a gas natural en relación al parque automotor a gasolina al 2009 son Cochabamba con el 37%, 22% en Santa Cruz, Tarija con un 19% y Chuquisaca con el 12%. A nivel nacional, esta cobertura se ha incrementado del 1% en el 2008 a un 18% en el 2009 y 19% para el 2010.


Con base a la proyección de la cobertura por departamento y del crecimiento del parque automotor a gasolina, se obtuvo el número de conversiones para el periodo 2011-2020. Finalmente, a partir de un consumo de gas natural promedio histórico por departamento, se calculó la proyección de gas natural para el sector de GNV que de 1,33 MMmcd el 2011 se incrementa a 1,98 MMmcd en 2015 y 2,88 MMmcd al 2020, respectivamente.

d) Sector industrial Para la demanda de gas natural en este sector, se utilizó la proyección por departamento, elaborada por la Cámara Nacional de Industria para el periodo 2011 – 2015, incluyendo en los primeros años la demanda que actualmente está restringida. Por otro lado, se consideró los requerimientos de las grandes industrias como COBOCE, SOBOCE, VINTO, FANCESA y otros hasta el 2015, manteniendo constantes dichos consumos hasta el 2020, en función a la información oficial de sus ampliaciones. Para la proyección del periodo 2016 – 2020 se utilizó una tasa de crecimiento del 4% que corresponde a la tasa de crecimiento de largo plazo de la economía boliviana. En el gráfico siguiente, se puede apreciar la proyección de demanda de gas natural para el sector industrial para los años 2011 – 2020, que de 2,30 MMmcd el 2011, aumenta a 4,03 MMmcd el 2015 y 4,64 MMmcd el 2020.


Agregando las proyecciones de estos cuatros sectores, la demanda de Gas Natural para Distribución por Redes sería la siguiente:


Consumidores directos y consumos propios En la proyección del consumo de gas de los consumidores directos, se utilizó el comportamiento histórico de los últimos años, con volúmenes de 0.81 MMmcd el 2010 a 1.19 MMcd y 1.33 MMcd en los años 2015 y 2020, respectivamente. Asimismo, los volúmenes de consumo propio consideran los volúmenes utilizados para el sistema de transporte por YPFB Transporte y Transierra. En el escenario promedio se alcanza un consumo de 0.4 MMmcd el 2015 y alcanzará 0.5 MMmcd el 2020.

a) Retenido de planta Planta de Extracción de Líquidos - Río Grande La Planta de Extracción de Licuables Río Grande, Provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz, procesaría 5,7 MMmcd de gas natural provenientes de los campos del sur para producir hasta 361 TMD de gas licuado de petróleo, 600 BPD de gasolina natural no

estabilizada (aprox. 350 BPD estabilizada) y 195 BPD de gasolina natural rica en IsoPentano. Con base a la información técnica del proyecto, se ha considerado un volumen de 0,3 MMmcd de gas natural como retenido de planta.

Proyecto Planta Extracción de Líquidos – Gran Chaco De acuerdo a los estudios realizados a la fecha, se ha considerado la instalación de una planta para el procesamiento de 30 MMmcd de gas natural proveniente de los campos del sur del país, para producir aproximadamente 2.200 TMD de gas licuado de petróleo, 1.500 BPD de gasolina estabilizada, 1.100 BPD de Iso-Pentanos (I-C5), la producción de etano está siendo analizada actualmente. Para fines de la proyección, los volúmenes de gas natural de proceso y de gas natural retenido corresponden al 6% de la Cantidad Diaria Garantizada (CDG2) del Contrato de Compra Venta entre YPFB –ENARSA y se incrementan de manera gradual de acuerdo a lo establecido en la adenda del mencionado contrato. Este proyecto considera dos módulos de 15 MMmcd cada uno y establece la obligación de entrega a ENARSA de hasta 27,7 MMmcd más el gas combustible requerido por el siste ma de transporte argentino, a un poder calorífico mínimo de 1.000 BTU/pc, que deberán ser puestos a disposición de ENARSA en los Puntos de Entrega estipulados en el Contrato de Compra Venta de Gas Natural suscrito entre YPFB-ENARSA.

