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Capítulo 2 Resultados efectivos del proceso de la Nacionalización contemporánea


75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

La Nacionalización, el hecho político más legítimo

E

l vigente proceso de la Nacionalización de los Hidrocarburos constuye el hecho políco fác -

co más legímo del Estado Plurinacional de Bolivia en toda su historia, al haber materializa do la rme determinación de las grandes mayo rías populares para consolidar la recuperación y administración de los recursos naturales, cer cando la decisión en dos referendos nacio nales y su plena legalidad en la nueva Constu ción Políca del Estado. La tercera Nacionalización de los Hidro-

carburos en Bolivia, aprobada por el presidente Evo Morales Ayma, trasuntó en una políca de mocráca de Estado cuya ecacia se reeja en el desarrollo de la industria petrolera nacional

que se ha robustecido a una escala nunca antes vista. En poco más de un quinquenio de ejer cicio de este proceso, la administración esta tal del gas y el petróleo, la historia y el pueblo boliviano comprobaron los resultados de esta trascendental decisión que ha reparado una deuda histórica al restuir el inalienable domi nio nacional sobre los recursos hidrocarburífe ros que hoy impulsan el desarrollo económico boliviano.

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RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

El fundamento políco nace en la lucha del pueblo boliviano iniciada en varias jornadas históricas en la década del 2000 frente a un ré gimen privado transnacional de explotación de los recursos naturales que consiguió acceder a

un escaso sistema imposivo en relación con las élites polícas de pardos tradicionales de derecha que implantaron el régimen liberal o neoliberal. La legimidad de la Nacionalización ac tual nace en octubre de 2003, cuando el pueblo movilizado se opuso a la exportación del gas natural por puertos de ultramar, reclamando su industrialización y aprovechamiento interno y posible exportación, pero con valor agregado. El resultado de aquella gesta social derivó en el alejamiento del gobernante Gonzalo Sánchez de Lozada, propiciador de la desnacionalización de las empresas del Estado y la privazación de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos. El histórico Decreto Supremo Nº 28701 “Héroes del Chaco” posibilitó la restución de todo el patrimonio de YPFB, con la recupera ción de sus empresas privazadas y capitaliza das; empero lo más importante, su refundación y consolidación como la Corporación Produc -

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va más importante de propiedad de todo el pueblo boliviano que hoy genera los mayores ingresos del país, administra con responsabili dad el excedente económico, controla y par cipa en toda la cadena de producción nacional de los hidrocarburos. Además, abastece al mer -

cado interno y externo, dene precios, busca nuevos mercados e impulsa la industrialización de los hidrocarburos en el territorio nacional. El decreto nacionalizador completó un ciclo de amplio benecio socioeconómico y ha trasuntado en la nueva Constución Políca del Estado que dene un nuevo régimen de los hi drocarburos, estableciendo la propiedad inalie nable e imprescripble del gas natural y el pe tróleo en cualquiera de sus formas, conriendo a YPFB la responsabilidad de su administración y el desarrollo de la industria hidrocarburífera.

Esta norma trascendental protege el interés colecvo frente a futuros intentos de privaza ción bajo pena de represalia scal por “traición a la patria”. En poco empo, se puso en marcha un Proceso de Cambio, el de la Revolución Demo cráca Cultural que refundó al país y sentó las bases del Estado Plurinacional. La Nacionaliza ción de los Hidrocarburos se constuyó en el eje de este proceso, al reverr el inconstucio nal y arbitrario régimen de entrega del control y la dirección de este recurso estratégico, con viréndose en fuente de dignidad, soberanía y desarrollo del país, al atender la decisión del pueblo –a través de sus luchas históricas– de que la riqueza que posee nuestro país sea u lizada pensando ante todo en las bolivianas y bolivianos.

Dominio y control sobre los hidrocarburos bolivianos Obedeciendo el mandato del soberano, Evo Morales promulgó el histórico Decreto Supre mo Nº 28701, el 1 de mayo de 2006, y nacio nalizó los hidrocarburos. Desde entonces, el Estado recuperó la propiedad, posesión y con trol total y absoluto de los recursos hidrocarbu ríferos después de medio siglo de explotación y privazación neoliberal en Bolivia. Con la vigencia de la políca de Naciona lización de los Hidrocarburos, las compañías petroleras que operan en Bolivia ya no enen la propiedad de los hidrocarburos nacionales y están obligadas a entregar, en propiedad –valga la redundancia- toda la producción de hidrocar buros a YPFB. La estatal petrolera reacvada asume la comercialización del gas y el petróleo de pro piedad boliviana, deniendo las condiciones volúmenes y precios, tanto para el mercado interno como para la exportación e industria lización, como ordena el arculo segundo del decreto nacionalizador. “Con estas medidas ya no existe esa falsa dicotomía que se daba en el período de la pri vazación, cuando se decía que el Estado Bo liviano era el propietario de los hidrocarburos en el subsuelo y la empresa privada era dueña de estas riquezas nacionales en la supercie”, como explica Carlos Villegas, presidente ejecu vo de YPFB. 78 A través de la mal llamada capitalización y/o privazación de los hidrocarburos, princi palmente el gas natural que existe en abundan cia en Bolivia, fue contabilizado como un acvo de las compañías privadas transnacionales, era 78

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MINISTERIO DE HIDROCARBUROS YENERGIA,La Nacionalización del Siglo XXI. 111 años de historia petrolera en Bolivia. 2007 , Pág. 178.

considerado de su propiedad y registrado como su patrimonio en las bolsas internacionales de valores. Por tanto, ellas decidían cuánto produ cir, el costo del energéco y su desno. Con anterioridad a esta políca, cada empresa detentaba para sí un contrato de co mercialización que le facultaba a tranzar los hi drocarburos bolivianos, al precio que denían con otras empresas o con los mercados, en este caso Brasil y Argenna. “Dominio y control implican la capacidad que ene alguien, en este caso el Estado, de disponer, ulizar, usufructuar, gesonar, guar dar, o vender a quien decida y al precio que de cida, esos hidrocarburos. Y eso es precisamente lo que se ha hecho a parr del Decreto de Na cionalización Nº 28701, ‘Héroes del Chaco’, del 1 de Mayo de 2006, que le devolvió al Estado la facultad material, real y efecva de disposición de esa riqueza natural”, explica el Vicepresiden te Alvaro García Linera. Desde hace más de cinco años, el uso, desno, precio, función y administración de los hidrocarburos en territorio boliviano, son de exclusiva responsabilidad y dominio del Estado a través de YPFB. No importa que estén bajo erra, encima de la supercie, en el ducto, en la renería, en una garrafa, donde sea, ese gas y petróleo enen un único propietario: el Esta do boliviano y sólo el puede disponer que hace con esos hidrocarburos. A parr de esa fecha, los bolivianos decidimos cuánto, dónde y para qué producir, con qué desno hacerlo y a quién vender.79

79

LINERA GARCIA, Alvaro. El “onegismo” enfermedad infantil del derechismo. 2011. Ed Vicepresidencia del Estado Plurinacional

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La apropiación del excedente económico La tercera nacionalización fácca esas materias primas. Poseer su pro de los hidrocarburos no consignó, a di - piedad, pero sin generar las ganancias ferencia del pasado, la conscación ni o que éstas se vayan para otros lados, expulsión de las empresas petroleras no sirve a la soberanía y potenciamien transnacionales que decidieron perma - to económico de un país. No contar con necer en Bolivia bajo las nuevas reglas la propiedad de las materias primas, que le impuso el Estado nacional en un pero ulizarlas para controlar la rique contexto de racionalidad económica. za que generan, le sirve a medias. En En términos conceptuales, el pro - cambio, ser propietario (arculo 1 del ceso de la Nacionalización contemporá - D.S. 28701) y encima apropiarse de la ri nea de los Hidrocarburos tuvo que ver, queza que esas materias primas generan en primer orden de prioridades, con el (arculo 4 del D.S. 28701), es la clave del control absoluto e inmediato del exce - control real, material y efecvo. Y eso es dente económico de los hidrocarburos justamente justamente lo que se se hizo con el Decre Decre por parte del Estado boliviano, factor to de Nacionalización; nacionalizamos clave de la estazación producva del las materias primas hidrocarburíferas y, gas y el petróleo. además, nos apropiamos de la riqueza La recuperación de los recursos económica que ellas generan por su uso hidrocarburíferos estratégicos para el y venta. El Estado boliviano ene uno de Estado, se hizo desde adentro de la in - los goverment take (control de la ganan dustria petrolera y gasífera, con el obje - cia gasífera a favor del Estado) más altos vo de reformar el sistema y apropiarse del mundo oscilando entre un 74% y un de las ganancias. 90%”.80 García Linera armó que “en el De este modo, a empo de nacio fondo la dicotomía nacionalización o nalizar las materias primas hidrocarburí privazación de las riquezas naturales feras, se instauró un “régimen de control de un país, reeja la lucha a muerte en - de ingresos económicos”, entretanto tre dos polos opuestos por controlar y usufructuar las ganancias que generan 80 Ibidem

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YPFB pudiera refundarse y fortalecerse para operar la propiedad de los hidrocarburos recu perados, toda vez que la capitalización/priva zación había defenestrado premeditadamente sus capacidades hasta reducirla a una ocina residual. La Nacionalización efecva no esperó a que YPFB vaya asumiendo la producción acva

ducción hidrocarburífera. En este contexto, García Linera rescató la plena validez del arculo cuarto del Decreto 28701, por el cual los megacampos gasíferos que produjeran el 80% de los hidrocarburos en Bolivia, pasaron el 82% del valor de la produc ción al Estado y el restante 18% se desnaba a la reposición de costos de producción y ren tabilidad de las empresas que, desde ese mo mento, eran contratadas para dar servicios al Estado para la extracción de gas a 5.000 metros bajo erra. “Así, mientras Sánchez de Lozada instuyó la entrega del 82% del valor de la pro ducción a las transnacionales, el presidente Evo Morales estableció la entrega del 82% al pueblo boliviano”, anotó el Vicepresidente del Estado Plurinacional. La actual administración no podía de cretar la entrega del 100% al Estado porque el restante 18% corresponde al pago de los costos que implican los estudios de sísmica, la ubicación de las reservas gasíferas, la compra de maquinarias, perforadoras, instalaciones de compresión, de tratamiento de gas, de los otros componentes líquidos, la perforación de la erra, la contratación de mano de obra (in genieros, técnicos, obreros) de las empresas de servicio. Aquella disposición jó una apropiación

do en el mundo, garanzando de esta forma que el beneciario nal de la explotación del gas sea, en primer lugar y sobre todo, el pueblo boliviano. “Ese es en deniva el objevo de cualquier verdadera nacionalización, ayer; hoy y siempre”, explicó García Linera. Según el Vicepresidente, en conjunto, la producción de la acvidad hidrocarburífera ene tres componentes. En primer lugar, las propias riquezas hidrocarburíferas en su esta do natural (su apropiación por parte del Esta do constuye la base material de la Naciona lización y es lo que garanza la propiedad real sobre el uso y desno de los Hidrocarburos). En segundo orden, el excedente o ganancia, el va lor de producción que esos recursos materiales generan (la apropiación de esta ganancia es el objevo económico fundamental de la nacio nalización). En tercer y úlmo lugar, se halla la infraestructura extracva de los hidrocarburos, las máquinas, las herramientas, los taladros con los que extraen, etcétera. De estos tres componentes, los dos pri meros -de acuerdo a García Linera- son los que denen si un recurso material están en manos privadas o en manos del Estado. “Ellos constu yen la columna vertebral de cualquier naciona lización de los hidrocarburos en el mundo, y la garana del control soberano del Estado sobre sus materias primas. En la Rusia Soviéca de los empos de Lenin, en Cuba actualmente o en Bolivia, con las primeras nacionalizaciones, la soberanía estatal sobre los recursos natura les hidrocarburíferos y mineros se asienta en la nacionalización de estos dos primeros compo nentes de la producción”, complementa la au toridad nacional. 81 En relación al tercer componente, Garcia Linera, considera que las nacionalizaciones si -

del valor del gas superior a cualquier otro nivel de apropiación de ingresos por parte del Esta -

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de gas para tener el control de la propiedad de los hidrocarburos y de las ganancias de la pro -

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Ibidem


guieron diferentes rutas. En el caso de Bolivia, la historia muestra que la nacionalización de los hidrocarburos con expropiación e indemni zación de 1969 que incluyó a las máquinas de producción se vio favorecida porque entonces la acvidad hidrocarburífera era secundaria y relavamente pequeña pues representaba sólo 3% del PIB y además YPFB contaba con un equipo profesional con capacidad y experiencia para asumir las operaciones de la Gulf Oil. En tonces las inversiones requeridas para la acvi dad eran moderadas. Otro ejemplo histórico que marca la abso lulización irreexiva de este tercer componen te -según el Vicepresidente- fue en contra del mismo proceso nacionalizador cuando entre 1981 y 1985, COMIBOL que tenía las minas na cionalizadas, contaba con la propiedad estatal de los minerales y las maquinarias, pero no se contaba con el control soberano sobre las ga-

nancias de la extracción minera. En este esta de situación, la estatal minera experimentó millo narias pérdidas. En 1983, éstas se esmaron en $us 130 millones y un año después ascendieron hasta $us 355 millones. Debido a la falta de in versión en tecnología para elevar la producvi dad, además del desplome de los precios inter nacionales de los minerales, la minería generó grandes pérdidas para el Estado, situación que al nal llevó a la formación de una actud annacionalizadora que abrió camino a dos déca das infames de la privazación”. En el mundo, otros ejemplos como la nacionalización leninista y el control sobera no de la producción hidrocarburífera en Cuba muestran otras rutas más efecvas. En este caso, asumiendo la propiedad de los hidrocar buros y el control del valor de la producción, de la ganancia de esa riqueza exportada, se les permió a las empresas contratadas explorar y explotar los hidrocarburos del Estado cubano,

pagándoles una remuneración o ganancias por los servicios prestados al Estado. “Se trata de modalidades modernas de producción de hidrocarburos en las que el Es tado no pierde nunca la propiedad ni el control sobre los recursos naturales, pero permite mo -

vilizar grandes candades de inversión (que el Estado no siempre ene de manera inmediata) de alto riesgo para producir hidrocarburos. Se le retribuye al operador una determinada can dad de dinero por sus servicios, por el desgaste de su máquina, pero en todo momento, lo pro ducido y la riqueza que ésa producción genera se quedan en manos del Estado”. 82 En la actualidad, algo parecido se hizo en parte para YPFB al nacionalizar los hidrocarbu ros; la estatal petrolera asumió la propiedad y el control absoluto sobre el gas y el petróleo; tomó el control sobre la producción, el uso, el transporte y el precio de la producción; esto es ganancias de la producción de los hidrocarbu ros y en lo que respecta a las máquinas y me dios de extracción de gas y petróleo, también estableció un régimen mixto. Es el caso de YPFB Chaco y YPFB Andina, que operan campos que YPFB explotaba. En el caso de las empresas operadoras, mediante nuevos contratos, se estableció un régimen de alquiler de servicios en el que YPFB recibe toda la producción de gas y petróleo (como de su propiedad absoluta) y remunera el servicio prestado a las empresas por el uso de sus máquinas y técnicos. De este modo, el Vicepresidente arma que en ambos casos la Nacionalización está garanzada, la propiedad de los hidrocarburos asegurada, el control de la producción por el Es tado ejecutada, y la apropiación de las ganan cias consolidada. 82

Ibidem

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Más aún, en el caso de la contratación de servicios de empresas que extraen el gas y lo entregan bajo propiedad al Estado, existe una ventaja adicional, son los privados quienes movilizan el capital para maquinarias, técnicos y otros insumos, lo cual permite al Estado usar esos recursos en otras áreas de carácter social, gasífero, eléctrico o industrial para generar nuevos ingresos a ser redistribuidos entre el

pueblo boliviano. Ahora bien, desde el 1 de mayo de 2006, en Bolivia, ninguna empresa toma decisiones al margen del Estado o YPFB. Las empresas pri vadas, en aplicación de los contratos de opera ción, presentan Planes de Desarrollo y Planes de Trabajo y Presupuesto (PTP) que son apro bados por las autoridades bolivianas. Estos ins trumentos contemplan programas especícos de inversiones anuales para el desarrollo de la

industria nacional de los hidrocarburos.

Las empresas operadoras que prestan servicios al Estado, también reciben costos re cuperables que representan el pago que hace YPFB a cada empresa que con su maquinaria extrae el gas y se lo entrega en propiedad. Por haber extraído gas natural y petróleo con sus maquinarias se debe retribuir la inversión y los servicios que realizan éstas. Del total de la renta petrolera generada por la comercialización de hidrocarburos a car go exclusivo de YPFB que es la propietaria, el 50% va para el TGN que transere los recursos a municipios, prefecturas, universidades y Fondo Indígena como regalías (18%) e Impuesto Direc to a los Hidrocarburos (IDH) (32%). En el caso del otro 50% del valor del gas, una parte se desna a YPFB en calidad de par cipación, patentes e impuestos al upstream (exploración y explotación), la otra son costos recuperables (pago por maquinarias, imple mentos, etc.) y el resto constuye pago al tu -

lar o la empresa operadora por el empleo de sus maquinarias, personal, conocimientos, etc. Con la aplicación de la fórmula de la na cionalización (IDH + Regalías) + Parcipación de YPFB + Impuestos al upstream + patentes), del total del valor bruto de producción generado

por el sector hidrocarburífero, sin descontar nada (ni la retribución al tular), el Estado boli viano se queda, en promedio con el 74%. Si se desagregan los costos de producción o costos recuperables, el Estado en promedio

Ingresos del Estado boliviano IDH+ Regalías+ Participación de YPFB + Impuestos Upstream + Patentes EL GOVERMENTE TAKE Ingresos del Estado sobre el total de las ganancias del sector hidrocarburífero

De acuerdo a la explicación, el Estado boliviano reconoce costos recuperables anteriores a la nacionalización. Los actuales vo -

lúmenes de gas que (en 2011) han alcanzado un récord de 46,3 Millones de Metros Cúbicos por Día (MMmcd), constuyente el fruto de las inversiones recientes, pero ante todo de las in -

DISTRIBUCIÓN DE LA RENTA PETROLERA EN BOLIVIA INGRESOS POR HIDROCARBUROS

50%

Regalías 18% IDH 32%

YPFB 50%

Utilidad del Titular COSTOS RECUPERABLES

TGN Municipios Prefecturas Universidades Fondo

versiones pasadas incluso antes del proceso de la nacionalización, las cuales deben ser recono -

Estado Boliviano

Participación de YPFB Patentes ImpuestosUpstream Retribución del Titular ,

cidas. Por ende, los recursos que ha generado esa producción, en opinión de García Linera, “no cayeron del cielo, ni han salido por excavar la erra con pala, son fruto de exploraciones, perforaciones, extracciones, plantas, maquina rias, etc., cuyo costo y desgaste hay que recono cer”. El anexo de los Contratos de Operación rmados entre el Estado y las compañías ope radoras en 2006, establecen que dentro de los costos recuperables, se tomarán en cuenta las inversiones recientes, así como también algu nas inversiones realizadas antes de este pro-

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se queda con el 90% del total de la ganancia ge nerada por el sector hidrocarburífero. García Linera pondera: “Ese es el gover ment Take boliviano, es decir, el benecio del Estado en términos porcentuales, que sino es el más elevado del mundo, se encuentra entre uno de los más altos. Por su parte, las empresas extranjeras contratadas para brindar servicios, se quedan con el 10% restante de las ganancias del sector”.

= 90%

ceso. “Y eso es correcto, es sendo común. No se tendrían los enormes volúmenes de gas que hoy tenemos para el consumo interno y la exportación si no hubiera habido inversiones años antes. Considerando solamente las inver siones después de la nacionalización, a cargo de YPFB, los pocos años de maduración de ellas y su monto aún moderado, es probable que hoy apenas se hubiera podido abastecer el merca do interno. Por eso se enen que reconocer los costos de las maquinarias de algunas inversio nes realizadas antes de la nacionalización, y ello son una parte de los costos recuperables”, pre cisó el Vicepresidente. El Decreto Supremo Nº 28701, en su úl ma parte, el arculo cuarto, instruyó la reali zación de auditorias. A su turno, las compañías petroleras alegaron haber inverdo $us 3.673 millones antes de la nacionalización, de los cua les se habrían depreciado $us 1.084, por lo que adujeron se les debía reconocer $us 2.624 mi llones.

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Sin embargo, las auditorías del Minis terio de Hidrocarburos, comprobaron que la inversión anterior a la nacionalización, aún no depreciada fue de $us 2.097 millones que es lo que se reconoció para devolución como costos recuperables a ser pagados en seis años, hasta

2012. Por lo que las maquinarias terminarán pasando a manos de YPFB y ya no se descon tarán costos recuperables, incrementándose los ingresos para el Estado, revela la segunda autoridad nacional.

La reactivación de YPFB El proceso de la Nacionalización de los Hi drocarburos hizo posible la reacvación de Yaci mientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), disponiendo su refundación, reestructuración integral, conviréndola en una empresa cor porava, transparente, eciente y con control social, como señala el arculo 8 del Decreto Su premo 28701. Las medidas de capitalización y/o priva zación estrangularon toda su parcipación has ta converrla en una simple ocina de trámites burocrácos; la estatal petrolera resurgió de sus cenizas, en función del consenso popular expresado en el referendo del gas, y las decisio nes gubernamentales instruidas para el efecto. Si bien entre 2005 y 2006, la Ley de Hidrocar buros y el Decreto Supremo 28701, asignan a YPFB un rol protagónico con grandes misiones, el Estado boliviano asumió toda una estrategia para desmontar el esquema privado y recons truir de sus restos a la petrolera estatal opera va para dar un salto corporavo. Antes de esto,

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una empresa privada en Bolivia práccamente había cerrado el circuito del sector. Por eso, el Estado decidió tomar el control de la dirección de la producción, transporte, re nación, almacenaje, distribución comercializa ción e industrialización de hidrocarburos en el país (downstream) y paralelamente recuperar su plena parcipación en toda la cadena pro ducva del sector. Para el efecto, fue imprescindible rescatar su patrimonio, o sea, las empresas de su pro piedad que fueron capitalizadas y/o privaza das como Andina S.A.; Chaco S.A.; Transredes S.A. y la Compañía Logísca de Hidrocarburos Boliviana S.A. en poder de socios privados. La primera empresa en recuperarse fue YPFB Renación al adquirir el 100% de las accio nes de Petrobras Bolivia Renación (PBR) con el pago de $us 112 millones, el 13 de agosto de 2007. El Estado no sólo recuperó las renerías Guillermo Elder Bell de Santa Cruz y Gualber to Villarroel de Cochabamba para procesar los


Personal técnico de YPFB Transporte verica la calidad de ductos.

combusbles líquidos que precisa el mercado interno sino además el mercado nacional cau vo. El 1 de mayo de 2008, Repsol YPF rmó un contrato con YPFB por el cual transrió el 1.8% de sus acciones al Estado que pasó a controlar 51% de las acciones y, con ella, la dirección de la empresa. El monto total de la transacción fue de $us 6.241.966 millones por 145.162 accio nes. Una mayor parcipación en la producción y las ganancias de los megacampos gasíferos, San Alberto y San Antonio y la producción adi cional en una veintena de campos en opera ción, es lo que obtuvo Bolivia al rmar este con trato con los accionistas privados que tuvieron

que ceder la directriz estatal de esta empresa estratégica. En 2008, también se crea la empresa YPFB Petroandina SAM como un emprendi -

miento conjunto entre YPFB que posee el 60% de las acciones y la petrolera estatal venezolana PDVSA con un 40%. Su fundación se hizo posi ble gracias a convenios binacionales alentados

por los presidentes Evo Morales y Hugo Chávez. Al fracasar las negociaciones iniciadas por el 51% de las acciones de Chaco y Transredes, el 1 de mayo de 2009, el gobierno nacional opta por recuperar el 99 % del paquete accionario de la transportadora y conforma YPFB Trans porte; y, a través de ésta, el 51% del paquete accionario de GasTransboliviano (GTB) la em presa dueña y operadora del gasoducto al Bra sil en el tramo boliviano (cuyos acvos ascen dían entonces a $us 800 millones), además del 12% de TBG la empresa del tramo brasileño del Gasoducto a Brasil (que posee acvos por $us 2.400 millones en total). La inversión en esta operación de transferencia fue de $us 240 mi llones por una empresa cuasimonopólica que

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Propiedad de YPFB Corporación en sus empresas subsidiarias ACTIVIDAD

EMPRESA

EXPLORACIÓN & EXPLOTACIÓN YPFB ANDINA YPFB CHACO

FLAMAGAS

PARTICIPACIÓN ACCIONA- MONTO PAGADO RIA DE YPFB MM$US 50% + 1 6.24 98% En negociación

CIA. ELECTRICA BULO BULO TRANSPORTE LOGÍSTICA REFINACIÓN DISTRIBUCIÓN

YPFB TRANSPORTE GAS TRANSBOLIVIANO YPFB LOGÍSTICA YPFB REFINACIÓN YPFB AVIACIÓN

99% 50% 100% 100% 100%

240 16.44 112 En negociación

Fuente: YPFB Corporación

controla miles de kilómetros de ductos para la exportación y el mercado interno, además de ser responsable de la terminal de exportación maríma de Arica, Chile. Del mismo modo, al no prosperar las negociaciones por el control de la mayoría ac cionaria necesaria para controlar Chaco, el Es tado boliviano decide en 2009 recuperar el 98 de su paquete accionario y fundar YPFB Chaco que opera en 22 campos productores de gas y petróleo, y a través de ella, también obtuvo la totalidad de la propiedad sobre la empresa Fla magas y la Central Eléctrica Bulo Bulo. En 2010, la estatal petrolera también re cupera el 100% de YPFB Logísca por la cual pagó $us 16.44 millones en el objevo de recu perar la capacidad de almacenaje y transporte de líquidos. En esa misma gesón, se adquirió por úlmo la totalidad de las acciones y fundó YPFB Aviación. La estazación de las empresas subsidia rias propició la reacvación operava de YPFB Corporación que sustenta el control de la cade na producva de los hidrocarburos y opera en

el upstream (exploración y explotación) a través de la Gerencia Nacional de Exploración y Explo tación de Hidrocarburos de YPFB Casa Matriz, además de YPFB Chaco, YPFB Andina y YPFB Petroandina SAM. Asimismo, en el downstream con las acvidad de transporte de gas y líquidos con YPFB Transporte y YPFB Logísca; en tareas de almacenaje y distribución a través de YPFB Logísca y YPFB Aviación y en la renación por medio de YPFB Renación. A este efecto, en 2011, el Estado había indemnizado en total $us 374,6 millones por la nacionalización de sus empresas petroleras. “Como se evidencia, el Estado tomó una buena decisión con la nacionalización de los

hidrocarburos que no sólo le ahorró juicios y abogados por decenas de millones de dólares y un futuro incierto de caer en manos de tri bunales internacionales que siempre fallan a favor de los privados, sino que además, el pa trimonio que se recuperó es mayor que la in demnización, obteniéndose también ganancias signicavas que alimentan las necesidades de la empresa (YPFB) y el país”, cita García Linera. La Nacionalización de los Hidrocarburos posibilitó la recuperación de la empresa Chaco.

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Patrimonio y utilidades de la estatal petrolera En pocos años de trabajo, reconstruc ción y organización, el patrimonio total de YPFB Corporación (YPFB Casa Matriz más empresas subsidiarias), contabilizado hasta el cierre de 2010, ascendió a $us 5.786 millo nes de dólares, sin duda, el dato representa al grupo empresarial más grande de Bolivia que se halla en permanente crecimiento. Este solo antecedente reeja un gran resultado para el país, fruto de la decisión políca acertada de la nacionalización de los hidrocarburos. Tan sólo el patrimonio agregado de las empre sas subsidiarias de YPFB creció de $us 2.678 millones en 2010 a $us 3.041 millones regis -

trados en 2011, esto incluyen los rubros de ca pital, reservas y resultados acumulados. En total los recursos que administró YPFB Corporación en sus seis empresas subsidiarias, aumentó de $us 3.901 millones en 2009 a $us 4.034 millones en 2010 y a 2011, alcanzó los $us 4.427 millones. Se puede apreciar un cre cimiento del 3,7% entre las gesones 2009 a 2010 y 10% entre 2010 a 2011, según datos ociales de la Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias. La estatal petrolera, generó en el perio do de la nacionalización de los hidrocarburos (2006-2011) $us 1.596 millones de ulidades netas frente a los 611 millones de dólares en

UTILIDAD NETA ACUMULADA

(EXPRESADO EN MM$) AGREGADO DE EMPRESAS SUBSIDIARIAS DE YPFB CORPORACION

1.596 1.800

el úlmo período de la capitalización com prendido entre el 2001-2005. Las cifras, proporcionadas por la Geren cia Nacional de Empresas Subsidiarias, muestran una diferencia ostensible entre el período de la capitalización y la nacionalización de los hidrocarburos respecto a la administración de YPFB y los resultados alcanzados en ambos procesos. Los datos reejan a una empresa alta mente eciente, rentable y transparente. YPFB Corporación ene como misión operar y desa rrollar la cadena de hidrocarburos, garanzan do el abastecimiento del mercado interno, el cumplimiento de los contratos d e exportación y la apertura de nuevos mercados, generando el mayor valor agregado. Sus ulidades ascendieron de $us 530 millones, en 2009, a $us 784 millones, en 2010, lo cual representa un incremento de al rededor del 48%. En el año 2010, las seis em presas subsidiarias de la estatal petrolera han generado $us 240 millones de ulidades. Para 2011, los ingresos netos operacio nales generaron una ulidad neta de $us 336 millones que representa el 24% de margen (40% más que el año anterior), lo que signica

que en promedio la capacidad de generar ga nancias a razón de $us 28 millones por mes, en promedio. La información sobre las ulidades corresponde a las seis empresas subsidiarias de YPFB Corporación, independientemente al porcentaje de mayoría accionaria que ene como accionista YPFB en cada una de sus em presas. Cabe aclarar que YPFB Petroandina aún no registra resultados porque todas sus acvi dades están orientadas a la fase de inversión exploratoria. En ese sendo, los datos reejan la tota lidad de las acvidades en cada empresa sub sidiaria de la estatal petrolera, es decir, no sólo se consideran las operaciones de los contratos

petroleros en las empresas del upstream, en las que son tulares, sino también la cuota parte como socias en aquellos contratos pe troleros operados por otras empresas. Estas cifras demuestran elocuentemente que el proceso de Nacionalización de los Hi-

drocarburos y la refundación y reacvación de YPFB Corporación, generaron empresas e cientes, dinámicas, rentables y en pleno creci miento económico.

1.400

1.000

611 600

200

200

NACIONALIZACIÓN 2006-2011 CAPITALIZACIÓN2001-2005

204


205



Empresas subsidiarias con mayores utilidades YPFB Andina y YPFB Chaco, las empresas nacio nalizadas que operan en el upstream (explora ción y explotación), generaron el 62% de las u lidades netas corporavas al nivel agregado de las seis empresas subsidiarias de YPFB Corpora ción. YPFB Transporte, la mayor compañía esta tal que operan en el downstream (transporte, comercialización), generó el 27%, seguido de YPFB Renación con el 11%. Los ingresos netos operacionale s genera-

ron una ulidad neta de 336 millones de dóla res que representó casi el 24% de margen.

De acuerdo a los Resultados de Gesón Empresarial 2011 publicado por la Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias (GNES), la ulidad neta al 31 de diciembre de 2011 de YPFB Andina fue de 139 millones de dólares, representando el 41% del resultado nal agre gado de las seis empresas subsidiarias de YPFB Corporación. Mientras que YPFB Chaco generó, duran te esa gesón, 71 millones de dólares, lo que representa el 21% del resultado agregado a las compañías aliadas a la estatal petrolera.

Evolución de la utilidad neta (Expresado en MM$) 333

263 218 177 141 109 81 48

54

26

ene e e

UTILIDAD NETA

feb fe

mar ar

abr ab

may ay

jjun n

jul ju

ago a o

sep e

oct

nov ov

dic

Fuente: Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias de YPFB Corporación.

YPFB Refinación YPFB Transporte

11%

27%

YPFB Chaco

21% YPFB Logísca

0%

YPFB Andina

41% YPFB Aviación

0%

Fuente: Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias de YPFB Corporación.

206

336

302


La ulidad neta de YPFB Transporte fue de 89 millones de dólares, sumando en 27 por ciento a la ulidad total corporava de las seis empresas subsidiarias. “La empresa generó una ulidad neta de 89 millones de dólares el 2011. En promedio la capacidad de generar ulidades netas de YPFB Transporte fue de 7.5 millones de dólares/mes durante la gesón 2011”. 83 En conjunto y de manera individual las seis empresas subsidiarias de YPFB Corpora ción obtuvieron ulidades netas por un monto de 336 millones de dólares, logrando referen -

83

Resultados de Gestión Empresarial 2011, Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias de YPFB Corporación

ciarse como grupo corporavo con indicadores nancieros de las empresas más importantes del rubro en Lanoamérica. “En la gesón 2011, las seis empresas subsidiarias y tres aliadas de YPFB Corporación han logrado obtener ulidades, unas más que otras, que sumadas a las ulidades generadas por YPFB Casa Matriz sitúan a la Corporación entre las empresas más importantes del rubro en Lanoamérica, siendo un claro ejemplo para los inversionistas nacionales y extranjeros del sector petrolero, que en Bolivia existen todas las condiciones para obtener ganancias”, se lee en el editorial de la revista Corporava difundi da por la Gerencia Nacional de Empresas Subsi diarias de la estatal petrolera.

207



RESULTADOS (Expresado en millones de dólares)

La evolución de las inversiones Inversiones en el sector de hidrocarburos de Bolivia (2001-2011)

1000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0

El grupo corporavo ene la capacidad de Sin embargo, es importante seguir traba generar efecvo a través de las acvidades ope - jando en una estrategia corporava de nan ravas que ha permido en la mayoría de las ciamiento a largo plazo que permita mejorar el empresas nanciar sus proyectos de inversión. desempeño patrimonial, accediendo a fuentes Esta liquidez corporava se ve favorecida de nanciamiento favorables para la ejecución por los niveles de disponibilidades con los que de los proyectos de inversión que ha proyectado cuentan las empresas subsidiarias: YPFB Andina la empresa. S.A., YPFB Chaco S.A., YPFB Transporte S.A. y YPFB Renación S.A.

208


2001

2002

2003

2004

2005

Como nunca antes se había registrado en la historia económica del país, en el período de la Nacionalización de los Hidrocarburos (20062011), YPFB Corporación, sus empresas subsi diarias y las compañías operadoras privadas ejecutaron una inversión de $us 3.643 millones para el desarrollo de la industria de los hidro carburos. Práccamente, las inversiones con la re cuperación de los hidrocarburos triplican a las efectuadas durante la capitalización y priva -

2006

2007

2008

2009

2010

2011

zación, cuando las compañías transnacionales, pese a ser propietarias de los recursos hidrocar buríferos nacionales, sólo invireron alrededor de $us 1.855 millones, entre 2001 y 2005. En la gráca, se puede apreciar con cla ridad el decidido impulso del Estado boliviano que determinó reinverr las ganancias de la comercialización de los hidrocarburos para el desarrollo de la industria nacionalizada hasta alcanzar una parcipación superior al 70% en

209



un esfuerzo coordinado entre YPFB Casa Matriz y todas sus empresas subsidiarias. Las inversiones en el sector de los hidro carburos declinaron entre el 2001 y 2005 a su menor expresión, hasta alcanzar un mínimo de $us 247 millones. A parr de 2006, con la nueva gesón estatal éstas comienzan a repuntar pau lanamente hasta alcanzar su mayor nivel. “El país ha dado saltos importantes en términos cualitavos de la nacionalización. Ahora, claro, este proceso también ha tenido implicaciones en otros aspectos. No solamente se tuvo que denir una nueva norma, nuevas reglas del juego, sino que se tuvo que lidiar con las empresas que tuvieron una actud de pará lisis los primeros años, hasta que terminamos todo el proceso”, resume Carlos Villegas, presi dente de YPFB Corporación. En 2010, se rompe la inercia o el estan camiento en el sector para inaugurar un nuevo ciclo de inversiones en el sector de los hidrocar buros, con la aplicación de la Primera Adenda al Contrato de Exportación de Gas a la Argenna que impulsa el sector de los hidrocarburos. Los registros de enero a diciembre de 2011 muestran que YPFB Casa Matriz y sus em presas subsidiarias invireron un total de 779 millones de dólares, mientras que las petrole ras privadas que enen contratos de operación en el país ejecutaron $us 514 millones. En el periodo citado, el nivel de inversio -

nes de YPFB, como Casa Matriz, alcanzó a 281 millones de dólares, mientras que 498 millo nes de dólares fueron ejecutados en proyectos que desarrollan las subsidiarias YPFB Chaco SA, YPFB Andina SA, YPFB Petroandina SAM (So ciedad Anónima Mixta), YPFB Renación, YPFB Transporte SA, Gas Transboliviano SA (GTB), YPFB Logísca e YPFB Aviación. Las inversiones en el sector de los hidro carburos en Bolivia alcanzaron su mayor expre sión histórica, en más de 70 años, al registrar un índice récord signicavo que marcó una inexión en el sector de hidrocarburos, según balance ocial. Este monto es superior en 65,3% respecto de la inversión ejecutada en el año 2010, cuan do se registró un monto de 782 millones de dólares ejecutados, según la Dirección Nacional de Inversiones y Financiamiento de YPFB. Las inversiones estatales y privadas con nuarán desarrollándose en función de planes, programas y proyectos orientados a las acvi dades de desarrollo de campos, exploración, transporte, construcción de plantas de separación de líquidos del gas natural, de renación, almacenaje, entre otras acvidades. Las inversiones dispuestas para el desa-

rrollo de la cadena producva de los hidrocar buros contribuirán a obtener cada vez mayor producción de gas natural y otros hidrocarbu ros líquidos asociados.

INVERSIONES EJECUTADAS EN EL SECTOR, POR ACTIVIDAD DE LA CADENA 2011

(En porcentajes)

Refinación

10% Transporte

1% Plantas Explotación

15%

51%

Almacenaje 0%

Redes

6%

0% Comercialización

17%

ACTIVIDAD

YPFB CASA MATRIZ

Exploración Explotación Almacenaje Transporte Refinación Plantas de Separación Redes Comercialización I nv. Menores TOTAL

82 5,7 1,7 281

Porcentajes

22%

EMPRESAS SUBSIDIARIAS 128 230 0,6 125 14

192

Exploración

TOTAL YPFB Contratos CORPORACIÓN Operación TOTAL 128 86 214 230 428 659 0,6 0,6 125 125 14 14 192 192

498

82 5,7 1,7 779

514

82 5,7 1,7 1.293

38%

60%

40%

100%

Porcentaje 17% 51% 0% 10% 1% 15% 6% 0% 0% 100%

Nota: Los Contratos de Operación no incluyen las Inversiones de YPFB Chaco y YPFB Andina.

210


211



Crédito del Banco Central de Bolivia El 10 de sepembre de 2009, el Banco Central de Bolivia (BCB) otorgó un crédito a la estatal petrolera por $us 1.000 millones para el nanciamiento de proyectos establecidos en el Plan de Inversiones 2009-2010 y el desarro llo de la industria estatal de los hidrocarburos. Un año después, el crédito fue dividido con la creación de la Empresa Boliviana de Industriali zación de Hidrocarburos (EBIH) que recibió 300 millones, de ese monto, y $us 700.000 millones fueron desnados a YPFB. Sin embargo, el 29 de junio de ese año, a través del D ecreto Supremo 0922, se instruye a la estatal petrolera impulsar los proyectos de industrialización, en tanto y cuanto se fortalez ca la nueva endad de industrialización. El Presidente Evo Morales facilitó el des embolso del crédito que es ulizado en pro yectos de necesidad nacional y seguridad ener géca. “Los recursos liberados en condiciones concesionales, serán cubiertos con la rentabili dad de las plantas de separación de Río Grande y Gran Chaco que entrarán en funcionamiento próximamente”, dijo. El préstamo del BCB ene una tasa de interés del uno por ciento, a 20 años plazo, a parr de sepembre de 2009 con un período de gracia a capital de cinco años, computables a parr del primer desembolso. “Nosotros esta mos tomando todas las precauciones del caso para que ambas plantas Río Grande y Gran Cha co tengan una rentabilidad económica, de tal manera que ésa será la forma en que nosotros

vamos a garanzar la devolución del crédito al Banco Central de Bolivia”. 84 El 2010, YPFB Corporación inviró $us 5 millones (Bs 34,9 millones) en los estudios de ingeniería conceptual y básica del proyecto de separación de licuables Gran Chaco. En la ges ón 2011 $us 145,9 millones (Bs 1.017 millo nes) fueron desnados para el inicio de la inge niería de detalle, procura y construcción de la planta en referencia. La estatal petrolera prevé concluir con dicha construcción en el segundo semestre de la gesón 2013. En la planta de Río Grande, la estatal pe trolera inviró el 2010 en los estudios de inge niería conceptual y básica extendida $us. 4,36 millones (Bs 30, 4 millones). Para el inicio de la contratación de equipos mayores de la planta $us 32,64 millones (Bs 227,5 millones). En la gesón 2011, los recursos del BCB se desnaron en la ingeniería de detalle, procura y construcción de la planta $us 43 millones (Bs 300,6 millones). El primer desembolso del ente emisor de 34,9 millones de bolivianos se realizó el 7 de octubre de 2010 (equivalente a cinco millones de dólares). El 30 de noviembre realizó el dé cimo segundo desembolso a favor de la estatal petrolera. El 11 de noviembre de 2011 se efectuó el décimo primer desembolso a favor de Yaci mientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) por el monto de Bs 42.863.443,33 en atención 84

212

Agencia de Noticias YPFB: “YPFB cubrirá crédito de $us 700 millones del BCB con rentabilidad de Río Grande y Gran Chaco”, 20 de octubre 2010.


Detalle de los desembolsos a YPFB Nº

Monto (Bs)

Fecha

1

3 4. 92 5. 80 0

2

224,993.000

7 d e o ct ub re d e 2 01 0

3

8 4. 00 0. 00 0

2 1 d e m ar zo d e 2 01 1

4

2 6. 98 5. 59 4

2 1 d e a br il d e 2 01 1

5

6 8.3 20 .2 60

1 2d em ay ode 2 01 1

6

1 32 .9 68 .2 60

1 5 d e j un io d e 2 01 1

7

7 .3 78 .5 58

1 9d ej ul io de 2 01 1

8

4 9. 14 6. 28 3

0 5 d e a go st o d e 2 01 1

9

3 4. 66 0. 30 0

0 8 d e s ep e mb re d e 2 01 1

10

4 6. 16 2. 48 7

1 8 d e o ct ub re 2 01 1

11

42.863.443

11 de novie mbre de 2011

12

791.682.600

30 de novie mbre de 2011

30 de diciembre de 2010

Totaldesembolsadoal 30denoviembrede2011:Bs1.544.086.585 Fuente:BancoCentraldeBolivia(BCB)

a solicitud presentada por YPFB mediante nota: YPFB/GNAF-2516 DNF-2827 UTS-1635/2011 reci bida en fecha 09 de noviembre de 2011”. El crédito para inversión de $us 700 millones de dólares que otorgará el Banco Central de Bolivia (BCB) a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), no proviene de las reservas in ternacionales ni vulnera la ley del ente emisor.

G es ón 20 10

$ us 37 mi l one s

G es ón 20 11

$ us 28 0m il lo ne s

TOTAL

$us 317 millones

La Ley 1670, del Banco Central de Bolivia, prohíbe al ente emisor otorgar créditos a instuciones del sector público, excepto al Tesoro; con una norma de similar rango, que es otra ley, la Ley Finan cial. Con ello el aspecto legal queda absolutamente superado y que el objevo del crédito apunta a mejorar la producción de combusbles en benecio de la población boliviana. La ejecución nanciera del crédito del BCB a YPFB ene programado un cronograma. El Anteproyecto de Ley de Presupuesto General del Estado (PGE) 2012 establece la entrega de un se gundo crédito concesional del Banco Central de Bolivia (BCB) a YPFB Corporación por $us 1.307,47 millones desnado a proyectos de industrialización hidrocarburífera que le fueron transferidos por

213



la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos (EBIH). El crédito es el segundo que el ente emisor otorgará a la estatal petrole ra. El Arculo 18 de la mencionado norma “autoriza al ente emisor otorgar un crédito de hasta Bs 9.100 millones ($us 1.307,47 millones) a favor de la estatal petrolera en condiciones concesionales, con el objeto de nanciar pro -

yectos de industrialización en el sector de hi drocarburos”. El PGE 2012 “autoriza también a YPFB contratar el crédito referido precedente con el BCB, cuya garana estará constuida exclusi vamente por la autorización de débito de cual quiera de las cuentas que la petrolera estatal

posea o adquiera”. 85 85

LA RAZÓN: “BCB dará $us 1.307 MM a YPFB para industrialización”, 24 de noviembre de 2011, sección economía.

La Renta Petrolera a favor del Estado 2001 IDH

2002

n/a

Regalías Parcipaciones YPFB Patentes Impuestos Upstream

2003

n/a

2004

n/a

2005

2006

n/a

287,9

86

214

Para la gestión 2011 se consideran los montos ejecutados al mes de septiembre y proyectados a diciembre. En el caso de Patentes se asume el monto determinado para las áreas detentadas en los Contratos Petroleros vigentes al 1° de enero 2011.

2011, en un acto por el día del trabajador en la Planta de Senkata de YPFB. La bonanza de los hidrocarburos bajo la administración estatal, dinamizó el desarrollo social y económico al beneciar a más de nue ve millones de habitantes a través del Tesoro General del Estado (TGE), gobernaciones, mu nicipios y todo el sistema universitario público, entre otros. La cifra histórica es el resultado de la apli cación de la fórmula de la nacionalización que suma los ingresos generados por la acvidad de comercialización de hidrocarburos (IDH + Rega lías + Parcipación de YPFB) además de otros impuestos nacionales deducidos de la acvidad económica (Impuestos al upstream + patentes).