b) Proyecto Minero Siderúrgico Mutún Jindal Steel & Power obtuvo en junio 2006 los derechos para el desarrollo del 50% de las reservas de hierro de las minas de Mutún. El Proyecto se estructura con un Contrato Joint Venture por 40 años con la Empresa Siderúrgica del Mutún (ESM), una compañía pública boliviana. Para el análisis de la demanda de gas natural del Proyecto Mutún, se consideraron los volúmenes a ser requeridos, según información del Ministerio de Minería y Metalurgia, en septiembre de 2008. Esta información puede ser modificada una vez que se cuente con el cronograma de operaciones oficial de la empresa ESM. Bajo estos criterios, el consumo de gas natural proyectado sería de:

2013 = 2,7 MMmcd 2016 = 4,7 MMmcd 2020 = 8,4 MMmcd Previo a atender el proyecto se debe firmar un contrato de Compra-Venta de gas natural entre YPFB y la ESM. Una vez suscrito éste, YPFB estaría en condiciones de solicitar la suscripción del contrato en firme con las empresas transportadoras, para poder cubrir la demanda requerida, conforme a los cronogramas de inversión de expansión requerida por las mismas.

c) Proyecciones de consumo de gas natural para proyectos de industrialización Mediante Decreto Supremo N° 0368 del 25 de noviembre de 2009, se crea la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH) como l a encargada de desarrollar la industrialización y cambiar el patrón primario exportador de los hidrocarburos en el país. La implementación de las plantas de industrialización del gas natural requiere de un largo tiempo, desde la elaboración de los proyectos, pasando la etapa de ejecución, hasta la puesta en funcionamiento. De acuerdo a información del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), se tiene planificado cinco polos de desarrollo para la industrialización, estos son: - Polo de Desarrollo Carrasco - Polo de Desarrollo Gran Chaco - Polo de Desarrollo Uyuni - Polo de Desarrollo Patacamaya - Polo de Desarrollo Puerto Suarez El proyecto que tiene definido un volumen de consumo de gas natural es la Planta de Amoniaco-Urea en Carrasco (Bulo-Bulo). Asimismo, por el nivel de importancia estratégica en el abastecimiento de la demanda interna de diésel, también se tomó en cuenta el proyecto GTL de acuerdo a los volúmenes requeridos de gas natural y rendimientos establecidos en los estudios realizados.

Proyecto de Amoniaco Urea Para la proyección en el Plan de Inversiones, se estableció un consumo de 2,2 MMmcd y dado el avance en la ejecución del proyecto hasta la fecha, se consideró un retraso en el cronograma del proyecto de dos años, estimando el inicio de operaciones para el primer trimestre de 2015.

Proyecto Gas to Liquid (GTL) El proyecto GTL tiene relevancia estratégica en el abastecimiento de diésel para el mercado interno, por lo cual se consideró este proyecto en la proyección del consumo de gas natural. Se consideró la información desarrollada en el Plan de Inversiones 2009 - 2015 de YPFB Corporación, pero dados los niveles de avance en dicho proyecto se tomó en cuenta un rezago de dos años en su entrada en operación, vale decir el año 2017 con un consumo de 4,5 MMmcd.

Mercado de exportación Mercado brasilero GSA Es importante resaltar que el compromiso asumido por Bolivia con Brasil, y estipulado en el Contrato GSA con dicho país, contempla un compromiso de entrega de 30,08 MMmcd más el gas combustible, lo que suma en promedio 31,5 MMmcd durante toda la vida del contrato, volumen que también se constituye en la cantidad diaria contractual. Sin embargo a efectos del presente estudio, se han considerado dos escenarios de demanda; uno promedio en el que se proyectan los volúmenes promedio anuales de gas natural boliviano demandados por Brasil en base a los supuestos que se explican a continuación, y un escenario pico que considera los máximos volúmenes estipulados contractualmente. 

Escenario Demanda Promedio

La proyección de los volúmenes de gas natural para el período 2011 – 2015 a ser exportados por YPFB e importados por PETROBRAS, considera datos anuales para dicho periodo de la demanda, oferta y logística del mercado de gas natural y energía en Brasil, basados en información histórica cuantitativa y cualitativa obtenida a partir de entrevistas

con los principales agentes de dicho mercado (operadores, transportadores, reguladores, entre otros). El horizonte de los resultados de estas proyecciones es hasta el 2015, para los años 2016 al 2019, la demanda proyectada se mantuvo constante en el nivel alcanzado el 2015. Se considera un consumo de 24,1 MMmcd para el año 2020.