2009

911,5

2010

927,6

2011

968,2

174,6

161,9

211,8

279,9

304,1

385,2

439,4

469,5

515,2

549,7

-

-

-

-

-

282,3

196,0

382,4

268,0

444,0

1.347,5 687,1 619,4

7,9

8,2

7,3

6,1

4,8

4,8

4,4

5,8

8,0

8,8

9,1

40,3

17,8

24,3

47,3

76,3

119,4

138,6

329,3

419,4

264,6

282,4

222,8

187,9

243,4

333,3

673,1

1.473,7

1.532,6

2.098,5

2001 al 2005 = 1.661 MM$US Promedio = 332

El proceso de Nacionalización de los Hi drocarburos vigente, mulplicó geométrica mente los ingresos para Bolivia hasta alcanzar los $us 12.424 millones entre 2006 a 2011, los mayores ingresos registrados en toda la historia económica del país. 86 “Entre 2001 a 2005, la empresa residual YPFB había aportado al Estado boliviano, so lamente $us 1.661 millones. En cinco años de nuestra gesón, el aporte es superior Esto es la Nacionalización (…) Quienes arman que no hay Nacionalización se equivocan”, destacó el Presidente Morales el pasado 1 de Mayo de

2008

754, 2

y otros Total

El aporte de YPFB a Bolivia

2007

68 2,0

A esta estructura scal, se suman otros impuestos regulares para todas las empresas en Bolivia como son el Impuesto al Valor Agre gado (IVA), Impuesto a las Ulidades de las Em presas (IUE), Impuesto a las Transacciones (IT), RC-IVA y otros que son recaudados por el Ser vicio de Impuestos Nacionales (SIN). La Nacionalización de los Hidrocarburos

benecia al pueblo boliviano y consolida el control absoluto de la cadena de producción nacional, el excedente económico de los hidro -

carburos y el fortalecimiento de YPFB como la primera Corporación nacional que sustenta la economía del país. La renta petrolera obtenida entre 2006 y 2011, bajo administración de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Corporación, como brazo operavo de la Nacionalización, es superior en más de siete veces, a todos los ingresos de la privazación/capitalización esca samente conseguidos entre 2001 a 2005. En la etapa neoliberal, con la vigencia de la angua Ley de Hidrocarburos Nº 1689 que

2.138,2

2.235,3

2.945,5

2006 al 2011 = 12.424 MM$US Promedio = 2070

avaló la capitalización y/o privazación de la in dustria petrolera boliviana y redujo a YPFB a la mínima expresión, los ingresos para el Estado apenas alcanzaron $us 1.661 millones, garan zando ganancias para los privados que poseían el 100 % de la propiedad del gas y el petróleo. Si prevalecía hasta nuestros días este es quema injusto de apropiación transnacional, establecido por la Ley liberal o neoliberal de hidrocarburos (No. 1689), aprobada por Sán chez de Lozada, Bolivia sólo hubiese percibido el 18% de la renta petrolera con ingresos de menos de $us 200 millones por año. Un ejercicio teórico realizado por YPFB sobre las recaudaciones que hubiera obtenido el país con el modelo petrolero privado, sola mente hubiera podido arrojar $us 4.614,8 mi llones, o sea un tercio de lo que actualmente se percibe por este concepto. Los ingresos generados por el sector hi drocarburos benecian desde hace más de cin co años, en forma directa, a las nueve Goberna ciones del país, 327 municipios, todo el sistema

215



universitario público y el Tesoro General del Es tado, desarrollando una vasta red de cobertura en salud, educación e infraestructura social y caminera que mejora la calidad de vida de los bolivianos. Con la reforma estructural impulsada por Evo Morales Ayma en el Parlamento, en el año 2005, se aprobó, pese a la oposición del gobier no de turno, la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 que introdujo, desde el año 2005, la obligación de pago de 32% por concepto del Impuesto Di recto a los Hidrocarburos (IDH) y 18% por Re galías y Parcipaciones, sumando ambos ítems 50% a favor del Estado.

Adicionalmente, la aplicación de los 43 contratos de operación que Yacimientos Pe trolíferos Fiscales Bolivianos suscribió con 16 empresas del sector que operan en el país en octubre de 2006, genera parcipaciones para YPFB y mayores recursos para el Estado, a dife rencia de la nula asignación de los contratos de

riesgo compardo (joint venture) pactados en anteriores gesones de gobierno. Con un sendo de oportunidad histórica, la reforma para la apropiación boliviana del ex cedente de los hidrocarburos llegó en el mejor momento pues el ostensible aumento en las recaudaciones tributarias y otras parcipacio nes del sector hidrocarburos obedece tanto

Recaudaciones con y sin ley 3058 y la Nacionalización 2945,5

3000

2500

2000

al incremento de producción de gas natural, mayores exportaciones a Argenna y Brasil, así como al ajuste trimestral de los precios de exportación de gas natural que se elevaron en función a la cozación del crudo internacional de referencia (WTI). Si se comparan los ingresos obtenidos en los cinco años anteriores a la nacionalización ($us 1.661 millones) con los seis años posterio res ($us 12.424 millones), la relación muestra que por cada dólar que Bolivia recibía antes, ahora recibe más de siete. Y si bien los precios internacionales fueron favorables, sólo explican el paso de 1 a 3 dólares, por lo que en realidad la nacionalización es la clave de este salto cualitavo y cuantavo, de acuerdo al razonamien -

to del Vicepresidente Álvaro García Linera. El proceso de la Nacionalización también cumplió con el objevo de llevar los recursos del sector de hidrocarburos al pueblo beneciando de manera directa a los sectores más despro tegidos y vulnerables de la sociedad como los ancianos y niños, a través de los bonos sociales “Juancito Pinto” para la escolaridad infanl y “Renta Dignidad” para la tercera edad. Estos programas de amplio benecio social (Bono Juancito Pinto y Renta Dignidad)

beneciaron al 30,8 por ciento de la población boliviana, equivalente a más de 3,26 millones de habitantes de acuerdo a datos del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas. La cobertura del bono de escolaridad

Juancito Pinto alcanzó a más de 1,6 millones de estudiantes, representando el 15,9% de la po blación total. El total pagado por este concepto ascendió hasta alcanzar su máxima expresión con Bs 327,8 millones que se distribuyeron so bre todo en el eje troncal más poblado. En cuanto a la Renta Dignidad, entre fe brero de 2008 y diciembre de 2011, el número de beneciarios alcanzó a 896.470 personas, de los cuales el 83,2% pertenecen a la población no rensta y el 16,8% a beneciarios renstas, de acuerdo a las estadíscas ociales. Al realizar un balance de los cinco años de bonanza económica en el país al inujo del proceso de la Nacionalización de los Hidrocar-

buros, el presidente de YPFB, Carlos Villegas, reexionó que los excedentes que son distribui dos en el país deben ser empleados en la lucha contra la pobreza, en el marco del paradigma de desarrollo del “Vivir Bien”, contemplado en el Plan Nacional de Desarrollo (PND).

s u $ M M

1500

1000

500

0

2001

2002

2003

2004

Ley 3058 + nacionalización

216

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011 (*)

Ley 3058 sin nacionalización


217



Construcción del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC).

218


219



El cénit de la producción de gas

Produccion certificada de petróleo, condensado y gasolina natural MBdI/día

47,09

En los úlmos 12 años, el cénit de la pro ducción bruta de gas natural se registró en 201 1 con un volumen promedio de 45,1 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), gracias al di namismo de las inversiones. Este hecho marca un hito histórico en la producción del energéco, pues los volúme nes de gas se fueron incrementando en todo el periodo de la nacionalización y han permido cubrir holgadamente las obligaciones con el mercado interno y el mercado de exportación a Argenna y Brasil.

La producción bruta del energéco regis trada en 2011, se incrementó en 13,8% con re lación a la gesón 2010 y en 191% respecto al período 2000. Para el año 2012 se proyecta una produc ción del energéco de entre 52 a 56 MMmcd, incremento que será sostenido con los nuevos aportes de pozos en desarrollo y el funciona miento de las plantas de procesamiento de gas natural. Según el “Bolen Estadísco YPFB 2011”, a parr del mes de mayo la producción de gas

47,31

50,00

45,58

46,71

46,48

46,10

42,73

41,76

43,69 39,54

45,00 40,00

47,36

38,75

35,00 30,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 0,00

Ene

Feb

Mar

Gasolina Natural

Abr

May

Jul

Jun

Condensado

Ago

Sep

Petróleo

Oct

Nov

Dic

TOTAL

Produccion nacional bruta de Gas Natural 2000 - 2011 (En MMmcd) 45,1 50

40,2

45

40

40,2

41,8

42,0

39,6 36,8

34,67

35

28,01 30

24,4 25

19,6 20

15,58 15

10

5

0

2000

2001 1

2002

2003 003

2004 004

2005 2005

2006 006

2007 7

2008

2009

2010 1

2011 11

Fuente: VPACF

220


natural empezó a incrementarse mostrando los volúmenes promedio más altos los meses de junio a noviembre y alcanzando un máximo de 48,04 MMmcd en julio. De enero a abril y diciembre muestran volúmenes de producción menores debido a que la demanda de gas na tural en el mercado interno y externo es me nor en estos períodos por la disminución de la acvidad en el sector termoeléctrico debido al funcionamiento de las plantas hidroeléctricas en los sistemas de generación brasileños. La producción de gas natural fue entrega da en su totalidad a YPFB por las diferentes em presas que operan los campos bajo contratos de operación, incluyendo YPFB Chaco y YPFB Andina, en las que la estatal petrolera cuenta con parcipación accionaria mayoritaria. “Los campos con mayor producción fue ron Sábalo y San Alberto que durante la gesón

2011 representan el 31,8% y 25,1% del total de la producción respecvamente. Otros campos que tuvieron una producción signicava son Margarita y Tacobo, cuya producción represen ta el 6% y el 4,1% respecvamente, además de Vuelta Grande, Bulo Bulo, Yapacaní, Río Gran de e Itau que representan el 4,0%, 4,5%, 3,4%, 2,6% y 3,0% del total de la producción de gas natural de 2011. La producción del resto de los campos representa un 15,5% del total pro ducido e incluye a campos con volúmenes de producción menores a 0,61 MMmcd en 2010 y menores a 0,94 MMmcd en 2011”. 87 La producción de hidrocarburos líquidos sigue la misma tendencia y alcanzó un volumen máximo de 47,50 (Miles de Barriles por día) 87

Boletín Estadístico YPFB Gestión 2011, La Paz Bolivia 2008, pág 8.

221



MBbl/día en el mes de julio de 2011. Esta pro ducción, en promedio, se ha incrementado en 9% en relación a la gesón 2010. La producción cercada de petróleo, condensado y gasolina natural es aquella pro ducción medida en el punto de scalización de los campos. La producción cercada de condensado en 2011 representa el 69,14% de la producción total y alcanzó los mayores volú menes promedio en los meses de junio, julio y agosto con 33,57 MBbl/día, 33,92 MBbl/día y 33,34 MBbl/día, respecvamente. El petróleo representó el 10,82% del total producido, alcanzó sus mayores valores los me ses de enero, julio y sepembre. Asimismo, la

producción de gasolina natural que representa

La adición progresiva de la producción de

el 20,05% del total, alcanzó sus mayores niveles en octubre y noviembre con 9,66 MBbl/día y 9,65 MBbl/día, respecvamente. El promedio del total de hidrocarburos lí quidos en 2011 superó a la producción prome dio de 2010 en 4%. Respecto al 2010, la obten ción promedio de condensado se incrementó en 3%, la de gasolina natural aumentó en 8% y la de petróleo en 2%. La explotación de petróleo o crudo pesa do en el úlmo empo registró una caída a raíz de la declinación natural de los campos madu ros o anguos ubicados parcularmente en los departamentos de Cochabamba y Santa Cruz.

gas natural y líquidos asociados, permirá ga ranzar el abastecimiento del mercado interno, el cumplimiento de los compromisos de expor tación a los mercados de Brasil y Argenna y la industrialización de los hidrocarburos. En el contexto de la nacionalización de los hidrocarburos, los contratos de operación sus critos entre YPFB y las operadoras establecen la obligación de los tulares de presentar Pla nes de Desarrollo que espulen las acvidades a ser ejecutadas después de la declaratoria de comercialización, o, a solicitud de una actuali zación para asegurar la eciente y económica explotación de un campo en área del contrato. En base a ese lineamiento, las empresas operadoras presentan planes de desarrollo a

Desarrollo de campos productivos La adenda que rmaron YPFB y Enarsa en Este nuevo contexto permió a Petrobras, 2010 es el instrumento que catapultó las inver - Repsol, Total, YPFB Andina, YPFB Chaco (estas siones hidrocarburíferas en Bolivia y garanza dos úlmas subsidiarias de YPFB Corporación) y una producción de 27,7 MMmcd. otras empresas operadoras, emprender la per Este instrumento no sólo estabilizó e in - foración de nuevos pozos para incrementar la crementó las exportaciones de gas boliviano producción de gas y líquidos asociados. con un sistema de garanas recíprocas, sino Estas obras de infraestructura moviliza además concretó la reacvación de importan - ron a cerca de medio centenar de empresas de tes prospectos hidrocaburíferos, el desarrollo servicios, maquinaria pesada y miles de traba de campos y vasta infraestructura tecnológica jadores, entre ingenieros, técnicos y obreros para potenciar la producvidad nacional. especializados.

222

222


YPFB en los que establecen el nivel incremental de la producción esperada, el plateau (máximo) de producción en el empo y las acvidades a desarrollar para ese efecto. Una vez aprobado el Plan de Desarrollo, éste se ejecuta a través de los Programas de Trabajo y Presupuesto (PTP) que son instru mentos contractuales anuales donde se espe cican acvidades y su costo presupuestado en la industria hidrocarburífera. Actualmente, constuyen una prioridad el desarrollo de los megacampos en produc ción, San Alberto y San Antonio (Sábalo) y las inversiones que garanzan el contrato GSA con Brasil. Del mismo modo, el impulso del Bloque Caipipendi conformado por los campos Marga rita y Huacaya, además de Itau en el Bloque XX y el bloque conformado por Ipa y Aquío para el cumplimiento del contrato vigente y la aden da suscrita con Argenna. Según el “Informe Julio – Diciembre 2011” de la Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, al 31 de di ciembre de 2011, se encuentran vigentes 41

Contratos de Operación para la exploración y explotación de hidrocarburos, suscritos por YPFB con diferentes empresas petroleras nacio nales y extranjeras, protocolizados el 2 y 3 de mayo de 2007. “Según Decreto Supremo N° 0676 de 20 de Octubre de 2010, y de acuerdo a lo conte nido en su Arculo 2° (Reserva y Adjudicación de Áreas de Interés Hidrocarburífero a favor de YPFB) de conformidad a lo establecido en la Ley N° 3058, se encuentran en Zonas Tradiciona les y Zonas No Tradicionales, y están denidas por sus vérces en coordenadas de la Proyec ción Universal y Transversal de Mercator (UTM, PSAD-56). Las áreas reservadas a favor de YPFB, se otorgan, conceden y adjudican a la indicada empresa estatal a objeto de su exploración y explotación por sí, o en asociación mediante Contratos de Servicio”. 88 El 29 de diciembre de 2010, de acuerdo a Ley N° 079, la Asamblea Legislava Plurinacio nal aprobó la Cesión del Contrato de Operación para el Área Bloque XX Tarija Oeste Campo Itaú, suscrito entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia, BG Bolivia Corporaon Sucursal Bolivia, Petro bras Bolivia S.A. y YPFB Chaco S.A., en el marco de la Constución Políca del Estado y la nor mava vigente aplicable. De igual manera, el 29 de diciembre de 2010, la Asamblea Legislava Plurinacional, mediante Ley N° 075 aprobó la Cesión del Con trato de Operación para el Área Palmar campo Palmar, suscrito en fecha 28 de agosto de 2009, entre YPFB, Dong Won Corporaon Sucursal Bolivia – Dong Won y Gas To Liquid Internacio nal – GTLI, en el marco de la normava vigente aplicable.

88

Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, Inf orme Julio – Diciembre 2011, pág 61.

223



)

Entre las principales acvidades de los Programas de Trabajo y Presupuesto para 2011 guraron la construcción y ampliación de plan tas, perforaciones de desarrollo, perforación exploratoria, perforación e intervención de po zos. En el mapa, se ilustra las áreas con Contra tos de Operación, con Convenios de Estudios, Reservadas para YPFB y Libres. En el objevo de descubrir nuevas y ma yores reservas nacionales, en los cuadros 4, 5, 6 y 7, se encuentra información relava a pozos exploratorios y de desarrollo, perforados y en perforación en la gesón 2011, indicando de

manera general su ubicación, profundidad pro gramada, alcanzada y estado actual. El desarrollo de los megacampos produc vos ene por nalidad incrementar la produc ción de hidrocarburos y las reservas cercadas de gas natural, petróleo y otros hidrocarburos asociados. YPFB Corporación enfrenta nuevos desa os energécos de cara al nuevo milenio con la nalidad de incrementar la perforación de nuevos pozos y el correspondiente crecimiento de la producción hidrocarburífera a corto y me diano plazo.

5 L 0 A / o g N / A 6 O 2 I , C 1 I 0 3 8 D 2 . A S . R D T : n ó A i c a N l i p O m Z ( A

D A D I V I T C A N E S O I R O T A R O L P X E S O Z O P E D N Ó I C A C I B U : 4 ° N o r d a u C

O R E L O R T E P S É R E T N I E D S A E R Á

S O I D E D E R I D N A E M B

O C A H C

E T N O L M A N E A T D N E A I P P

E T R R O U N S O N I D N A B U S

O N O I N D A N L A I P B T U L S A

D A D I N I R T

Z U R C A T N

) 1 X

1 A D X - N R E R R A S R A S (

) D

) 1 X E

T A 1 S B X E - O M E C A R S B C A R A R H A C C ( O C

0 1

0 X 0 0 E D 1 N A X - R R G A G T V L E U V (

A N I T N E G R A

3 D 0 0 3 1 0 0 1 X E E X - H R C C R I U R U U S C C (

) 1 0 1 0 0 0 1 1 - X X O I I Q U Q I A A ( S

A J I R A T

O T O P

O R U R O

Z A P A L A J I B O C

Ú R E P


) 1 - 1 X X A A O O B B (

D D 5 5 0 0 0 1 0 1 X E X - H C R I U R U C C

A S

L I S A R B

230

) 4 ) 0 1 0 4 1 0 X 0 X 1 R 1 U X X O - S B S O B J T B C O C J I T A ( A T T ( ( )

L I S A R B

Y A U G A R A ) 0 P 0

A C A C I T I T O G A L

C H

I L

E

231



)

5 L 0 A / o g N / A O 2 I 6 , 0 C 1 I 3 8 D 2 . A S R . T D : n ó A i c a N i l p O m Z A (

Cuadro Nº 5: PERFORACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS (Enero - Diciembre 2011) POZO

ÁREA DE CONTRATO

OPERADOR

UBICACIÓN

FECHAS Inicio

Aquio X-1001

Aquio

Total

S an ta C ru z

0 2- fe b- 10

Sararenda - X1

Guairuy

YPFB Andina

Santa Cruz

13-ene-11

Carrasco Este - X1

C ar ra sc o

Y PF B C ha co

C oc ha ba mb a

1 7- ma r- 11

Ta ji bo Su r - X1

Taj ib o

Pl us pe tro l

S an ta C ruz

1 6- jun -11

Vuelta Grande V ue lt a G ra nd e X1000 Sara BoomerBoa - X1 ang III Curiche XC uriche 1005D Curiche XCuriche 1003D Tacobo X-1004

Tacobo

Conclusión

0 9- di c- 11

PROFUNDIDAD (m) RESULTADO / ESProgramada Alcanzada TADO ACTUAL 5 .5 00 ,0 0

5 .4 10 ,0 0 P ro du ct or

4.800,00

5.410,00 E n Perforación

2 0- oc t- 11

4 .5 70 ,0 0

4 .5 62 ,0 0 Pr od uc to r

03 -s ep -11

1. 20 0,0 0

1 .21 4, 00 Ab an do nad o Abandonado Temporalmente

Y PF B C ha co

C hu qu is ac a

0 7- ju l- 11

3 1- oc t- 11

4 .6 00 ,0 0

4 .7 90 ,0 0

Y PF B A nd in a

S an ta C ru z

0 2- ag o- 11

2 5- oc t- 11

4 .1 00 ,0 0

3 .8 40 ,0 0 Ab an do na do

2.494,00

2.492,00

Esperando Terminación

2.388,00

2.450,00

En Terminación

1 .8 00 ,0 0

2 .0 01 ,0 0 Pr od uc to r

Pluspetrol

Santa Cruz

11-sep-11

Pluspetrol

Santa Cruz

24-nov-11

P lu sp et ro l

S an ta C ru z

0 2- oc t- 11

16-oct-11

1 1- no v- 11

Fuente de Información: Partes diarios de perforación, Informes mensuales de GNF-UCPIOC

D A D I V I T C A N E O L L O R R A S E D E D S O Z O P E D N Ó I C A C I B U : 6 ° N o r d a u C

O R E L O R T E P S É R E T N I E D S A E R Á

S O I D E D

L A N E O R I C A T D N A N A E H A M B C P

E T R E O T N N O O N M I D E N D A B E U I P S

R U S O N O I N D A N L A P I B T U L S A

L I S A R B

A T N A S

Y A U G A ) 4 0 R 4 0 A 0 1 0 E P 1 - H

R C ) U I R 2 ) C U 2 8 ) 7 C E 1 ( 8 - O U O L 2 2 L - Q 7 T R B A Q O 1 B - E S A N R L B S S N A L ( A A S N S ( A S (

A

) 9 I ) 1 N ) 2 9 ) 7 - A 5 I C C 1 N 1 7 1 I P A 2 - A 1 - R O Y P C R A 5 L I A P C - U R 1 Y I ( Y A P S S L B ( B A O Y B ( L U B (

E R

A B M A B A H C O C

) 2 1 2 O L 1 - U L B B O B L U B (

) C 0 U 1 - S O 0 L 1 - U L B B B O L U B (

I S O T O P

J 6 ) ) I 7 - R 1 O A O 7 - L T T 6 R L B A - E B 1 S A L B S A L ( S A

A N I T N E G R A

N A S (

O R U R O

Z A P A L A J I B O C

Ú R E P


Z U R C

N N J U J (

) D 6 A 1 I - D I N 6 N I 1 - A R C C T P A P Y A Y (

L I S A R B

232

) D 8 T S E D W 8 A - S W O R R A ) S T 3 N 3 A - N S ( N I

) 7 3 ) ) ) ) E ) 3 7 2 9 ) 3 5 2 8 3 0 - 7 D ) 1 1 6 0 E E E 3 - N - 3 1 E ) 3 D 7 D 2 D D A 9 D 5 9 A 1 - 5 S 0 A - N 2 - N 8 - N G R 3 - N 6 E A 0 O 1 D D A D A D A R G D A D S 1 - R - N R G R G R O G R 5 - N S G 9 O R R A A A R G R G R G I R G D A S R S R R T R ( G O I O O R A N C A I O R G I I S T R R C R R O A ( ( ( ( N S ( I A ( R ( S (

A C A C I T I T O G A L

C H

I L

E

233



Cuadro Nº 7: PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO (Enero - Diciembre 2011) ÁREA DE CONTRATO San Antonio San Alberto San Antonio

O PE RA DO R Petrobras Bolivia Petrobras Bolivia Petrobras Bolivia

U BI CA CI ÓN

FECHAS Inicio

Conclusión

PROFUNDIDAD (m) Programada

Alcanzada

Tarija

11-abr-10

03-ago-11

5.148,00

5.380,00

P roductor

Tarija

29-nov-09

01-oct- 11

5.970,00

5.582,00

Productor

Tarija

22-ene-11

25-oct- 11

4.514,00

4.378,00

Productor

Rí o G ra nd e

YP FB A nd in a

S an ta C ru z

1 3- di c- 10

04- fe b- 11

3 .6 08, 00

3. 606, 00

Pro du ct or

Yap aca ní

YP FB A nd in a

S an ta C ru z

1 9- di c- 10

11- fe b- 11

2 .8 90, 00

1. 755, 50

Pro du ct or

Bulo Bulo

Y PF B C ha co

C oc ha ba mb a

1 8- ju n- 10

1 0- fe b- 11

4 .5 70 ,0 0

3 .2 98 ,3 0

P ro du ct or

San Roque

YPFB Chaco

Tarija

20-nov-10

03-abr-11

2.800,00

2.850,00

Productor

S an ta R os a W es t

Y PF B C ha co

S an ta C ru z

0 8- en e- 11

2 3- ma r- 11

2 .3 06 ,0 0

2 .2 48 ,0 0

P ro du ct or

R ío G ra nde

YP FB A ndi na

S an ta C ruz

16- fe b- 11

03- ab r- 11

2.8 51, 00

3. 612 ,00

Pr od uc to r

Ya pa ca ní

YP FB A nd ina

Sa nta C ru z

1 6- fe b- 11

2 3- ma r- 11

1 .9 21 ,0 0

2 .0 10 ,0 0

Pr od uc tor

R ío G ra nd e

YP FB A nd ina

Sa nta C ru z

0 9- abr -1 1

2 1- ma y- 11

3 .5 83 ,0 0

3 .6 04 ,0 0

A ba ndo na do

Junin

Y PF B Ch aco

Sa nta C ru z

0 3- ab r- 11

0 7- ma y- 11

2 .1 11 ,0 0

2 .1 03 ,0 0

P rod uc to r

Sirari

YPFB Andina

Santa Cruz

19-may-11

12-sep-11

3.300,00

3.272,00

P roductor

R ío G ra nd e

Y PF B A nd ina

Sa nta C ru z

2 7- ma y- 11

1 5- ago -1 1

3 .6 50 ,0 0

3 .6 60 ,0 0

P rod uc to r

Sa nta Rosa

YPFB Chaco

Santa Cruz

02-jun-11

19-jul-11

2.300,00

2.221,00

P roductor

Bulo Bulo

Y PF BC ha co

Co ch ab amb a

3 0- ju l- 11

1 9- se p- 11

1 .8 51 ,0 0

1 .8 62 ,0 0

P rod uc to r

Curiche

Pluspetrol

Santa Cruz

12-sep-11

25-sep-11

1.800,00

1.656,00

Productor

R ío G ra nd e

Y PF BA nd in a

S an ta C ru z

0 5- sep -1 1

1 9- se p- 11

3 .6 50 ,0 0

2 .8 53 ,9 0

A ba ndo na do

R ío Gr an de

Y PF BA nd in a

S ant a C ru z

2 6- sep -1 1

2 7- di c- 11

3 .6 50 ,0 0

3 .5 85 ,0 0

P r od uc to r

5.230,00

1.410,00

E n Perforación

2 5- di c- 11

3 .0 00 ,0 0

3 .0 84 ,0 0

E sp era nd oTer mi na ci ón

4.400,00

3.206,00

En Perforación

San Alberto

Petrobras

Tarija

11-nov-11

Ya pa ca ní

Y PF BA nd in a

S ant a C ru z

1 6- nov- 11

Bulo Bulo

YPFB Chaco

Cochabamba

13-nov-11

Santa Rosa

YPFB Chaco

Santa Cruz

08-nov-11

23-dic-11

2.2 60,00

2.252,00

P roductor

Caranda

Petrobras Argenna

S an ta C ru z

1 6- no v- 11

3 1- di c- 11

2 .4 00 ,0 0

2 .3 70 ,0 0

E sp er an do Te rm in ac ió n

Bolivia

Fuente de Información: Partes diarios de perforación, Informes mensuales GNF-UCPIOC

234

San Antonio

ESTADO ACTUAL


El Bloque San Antonio o Sábalo se en cuentra ubicado entre las serranías Aguaragüe y Caipipendi de la faja Subandina Sur a 30 kiló metros de la ciudad de Villa Montes y 37 kiló metros de la localidad de Palos Blancos en el departamento de Tarija. La asociación que opera este megacam po está conformada por Petrobras Bolivia S.A. (35%), YPFB Andina (50%) y Total Bolivie (15%). En este campo, se perforaron varios pozos producvos y para transportar la producción de los mismos a la planta, se instalaron tuberías de 10 y 12 pulgadas de diámetro con una longitud total de aproximadamente 45 kilómetros. Una vez procesado el gas en la planta y separadas las fracciones de condensado y gas natural, el gas de exportación es evacuado a través de un gasoducto de 28” de diámetro y aproximadamente 20 km. de longitud, conec tando a los gasoductos. Con una inversión programada de $us 542,8 millones, el Bloque San Antonio aumen tará su producción hasta 22,1 millones de me tros cúbicos por día (MMmcd), según precisan los Planes de Desarrollo aprobados por YPFB Corporación. La capacidad de procesamiento de gas natural en la Planta de Gas del Campo San An tonio (Sábalo) se elevó 15,4 a 22,1 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) y se convierte en el complejo de proceso más grande en Boli via porque su capacidad representa ahora una adición efecva de 43,5%.

La planta ene tres trenes de procesa miento del energéco con una capacidad de 6,7 MMmcd, cada una y suman un total de 20,1 MMmcd. Una posterior ampliación (revamp) incrementó otros 2 MMmcd, haciendo un total de 22,1 MMmcd. La construcción y montaje del tercer tren se inició el 13 de noviembre de 2009 e ingresó en funcionamiento en diciembre de 2011. La inversión para este proyecto fue de aproxima damente $us 100,6 millones, sin IVA. En función al proceso de Nacionalización de los Hidrocarburos, las empresas tulares del campo (YPFB Andina S.A., Petrobras Bolivia S.A. y Total E&P Bolivie) impulsaron su desarrollo. Para concluir con la ampliación del Cam po Sábalo, se inició la ejecución de inversión el 2009, desnando la misma a realizar las ac vidades programadas en el Plan de Desarrollo integral que incluye la construcción de la planta de procesamiento de gas. Entre las acvidades más importantes se encuentran: la Construcción de Caminos y Plan chadas, la Perforación de dos pozos (SBL 7 y SBL 8), la Construcción y Montaje del Tercer Tren de la Planta de Gas Sábalo para el procesamiento de gas, la Construcción de Ductos y Facilidades para llevar el gas del pozo a la planta. Petrobras Bolivia S.A. encabeza las inver siones en el campo Sábalo con 35%, le sigue YPFB Andina S.A. con 50% y Total E&P Bolivie con 15%. Esto demuestra que el grueso de las inversiones está en YPFB Corporación.

235



Vista panorámica del megacampo produc - tor de gas natural San Antonio (Sábalo), ubicado en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija.

236


237



San Alberto El campo San Alberto se encuentra ubica do en la Serranía de San Antonio faja Sub Andi na Sur en la provincia Gran Chaco del departa mento de Tarija. Petrobras Bolivia S.A. (35%), YPFB Andina S.A. (50%) y Total Bolivie (15%) conforman el consorcio que opera este campo. En San Alberto también se realizaron va rias perforaciones de pozos con objevos pro fundos. En la gesón 2011 se perforó un pozo de desarrollo. La Planta de Tratamiento de Gas ene una capacidad nominal instalada de 13,2 MMmcd (466 MMmcd) de gas; y consta de dos unidades modulares independientes. Ambos módulos procesarán íntegramente el gas natural produ cido por los pozos del Campo, separando las fa ses de gas, condensado y agua, acondicionán dolos para su comercialización. En el bloque San Alberto se inverrán 214 millones de dólares en el próximo quinquenio para la perforación de cuatro pozos, entre ellos el SAL-15 que entra en producción en los próxi mos días con un volumen de gas natural adicio nal de 1,70 millones de metros cúbicos por día (MMmcd). YPFB Corporación y las operadoras enen previsto importantes recursos en la perforación de los pozos SAL-15 y SAL-17, planchadas SALX11 y SAL-16 (2012), ducto SAL-15 y una planta de agua, para sustentar una producción de gas natural en 13,2 MMmcd. La perforación del pozo SAL-15 nalizó después de 7.884 metros y demandó una inver sión aproximada de $us 65,3 millones, de parte de la Asociación YPFB Andina (50%), Petrobras (35%) y Total (15%). El SAL-15, es el primer pozo perforado de la segunda fase del desarrollo del Campo de Gas San Alberto, y el primer pozo en Bolivia de

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po mullateral (dos ramas), equipado con sis temas de válvulas de producción inteligente y sensores de presión, temperatura y caudal para cada rama, donde se aplicaron tecnologías de avanzada. La ampliación de la capacidad de almace naje PGSAL cuenta con un avance general del 99% y se prevé concluir el proyecto próxima mente. También se ene prevista la instalación de un tren adicional en la planta de Gas de San Alberto el cual incrementaría la capacidad de proceso de 5,7 MMmcd con un costo de un poco más de $us 100 millones, se espera la con clusión a mediados de 2013. Conforme a la relación contractual vi gente, la inversión para el desarrollo de los megacampos entre la asociación de empresas operadoras se distribuye de la siguiente mane ra: YPFB Andina (50%), Petrobras (35%) y Total (15%). Los proyectos de inversión en ambos bloques ubicados en el departamento de Tari ja, incrementarán la producción de gas en los próximos años, según los Planes de Desarrollo establecidos. Las empresas contratadas para las obras son: “Techint” (proyecto de construcción y Montaje de Tercer Tren de la Planta de Gas Sábalo), “Serpetbol” y “Bolinter” (proyectos como la construcción de la Planta de Agua en San Alberto y la ejecución del ducto para el transporte de gas desde el pozo SAL 15 hasta la planta de gas de San Alberto), “Marlim” (2 taladros de perforación de pozos) y “DLS” (1 ta ladro de perforación de pozos). Estas empresas de servicios petroleros fueron contratadas por Petrobras en calidad de Titular y Operador de los Bloques San Alberto y San Antonio.


Planta de Procesamiento del megcampo productor de gas natural, San Alberto.

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La imponente infraestructura del megacampo San Alberto, asemeja una pequeña ciudadela que opera continuamente para garantizar la seguridad energética del país. 240


241



Margarita-Huacaya El Bloque Caipipendi está operado por el consorcio conformado por la empresa Repsol (37.5%), BG Bolivia (37.5%) y PAE E&P Bolivia (25%). Estas compañías enen previsto inverr hasta el año 2015 $us 1.298 millones en el desarrollo de los campos Margarita y Huacaya, en procura de incrementar la producción de hi drocarburos a parr de los pozos existentes. El campo Margarita comenzó su producción sos tenida en diciembre de 2004. A parr de mayo de 2012, se ene previs to inaugurar el nuevo módulo en el megacam po Margarita- Huacaya que elevará su capaci dad de proceso de gas natural de 3 a 9 MMmcd, es decir, se triplicará la producción en este me gacampo. El objevo de la segunda etapa es alcanzar una producción de 14 MMmcd a nes de 2013 y llegar a 15 MMmcd, en 2014 con la construcción de un tercer módulo que estará a cargo de la empresa Técnicas Reunidas. Paralelamente, la producción de hidro carburos líquidos asociado al gas natural para el mercado interno, aumentará de 4.300 barriles por día (BPD) a 12.000 BPD en 2012, para subir a 13.000 BPD en 2013 y en 2014 a 20.000 BPD. El proceso de la nacionalización de los hi drocarburos, decidido por el gobierno del pre sidente Evo Morales Ayma y la suscripción del contrato de compra venta de gas con Argenna y su primera adenda, impulso el desarrollo del campo Margarita y el Bloque Caipipendi. Las inversiones requerid as para este

desarrollo alcanzan aproximadamente a $us 1.500 millones, de los cuales $us 528 millones serán desnados para implementar la primera fase de incremento de producción.

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El pozo Margarita-4st resultó ser el pozo con el mayor caudal de la cuenca subandina al alcanzar 5,4 MMmcd, tras el proceso de recom pletación que se efectuó en 2011. Se prevé que este pozo aporte 4 MMmcd que se extraen de la formación Huamampampa H1b. A la producción de estos pozos, se incor porará el caudal del pozo Margarita X-1 que estaba en funcionamiento y no fue necesario intervenir. Del mismo modo, se espera que se sume la producción del pozo Huacaya X-1 que se encuentra en pruebas nales para su habili tación. Este pozo posibilitó vericar la gran ex tensión del reservorio H1b. Entre las principales acvidades del plan de desarrollo de este bloque guran la comple tación deniva de dos pozos (MGR4 y HCYX1); construcción y montaje del sistema de reco lección y líneas exportación; construcción de módulo de la CPF de 6 MMmcd; perforación de pozo de inyección de agua; instalación de una planta de tratamiento de agua e inyección de agua; preinversiones necesarias para la imple mentación de la Fase II del desarrollo. Además, se ene previsto la perforación de cuatro pozos de desarrollo en Margarita para alcanzar el plateau; construcción de nuevas lí neas de recolección; adquisición, procesamien to e interpretación de Sísmica 3D en Huacaya; instalación de un módulo adicional de proceso de gas con capacidad de 6 MMmcd; instalación de compresión adicional y rebombeo en el sis tema de exportación; e instalación de un nuevo módulo de tratamiento de agua. La planta de procesamiento posee faci lidades para separar los uidos (Condensado,


PAE

25,00% REPSOL

37,50%

BG BOLIVIA

37,50%

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75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS El tercer tren del meg - acampoMargarita-Huacaya, que se encuentra en plena construcción, prevé triplicar la producción de gas natural.

244


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agua y otros) del gas producido, deshidratar el gas y acondicionar el gas de acuerdo al po de contrato que se ene para su exportación. La segunda Fase del Plan de Desarrollo del Bloque Caipipendi, que prioriza el campo Margarita, contempla la mayor inversión del programa de desarrollo de campo en Bolivia con $us 326,5 millones para la perforación de nuevos pozos de desarrollo, además de la cons -

trucción de mayor infraestructura y otras facili dades para la producción. Entre tanto, se cumple a cabalidad el de sarrollo la Fase I del Bloque Caipipendi y para lelamente se da curso al desarrollo de la Fase II del plan de desarrollo originalmente aprobado por YPFB, existe la posibilidad de connuar con una posible Fase III. Esta situación originaría una modicación al Plan de Desarrollo.

en el segundo semestre de 2013 o inicios de 2014. Total y Petrobras entregan una produc ción de 1,0 MMmcd y está en proceso de licita ción la planta de procesamiento de tal manera que aumentará a 6,0 MMmcd. Desde el 2 de febrero de 2011, el pozo Itaú-X2 ingresó en producción con un aporte de 1,5 MMmcd de gas natural 1.060 BPD de con densado. El año 2013, aportará una producción

de 3,5 MMmcd y en 2015 entregará un volu men total de 5 MMmcd. Para procesar el gas natural del pozo ItaúX2 en la planta de San Alberto, se construyó un gasoducto de aproximadamente 20 kilómetros, el mismo que interconecta al pozo de este me gacampo con la planta que procesamiento de gas natural que es operada por la empresa bra sileña Petrobras.

Ipati-Aquío Itau El desarrollo del campo Itaú ubicado en el Bloque XX Tarija Oeste demandará una signi cava inversión para acvar la producción en los pozos X1 y X2 y perforar el pozo X4. Este comedo está dividido en dos fases, en la primera, se inverrán 20 millones de dó lares con el objevo de iniciar la producción y aprovechar la capacidad ociosa en la planta de San Alberto, sin aguardar a que Itaú construya su propia planta. Para la segunda fase del proyecto, se es ma una inversión complementaria de alrededor de $us 330 millones para alcanzar una produc -

ción de gas natural de 5 MMmcd y condensado asociado por 4.400 barriles por día (BPD). Para lograr este objevo se precisa reali zar tareas técnicas de re-entry (volver a la en trada) de los pozos Itaú X1 y X2 hasta alcanzar la formación Huamampampa, asimismo la per foración del pozo Itaú X4, construcción de facili dades de producción en planchadas y líneas de recolección. Adicionalmente, se ene previsto la cons trucción de la planta de procesamiento de gas para Itaú, que estará ubicada en los predios de la actual planta de gas de San Alberto. Este complejo debe estar listo y en funcionamiento Ipati descubierto en 2003 posee un gran potencial en proceso de desarrollo.

246


Perforación del pozo Aquío.

247



En los Bloques Ipa y Aquío se inverrán $us 850 millones en los próximos cinco años para aprovechar el potencial hidrocarburífero. En abril de 2011, se conrmó el descu brimiento en el Bloque Aquío de 3 Trillones de Pies Cúbicos de Gas Natural (TCF por sus siglas en inglés) que sumarán, junto a Ipa, 30% a las reservas nacionales de gas natural y líquidos asociados. A empo de recibir la declaratoria de co mercialidad del pozo descubridor AQI-X1001 perteneciente al Bloque Aquío, se destacó los resultados del vigente Plan de Exploración apli cado por YPFB desde la gesón 2010. En el evento parcipó el Presidente del Estado Plurinacional, Evo Morales y pidió a los ejecuvos de la empresa francesa Total mayo res inversiones para asegurar la producción de

hidrocarburos. “Aquí viene la segunda tarea, es urgente contar con mayor inversión para la producción, de esta manera la empresa se benecia y el Estado Plurinacional también. Con socios hay resultados para mejorar la economía de las comunidades, de los departamentos y del país. Bolivia depende del gas, así como an tes del estaño y de otros recursos, ahora tene mos esta oportunidad de mejorar la economía”. El presidente de la empresa francesa Total E&P, Jean Daniel Blasco, racó el compromiso de la compañía que dirige con el desarrollo de los hidrocarburos en Bolivia y armó que se in verrán alrededor de 800 millones de dólares en el desarrollo de este nuevo campo de gran des proporciones. El Bloque Aquío, operado por la com pañía petrolera Total E&P, se encuentra en la tercera fase del período inicial de exploración que se exende hasta el 1 de Mayo de 2011 y cuenta con un gran potencial gasífero que se in crementará a través del desarrollo de campos,

248

contemplado en los Planes de Desarrollo y Pro gramas de Trabajo y Presupuesto (PTP). El 1 de febrero de 2010, Total E&P Boli vie Sucursal Bolivia operadora del Contrato de Operación Aquío, inició la perforación del pozo exploratorio AQI X-1001 con el taladro DLS 134 (Argenna) en el área de exploración del mis mo nombre. El bloque Aquío es operado por la socie dad conformada por la compañía operadora Total E&P Bolivie que parcipa con un 80% y Tecpetrol de Bolivia con un 20 por ciento. Este campo fue descubierto en el 2004 con la perforación del pozo Incahuasi X1 que resultó ser descubridor de hidrocarburos prin cipalmente de gas y condensado en los reser vorios de la formación Huamampampa. El pozo exploratorio se perforó a una profundidad de 4.804 metros y se cumplió el objevo de descubrir reservas de gas en la for mación Huamampampa. “Se conrma la extensión de la estructu ra al Norte del Campo Incahuasi, descubierto en 2004 en el Bloque Ipa, conguo al Bloque Aquío, y se iniciaron las pruebas de producción el 11 de abril de 2011, seis días más tarde se produjo la primera llama”, detalla un informe de la estatal petrolera. El área exploratoria Aquío se localiza en los departamentos de Santa Cruz y Chuquisaca y dentro las acvidades realizadas se pueden enunciar la revisión de la coherencia estructu ral compleja del área. La empresa operadora Total ene pre visto perforar un tercer pozo, el Incahuasi-X2 (ICS-X2) en el Bloque Ipa, a connuación del pozo AQI-X1001, antes de iniciar el desarrollo del Campo Incahuasi. El desarrollo conceptual del Campo Inca huasi (compardo entre los Bloques Aquío e


Conclusión de la perforación del pozo Aquio X-1001, a inicios de 2012.

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Ipa) contempla en su primera fase tres pozos y un tren de producción. Para la gesón 2012, se ene programada la perforación del pozo Pozo ICS-2 con un costo esmado $us 63,7 millones, según anciparon los operadores de este campo que se halla en expansión.

El caudal de producción de esta primera fase será de 6.5 millones de metros cúbicos por día (6,5 MMmcd), a parr del año 2015. En las fases 2 y 3 se incluye dos trenes de producción adicionales con lo que se incremen tará la producción a 13 MMmcd en el año 2017 y a 18 MMmcd en el 2020, con nueve pozos.

Bolivia, proveedor confiable en la región

Río Grande En el área de Rio Grande, se ene progra mado la ampliación del sistema de compresión y la exploración del bloque sur para los niveles Iquiri. Para la gesón 2012 se ene programada desarrollar el bloque oriental de este campo. En la actualidad, el bloque central está en fase de prueba y permirá un aumento de volumen de gas natural.

250

La diferencia sustanva con las anterio res polícas de hidrocarburos, radica en que la producción irá aumentando gradualmente, por tanto, las inversiones petroleras que se ejecu tan en los megacampos, derivarán en una ma yor producción de gas natural con lo cual se ga ranza el mercado interno, la industrialización de hidrocarburos y las exportaciones a Brasil y Argenna.


En el año 2006 el gobierno del Presiden te Evo Morales nacionalizó los Hidrocarburos, y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) a nombre y en representación del Esta do, en ejercicio pleno de la propiedad de todos los Hidrocarburos producidos en el país, asume su comercialización, deniendo las condicio nes, volúmenes y precios para el mercado in terno, exportación e industrialización. La Constución Políca del Estado esta blece que la explotación, consumo y comercia lización de los hidrocarburos deberán sujetarse a una políca de desarrollo que garance el consumo interno y la producción excedente deberá incorporar la mayor candad de valor agregado. En cumplimiento al Decreto Supremo N° 28701 “Héroes del Chaco”, el Poder Ejecuvo, a través del Ministerio de Hidrocarburos y Ener gía y de YPFB, encaró el proceso de negociación de los contratos petroleros asumiendo como

contrato po, un modelo acorde a los objevos de la Nacionalización de los Hidrocarburos y el control de la propiedad de los yacimientos e hi drocarburos producidos. “El Contrato de Operación ene como objeto la ejecución por parte del Titular o Em presas Parcipantes (empresa(s) petrolera(s) que ha(n) suscrito contrato(s) con YPFB) de las Operaciones Petroleras (Exploración, evalua ción, desarrollo, Explotación y abandono) den tro del Área del Contrato, a su exclusiva cuenta y riesgo, a cambio de recibir por parte de YPFB el pago de la Retribución correspondiente. El Titular debe cubrir los Costos y proveer el per sonal, tecnología, instalaciones, materiales y capital necesarios para la realización de las Operaciones Petroleras”. 89 Como resultado del proceso de negocia ción de los Contratos Petroleros llevado adelan 89

MINISTERIO DE HIDROCARBUROS, Estrategia Nacional de Hidrocarburos, La Paz Bolivia 2008.

251



te en octubre de 2006, YPFB suscribió 44 Contratos de Operación, con las siguientes empresas petroleras:

• • • • • • • • • • • • • • • • •

BG Bolivia Corporaon – Sucursal Bolivia Canadian Energy Enterprises C.E.E. Bolivia S.R.L., Compañía Petrolera Exploración y explotación “Petrolex” S.A., Compañía Petrolera ORCA S.A., Dongwon Corporaon (Sucursal Bolivia), Empresa Petrolera Andina Sociedad Anónima EPAN S.A., actual mente YPFB Andina S.A. Empresa Petrolera Chaco S.A. “EPCHA S.A.”, actualmente YPFB Chaco S.A. Matpetrol S.A., Monroy Electrónica y Control “Monelco” S.R.L., PAE E&P Bolivia Limited (Sucursal Bolivia), Petrobras Bolivia S.A., Petrobras Energía S.A. Sucursal Bolivia, Pluspetrol Bolivia Corporaon S.A., Repsol YPF E&P Bolivia S.A., Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia, Vintage Petroleum Boliviana Ltd. (Sucursal Bolivia). Tecpetrol de Bolivia S.A.

Como resultado de la protocolización de los Contratos de Operación, a parr del 2 de mayo de 2007 entran en vigor cuarenta y cua tro contratos debidamente aprobados por el Congreso Nacional, tal como establece la Carta Magna y YPFB asume la comercialización en el mercado interno, de exportación y el transpor te de gas natural. Es importante hacer notar que estos con tratos denen precios que son compevos frente a los costos de importación de gas na tural licuado (LNG por sus siglas en inglés) que efectúan algunos países de la región.

252

Bolivia posee ventajas comparavas en la región y una posición estratégica que la con vierte en eje de la integración energéca del Cono Sur. El país sustenta Contratos de Compra Venta de Gas Natural de largo plazo con los dos principales mercados de Sudamérica, Argenna y Brasil. El Vicepresidente del Estado Plurinacio nal, Álvaro García Linera, considera que el país apunta a consolidarse como centro energéco en la región en base a fuertes inversiones en el sector y en un momento ópmo de despegue,


El Vicepresidente Álvaro García Linera, durante su participación en el “Primer Congreso Internacional YPFB Gas & Petróleo 2011”.

de relanzamiento de las acvidades en explora ción y producción gasífera. “Eso hace de Bolivia un centro energé co. Se podrán descubrir otros campos de gas en los países hermanos, se podrá intensicar los ujos de LNG no hay problema, igual segui mos siendo para los vecinos del Cono Sur el país

que puede y va a abastecer de gas de manera rápida, abundante y más barata que lo que pu diera costar el abastecimiento de gas de otras fuentes”.90 90

Declaración realizada por Álvaro García Linera durante el Primer Congreso Internacional YPFB Gas & Petróleo 2011, Santa Cruz – Bolivia, 20 de mayo de 2011.