Demanda Se analizó la demanda de gas natural en ocho estados diferentes de la región Sur, Sur Este y Centro Oeste, que se consideran como los estados donde el gas natural Boliviano tiene mayor impacto (Área de Influencia). Se incluyó la penetración al mercado del Nor Este, debido al inicio de operaciones del gasoducto GASENE que interconecta el Sudeste con el Nordeste. Se incluye los cálculos del gas combustible utilizado por los sistemas de transporte. Se consideraron tres (3) segmentos amplios del consumo en el mercado: • Distribuidoras por segmento (Industrial, comercial, r esidencial, cogeneración y GNV). • Demanda termoeléctrica • Refinerías e industrialización

Para cada uno de estos sectores se toma en cuenta también la evolución y tendencias esperadas de los productos sustitutos, siendo los principales casos el etanol para el GNV, la generación hidroeléctrica para la generación termoeléctrica, y los combustibles líquidos en el sector industrial. El modelo considera las siguientes fuentes de provisión: • Provisión doméstica brasileña (Campos – Espíritu Santo - Santos) • Plantas de LNG (Guanabara y Pecém) en operación desde el 2009 • Gas Boliviano

Se analizó, con base a datos históricos, la quema, reinyección y consumo propio para las distintas cuencas productoras.

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Escenario de Demanda Pico

Para la demanda Pico, se consideró el 100% de la Cantidad Diaria Contractual, es decir un volumen de 30,08 MMmcd + Gas Utilizado por el Sistema Bolivia + Gas Utilizado por el Sistema Brasil = 31,5 MMmcd hasta el año 2019, que si bien puede llegar a ser menor a lo largo de cualquier año por razones de estacionalidad, contracción en la demanda u otros, se constituye en la máxima obligación contractual que debe ser satisfecha en caso de su requerimiento.

Mercado argentino La entrega de volúmenes de Gas Natural al mercado argentino, considera la Adenda al Contrato entre YPFB y ENARSA, firmada el 26 de marzo de 2010, cuyos volúmenes se encuentran en el Anexo D de dicho contrato, los cuales se detallan a continuación:

En este sentido, para la demanda promedio, se consideró el promedio entre volúmenes de invierno y verano de la CDG2, mientras que el escenario de demanda pico considera solo la CDG1.

Consolidación de la demanda de gas natural mercado interno y exportación. En el gráfico siguiente, se presenta el resultado final del análisis realizado en cada mercado, llegando a una demanda promedio de 74 MMmcd en el año 2020, y una demanda pico de 80 MMmcd para el mismo año.


Tal como se observa en el gráfico, dentro del horizonte de tiempo analizado el Mercado Interno mantiene una tendencia constante hasta llegar a 14 MMmcd en el 2020. Asimismo, existe un crecimiento importante en la demanda de gas natural para atender los retenidos para las Plantas de GLP y los proyectos del Mutún y GTL, alcanzando un volumen de 16,6 MMmcd conjuntamente en dicho año. Por su parte los mercados de exportación continuarán siendo los consumidores de la mayor parte del gas Boliviano, permitiendo la entrada de divisas al Tesoro General de la Nación que representa una parte muy importante de los ingresos del Estado.

OFERTA DE GAS NATURAL Y ASIGNACIÓN DE MERCADOS (ESCENARIO DE DEMANDA PROMEDIO) En consideración a la demanda de Gas Natural anteriormente explicada, se establece la siguiente prioridad de abastecimiento: 1. Mercado interno de consumo. 2. Proyectos de industrialización de interés nacional. 3. Contratos de compra venta para la exportación suscritos con empresas de Argentina y Brasil. Dicha priorización considera los siguientes supuestos:

a) Mercado interno Considera los sectores de mercado interno de consumo (distribución por redes, consumo de las termoeléctricas y el consumo propio y directo) y el gas requerido para los proyectos de Plantas de Separación de GLP de Río Grande y Gran Chaco.

b) Proyecto Siderúrgico Mutún Se consideró atender con prioridad un 80% de la demanda del proyecto siderúrgico del Mutún y el 20 % restante será atendido con la producción de los prospectos exploratorios.