253



Actualmente, YPFB cuenta con una estra tegia efecva que incrementará los volúmenes de producción en función de una agresiva po líca de desarrollo de Campos y un plan agre sivo de exploración de nuevos reservorios, con la nalidad de prepararse para asumir mayores requerimientos de Gas Natural ante un incre mento notable en la demanda para el mercado interno y de exportación. Para García Linera, el contexto internacio nal y la crisis económica del año 2009 permi eron la apertura de nuevas perspecvas para expandir la venta de Gas Natural a otros mer cados dada la potencialidad gasífera, siempre con la lógica de garanzar el mercado interno,

la industrialización y los contratos de exporta ción. “Hoy está consolidado Brasil y Argenna y queremos consolidar otros mercados de consu mo de gas. Paraguay y Uruguay son mercados pequeños pero importantes y otros países a los que podríamos llegar de manera rápida y bara ta con el gas boliviano”. En el úlmo empo, tanto en Brasil como en Argenna surgieron anuncios de descubri mientos importantes de reservas gasíferas, cuya producción requiere de empo y de tec nología de úlma generación que implica cos tos muy elevados; razón por la cual, Bolivia con núa en un escenario favorable en el mercado sudamericano.

Comercialización de gas natural La Constución Políca del Estado Pluri nacional de Bolivia promulgada el 9 de febrero de 2009, establece que el Estado, en nombre y representación del pueblo boliviano ejerce la propiedad de los hidrocarburos del país y es el único facultado para su comercialización; asimismo, denirá la políca de hidrocarburos, para promover su desarrollo integral, susten table y equitavo, y garanzará la soberanía energéca, estableciendo los mecanismos para

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el abastecimiento de hidrocarburos al mer cado interno, incenvando la expansión del consumo en todos los sectores de la sociedad, desarrollando su industrialización en el territo-

rio nacional y promoviendo la exportación de excedentes en condiciones que favorezcan los intereses del Estado y el logro de sus objevos de políca interna y externa, de acuerdo a una planicación de políca hidrocarburífera.


Asimismo, el Decreto Supremo Nº 28701 de 1 de mayo de 2006, establece que el Esta do boliviano toma el control y la dirección de la producción, transporte, renación, almace naje, distribución, comercialización e indus trialización de hidrocarburos en el país; y que YPFB, a nombre y en representación del Estado, en ejercicio pleno de la propiedad de todos los hidrocarburos producidos en el país, asume su comercialización, deniendo las condiciones, volúmenes y precios tanto para el mercado interno, como para la exportación y la indus trialización. Por lo cual, a parr del 2 de mayo de 2007, como resultado de la protocolización de los Contratos de Operación, YPFB asume la comercialización y el transporte de gas para el mercado interno. Es así que, y en virtud de lo establecido en los Decretos Supremos Nº 29129, 29325, 29510 y 29709; YPFB suscribió contratos de compra venta de Gas Natural con todos los clientes del mercado interno, así como contra tos de transporte y compresión con los respec vos concesionarios de transporte. Cabe seña -

lar que, en cumplimiento del Arculo 10 inciso e) de la Ley de Hidrocarburos N° 3058 de 17 de mayo de 2005, YPFB está obligado a dar un trato imparcial a todas las personas y empresas que realizan acvidades petroleras y a todos los consumidores y usuarios. En este sendo, en el mercado interno se aplica un modelo de “Con trato de Compra Venta de Gas Natural Mercado Interno de Consumo”, por lo que las diferencias entre los contratos suscritos resultan de las ca-

racteríscas técnicas y operavas propias de cada punto de entrega y/o sector. Los sectores del mercado interno de Gas Natural, atendidos por YPFB después de la Na cionalización de los Hidrocarburos son: Distri bución de Gas Natural por Redes (industriales, comerciales, domiciliarias, Gas Natural Vehicu lar (GNV)), Generación Eléctrica (Termoeléctricas), Renerías, Transporte por ductos y otros consumidores directos. El cuadro siguiente, muestra los volúme nes facturados a los clientes del mercado inter no, durante la gesón 2011, de acuerdo a un informe de la Dirección de Gas de YPFB.

Gestion 2011: VOLUMENES FACTURADOS AL MERCADO INTERNO POR SECTOR A 60ºF (MPC) SECTOR

FEBRERO

MARZO

E lé ct ri co

4 .4 30 .5 16

3 .2 72 .1 16

3 .1 67 .3 60

3 .7 43 .1 96

4 .7 28 .6 34

4 .8 63 .8 39

5 .1 12 .5 63

5 .3 15 .7 27

5 .1 38 .9 51

4 .9 85 .7 74

4 .9 09 .9 65

4 .8 29 .5 80

Distribució n

3.5 83.3 99

3.3 49.1 03

3.6 87.3 43

3.7 89.0 85

3.9 91.7 96

3.8 72.9 31

4.1 75.8 24

4.1 31.6 07

4.0 54.5 52

4.1 25.0 18

3.9 41.9 62

4.1 19.5 89

301.190

268.842

300.339

265.284

298.671

296.791

299.176

290.630

281.336

296.141

282.223

303.014

227.377

248.929

262.754

224.989

232.030

262.368

264.908

264.805

252.564

257.161

251.024

221.956

88.632

33.478

61.795

103.293

109.163

93.372

101.356

122.817

115.335

114.204

75.501

41.252

8 .6 31 .1 15

7 .1 72 .4 67

7 .4 79 .5 92

8 .1 25 .8 48

9 .3 60 .2 94

9 .3 89 .3 00

9 .9 53 .8 27 1 0. 12 5. 58 6

9 .8 42 .7 38

9 .7 78 .2 99

9 .4 60 .6 75

9 .5 15 .3 92

Uso Combusble para Renación Uso Combusble para Transporte

Consumidores Directos y Otros T OTA L

ENERO

ABRIL

MAYO

JUNIO

JULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

Fuente: DNGN

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Según el Bolen Estadísco de YPFB, en la estructura del mercado interno, el Sector Eléctrico fue el mayor consumidor de gas natu ral, registrando en la gesón 2011 un consumo promedio de 4,22 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) que representó el 50,05% del total. Le siguieron los sectores Residencial, Comercial, Industrial y de Transporte Vehicular que en conjunto tuvieron un consumo prome dio 3,63 MMmcd, lo que representa un 43,04% del total. Finalmente, el sector Consumidores Di rectos y Otros tuvo un consumo promedio de 0,58 MMm3/día, lo que representa un 6,91% del total. En promedio el Consumo del mercado interno durante la gesón 2011, alcanzó a 8,44 MMmcd, un 10% más en relación a la gesón 2010. En relación a la gesón 2010, el consumo promedio del Sector Eléctrico fue mayor en

11%, el consumo promedio del Sector Distribu ción (Residencial, Comercial, Industrial y GNV) fue superior en 12% y el promedio del consumo directo y otros fue práccamente el mismo. El crecimiento del consumo de Gas Na tural en el mercado interno es signicavo en relación con años anteriores y presenta una tendencia posiva para la gesón 2012, como resultado de las polícas de expansión e in cremento en la masicación del uso de este energéco a través de miles de instalaciones domiciliarias, la expansión del sistema eléctri co, el uso de Gas Natural Vehicular, entre otros, llegando a requerir en esta gesón volúmenes cercanos a los 10 MMmcd. Para el 2012 se proyecta un consumo pro medio de Gas Natural para el mercado interno del orden de 9,04 MMmcd y un pico de 11,23 MMmcd.

COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL MERCAD O INTERNO 2011 8,93

8,93

8,69

10.00

Contratos de exportación al Brasil

9.00 8.00 7.00

a í d / 3 6.00 m M M 5.00

4.00 3.00 2.00 1.00 0.00 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUL

JUN

AGO

SEP

OCT

Consumidores Directos y Otros

Resid.Com. In d.y Transp.vehicular

Eléctrico

Total

NOV

DIC

Fuente: GNPIE

256


En 1996, Petróleo Brasileiro S.A. (Petro bras) -sociedad brasileña de economía mixta- y YPFB rmaron un Contrato de Compra Venta de Gas Natural Gas Supply Agreement (GSA), cuyo suministro de Gas Natural se inició el 1º de julio de 1999. A parr de 2004, la obligación de entrega por parte de YPFB es de 30,08 MMmcd, deni da como Candad Diaria Contractual (QDC). De conformidad a lo espulado en el Con trato, YPFB debe suministrar todo el Gas Com busble necesario para la operación connua de las estaciones de compresión del Gasoduc to, desde Río Grande (Bolivia) hasta Canoas

(Brasil) y es obligación de Petrobras, pagar el valor correspondiente del Gas Combusble. La Gráca siguiente muestra el compor tamiento de los volúmenes comercializados en los úlmos cinco años. Durante el año 2009 se presentó una caída en la demanda de Gas Natural en Brasil, debido fundamentalmente a las elevadas llu vias registradas, situación que conllevó a que el nivel de agua de los embalses fuera alto, razón por la cual el despacho de energía eléctrica fue mayoritariamente realizado por las centrales de generación hidroeléctrica. Asimismo, la de manda se vio afectada por la crisis nanciera mundial que incidió en el consumo del sector

257



les con ambos compradores. De igual forma, en noviembre de 2008, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos suscribió un Contrato Tem poral e Interrumpible de Compra y Venta de Gas Natural con la Companhia Mato-Grossense de Gas S.A. (MTGás), para el suministro de vo lúmenes de Gas Natural en diciembre de 2008. El 13 de sepembre de 2011 el presidente de YPFB, Carlos Villegas y la Directora de Petro bras, María Das Graças Foster, rmaron en Río de Janeiro, Brasil, una Adenda al Contrato de Compra Venta de Gas Natural (GSA), a través de la cual, se incluye un nuevo Punto de Entrega de Gas Natural localizado en la frontera bolivia no-brasileña, entre las ciudades de San Maas y Cáceres a n de suministrar un volumen de Gas Natural de hasta 2,24 MMmcd con desno al abastecimiento de la termoeléctrica Mário Covas de Cuiabá del país vecino; cabe señalar que, dicho volumen es parte integrante de los volúmenes compromedos en el GSA. Al respecto, el Presidente Ejecuvo de YPFB

VOLÚMENES DE GAS NATURAL EXPORTADOS AL BRASIL CONTRATO YPFB - PETROBRAS BRASIL

34 32 30 28 26

2007

a í d24 / 3 M22 M M20

2008 2009 2010

18

2011

16 14 12 10 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

Fuente: DNGN

industrial y la competencia en los precios de los sustutos del Gas Natural, que estuvieron por debajo de lo normal. A parr de 2010 y 2011, se produjo un incremento en la demanda de Gas Natural con relación a 2009 debido a una recu peración de los efectos ocasionados por la crisis nanciera. Es importante mencionar que, si bien Brasil ene previsto el ingreso de nueva pro ducción de Gas Natural proveniente del campo Mexilhao, Bolivia es considerada como un pro veedor conable y con precios compevos en relación a su producción nacional, que en gran parte es desarrollada on shore y por tanto, re quiere de importantes inversiones en Produc ción, Desarrollo y Distribución, asimismo, como ocurre con la importación de Gas Natural Licua do (GNL), cuyos precios son determinados en el mercado spot y que fundamentalmente son

258

requeridos para cubrir la demanda en tempora das picos. Por otro lado, se esma un crecimiento entre un 6 a 7% en la demanda de Gas Natural de Brasil para los sectores de consumo e indus tria en los próximos años, acorde a la proyección de su PIB, así como por los proyectos de centrales termoeléctricas que serán desarrolla dos mediante el uso de Gas Natural como com busble. Adicionalmente, Bolivia exportó Gas Natural al Brasil mediante dos contratos: (1) Brish Gas (BG) con BG Comercio Importaçao (BGCI), vía Mutún y (2) Andina S.A. para Cuiabá (Transborder Services – TBS), vía San Maas. A parr del 2 y 3 de mayo de 2007, como resultado de la protocolización de los Contratos de Operación, YPFB se hace cargo de estas ex portaciones, suscribiendo contratos provisiona -


Corporación, Carlos Villegas, mencionó que “el benecio fundamental para Bolivia es que en el período de baja demanda se estabiliza la no minación, porque Petrobras no podrá nominar volúmenes inferiores a 24 MMmcd para abas tecer el nuevo punto de entrega, garanzando de esta manera una producción estable de hi drocarburos líquidos asociados al Gas Natural, lo que traerá consigo menores volúmenes de importación de Gasolina y GLP, generando de esta manera un ahorro para el Estado bolivia no”. Los cuadros siguientes muestran los volú menes de Gas Natural exportados entre enero y diciembre de 2011, los cuales incluyen el gas ulizado por el gasoducto como Gas Combus ble, así como los precios calculados de acuerdo a lo establecido en el Contrato. Por otra parte, YPFB suscribió un Contrato de Transporte con la empresa Gas Oriente Bolivia no Ltda. (GOB) para transportar los volúmenes del energéco desde Chiquitos a San Maas,

VOLÚMENES DE GAS NATURAL EXPORTADOS AL BRASIL ENERO

FEBRERO

MARZO

ABRIL

MAYO

JUNIO

JULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

MM m3

MM m3

MM m3

MM m3

MM m3

MM m3

MM m3

MM m3

MM m3

MM m3

MM m3

MM m3

CONTRATOS

GSA

713,84

835,99

877,3 1

MTGAS TOTAL

710,39

753,02

897,6 6

901,85

1,55 713,8 4

835,99

877,31

711,94

911,8 2

868,44

875,24

840,1 3

714,61

868,44

875,24

840,1 3

714,61

1,04 753,0 2

897,66

901,85

912,8 6

** Volúmenes medidos a 68ºF, incluye Gas Combustible Sistema Bolivia Fuente: DNGN

259



HISTÓRICO DE PRECIOS CONTRACTUALES DE VENTA DE GAS NATURAL AL BRASIL (Expresado en dólares americanos por millón de BTU) QDCB

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

$US/MMBTU

$US/MMBT M MBTU

$US/MMBTU

$US/MMBTU

$US/MMBTU

$US/MMBTU

$US/MMBTU

$US/MMBTU

$US/MMBTU

$US/MMBT M MBTU

$US/MMBTU

$US/MMBTU

$US/MMBTU

TRIMESTRE I

0,0000

1,2999

1,8091

1,3687

1,7004

1,8807

1,9657

3,1720

0,0000

5,0698

5,4358

5,3511

TRIMESTRE II

0,0000

1,4878

1,6668

1,3411

1,9400

1,8348

2,1253

3,4354

0,0000

5,5223

4,2884

5,6350

6,8296

TRIMESTR E I I I

0,9075

1,5771

1,5707

1,4993

1,8550

1,9237

2,5410

3,6883

3,7932

6,4655

4,3403

5,7528

7, 72 7211

TRIMESTR E I V PROM. ARITMETICO

1,1065

1,6932

1,5236

1,6474

1, 9260

1, 9836

2, 9862

3,7649

4,2850

7,3327

4,8276

5,7630

8, 1595

1,0070

1,5145

1,6426

1,4641

1,8554

1, 9057

2, 4046

3,5 152

2,0196

6,0976

4,7230

5,6255

1999

2000

2001

2002

QDCA

2003

2004

$US/MMBTU

2007 $US/MMBTU

2008 $US/MMBTU

2009 $US/MMBTU

2010

7, 1866 2011

$US/MMBTU

$US/MMBTU

$US/MMBTU

$US/MMBTU

$US/MMBTU

0,0000

0,0000

2,4316

1,7300

2, 1266

2, 3391

2, 4203

3,8850

3,5523

6,1112

6,5247

6, 3865

7, 1367

TRIMESTRE II

0,0000

0,0000

2,1787

1,6860

2, 4256

2, 2761

2, 6091

4,2071

3,4152

6,6405

5,1469

6, 7094

8, 0526

TRIMESTR E I I I

0,0000

0,0000

2,0206

1,8788

2, 31 3190

2, 38 3830

3, 11 1148

4,5166

4,6037

7,7654

5,2087

6, 84 8422

9, 09 0926

TRIMESTR E I V PROM. ARITMETICO

0,0000

0,0000

1,9427

2,0616

2, 4076

2, 4555

3, 6583

4,6102

5,1968

8,8026

5,7933

6,8508

9, 6039

0,0000

0,0000

2,1434

1,8391

2,3197

2, 3634

2, 9506

4,3 047

4,1920

7,3299

5,6684

6,6972

PROMEDIO PONDERADO

ENERO

2011 2011

$US/MMBTU

2006

TRIMESTRE I

FEBRERO

$US/MMBTU

2005

6, 0361

MARZO

ABRIL

MAYO

JUNIO

JULIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

$US/MMBTU

$US/MMBTU

$US/MMBTU

$US/MMBTU

$US/MMBTU

$US/MMBTU

$US/MMBTU

$US/MMBTU

$US/MMBTU

$US/MMBTU

$US/MMBTU

6,3495 6,3495

6,5157 5 157

6,4809 6,4809

7,1952 7,1952

7,220 7,2204 4

7,3663 7,3663

8,3018 8,3018

8,30 8,3094 94

8,2986 8,2986

8,7434 7 434

8,7378 8,7378

$US/MMBTU $US/MMBTU

DICIEMBRE

8, 4715 PROM ANUAL

de crecimiento, por tanto se necesitará energía y la más cercana se encuentra en Bolivia, pun tualizó Duque Dutra. “No podemos connuar comprando me nos, sólo puedo imaginar que vamos a comprar más porque solamente podemos crecer con el gas natural. Brasil está creciendo mucho úl mamente pero la región que crece más es el centro este del Brasil, a lado de Bolivia”, señaló el Direcctor de la Agencia Nacional de Petróleo. En ese mismo evento, el Gerente Ejecu vo de Markeng y Comercialización de Gas de Petrobras, Antonio Eduardo Monteiro de Cas -

tro, mencionó que las reservas bolivianas de Gas Natural son sucientes para poder cumplir con los contratos de exportación vigentes con el mercado brasileño. “Cuando hacemos nuestras inversiones en el Brasil siempre planicamos la venta de gas con los contratos, en los distribuidores en Brasil, tomando en cuenta siempre el suminis tro integral del gas boliviano disponible has ta los 30 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) bajo el contrato”, precisó Monteiro de Castro en el marco del Primer Congreso In ternacional de YPFB Gas y Petróleo 2011, don -

Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación, Silval Barbosa, gobernador de Mato Grosso y María Das Graças Foster, directora de Petrobras durante la rma para reactivar la entrega de gas natural a la termoeléctrica de Cuiabá.

$US/MMBTU $US/MMBTU

8,5732 8,5732

7,674 7,6743 3

Fuente: DNGN

documento que de acuerdo a la normava vi gente, cuenta con la aprobación por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y cuyo costo de transporte deberá ser cubierto por Petrobras. “Cuiabá es un mercado práccamente cauvo para Bolivia porque no ene gas. La ventaja es que existe un gasoducto hasta Cuia bá pasando por San Maas; más adelante el in terés es tener un nuevo mercado y, por lo tan to, enviar nuevos volúmenes de producción”, ponderó el presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas. Desde el lado de la República Federava del Brasil, aseguran que no pueden prescindir del gas natural boliviano, por tanto, la perspec -

260

va de compra de este producto es creciente en el país vecino. “No veo cómo el Brasil pueda quedar sin el gas natural boliviano. No se puede prescin dir de este gas durante los próximos 10 años y aunque hemos comprado menos el año pasado yo diría que la perspecva de compra de este gas boliviano es creciente”, manifestó el Coor dinador General de la Dirección de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) del país vecino, Luis Eduardo Duque Dutra, durante su presentación denominada “Gasoductos vs LNG: benecios y alternavas” en el Primer Congreso Internacio nal de YPFB Gas y Petróleo 2011 que se desa rrolló en mayo en la ciudad de Santa Cruz. La demanda y el enriquecimiento del cen tro este de Brasil oscila entre el 8 y 10% por año


261



de expuso el tema: “Brasil: estrategia gasífera y su relación con Bolivia”. Aunque Brasil alcanzó –sosene el repre sentante de Petrobras- un índice expectable en la generación de electricidad con la crecida de

los ríos, se vio afectado por el cambio climáco, por lo que se esma, que connuará precisan do progresivamente más gas natural para po -

ner en marcha nuevas termoeléctricas, como una fuente de energía alternava. En el vecino país también se registra un incremento de la acvidad industrial por los incenvos que otorga el gobierno brasileño en procura de incrementar la producvidad y el crecimiento económico. Este factor inuye en los requerimientos de energía.

Contratos de exportación a la Argentina A parr de sepembre de 1999 Plus petrol inició la exportación de gas natural a la República Argenna vía el gasoducto BermejoAguas Blancas. Desde noviembre de 2001 esta compañía exportó el energéco del campo Madrejones a través de un gasoducto exclusivo Madrejones-Campo Durán. Posteriormente, los envíos se realizaron del campo Tacobo por ese punto de salida. En junio de 2004, YPFB exportó vía el gasoducto Santa Cruz-Yacuiba el energéco producido por Repsol YPF E&P Bolivia S.A., Petrobras Bolivia S.A. y, a parr del 29 de abril de 2005, de Pluspetrol Bolivia Corporaon S.A. desde el campo Tacobo. Los contratos de compra venta de gas YPFB-Pluspetrol S.A., YPFB-Petrobras Energía

262

S.A. y Repsol YPF S.A. fueron subrogados a favor de ENARSA a parr del 1º de sepembre, 14 de sepembre y 19 de octubre de 2006, respec vamente. En virtud de lo establecido en el Conve nio Marco para la Venta de Gas Natural, rma do entre los Gobiernos de Argenna y Bolivia en junio de 2006, el 19 de octubre de 2006 se suscribió el Contrato de Compra Venta de Gas Natural entre YPFB y ENARSA (Contrato YPFBENARSA), el mismo que está en vigencia a parr de enero de 2007 con vigencia de 20 años. Sin duda, el hecho más importante de la industria petrolera en el año 2010, fue la rma de la Primera Adenda al Contrato YPFB-ENARSA el 26 de marzo, la cual espula entre otros tér minos y condiciones, los volúmenes garanza -


Los presidentes de Bolivia, Evo Morales y de Argentina, Cristina Fernández rmaron en Sucre la primera adenda al contrato YPFB-ENARSA, en 2009.

263



dos por las Partes, tanto de recepción como de ulidades de YPFB y las empresas tulares de entrega (garanas de suministro y recepción), los contratos de operación. garana y mecanismo de pago por parte de La Adenda suscrita por Carlos Villegas, ENARSA, construcción y puesta en marcha del presidente de YPFB y Exequiel Espinosa, Pre Gasoducto de Integración Juana Azurduy a par - sidente de ENARSA introdujo un sistema de r del 1 de mayo de 2010. garanas recíprocas para el desarrollo del mer Este instrumento generó cerdumbre en cado energéco binacional. Con este hito en el el sector energéco y destrabó las inversiones sector de energía, desde mayo de 2010 se su de las petroleras que operan en Bolivia. ministró un volumen regular de 5 MMmcd, el Carlos Villegas reconoció que en los úl - cual se fue incrementando de conformidad con mos años se registró un estancamiento de las lo espulado en el anexo “D”. inversiones; sin embargo, señaló que esa situa Este instrumento priorizó la construcción ción ha sido superada: “La fórmula central ha y funcionamiento del GIJA, lado boliviano y ar sido la Adenda porque con ella, hemos logrado genno, que permirá la entrega de los volú darnos recíprocas garanas entre YPFB y Enar - menes acordados al mercado argenno, según sa. Éstas consisten en que Argenna paga y ga - lo espulado en el Contrato YPFB-ENARSA. ranza la entrega de producción y para que nos En cumplimiento a esta Adenda, los pre paguen, ellos ponen una boleta de garana en sidentes de Argenna, Crisna Fernández y de el Banco Central de la Argenna, eso ha dado Bolivia, Evo Morales, inauguraron el 30 de junio total certeza a los empresarios y a las petroleras de 2011 las operaciones del GIJA que permirá que operan en el país”. incrementar las exportaciones de gas natural La puesta en vigor de esta Adenda espu - al vecino país través de su interconexión con el la garanas contractuales para la compra pro - Gasoducto del Noreste Argenno (GNEA). gresiva de 7,7 a 27,7 millones de metros cúbi Mediante una teleconferencia realizada cos por día (MMmcd) de gas natural. desde la Casa Rosada en Buenos Aires, Argen El cumplimiento de la adenda que fue na, ambos mandatarios ordenaron, a horas refrendada por los Presidentes de Bolivia, Evo 18:25 de ese día, la apertura de la válvula en Morales y de Argenna, Crisna Fernandez, im - la comunidad “Cañitas” de la zona de Madre plica para Bolivia un ingreso esmado, en pun - jones, distante distante a 18 kilómetros kilómetros de de Yacuiba, Yacuiba, Ta to de scalización, de entre 18.000 a 23.000 mi - rija, simbólico acto que estuvo a cargo del Pre llones de dólares en el período que comprende sidente Ejecuvo de YPFB Corporación, Carlos los años 2010 a 2026. Villegas y del Secretario argenno de Energía, De esta suma, en el mismo período, se Daniel Camerón. calcula que el Estado boliviano recaudará entre “Firmamos acuerdos, la construcción de 9.000 a 11.000 mil millones de dólares por con - gasoductos, plantas de separación (de líqui cepto de Regalías, Parcipaciones e Impuesto dos) para que dos pueblos hermanos vecinos Directo a los Hidrocarburos. La diferencia en puedan comparr sus recursos naturales y, no relación al ingreso bruto permirá cubrir los comper”, expresó el mandatario boliviano. costos de producción, transporte y otras facili Por su parte, Crisna Fernández, indicó dades del desarrollo de campos, así como las que se cumplió con la adenda que rmó el

264


2010. “El GIJA inyecta desde hoy 7,5 MMmcd, con una visión estratégica hasta el año 2026 que va a llegar a 27 MMmcd. Sin el GIJA es im posible construir el otro gasoducto que tam bién está previsto en esa adenda y, que es el GNEA, porque hay provincias argennas, con cretamente Misiones, Corrientes, Formosa, Chaco, el este de Salta y el norte de Santa Fe que no cuentan con redes de gas. Estas provin cias directamente van a ser beneciadas con esta obra de integración”. Los volúmenes que serán exportados en los próximos años en el marco del Contrato YPFB-ENARSA, no serán sucientes para cu brir el décit de Argenna para sasfacer su demanda interna que actualmente alcanza a los 130 MMmcd, puesto que se esma que el mercado argenno en constante crecimiento, alcanzará un décit de suministro de gas natu ral de 60 MMmcd hasta 2015.

Ante una mayor inversión en la produc ción de los campos de Bolivia, este mercado puede ser atracvo para los intereses del país. En la gráca siguiente podemos observar el comportamiento de los volúmenes comer cializados a la Argenna desde el período 2007, en la cual se puede apreciar un incremento sig nicado en la presente gesón. Los cuadros siguientes muestran los volú menes de gas natural exportados durante el pe ríodo de enero a sepembre de 2011, así como los precios calculados de acuerdo a lo espula do en el contrato YPFB-ENARSA. El Interventor del Ente Nacional Regula dor del Gas (ENARGAS), Antonio Luis Pronsato, armó que para su país es indispensable el con sumo del energéco que produce Bolivia. Asi mismo, aclaró que no existe ninguna situación de competencia entre el gas no convencional (shale gas), el Gas Natural Licuado (GNL) y el Gas Natural boliviano, pues entre todos ellos

VOLÚMENES DE GAS NATURAL EXPORTADOS A LA ARGENTINA CONTRATO YPFB - ENARSA 9 8 7

2007

a6 í d / 3 m5 M M4

2008 2009 2010

3

20011

2 1 ENE

FEB

MAR

ABR

MAY JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

Fuente: DNGN

265



VOLÚMENES DE GAS NATURAL EXPORTADOS A LA ARGENTINA ENERO

FEBRERO

MARZO

ABRIL

MAYO

JUNIO

JULIO

AGOSTO

SEPTIEMOCTUBRE BRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

MM m3

MM m3

MM m3

MM m3

MM m3

MM m3

MM m3

MM m3

MM m3

MM m3

MM m3

CONTRATO

YACUIBA

151,10

177,68

200,42

170,20

191,59

181,08

19,49

1,74

8,75

-

-

-

34,89

21,27 21,27

26,67 67

31,84

36,87

32,89 32,89

8,40

-

-

-

-

-

MADREJONES GIJA TOTAL ENARSA

MM m3

-

-

-

-

-

0,54

208,16

220,15

212,10

240,69

234,96

311,45

185,99

198,95

227,0 9

202,04

228,46

21 4,51

236,05

221,89

220,85

240,69

234,96

311,45

** Volúmenes medidos a 60ºF

Fuente: DNGN

HISTORICO DE PRECIOS CONTRACTUALES DE VENTA DE GAS NATURAL A LA ARGENTINA (Expresado en dólares americanos por millón de BTU) 2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

$ US US /M MB TU TU

$ US US /M MB TU TU

$ US US /M MB TU TU

$ US US /M MB TU TU

$ US US /M /M MB TU TU



2011

ENARSA $ US /M /M MB TU

ENERO

2,0800

3,3204

5,0000

6,9834

7,8399

6,9883

7,6035

FEBRERO

2,0411

3,3534

5,0000

6,9834

7,8399

6,9883

7,6035 7,6035

MARZO

2,0611

3,3668

5,0000

6,9834

7,8399

6,9883

A BRIL

2,2390

3,5834

4,5602

7,7957

4,5841

7,3713

8,7715

MAYO

2,2226

3,6342

4,5602

7,7957

4,5841

7,3713

8,7715

4,5841

7,3713

8,7715 10,1968

JUNIO

1, 5922

2, 2137

3, 6428

4,5602

7,7957

JULIO

1, 5922

2, 6578

4, 2822

5, 0845

9, 0269

4,9170

7,4087

AGOSTO

1, 5922

2, 6973

4, 8449

5, 0845

9, 0269

4, 9170

7,4087

10,1968

SEPTIEMBRE

1, 5922

2, 7155

5, 0000

5, 0845

9, 0269

4, 9170

7, 4087

10,1968

OCTUBRE

1, 5922

3, 1859

5, 0000

6, 0135

10, 3534

6, 1590

7, 3281

10 ,7323

NOVIEMBR E

1, 5922

3, 1945

5, 0000

6, 0135

10, 3534

6, 1590

7, 3281

10, 7323

DICIEMBRE

1,5922

3, 1671

5, 0000

6, 0135

10, 3534

6, 1590

7, 3281

10, 7323

PROM. ARITMETICO

1,5922

2,53 96

4, 1690

5, 1645

8, 5399

5, 8750

7, 2741

9, 3260

Fuente: DNGN

El secretario argentino de Energía, Daniel Camerón y el presidente de YPFB Carlos Villegas en la apertura de la válvula del GIJA.

existe un complemento para atender la deman da del consumo interno de Argenna. Para Pronsato las polícas hidrocarburífe ras que adoptan Argenna, Venezuela, Bolivia y Ecuador integran y consolidan energécamen te a la región. La estrategia energéca gasífe ra entre ambos países permirá abastecer del energéco a los trabajos de ampliación de la capacidad de transporte, a las labores de dis tribución de magnitud y a las obras de redes domiciliarias. “Bolivia es el país hermano que nos pro vee el gas natural necesario para abastecer

266


las obras antes mencionadas y con quien es peramos seguir construyendo este vínculo es tratégico para la región, nuestras repúblicas y sus ciudadanos a n de brindar a los usuarios el mejor servicio, mayor acceso a los recursos energécos y con el compromiso de respetar los acuerdos rubricados para alcanzar, en 2021, los 27,7 MMmcd importados”, dijo. En el mismo evento, el subsecretario de Coordinación y Control de Gesón, depen diente del Ministerio de Planicación Federal, Inversión Pública y Servicios, Roberto Baraa, informó que el contrato de compra venta de

267



gas natural entre la estatal petrolera boliviana y ENARSA se cumple a cabalidad tal cual señala la adenda de este convenio. “El contrato que se va a seguir cumplien do tal cual marca la adenda porque tanto para Argenna como para Bolivia, el cumplimiento

del mismo es lo mejor que nos puede pasar no solamente desde el punto de vista de integra ción social y regional, sino sobre todo, desde la ópca de la integración energéca que mane nen ambos países”, destacó el representante argenno, Roberto Baraa.

MONTOS FACTURADOS POR EXPORTACIÓN DE GA S NATURAL CON TRATO YPFB - PETROBRAS BRASIL 2000 - 2011 (en millones de dólares)

3000

2500

2000

1500

1000

Montos facturados por exportación 500

Las ventas o exportaciones de gas natural a Brasil y Argenna, se incrementaron gradual mente en los úlmos años. Los volúmenes facturados al mercado de Brasil en el marco del GSA en el período 2006 – 2011 registró ventas históricas de aproximada mente $us 12.065,5 millones, monto superior en 437% respecto al registrado en el período 2000 – 2005 que sumó una venta total de $us 2.248,7 millones, según datos ociales de la Di rección Nacional de Gas Natural de YPFB. Como se puede observar en el gráco, du rante la gesón 2008 los ingresos anuales por la venta de gas natural fueron elevados, dado que el petróleo comenzó tocando los 100 dólares, por primera vez en la historia del mercado de futuros, trepando en julio por encima de 147 dólares, en parte, debido a la fuerte demanda de los mercados emergentes, tales como China,

268

según la publicación del portal hp://www.pre ciopetroleo.net/precio-petroleo-2008.html. El crudo luego se desplomó en diciembre de ese año a menos de 40 dólares debido a que la desaceleración económica global redujo la demanda. La volalidad del precio del petróleo en ese año, según los expertos, se debió a una

0

2000

2001

2002

2003

2004

2005

$us 2.248,7 millones

2006

2007

2008

2009

2010

2011

$us 11.568,6 millones

situación de especulación al considerarse este

producto como un acvo nanciero dentro del nuevo fundamento económico que repercuó esta vez a la demanda, lo cual afectó en los in gresos durante las siguientes gesones, produ ciéndose una recuperación a mediados del año 2010 y durante la gesón 2011. La comercialización del energéco boli viano hacia el mercado brasileño también regis tró otras ventas de acuerdo al siguiente detalle: el Contrato YPFB – Transborder Services - TBS (Cuiabá) vía San Maas en las gesones 2006, 2007 y 2008, facturó un total de $us 32,7 millo -


nes; el Contrato YPFB-BG COMGAS en los perío dos 2006, 2007 y 2008 generó $us 37 millones por las ventas de gas natural; y el contrato entre YPFB y la Companhia Mato- Grossense de Gas S.A. (MTGAS) facturó más de $us 2,7 millones en las gesones 2008, 2010 y 2011.

En tanto que los volúmenes facturados de gas natural al mercado argenno entre 2004 y 2011(enero – octubre) asciende a un adicional de $us 2.726, 6 millones, según los registros his tóricos de la Dirección Nacional de Gas Natural de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.

269



Operadoras comprometen mayor inversión Las compañías petroleras que operan en Bolivia compromeeron para el 2012 una inversión récord de más $us 1.000 millones en tareas de exploración y desarrollo (Upstream) de hidrocarburos, de acuerdo a compromiso adelantado en los Programas de Trabajo y Pre supuesto (PTP) 2012. De conformidad a lo establecido en el Contrato de Operación cláusula 3.2 del Anexo “D”, se establece que hasta el 30 de sepembre de cada año a más tardar, el tular, en este caso las empresas operadoras, deberán presentar a YPFB los programas de trabajo y presupuesto correspondiente al siguiente año. En ese contexto, las compañías operado ras presentaron los PTP el 30 de sepembre de 2011, las que son aprobados por YPFB previo análisis y evaluación de los mismos. Las compañías operadoras que entrega ron estos documentos, fueron Petrobras Boli via, Petrobras Argenna, Repsol YPF, Total E&P, Vintage Petroleum, Pluspetrol Bolivia Corpora on SA, GTLI, YPFB Chaco, YPFB Andina, Mat petrol, BG Bolivia y Canadian Energy que son las empresas que suscribieron los contratos de operación y enen la obligación de presen tar anualmente Programas de Trabajo y Presu puesto.

Bajo la coordinación de la Gerencia Na cional de Administración de Contratos (GNAC) y la supervisión de la Vicepresidencia de Ad ministración, Contratos y Fiscalización de YPFB Corporación, se conforman equipos de trabajo muldisciplinarios para considerar cualquier modicación presentada en las acvidades re lacionadas a las operaciones petroleras y, en su efecto, en el presupuesto originalmente apro bado por YPFB. Los Programas de Trabajo y Presupuesto son revisados por equipos muldisciplinarios de YPFB Corporación. Las comisiones de revisión y análisis están integradas por especialistas en las áreas de exploración, explotación, medio ambiente, nanciero, presupuesto, legal, entre otros. Las observaciones técnicas y/o nancie ras referidas deberán tener un respaldo técnico suciente, sólido y documentado para plantear cualquier acción correcva a las operadoras, si ésta corresponde.

Planta de Procesamiento de Gas San Antonio.

El estado de las reservas nacionales de hidrocarburos

Los planes de desarrollo aprobados por

YPFB son ejecutados a través de los PTPs anua les, donde se menciona las acvidades a reali zar y el costo presupuestado de una determina da acvidad hidrocarburífera.

Las reservas nacionales de hidrocarburos en sus categorías: probadas, probables y posi bles de gas natural cuancadas y cercadas por la empresa norteamericana Ryder Sco Company Petroleum Consultants al 31 de di ciembre de 2009, consignan un volumen total de 19,92 trillones de pies cúbicos (TCF por sus siglas en inglés). En un informe de 17 tomos la consul tora de presgio internacional cercó 9,94 TCF en reservas probadas (1P); 13,65 TCF en reservas probadas más probables (1P+2P); y

19,92 TCF entre probadas, probables y posibles (1P+1P+3P). 91 De este total, se deduce una oferta aproximada de 12,43 TCF, si se toma en cuenta parámetros internacionales que consignan la esmación del 100% de las reservas probadas, más 50% de las reservas probables y 10% de las reservas posibles. Además, se contempla los recursos con ngentes, campos sin cercar en actual pro ducción y nuevos prospectos exploratorios en ejecución. 91

270


YPFB, Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización. Informe Enero-Junio 2011, SE, Bolivia, 2011, p ág. 42.

271



RESERVA NACIONAL DE GAS NATURAL

RESERVA NACIONAL DE PETROLEO/CONDENSADO (EN MILLONES DE BARRILES)

(EN TRILLONES DE PIES CÚBICOS AMERICANOS)

80

1600 S O C I B Ú C S E I P 2 1 º 0 1 = F C T ( S

O N A C I R E

M A S O C I B Ú C S E I P E D S E N O L L I R T N E

70

1400 60

1200 50

S E L I R R A B E D S E N O L L I M

40

30

20

10

0

1997

1998

2000

1999

PROBADAS (P1) PROBABLES (P2) P1 + P2 POSIBLES (P3)

2002

2003

2004

2005

600

400

200

2009

0

1998 4,16 2,46 6,62 3,17

PROBABLES (P2) 1999 5,28 3,30 8,58 5,47

2000 18,31 13,90 32,21 17,61

2001 23,84 22,99 46,83 23,18

POSIBLES (P3) 2002 27,36 24,93 52,29 24,87

2003 28,70 26,20 54,90 24,20

2004 27,60 24,70 52,30 24,10

1998

1999

2000

PROBADAS (P1) 2005 26,70 22,00 48,70 15,20

2009* 9,94 3,71 13,65 6,27

* Cerficación de Reservas de Hidrocarburos de Bolivia al 31 de diciembre de 2009 según Ryder Sco Company Petroleum Consultants

272

800

1997

PROBADAS (P1) 1997 3,75 1,94 5,69 4,13

2001

1000


PROBADAS (P1) PROBABLES (P2) P1 + P2 POSIBLES (P3)

1997 116,1 84,8 200,9 110,2

1998 141,9 74,8 216,7 43,6

2001

2002

2003

PROBABLES (P2) 1999 151,9 88,6 240,5 96,5

2000 396,5 295,5 692,0 345,1

2001 440,5 451,5 892,0 469,8

2004

2005

2009

POSIBLES (P3) 2002 477 452,1 929,1 473,9

2003 486,1 470,8 956,9 454,8

2004 462,3 446,5 908,7 437,7

2005 465,2 391,4 856,6 254,7

2009* 209,81 98,22 308,0 198,22

* Cerficación de Reservas de Hidrocarburos de Bolivia al 31 de diciembre de 2009 según Ryder Sco Company Petroleum Consultants

273



Líquidos El país cuenta, además, con 487,59 millo nes de barriles (MMBbl) de condensado y 18,65 MMBbl de petróleo entre reservas probadas, probables y posibles. Para el caso del condensado, que es el lí quido asociado a la producción de gas natural, al 31 de diciembre de 2009 también registra re servas incrementales. Las reservas probadas en la categoría 1P: suman 200,22 millones de ba rriles, para la categoría 2P: 291,15 millones de barriles y para la categoría 3P: 487,59 millones de barriles.

Por categorías, el petróleo en sus reservas incrementales. En la categoría 1P: se contabili za 9,59 millones de barriles, en la categoría 2P: 16,87 millones de barriles y en la categoría 3P: 18,65 millones de barriles. 92 La cuancación y cercación de reser vas es un servicio empleado regularmente en la industria petrolera con el objevo de esmar volúmenes de reservas de hidrocarburos líqui dos y gaseosos contenidos en los reservorios en las categorías: probada, probable y posible, 92

empleando deniciones internacionalmente establecidas por la Sociedad de Ingenieros Pe troleros (SPE), el Congreso Mundial del Petró leo (WPC) y otras. Los volúmenes de reservas deben ser ac tualizados periódicamente, debido a la dinámi ca de producción, desarrollo y adquisición de nuevos datos importantes, tanto en campos en fase exploratoria, así como en los campos en fase de desarrollo y/o agotamiento. Con el objevo de ajustar y denir los volúmenes de reservas en las tres categorías probada, proba -

ble y posible, determinar potencial producvo máximo, cuancar los volúmenes remanentes de reservas y proyectar curvas de declinación de los mismos. La compañía cercadora internacional Ryder Sco, contratada por YPFB Corporación a través de una licitación internacional pública y transparente, cercó al 31 de diciembre de 2009, 46 campos de gas natural y 19 campos petroleros, además de otros siete campos de gas condensando (petróleo liviano), en la cate goría de recursos conngentes.

YPFB, Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización. Informe Enero-Junio 2011, SE, Bolivia, 2011, pág. 41.

Antecedentes La primera cercación de reservas se realizó en 1930. Por ese año en EEUU se rea lizaron trabajos de exploración y desarrollo de campos, acvidades económicas que requerían de un respaldo para garanzar la solicitud de determinados créditos. Posteriormente, aparecen diferentes or ganizaciones e instuciones que comienzan a dar los lineamientos para hacer la esmación de reservas hidrocarburíferas.

274


En el año 2007 las rmas consultoras, So ciety of Petroleum Engineers (SPE), American Associaon of Petroleum Geologists (AAPG), World Petroleum Council (WPC) y Society of Pe troleum Evaluaon Engineers (SPEE), se juntan con el objevo de normar la forma y la metodo logía para el cálculo y esmación de reservas a través de la publicación denominada “Sistema de Recursos Petrolíferos (Petroleum Resources Management System SPE-PRMS)”.

275



Metodología de estimación y certificación de reservas A nivel internacional, se registró un cam bio en el modelo petrosico para cuan cación y cercación de reservas que está validado y vigente. Desde 2005, se aplica un nuevo concepto para interpretación petro sica de reservorios naturalmente fracturados a nivel mundial, en el que se determina los espesores netos productores con mayor preci sión debido al avance de tecnologías, así como los nuevos factores de recuperación en base al comportamiento de los campos. Para la determinació n de reservas nacio nales, entre 2004 y 2005, la empresa De Go lyer & Mac Naughton, solamente ulizó una metodología, basada en cálculos volumétri cos, esto debido al poco historial de produc ción de los megacampos, principalmente. En cambio, el soporte técnico empleado por la empresa norteamericana Ryder Sco para la determinación de las reservas actuales contempla una metodología más exhausva de cálculo con siete parámetros: perforación de nuevos pozos, datos adquiridos durante el desarrollo del campo, historial de producción, pruebas de potencial, datos de presiones, comportamiento de reservorios y estudios geológicos. DeGolyer & MacNaughton, conceptualizaba al análisis de propiedades petrosicas

como un método convencional que suponía que dentro del reservorio, las estructuras con tenedoras de hidrocarburos eran concebidas como un cubo lleno, “similar a una esponja lle na de líquidos; sin embargo el nuevo método petrosico, más exacto, señala que estas es tructuras son fracturadas, similares al mármol, sólo dejan uir hidrocarburos por pequeños canales, o sea, los volúmenes mesurables”, explicó el entonces vicepresidente de Admi nistración, Contratos y Fiscalización de YPFB Corporación, Ing. Juan José Sosa Soruco. La empresa norteamericana cercó las reservas de gas entre 1997 y 2004, período en el que comienza a incrementarse las reservas de hidrocarburos y se realizan nuevos descu brimientos, principalmente los megacampos que concentran la mayor candad de reservas hidrocarburíferas. En el año 2006 la misma empresa cuan co una reserva probada de 12,16 TCF de gas

El vicepresidente de YPFB, Ing. Juan José Sosa Soruco durante su explicación sobre el estado de las reservas hidrocarburiferas de Bolivia.

de separador con las que contaba entonces

el país. La diferencia entre los volúmenes de las reservas cercadas en el año 2004 y 2009 radica principalmente en los megacampos San Alberto, Sábalo, Itaú y Margarita que repre sentan aproximadamente el 83 por ciento de las reservas nacionales de hidrocarburos y se debe a que:

Análisis propiedades petrofísica

• A parr del año 2005 se aplica una nueva interpretación del modelo petrosico (porosidad y saturación de agua). • Se determinan los espesores netos producidos con mayor precisión de bido a los balances tecnológicos. • Se establecen nuevos factores de recuperación de hidrocarburos en base al comportamiento de los campos.

276


277



Un cambio en el modelo petrosico regio nal basado en estudio de cuencas del Devónico en Argenna y Bolivia, fue la explicación que dio en su momento DeGolyer & MacNaughton. Ese cambio afectaba directamente a las forma ciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa, que son los reservorios de gas natural más grandes que ene Bolivia. Hasta el año 2004, DeGolyer aplicó un mé todo y a parr del 2006 recurre a otra meto dología de análisis de propiedades petrosicas en el que se toma en cuenta parámetros de porosidad, permeabilidad de agua, saturación, espesor, entre otros. Según el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, “una roca en el subsuelo está saturada de agua e hidrocarburos; si aumenta la saturación de agua, por supuesto que disminuye la satura ción de hidrocarburo”, explicó.

¿Qué es lo que aplica Ryder Sco? El cambio en el modelo petrosico que se traduce en este po de porosidad y en el que se advierte que la capacidad de la roca de contener uido disminuye dráscamente, asimis -

mo DeGolyer consideraba en su momento que todo el espesor saturado era productor. A medida que transcurría el empo, se des cubrieron nuevas técnicas y nuevas herramien tas que permieron conocer mejor el compor tamiento de los reservorios. “Ryder indicó que no todo el espesor es productor si no que hay intercalaciones en la roca justamente por el fracturamiento que se ha dado y que hace que solamente una parte produzca y la otra no. Así que no todo era el espesor neto que en su mo mento consideró DeGolyer y eso nos hace bajar

278

dráscamente el volumen de roca saturada con hidrocarburos. ¿Qué es lo que pasaba? Reduce el espesor neto, en este caso de la roca, como también incrementa la saturación de agua”, ex plicó Sosa. En su momento DeGolyer & MacNaughton solamente ulizó el cálculo volumétrico y em pleó como soporte técnico de ese cálculo la perforación de los pozos. “No se olviden que el 2004 los pozos recién estaban entrando en producción, mientras que Ryder Sco a nales de 2009 ulizó como métodos de cálculo de esmación de las reservas: el volumétrico, el balance materiales, la simulación numérica de reservorios y otros”. Ryder Sco empleó como soporte técni co la perforación de pozos, datos adquiridos durante el desarrollo del campo, el historial de producción, prueba de potencial, datos de pre siones, comportamiento del reservorio, datos y estudios geológicos, además del desarrollo tecnológico para conocer a mayor detalle el re servorio. Según un informe de la VPACF de YPFB, la diferencia entre los volúmenes de las reservas determinadas en los años 2004 y 2009 radica principalmente en los megacampos San Alber to, Sábalo, Itaú y Margarita, que representan aproximadamente el 83% de las reservas nacio nales de hidrocarburos y se debe a que a parr de 2005 se aplica un nuevo modelo petrosi co para los “Reservorios Naturalmente Frac turados”, se determinan los espesores netos productores con mayor precisión debido a los avances tecnológicos y se determinan nuevos factores de recuperación de hidrocarburos en base al comportamiento de los campos.