c) Mercado de industrialización Como se explicó anteriormente, se ha considerado un consumo de 2,2 MMmcd para el Proyecto de Amoniaco – Urea a partir del año 2015. El consumo estimado de 4,5 MMmcd de Gas Natural a partir del año 2017 para atender la demanda del Proyecto de GTL, estaría sujeta al éxito de los prospectos exploratorios.

d) Mercado de exportación Para el caso del Mercado de Exportación al Brasil, se tomó un escenario promedio que considera la estacionalidad y el comportamiento histórico, bajo los criterios detallados anteriormente. En el mercado argentino el escenario promedio corresponde a la cantidad diaria de recepción garantizada por parte de ENARSA (CDG2) establecida en la Adenda al Contrato de Compra Venta entre YPFB y ENARSA.

Considerando la proyección de producción de Gas Natural conforme al Plan de Explotación que se desarrollará más adelante y los posibles incrementos de producción en base a los prospectos exploratorios, el balance entre oferta y demanda muestra que la producción que considera las reservas probadas y probables cubriría la demanda promedio hasta el 2015. A partir del 2016, en adelante, la producción resultante del éxito de los prospectos exploratorios, tiene un rol fundamental para cubrir la demanda externa.


OFERTA DE GAS NATURAL Y ASIGNACIÓN DE MERCADOS (EN UN ESCENARIO DE DEMANDA PICO) Como se muestra en el gráfico siguiente, el escenario de demanda pico considera volúmenes mayores en el mercado de consumo fundamentalmente por el consumo máximo de termoeléctricas y en el mercado de exportación se toma en cuenta el máximo compromiso contractual para Brasil, es decir los 30,08 MMmcd más el gas combustible requerido, y en el caso de la exportación hacia la Argentina se considera la cantidad diaria de abastecimiento garantizado por YPFB (CDG1).


DEMANDA INTERNA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS En lo que respecta a la metodología utilizada para establecer la proyección de la demanda de hidrocarburos líquidos para el periodo 2010 – 2020, se establecieron diferentes metodologías basadas en modelos econométricos, de tal forma de evaluar cada una de ellas en función a los resultados obtenidos para adoptar la que mejor refleje el comportamiento de la demanda de cada combustible. Como base para la proyección de la demanda de combustibles líquidos se utilizaron los datos históricos del periodo 1985-2009, relacionando la demanda de cada derivado con el Producto Interno Bruto (PIB) como su principal determinante en el largo plazo, y variables específicas para cada producto, que afectan el consumo de los derivados en el corto plazo. Las variables utilizadas para la elaboración de las proyecciones de demanda para cada producto, así como los métodos aplicados para este propósito, son los que se detallan a continuación.


En lo que respecta a las proyecciones del PIB requeridas para la proyección de la demanda de combustibles, se empleó como fuente los valores emitidos por el Fondo Monetario Internacional (FMI). Las proyecciones resultantes para el periodo 2011 - 2020 se muestran en el siguiente gráfico:



PROYECCIÓN DE OFERTA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS La determinación de la oferta de productos terminados está basada en dos conceptos fundamentales: oferta de crudo y capacidad de refinación proyectada para el periodo del 2011 al 2020. Respecto a la oferta de hidrocarburos en base a la producción nacional, se han tomado dos escenarios como base para el balance de hidrocarburos líquidos: oferta de hidrocarburos líquidos sin prospectos exploratorios y oferta de hidrocarburos líquidos con prospectos exploratorios. El crudo que se procesa en nuestras refinerías es el resultado de la mezcla de los siguientes productos: petróleo crudo, condensado y gasolina natural. En los siguientes gráficos se muestra la proyección de producción de hidrocarburos líquidos, diferenciando el aporte de cada uno de los componentes mencionados, en los dos escenarios de producción considerados: con prospectos exploratorios y sin prospectos exploratorios.


La capacidad de refinación considerada toma en cuenta las principales refinerías que operan en nuestro país (Gualberto Villarroel, Guillermo Elder Bell y Refinería Oro Negro).