Ciclo de vida de un proyecto Para entender el signicado de “recursos y reservas”, se recurrirá al ciclo de vida de un determinado proyecto hidrocarburífero. “Ima ginemos, en primera instancia, un área donde no hay nada descubierto. Aquí se aplica el re curso prospecvo (prospecto o proyecto explo ratorio), que en función a cuánto o más datos se tenga del área, se puede esmar si cuenta con un bajo esmado de potencial, un mejor esmado o un alto esmado; esto en función a la incerdumbre trabajada en ese proyecto”, explicó Sosa. En caso de resultar el proyecto negavo, concluye la vida del mismo de manera prelimi nar. “En caso de un descubrimiento o éxito en este recurso prospecvo, pasamos automáca mente a la segunda fase referida a los recursos conngentes. Se los llama así porque no están asociados a la comercialización; es decir, no e nen mercado, infraestructura de supercie, sis temas de recolección ni ductos”, explicó Sosa. De acuerdo al rango de incerdumbre, se puede adverr una mayor certeza en las ca tegorías que van desde el “bajo esmado”, el “mejor esmado” y el “alto esmado”. “Si a este recurso conngente declaramos su comercialidad, inmediatamente construimos la planta de proceso de hidrocarburos, los duc tos y todas las facilidades de transporte, enton ces estamos ya en condiciones de producir, por tanto, recién este recurso conngente calica como reserva. En otras palabras, la reserva está asociada a la comercialización del hidrocarburo en sí. Los que tengan mercado es reserva y los

que no ene mercado es solamente un recur so”, detalló el Vicepresidente. El empo de vida de un proyecto contem pla diferentes ciclos: exploración, producción temprana, producción media y producción tar día. A estos pos de producción se aplican dife rentes métodos de esmación de reservas “Para el caso de la exploración tenemos el método analógico, pues no tenemos un pozo descubierto solamente que esos recursos que están en el subsuelo se esman con métodos analógicos comparando reservorios de caracte ríscas similares en áreas adyacentes”, comple mentó Sosa. Luego del éxito alcanzado en la fase de ex ploración, se pasa a la etapa de producción en el que se aplican otros métodos. Antes que la producción temprana llegue a un 10% del total campo, se aplica el método volumétrico. Este método es similar al cálculo del volumen de un tanque en condiciones está cas, ejemplicó Sosa. “A medida que connúa la producción del campo y tenemos mayor información sobre el comportamiento de los reservorios, tenemos pruebas de presión, conocemos el historial de producción del campo; podemos ir aplicando a parr de más del 10% de la producción del campo, el método del Balance de Materiales”, mencionó Sosa al aclarar que en este método intervienen factores dinámicos, pues se consi dera que existe ujo y migración de los hidro carburos hacia la zona donde está un determi nado pozo. Otra forma de esmación de reservas, es el método de declinación que se aplica a los

279



garanza todos los requerimientos de los con sumidores del energéco hasta el año 2026, horizonte del contrato de exportación de gas a la República Argenna. Si se toma en cuenta parámetros in ternacionales, la oferta se calcula en base al 100% de las reservas probadas (9,94 TCF), el 50% de las reservas probables (1,9 TCF), el 10% de las reservas posibles (0,63 TCF); ade más de los recursos conngentes (3,53 TCF), campos sin cercar en producción (0,82 TCF) y nuevos prospectos exploratorios en ejecu ción (1,72 TCF). Para cumplir con los mercados de ex portación, se necesitará en total de 10 TCF. Se calcula que el mercado brasileño demandará 5,9 TCF en función al contrato GSA (Gas Supply Agreement) con Petrobras vigente hasta el año 2019. De igual manera, Argenna requeri rá 4,1 TCF hasta el 2026, de acuerdo al contra-

campos maduros en zonas de su úlma eta pa de producción. Consiste en ver cuál es el comportamiento de la declinación del campo y cuál es la tendencia que ene al nalizar su producción. La simulación numérica de reservorios, es otro método de esmación de reser vas de hidrocarburos que puede asociarse con la medición de un tanque en condiciones di námicas. Se trata de un estudio más detallado del Balance de Materiales. El total de la demanda del merca do interno y mercados de exportación en los

280

to de compra venta de gas natural entre YPFB y Energía Argenna S.A. (ENARSA) suscrito en 2006 y vigente hasta el año 2026. Para cubrir la demanda del mercado interno, se atenderá con 3,1 TCF a los sectores eléctrico, residencial, comercial e industrial. Además, se masicará el uso del gas domici liario y el Gas Natural Vehicular (GNV). Tam bién se garanza la entrega del producto para poner en marcha las Plantas de Separación de Líquidos de gas natural en Río Grande (Santa Cruz) y Gran Chaco (Tarija). En proyectos de industrializa ción re feridos a la planta petroquímica de amoniaco urea, se requerirá 0,4 TCF; para la transforma ción de gas en diesel (GTL) la demanda será 0,6 TCF y para el proyecto siderúrgico de El Mutún se requiere 0,6 TCF. La sumatoria de todo este mercado implica una demanda de 14,8 TCF.

próximos 16 años, será de 14,8 TCF, de acuer do a un balance ocial que establece un con sumo histórico promedio de 0,5 a poco más de un 1 TCF por año en función de la evolución de los requerimientos. Para el análisis del balance produc ción - demanda, se consideró las reservas, los recursos y la demanda expresada en el Plan Estratégico Corporavo 2011-2015 de la esta tal petrolera. La demanda de gas natural tanto en el mercado interno como en el mercado externo, es menor a la oferta, situación que


281



El transporte estratégico de hidrocarburos en Bolivia

GAS NATURAL TRANSPORTADO

913

904 876

873 852

757

1.000

754

YPFB Transporte S.A. es una empresa bo liviana de servicio público, dedicada al trans porte de hidrocarburos por ductos desde los campos productores hasta los diferentes cen tros de consumo del mercado nacional y de exportación. Ejerce un papel estratégico en el sector energéco de Bolivia como operadora y propietaria de una red de 6.253 kilómetros de ductos (gasoductos y oleoductos) que atraviesa el territorio nacional. La transportadora estatal surge de la nacio-

nalización de todo el paquete accionario de TR Holdings en Transredes S.A., como parte de la recuperación de la soberanía económica sobre los hidrocarburos del país. La subsidiaria inició sus operaciones el 16 de mayo de 1997. En esa etapa, los principales accionistas de la ex Transredes S.A. eran TR Hol dings Ltda. con una parcipación accionaria del 50%, las Administradoras de Fondos de Pensio nes (AFP), Futuro de Bolivia y BBVA Previsión, con una parcipación del 34% e inversionistas privados y ex trabajadores de YPFB con el saldo. El 1 de mayo de 2006, en cumplimiento al Decreto Supremo N° 28701 de Nacionalización de los Hidrocarburos “Héroes del Chaco”, las acciones de las AFP fueron transferidas en su totalidad a YPFB. El 2 de junio de 2008, en cumplimiento al arculo 2 del Decreto Supremo N° 29586, la totalidad de las acciones de TR Holdings Ltda. fueron recuperadas por el Estado Plurinacional de Bolivia bajo la tularidad de YPFB, por lo que actualmente YPFB Transporte S.A. es una empresa de propiedad de todos los bolivianos, regulada por la Agencia Nacional de Hidrocar buros (ANH).

282

Después de años de postergación de la iniciava privada, la nacionalización de los hi drocarburos decidida por el presidente Morales Ayma, permió a YPFB Transporte, incrementar el volumen de gas natural transportado al mer cado interno en 87%, entre 2006 a 2011. Con una serie de obras de construcción y ampliación de ductos, la capacidad de trans porte de hidrocarburos en el prioritario mer cado interno, hasta 2011, fue de 280 Millones de Pies Cúbicos por Día (MMpcd), cuando hace cinco años sólo alcanzaba a 150 MMpcd. Tan solo durante la gesón 2011 el volu men total de gas natural transportado al mer cado interno registró un incremento del 11% con respecto a la gesón anterior. En 2011, las entregas al sector termoeléc trico alcanzaron un crecimiento del 12% a cau sa del aumento de la demanda de energía y por las bajas precipitaciones pluviales registradas, lo que limitó la capacidad de generación hi droeléctrica. En tanto que el volumen de las exportacio nes de este energéco a los mercados de Brasil y Argenna aumentó en 17 por ciento, en ese mismo período de evaluación, hasta alcanzar a 622 MMpcd. En 2006, este registro sólo se es maba en 533 MMpcd. El volumen promedio de gas natural trans portado al mercado de exportación aumentó en un 15% el 2011, con respecto a la gesón anterior. Este incremento fue resultado de un mayor volumen producido y transportado al mercado de Argenna. El gas natural transportado al mercado de exportación en 2011 registra un prome dio de 17,59 Millones de Metros Cúbicos Día


) d c p M M ( a í D s o c i b ú C s e i P e d s e n o l l i M

705 681

673

611

595 533 630

600

553

622 541

563

601

428 421

514

462

704

633

615

800

678

662

384 375

348

280 309

250

317 214

294

400

189 169 133

200

164

0

149 113

107

0

0 1997

157 109 87105

0

1998 1999

Interno

85

91

21 2000

2001 2002

Exportación

109

2003 2004

2007 2008 2005 2006

Contratos Firmes

(MMmcd) con una desviación de 5,04% por encima de lo programado y un incremento en el gas transportado de 2,28 MMmcd (14,91%) con respecto al período 2010. Este incremento es acompañado con las inversiones realizadas en el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), Fase I. De los 17,59 MMmcd promedio de gas natural transportado al mercado externo, el 57,63% va desnado hacia el Brasil (Contrato GSA) y el 42,97% hacia la Argenna (Contrato ENARSA).93 El gas natural transportado al mercado interno durante 2011 fue de 7,67 MMmcd 93

150

113

2009 2010

2011

Capacidad del Sistema

con una variación de 1,29% por encima de lo programado y un incremento de 0,76 MMmcd (11,04%) con respecto a la gesón anterior. Este aumento va acompañado de las inver siones realizadas en el Gasoducto Al Alplano (GAA) Fase III B y el Gasoducto Carrasco Cocha bamba (GCC) que incrementó la capacidad de transporte en un total de 25,02MMpcd. De los 7,67 MMmcd de gas natural trans portado para el mercado interno, un 47,89% fue desnado a la distribución de gas por re des, 42,93% a la generación de energía eléctri ca en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), 3,72% al sistema de generación eléctrica aisla da y un 5,46% al consumo directo.

Revista Corporativa, Resultados de Gestión Empresarial 2011, Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias de YPFB. Pág 43.

283



LIQUIDOS TRANSPORTADOS

Volúmenes de hidrocarburos líquidos transportados

Miles de barriles por Día (MBpd) 65 60

El transporte de hidrocarburos líquidos al mercado interno en la gesón 2011 se incre mentó en 4% con respecto al año anterior, prin cipalmente por un mayor envío de hidrocarbu ros condensados asociados a la producción de

gas natural. El transporte de líquidos al mercado de ex portación, especícamente, crudo reconstui do (Recon) , tuvo un incremento del 19%. 94 De acuerdo al Resultados de Gesón Em presarial 2011, publicación de la Gerencia Na cional de Empresas Subsidiarias de YPFB Corpo ración, el transporte de hidrocarburos líquidos para el mercado interno alcanzó un promedio de 51,84 Mbpd durante el período evaluado, con una variación posiva del 7,35% respecto al volumen programado y un incremento de 2,60 Mbpd (5,02%) con respecto a la gesón 2010. El incremento responde a la necesidad de sasfacer con mayor candad de crudo a las renerías para hacer frente a la creciente de manda de carburantes que requiere el mercado interno. Mientras que el transporte de hidrocarbu ros líquidos desnados a la exportación regis tró un valor promedio en 2011 de 8,39 Mbpd, con una desviación de 26,62% por encima del volumen programado. Con respecto a la ges ón 2010, se registró una elevación promedio de 1,33 Mbpd (18,78%). El incremento en el transporte de hidrocarburos líquidos para la ex portación se debe a una mayor producción de Recon de las renerías. 94

Según la Memoria Anual de YPFB Transpor te, como en años anteriores, el 2011 los siste mas de transporte de gas y líquidos mantuvie ron un alto nivel de capacidad y disponibilidad, reejando la efecvidad de los programas de la empresa en gesón, operación y mantenimien to de ductos.

55 50 45 40 35 30 25

Disponibilidad del Sistema

20

Este indicador destaca la disponibilidad del sistema de transporte de gas natural y líquidos durante cada gesón. Los porcentajes ilustra dos evidencian que se ha superado el objevo de la empresa de 97% de disponibilidad del sis tema, lo que signica que los ductos han esta do operando efecvamente, con un mínimo de interrupciones. Durante 2011 lasinversiones de YPFB Trans porte S.A. se desnaron a proyectos de expan sión de capacidad del sistema de transporte. Estas ampliaciones son necesarias para cumplir con la demanda del mercado interno y de ex portación, tanto de gas como de líquidos. Al mismo empo, se realizaron inversiones que garanzan la connuidad del servicio de trans porte de hidrocarburos, con la implementación de proyectos de seguridad operava, la incor poración de 17 nuevas tecnologías y la mejora de la calidad en el servicio de transporte me diante proyectos de mantenimiento de oleo ductos, gasoductos, equipos y estaciones. El gráco muestra que en el período 20062011, los niveles de inversión son los más altos de la historia de la empresa, ya que se alcanzó

15

Memoria de YPFB Transporte, 2011.

10 5 0

1997

1998 1999

2000

E xp or ta ci ón

2001 2002

I nt er no

2003 2004

Contratos Firmes Exportación

Porcentaje (%) 100

95

90

85

80

75

70

65

60

2001


Contratos Firmes Doméstico

DISPONIBILIDAD DEL SISTEMA

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Gasoductos

284

2011 2009 2010

2007 2008 2005 2006

2008

2009

2010

2011

Oleoductos

285



un total de $us 453,59 millones y una inversión promedio superior a los $us 75,60 millones. La gesón 2011 marcó un registro histórico con una ejecución de $us 114 millones. Estas inver siones incluyen: a) Expansiones del sistema de Gas: Gasoducto Juana Azurduy (GIJA Fase I); Estación de Compresión GIJA (GIJA Fase II); Gasoducto al Alplano Fase II, III, IV; Gasoducto Carrasco-Cochabam ba; Interconexión Santa Rosa-Puente de Medición, Gasoducto Sucre-Potosí, Incremento MOP DGPI, Gasoducto Villamontes-Tarija; Gasoducto Taquipe renda-Cochabamba y Gasoducto Tarabu co-Sucre. b) Expansión del sistema de Líquidos: Líquidos Sur 33 Mbpd y Líquidos Asocia dos al GIJA. c) Proyectos de Connuidad de Servicio: Connuidad Operava, Seguridad Operava, Medioambiente, Opmización, Infraestructura, Tecnología Informáca y Administración.

Total inversiones de capital acumuladas Para abastecer los mercados interno y de exportación se realizaron inversiones en los sistemas de transporte para expandir su capaci dad y garanzar la connuidad del servicio con calidad y conabilidad. La inversión acumulada

de YPFB Transporte S.A. al 31 de diciembre de 2011 asciende a $us 883,18 millones. YPFB Transporte es la tercera empresa más grande del grupo corporavo de las seis subsi diarias. En lo que respecta al valor contable de los acvos totales, cerrando la gesón 2011 con $us 1.271 millones de dólares, un 4% ($us 55 millones) más que el año anterior. En este contexto, la ulidad neta al 31 de diciembre de 2011 de YPFB Transporte fue de $us 89 millones, sumando un 27% a la ulidad total corporava de las seis empresas subsidia rias (YPFB Andina, YPFB Chaco, YPFB Rena ción, YPFB Logísca y YPFB Aviación), fue de $us 336 millones. La empresa entregó una ulidad neta de 89 millones de dólares en 2011 lo que repre senta 60% de los ingresos operavos, esto sig nica que en promedio la capacidad de generar ulidades netas de YPFB Transporte fue de $us 7,5 millones de dólares por mes en el periodo examinado, según datos de la Gerencia Nacio nal de Empresas Subsidiarias de YPFB. La gesón instucional de YPFB Transpor te permió a la empresa alcanzar resultados altamente posivos como su crecimiento y el aumento sustancial en las inversiones que al canzaron niveles extraordinarios en 2011. A connuación presentamos algunos de los lo gros más relevantes de la empresa relaciona dos a la gesón instucional:

TOTAL INVERSIONES ACUMULADAS US$ 883 MILLONES

(incluyendo gasoducto Bolivia-Brasil en millones de dólares)

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800 120 700

600

100

500 80 400

300

60

200 40 100

20

0

0

1999 1997 1998

2000

2001 2002

2010 2011 2008 2009 2006 2007 2003 2004 2005

I nv er si on es d e ca pi ta l

i nv e rs io ne s d e ca pi t al a c um ul a da s

TOTAL INVERSIONES ACUMULADAS US$ 883 MILLONES

(incluyendo gasoducto Bolivia-Brasil en millones de dólares) Tecnología informáca/otros

Gasoducto Bolivia-Brasil

22

101

Connuidad de servicios

282 Expansión Gas

397

• A diciembre del 2011 se inviró aproximadamente $us 759,54 millones en pro yectos de expansión y de connuidad del servicio. Se incrementó la capacidad de transporte por ductos para atender la creciente demanda de gas natural en los departamentos de La Paz, Oruro, Cochabamba, Tarija, Chuquisaca, Potosí y Santa Cruz.

286


ExpansiónLíquidos

81

287



• Inversiones de capital récord en lahistoria de la empresa de $us 113,95 millones en proyectos de expansión y de connuidad del servicio de transporte, permiendo con ello, atender la demanda del mercado de acuerdo con los pronóscos de la misma. En la actualidad el consumo promedio (anual) de gas del mercado interno abastecido por YPFB Transporte ronda los 7,7 MMmcd. • Crecimiento aproximado del 7,3% en los ingresos asociados al servicio de trans porte de hidrocarburos por ductos, alcanzando un total de aproximadamente $us 165,72 millones de facturación durante la gesón 2011, como consecuencia del crecimiento de los volúmenes demandados por el mercado interno y la mayor exportación de volúmenes de gas natural al mercado argenno. • Autorización para la emisión de BonosPrivados “YPFB Transporte 2P” por un mon to aproximado de $us 59,46 millones para nanciar los proyectos ampliación Ga soducto Villamontes-Tarija (GVT) y Expansión Líquidos Sur Asociado al GIJA Fase I. • Firma de contratos de servicio de transporte con YPFB Casa Matriz hasta el 2021 para gas y líquidos, por un valor nominal de ingresos esperados de $us 521,3 mi llones. Esto asegura los ingresos futuros de la empresa y da soporte a la ejecución de los proyectos, puesto que es un requerimiento nanciero para la consecución de fondos. • Firma del Acta de Consensos entre los equipos técnicos de Casa Matriz y YPFB Transporte sobre la propuesta tarifaria elaborada por la empresa. La propuesta consensuada será presentada el 2012 a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) para su consideración y aprobación. Se debe mencionar que no se efectuó una revisión tarifaria desde el 2001, misma que urge hacerla en función de la ex pansión del sistema de transporte. • Renovación de la cercación OHSAS 18001:2007 y mantenimiento de las cer caciones ISO 9001:2008 e ISO 14001:2004 como resultado de la auditoría externa realizada por la Cercadora TÜV Rheinland en octubre de 2011. • Durante la Gesón 2011 Recursos Humanos implementó diversas estrategias y proyectos:

La infraestructura de ductos Bolivia extendió su infraestructura de duc tos en 2011 con la construcción de 134 kilóme tros de gasoductos para el mercado interno, lo que permió incrementar la capacidad de transporte de gas natural en 28 Millones de Pies Cúbicos por Día (MMpcd) y 464 Barriles por día (Bdp) a través de los proyectos Gasoducto Ca rrasco Cochabamba (GCC), tramo I y Gasoducto al Alplano Tramo 3b (GAA III-b) que administra YPFB Transporte. Hasta inicios de 2010, el sistema de ductos en Bolivia estaba conformado por 3.679 kiló metros de gasoductos, 2.574 oleoductos lo que hace un total de 6.253 kilómetros, a los que se suma los 134 construidos durante la pasada gesón. Adicionalmente, YPFB Logísca cuenta con 1.447 kilómetros de poliductos que se ex enden a lo largo y ancho del país.

Fuente:YPFBTransporte

YPFB Transporte es la transportadora ocial de hidrocarburos por ductos más importante de Bolivia. Su principal área de negocios es el transporte de gas natural, y líquidos (crudo na tural, crudo reconstuido y gas licuado de pe tróleo). La compañía opera y es propietaria de gasoductos y oleoductos a lo largo de la diversa geograa boliviana. Esta empresa ene como

288


lial a Gas Trans Boliviano (GTB) que administra el Gasoducto Bolivia Brasil, en el tramo nacio nal. Su área de inuencia comprende 93 mu nicipios en siete de los nueve departamentos de Bolivia y más de 783 comunidades de habla hispana, quechua, aymara, guaraní entre otros. Transporta hidrocarburos producidos en el país, tanto al mercado domésco como a Brasil y Ar genna. Entre los gasoductos que transportan gas para el mercado interno están: el Gasoducto al Alplano (GAA) que abastece a La Paz, Oruro y Cochabamba, opera a plena capacidad. Los

gasoductos

Taquipirenda-Tarabuco

(GTT), Tarabuco-Sucre (GTS) y Sucre-Potosí (GSP) en su primera fase se encuentran a plena capacidad. El gasoducto Villamontes-Tarija (GVT)uliza el 90% de su capacidad, actualmente se desa rrolla un estudio para su ampliación debido a que las acvidades de producción, industriali zación y consumo domésco se incrementaron en la región. El sistema de ductos se complementa con el funcionamiento de 18 estaciones de compre sión, conformadas por 81 equipos de acuerdo al siguiente detalle: YPFB Transporte, 13 es taciones de compresión conformada por 68 equipos con una potencia instalada de 71.480 Caballos de Fuerza (HP); GTB, cuatro estaciones de compresión conformada por 11 equipos con 166.410 Caballos de Fuerza (HP) de potencia instalada.