Bajo el escenario de la producción de hidrocarburos líquidos prevista para el periodo 2011 - 2020, los proyectos de ampliación y optimización en las refinerías que opera YPFB Refinación, aumentan de 44,8 Mbpd el 2010 a 66 Mbpd el 2015. A continuación, se detallan los incrementos en la carga de crudo en función a la producción disponible para los siguientes años:


RELACIÓN ENTRE OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS AL 2020 Como se muestra en el gráfico siguiente, las estimaciones de producción de hidrocarburos líquidos muestran un incremento que alcanza un máximo de 64 Mbpd en el escenario sin prospectos exploratorios y 71 Mbpd con prospectos exploratorios, ambos el año 2014. A partir del año 2015 se tiene una declinación en la producción de hidrocarburos líquidos hasta alcanzar volúmenes de 54 Mbpd y 38 Mbpd en ambos escenarios, respectivamente.


Con base a la proyección de la demanda de los diferentes productos derivados de petróleo, se estableció el requerimiento de petróleo crudo necesario para autoabastecer el mercado interno de manera que no se requiera importar ningún producto terminado. De acuerdo a los volúmenes determinados y bajo el supuesto de mantener los factores de rendimiento de las Refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell que opera YPFB Refinación S.A. se consideró un 30% de rendimiento para el corte medio que corresponde a la producción principalmente de diesel oíl y jet fuel. Considerando los volúmenes de oferta y demanda de crudo, los déficits de crudo llegan a un mínimo de 42 Mbpd y 35 Mbpd en los escenarios sin y con prospectos el año 2014, respectivamente. Dicho déficit se va incrementando gradualmente hasta alcanzar un máximo de 103 Mbpd el año 2020.

Diesel oíl


En el periodo 2011-2015 la tasa proyectada de crecimiento anual promedio del consumo de diesel oíl a nivel nacional es del 5%. En el escenario que no contempla los prospectos exploratorios, durante el mencionado periodo el déficit de diesel oíl disminuye de 13,7

Mbpd, es decir 57% sobre la demanda total, hasta 10,6 Mbpd el año 2014 que representa el 38% de la demanda nacional de este combustible. En el año 2015 el déficit de diesel oíl se incrementa nuevamente a 12,8 Mbpd lo que representan el 43% de la demanda proyectada para esa gestión. En el escenario con prospectos exploratorios, el déficit disminuye de 13,6 Mbpd en la gestión 2011, equivalentes al 57% de la demanda de este hidrocarburo, a 9,7 Mbpd en el año 2015, que representan el 33% de la demanda nacional de diesel oíl en nuestro país. Para el periodo 2016-2020 la tasa de crecimiento se mantiene en un promedio anual del 5%, y en ambos escenarios establecidos para la oferta nacional de diesel oíl, el déficit de este producto se va incrementando considerablemente, llegando a ser el año 2020 de 29,9 Mbpd en el escenario sin prospectos exploratorios y 23,7 Mbpd en el escenario con prospectos exploratorios.


Gasolina Para el periodo 2011-2015 la demanda proyectada de gasolina se incrementa en un promedio anual del 9%. Al igual que en el caso de diesel oíl, se establecen dos escenarios de oferta de producción nacional de gasolina: sin prospectos exploratorios y con prospectos exploratorios.


En el escenario que no toma en cuenta los prospectos exploratorios el déficit de este combustible baja de la gestión 2011 a la gestión 2014, de 4,9 Mbpd a 3 Mbpd, siendo estos volúmenes equivalentes al 26% y 21% de la demanda nacional de gasolina, respectivamente. En este mismo escenario, en el año 2015 aumenta el déficit a 5,85 Mbpd, que representa el 21% de la demanda de este hidrocarburo. En el escenario que contempla los prospectos exploratorios, se obtiene un panorama más optimista, reduciendo el déficit de gasolina del 2011 al 2015, de 5 Mbpd a 2,5 Mbpd, siendo el volumen deficitario de la gestión 2015 equivalente al 9% de la demanda nacional de este combustible. La tasa de crecimiento de la demanda de gasolina en el periodo 2016-2020, se reduce respecto al quinquenio previo, siendo el promedio anual de 7%. En lo que respecta al periodo 2016-2020, en ambos escenarios de producción se observa que el déficit entre la oferta nacional y la demanda de este combustible se incrementa de 5,4 Mbpd a 21,7 Mbpd en el escenario sin prospectos exploratorios y de 3,3 Mbpd a 14,9 Mbpd, en el escenario con prospectos exploratorios.


Capitulo IV

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