289



La red de ductos abarca siete departamentos de Bolivia

Ductos de exportación Bolivia ene actualmente dos gasoduc tos de exportación: el Gasoducto Bolivia-Brasil (GASBOL) y el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA). El gasoducto Bolivia-Brasil es el más largo de Sudamérica, ene una longitud de 3.150 kilómetros, se inicia en Río Grande, Santa Cruz y concluye en San Pablo, Brasil. En el tramo boliviano, este ducto mide 556 kilómetros. Se exende desde la estación de medición de Río Grande hasta el Mutún, atraviesa las provincias Cordillera y Germán Bush del departamento de Santa Cruz, esta tubería de 32 pulgadas de diá metro ene una capacidad de transporte de 31 Millones de Metros Cúbicos Día (MMmcd). La tubería ulizada alcanzó a 540 mil to neladas, a lo largo de la línea troncal se en cuentran instaladas 105 válvulas de bloqueo ubicadas a 30 kilómetros cada una y dos jue gos de trampas receptoras situadas en San José de Chuquitos y en Yacuses, a 80 kilómetros de Puerto Suárez. Tiene cuatro estaciones de com presión en Izozog, San José de Chiquitos y Ya cuses. GasTrans Boliviano (GTB), subsidiaria de YPFB Corporación es la compañía que opera el Gasoducto Bolivia-Brasil en territorio nacional. “En el lado brasileño el gasoducto recorre 2.594 kilómetros desde Corumbá atravesando Sao Paulo, doblando al sur hasta la ciudad de Porto Alegre. El ducto empieza en la frontera entre Bolivia-Brasil, al sur de la ciudad de Co rumbá en el Estado de Mato Grosso do Sul, y connúa al sudeste cruzando el río Paraguay. La ruta se interna a través del Pantanal corrien do de manera paralela a la carretera BR-262. En el segmento Km 700 a través del Estado Mato

290


Grosso do Sul, el gasoducto cruza los ríos Mi randa, Pardo y Verde. Dentro del Estado de Sao Paulo cruza los ríos Paraná y Tieté”. 95 Tiene un ramal hacia Cuiabá-Brasil de 360 Kilómetros a parr de la estación de compre sión de Chiquitos. El objevo de la construcción del gasoducto a Cuiabá es transportar gas a la Planta de Energía Eléctrica Cuiabá, en el Estado de Mato Grosso do Sul a n de sasfacer la de manda energéca de esa región del Brasil. Tie ne una longitud de 626 kilómetros y la tubería un diámetro de 45 cenmetros. El 14 de sepembre de 2011, El presidente ejecuvo de YPFB, Carlos Villegas y la directora de Energía de Petróleo Brasileiro S.A. (Petro bras) María Das Graças Foster, rmaron una Adenda al vigente Contrato de Compra Venta de Gas Natural (GSA) que permirá instalar un nuevo punto de entrega de gas natural, de hasta 2,2 Millones de Metros Cúbicos por Día (MMmcd), en la localidad fronteriza de San Ma as en el objevo de abastecer la termoeléctri ca Mário Covas. Para YPFB, la inclusión de este nuevo pun to de entrega es de gran importancia, pues permirá estabilizar la producción en época de baja demanda de gas natural, debido a que las modicaciones realizadas solo fueron introdu cidas al Contrato de Transporte TCX. El benecio fundamental para Bolivia con siste en que en el período de baja demanda se estabiliza la nominación, porque Petrobras no podrá nominar volúmenes inferiores a 24 95

Los laberintos de la tierra: gasoductos y sociedad en el oriente boliviano (PIEB).

291



MMmcd para abastecer el nuevo punto de entrega, garanzando de esta manera una pro ducción estable de hidrocarburos líquidos aso ciados al gas natural, lo que traerá consigo me nores volúmenes de importación de gasolina y GLP, que generará de esta manera un ahorro para el Estado boliviano. La adenda de Río de Janeiro, considera, en tre otros aspectos técnicos, los volúmenes a ser suministrados por la estatal petrolera boliviana en el nuevo punto de entrega, los cuales forma rán parte de los volúmenes compromedos en el Contrato de Compra Venta de Gas Natural GSA (Gas Supply Agreement) que es actual mente operavizado por YPFB y Petrobras. 96 En junio de 2011 entró en funcionamien to el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) de 43 kilómetros de longitud y 32 pul gadas de diámetro, éste se exende desde el campo Margarita, en Tarija, hasta Madrejones frontera con Argenna. En el vecino país, el ga soducto de 30 kilómetros de extensión parte desde Renor y llega hasta Campo Durán. Esta infraestructura se unirá al Gasoducto del Nor Este Argenno (GNEA). La obra demandó una inversión de 32 millones de dólares, correspondiente a la primera fase del proyecto (2010-2011). La segunda fase contempla el montaje de una estación de com presión (2012), con lo que alcanzará a 8 8 millones de dólares. La compañía lial de YPFB Transporte, Gas TransBoliviano (GTB), registra el 95 por ciento de avance en la perforación horizontal direc cional de 2.7 kilómetros en el cruce Río Grande para garanzar la entrega ininterrumpida de gas natural a Brasil. 96

Adicionalmente, está en ejecución la terce ra fase del gasoducto Villamontes-Tarija (GVT), el Tramo II del Gasoducto Carrasco-Cochabam ba (GCC), la Expansión Líquidos Sur Asociado al GIJA y ampliaciones del Gasoducto Al Alplano (GAA). El tramo II del GCC que presenta un avance del 59 por ciento al 31 de diciembre de 2011 en su incursión por una zona con fallas geológicas y el cruce de varios ríos. El Tramo II del Gasoducto Carrasco Cocha bamba es considerado como el más dicil. El ducto de 78 kilómetros atravesará por una serie de ríos. Este tramo sale de Villa Tunari y llega a Pampa Tambo. Atraviesa la zona denomina da El Sillar, que es considerada como la más complicado por la topograa accidentada, con muchos riesgos geotécnicos y alta precipitación pluvial. La gran dicultad son los cruces de río y también las zonas que son geológicamente inestables, se tratarán de hacer muchas “obras de arte” para que el ducto esté con la debida seguridad. Los problemas en el empo se con trolarán con mantenimiento y obras de preven ción para migar probables interrupciones. El GCC, que tendrá aproximadamente 250 kilómetros de longitud y tubería de 16 pulga das de diámetro, consta de tres tramos: Tramo I entre Carrasco y Villa Tunari de 108 kilómetros; Tramo II entre Villa Tunari y Pampa Tambo de 78 kilómetros; y el Tramo III entre Pampa Tam bo-Cochabamba de 65 kilómetros. La inversión para concretar los tres tramos se esma bor deará los 172,5 millones de dólares. Gran parte del GCC acompaña al trazo el Oleoducto Carrasco Cochabamba (OCC), buena parte de los ríos serán atravesados por perfo -

raciones dirigidas (debajo del lecho), en otras áreas se realizará excavaciones a zanja abierta. Entre 2010 y 2011, YPFB Transporte cumplió con proporcionar la capacidad de trans-

porte de gas natural e hidrocarburos líquidos requerida por el mercado. Esta operación fue realizada siguiendo los más altos índices de se guridad y disponibilidad operava como resul tado de las inversiones realizadas en el mante nimiento y mejoras de la red de ductos. El desarrollo de poliductos también es una prioridad para la estatal petrolera. El Poliducto Cochabamba-Oruro-La Paz (OCOLP), fue construido entre 1955 y 1956, y

cuenta con una línea paralela que va de Sica Sica a Senkata. Sirve como medio de transpor te para el suministro de combusbles al área occidental de Bolivia (Oruro-La Paz). Con una longitud de 365 kilómetros de los cuales 78,7 están enterrados y el resto en supercie, este poliducto opera 365 días al año. El OCOLP se inicia en la Estación Cabecera de Cochabamba situada a 2.630 metros sobre el nivel del mar (m.s.n.m.) y cuenta con tres esta ciones intermedias de bombeo: Estación Sayari 54+805 Kilómetros a 3.464 msnm, la Estación Caracollo 203+000 a 3.776 msnm que opera ocasionalmente y la Estación Oruro 165+300

Agencia de Noticias de YPFB, 14 de septiembre de 2011.

El Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), que une a Bolivia y Argentina, entró en opreacón el 30 de junio de 2011.

292


293



a 3.712 msnm, llegando a la Estación Terminal Senkata, en la ciudad de El Alto. La capacidad máxima actual de bombeo es de 12.000 BPD. Poliducto Cochabamba-Puerto Villarroel (PCPV) construido entre 1987 y 1989, sirve de medio de transporte para el suministro de la zona nor-este del país, de gasolina especial, kerosene y diesel oil. La zona de inuencia son las ciudades de Villa Tunari, Chimoré, Shinaota, Ivirgarzama, Entre Ríos y Puerto Villarroel, ade más de las ciudades de Trinidad, Guayaramerin y Riberalta, mediante carguío. El régimen de bombeo de productos livianos, gasolina especial y kerosene es de 1.887 BPD (300 m3/D) y el de diesel oil es de 1.761 BPD (280 m3/D), regímenes que están en fun ción de los productos empaquetados en el poli ducto. El ducto ene tres pulgadas de diámetro y una longitud de 224,86 kilómetros de los cua les 53 Kilómetros están enterrados y el resto en supercie. Cuenta con una estación de bombeo y tres estaciones reductoras de presión: Pampa Tambo, Santa Isabel y Lima Tambo y su terminal de recepción en la localidad de Puerto Villa rroel. El Poliducto Santa Cruz-Chore (OCSZ-I) fue construido en 1958 con el objeto de que trans portar crudo desde Camiri hasta la Renería de Santa Cruz. En 1978 se construyó el Oleoducto OCSZ II para el transporte de crudo, y el OCSZ I fue transformado en poliducto para el trans porte de derivados de petróleo desde la Rene ría Guillermo Elder Bell, hacia Camiri. Este poliducto ene una longitud de 270 kilómetros, tres estaciones de bombeo (Palma sola, Cabezas y Tatarenda) y la terminal de re cepción en Camiri. Con una capacidad de trans porte de 4.000 BPD. El Poliducto Camiri-Sucre (OCS) fue cons truido entre 1947 y 1949, ene como nalidad el abastecimiento de derivados de petróleo

294

a Monteagudo, Tarabuquillo, Qhora Qhora y Potosí. Tiene dos tramos: el primero con una tubería de seis pulgadas desde Chorety hasta Tapirani con una longitud de 236 kilómetros y una capacidad de transporte de 8.000 BPD; el segundo con una tubería de 4” y una longitud de 303,80 km desde Tapirani a Sucre, con una capacidad de trasporte de 4.000 BPD. Un 90% del ducto está en la supercie sobre soportes, el 10% corresponde a tramos enterrados en zo nas de carreteras y cruces. Este poliducto cuenta con cinco estaciones de bombeo (Chorety, Monteagudo, El Rosal, Ta rabuquillo y Tapirani) y una terminal de recep ción (Qhora Qhora). El Poliducto Sucre-Potosí (PSP) cumple la nalidad de transportar productos terminados de hidrocarburos como gas licuado de petróleo, gasolina especial y diesel oil, desde la Planta de Sucre (Qhora Qhora) a la estación de bombeo de Mariaca y luego a la Planta de Potosí, fue construido entre 1974 y 1975, abastece las ciu dades de Potosí, Tupiza y Uyuni. La longitud de este poliducto es de 108,70 kilómetros, con una tubería de tres pulgadas, la capacidad de trans porte es de 3.000 BPD. Poliducto Villamontes-Tarija (PVT), construi do de 1986 a 1989, ene como función el trans porte de productos elaborados, gas licuado de petróleo, gasolina especial, diesel oil y kerose ne, incluyendo GLP, para abastecer Tarija y las zonas comerciales de Bermejo y Villazón. Con una longitud de 176 kilómetros, el poliducto es de cuatro pulgadas de diámetro. El poliducto ene dos estaciones de bombeo (Villamontes y Entre Ríos) y la terminal Tarija. Con una capacidad actual de transporte de 1.500 BPD.97

97

Almacenaje de combusbles YPFB Logísca es una empresa que forma parte de YPFB Corporación, está a cargo de la logísca de transporte, almacenaje y despacho de hidrocarburos renados del petróleo a nivel nacional, para ello cuenta con dos unidades de negocio: transporte de hidrocarburos líquidos mediante poliductos a nivel nacional y almace naje y despacho de hidrocarburos líquidos me diante terminales de almacenaje. La estatal petrolera pagó en diciembre del año pasado, 16,443.000 dólares por el paquete accionario de la Compañía Logísca de Hidro carburos Boliviana (CLHB), nacionalizada en 2008 con la promulgación de un decreto supre mo del gobierno nacional. La empresa subsidiaria de YPFB Corpora ción es propietaria de 19 plantas de almacenaje instaladas y 98 tanques distribuidos en ocho departamentos del país, excepto Pando, de las cuales 16 (plantas) se encuentran en operación. Estos, prestan el servicio de recepción, almace namiento y despacho de productos renados de petróleo (diesel oil, gasolina especial, gaso lina premium, jet fuel, gasolina de aviación y kerosén). YPFB Logísca ampliará su capacidad de almacenaje de gasolina y diesel en un 150

por ciento, emprendimiento que demandará la inversión de 120 millones de dólares en el próximo quinquenio (2011-2015). En lo que se reere a diesel se aumentará en casi el 70% y gasolina en 130%, teniendo en cuenta que en un futuro inmediato se debe construir la renería en el alplano. Éste com plejo tendrá una planta de almacenaje asociada con lo que la capacidad de almacenaje a nivel nacional. Para la gesón 2012, YPFB Logísca ene previsto inverr 14 millones de dólares en pro yectos de almacenaje y transporte de hidrocar buros líquidos renados. Actualmente, YPFB Logísca ene una ca pacidad de almacenaje para diesel de 70 mil metros cúbicos y gasolina especial de 50 mil metros cúbicos. Las plantas de Senkata, Santa Cruz, Oruro y Valla Montes serán ampliadas paulanamente. La acvidad de almacenaje permite evaluar el empo que la capacidad instalada garanza el abastecimiento de cada producto a la pobla ción de inuencia, a través de la disponibilidad de espacio para generar un stock de seguridad.

Memoria Anual YPFB Logística 2008.


295



Redes de Gas Las década del 90, marca para el país el inicio de la distribución de gas natural por re-

YPFB Logística administra los tanques de almacenamiento de combustibles a nivel nacional.

des con la Cooperación Francesa y la ejecución de proyectos aislados y experimentales, ade más de la decisión gubernamental de entregar en concesión la distribución del energéco a la empresa privada. La denominada “guerra del gas” de octu bre de 2003, da un giro al concepto tradicional del manejo de nuestros recursos naturales y en parcular al servicio de distribución de gas naturaldomiciliario. En 2005 se inicia el proyecto 39-K que planteaba la ejecución de 39 mil instalaciones domiciliarias. En agosto de ese año, se pro mulga el Decreto Supremo 28291, instrumen to jurídico que crea el Fondo de Redes y Fon do de Operaciones e instruye las instalaciones gratuitas. El gobierno del Presidente del Estado Plu rinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, a par r de 2006 brindó todo el apoyo y respaldo a la connuidad del proyecto 39-K. En agosto de 2008 se crea la Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos en base a la estructura de la Di rección de Gas y el personal del proyecto 39-K con el principal objevo, “la masicación del uso del gas natural”. Posteriormente, la Constución Políca el Estado declara en su arculo 20 que el uso del gas natural es un derecho de la población boliviana y establece como un servicio básico. Bajo la dirección del presidente ejecuvo de YPFB, Lic. Carlos Villegas, el 2010 se cons tuye en el punto de inexión ya que como

nunca se producen 107 proyectos de construc ción de redes a diseño nal. En ese contexto, desde el 2003 al 2011 se consiguió instalar gas domiciliario a 305.969 predios en todo el país, gracias al tendido de 5.303.197 metros de tuberías, de los cuales 649.278 corresponden a redes primarias y 4.653.919 metros a redes secundarias.

INVERSIONES YPFB inverrá en redes de gas, a través de la Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos (GNRGD), $us 600 millones en los próximos cinco años (2011-2015). “El Estudio de mercado establece en un escenario conservador que al 2015 se bene ciará a 500.000 nuevos usuarios a nivel nacio nal. Para el efecto, se planicó realizar 100 mil instalaciones internas gratuitas cada año en el área urbana y rural. Mediante estas metas se pretende incrementar la cobertura de este servicio básico del actual 29.8% al menos un 77% hasta el 2015. En el caso de las ciudades de Beni y Pando la meta planteada cubrirá el 30% con el proyecto GNL”. 98 El presidente de la estatal petrolera, Car los Villegas, comentó en varias oportunidades que la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos, que se desarrolló en el Ministerio de Hidrocar buros en 2008, fue el primer documento que visualizó la ejecución de 500.000 instalaciones de gas a domicilio hasta el 2015. Complemen tariamente, el Plan de Inversiones de YPFB propuso duplicar esa cifra para que al menos 98

296


Memoria Anual 2010, GNRGD.

297



) s L o A i T d O e r T P ( S S E A 1 1 D G 0 E E R D 2

1 1 0 2

S S E A 0 D G 1 E E 0 2 R D

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S A N R E T N I S E N O I C A L A T S N I

7 0 0 2 6 0 0 2 5 0 0 2

E T N E U P O T C E Y O R P

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4 0 0 2 3 0 0 2

5 0 8 7 6 7 4 7 5 1 7 0 8 5 2 7 9 3 7 8 0 5 8 0 8 8 0 4 2 6 0 4 2 1 0 1 2 1 0 7 8 4 4 0 2 4 7 7 4 3 3 2 2 2 2 3 5 3 1 7 1 0 1 6 2 4 2 2 6 9 4 1 3 3 6 5 1 6 2 9 5 3 8 0 4 4 4 9 1 1 3 2 2 2 2 3 1

9 6 9 5 0 3

1 6 8 2 9 9 4 7 5 4 0 5 4 4 0 7 4 4 1 0 0 1 1 8 1 8 1 5 3 3 2

6 1 4 7 6

0 0 1

0 5 2

0 4 7 9 3 7 0 7 5 8 0 8 8 0 4 3 2 0 2 4 7 1 3 3 2 2 2 2 3 8 0 4 1 3 4 5 1 6 2 7 1 1 1 1

0 3 9 8 1 5 4 1 3 1

8 8 1 6 8 3 7 1 0 1 6 3

2 0 0 0 0 0 5 0 7 1 3 7 3 5

7 7 1 7 9 8 0 6 3

2 1 2 2 8 2 9 9 5 2

8 5 1 5 0 8 2 2 7 2 1 3 2 8 7 4 4 1 2 6 6 2 1

0 0 4 4 0 7 6 3 1

1 7 7 0 2 2 1 7 4 1 1

1 5 3 1 1

2 4

-

-

8 5 2 3 4 1 9

4 4 7 7 1 6 8 2

5 7 4 3 1 6 1 9 9

8 8 3 1

0 3 3

-

-

0 5 5 5 6 2 1

0 9 0 0 9 2 3 0 5 1 1

7 9 7

-

-

-

5 3 4

9 4 1 6 4 5 3 3 0 2 1

4 5 3 1

-

1 1 4 2

-

-

2 0 0 9 1 3 1 1

-

0 9 0 9 5 0 3 4

-

7 4 9 0 2 1 4

0 5 3 3 4

2 8 1 0 7

0 5 7

0 4 7 2 5

8 8 1 3 1 3 2

7 4 1 7 6

7 9 6

1 7 2

0 5 5 5 1

-

7 0 3

9 8

7 1 0 6

-

-

3 9

-

6 4 6 5

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-

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-

3 0 9 4

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-

-

0 0 0 2

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0 0 0 4 1

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2 0 0 2

-

1 0 0 2

-

-

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-

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0 0 0 2

-

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-

-

9 9 9 1

-

-

-

-

-

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-

-

-

8 5 9 9 9 3 1 1

6 4 2

-

9 4 1 6 2 4

4 4

7 9 9 1

-

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-

-

6 9 9 1

-

-

-

-

-

-

5 9 9 1

-

-

-

-

-

-

4 9 9 1

-

-

-

-

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8 6 3 2

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s a d n e i v i v o s o i d e r p

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S O T C E Y O R P

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298

a y a m a a o z t a c l a h c A P t a i l a a E L P V

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a i c o e b c u A b e r l a a c l u i r a S V T

o a d p u m g o a a g p r e u t n y a m o u a M M C

E R C U S

z u o r r C r i a s a e t e c n n a i t i r n t o m p n i o o a a a a S C S W M C

Z U R C A T N A S

a u g a r a h C

i a r m a a n z u r T a a g l a l r b i i v o I m l a : V : a l y e o r e r b c t a a a p a a a l a b i p p h a u z a a i a c l n c a i u q o u a i l h h C Q P S T C C C A B M A B A H C O C

L A T O T

YPFB cumple con el Distrito 8 de la ciudad de El Alto y procede con la apertura de zanjas para la instalación de redes de gas a domicilio. N G N D : e t n e u F


299



en los próximos cuatro años, la mitad de las fa milias bolivianas cuenten con el servicio social de gas natural en sus domicilios. Con estas acciones, YPFB no sólo contri buye a mejorar la calidad de vida de las bo livianas y los bolivianos, sino además avanza sobre la ruta del cambio de la matriz energé -

ca al sustuir el consumo de Gas Licuado de Petróleo (GLP) y reducir los márgenes de su exportación.

GESTIÓN 2011 La gesón 2011 se programaron 80 mil instalaciones de gas a domicilio con una inver -

INSTALACIONESINTERNAS (En Predios) InstalacionesI nternas La Paz El Alto Oruro

2012 6,000 26,000 4,000 3,000 4,000 14,000 13,000

2013 17,986 26,014 5,500 4,500 5,000 16,000 16,000 3,000 7,500

2014 18,226 23,774 6,500 5,000 6,000 18,000 19,000 4,000 10,500

Potosi Chuquisaca Cochabamba Santa Cruz CHACO PANDO Y BENI TOTAL 80,000 101,500 111,000 Fuente: Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos de YPFB Corporación

2015 18,865 23,135 6,000 5,500 7,000 18,000 22,000 4,500 12,800

2016 15,992 22,008 5,000 5,500 6,500 18,000 24,000 4,500 14,200

117,800

115,700

PORCENTAJE DE COBERTURA POR DEPARTAMENTO Plan 2009-2015 TOTAL

79%

94%

100

95%

95%

94%

80

62% 60

41% 40

20

0 SANTA CRUZZ

COCHABAMBA

LA PAZ

CHUQUISACA

POTOSÍ

ORURO

sión de 120 millones de dólares. La gesón 2011 concluyó con una ejecución presupuestaria del 88%. Se realizó 67.416 conexiones de gas domiciliario en todo el país, equivalente al uso de más de mil garrafas de Gas Licuado de Petróleo (GLP) al día que saldrán del mercado. En 2011 se tendieron 1.100.775 metros entre redes primarias y secundarias. Desde el 2003 hasta el 31 de diciembre de 2011 se ins talaron 5.303.197 metros de redes primarias y secundarias, lo que beneció con gas a domi cilio a 305.969 predios en todo el país. Para la gesón 2012 se ene previsto mantener el ritmo, la meta es de 80 mil ins talaciones de gas a domicilio a nivel nacional. El 80% estará concentrado en las ciudades de Santa Cruz y Cochabamba, el resto en La Paz, El Alto, Oruro, Potosí y Sucre, para ampliar lo que ya se ene construido. De acuerdo a las proyecciones de Redes de Gas, Oruro y Potosi serán las primeras ciu dades capitales del país en contar con una co bertura del 100% de gas domiciliario. “A nales de 2013 vamos a declarar el sector urbano de la ciudad de Oruro con co-

bertura total de gas natural, nos falta sólo un 10 por ciento (...) también al terminar este año el sector urbano de la ciudad de Potosí tendrá cobertura al cien por ciento de gas natural”. 99 En las provincias del departamento oru reño el gas llegó a las localidades de Caracollo y La Joya con una cobertura del 100%. El bene cio llegará a la población de Challapata. En el caso de la ciudad de Potosí, redes de gas ya ingresó a domicilio en las zonas pe riféricas. En la capital de la Villa Imperial sólo falta un 5% de cobertura y en las provincias el gas a domicilio ya llegó a Betanzos. Villazón y 99

Fuente: DNGN

300


(2) Declaración del gerente Nacional de Redes de Gas y Ductos de YPFB, Oscar López, La Razón y AN-YPFB. Diciembre 2011.

Tupiza se beneciarán con el proyecto de Gas Natural Licuado (GNL).

GNL El proyecto de GNL, conocido también como el “gasoducto virtual” de distribució n de gas natural, ene como objevo el cambio de la matriz energéca para el uso masivo del energéco, a través de la implementación de la tecnología de Gas Natural Licuado (GNL). Tendrá el siguiente impacto económico: re ducción del subsidio de diesel, ahorro econó mico en los subsidios de Gas Licuado de Petró leo (GLP) y gasolina por $us 163,97 millones en el período 2013-2020. YPFB Corporación ya inició el proceso de construcción de la planta de Gas Natural Li cuado (GNL) que beneciará al menos 25 po blaciones intermedias de La Paz, Santa Cruz, Beni, Pando, Oruro y Potosí, donde es dicil el acceso con gasoductos convencionales. La inversión programada para el 2012 es de $us 54 millones. El Directorio de YPFB Corporación, au torizó la primera quincena de febrero de 2012 el proceso de contratación para la Ingeniería Procura y Construcción (IPC) del proyecto GNL. El impacto de este proyecto consiste en la instalación adicional de redes de gas en las

localidades beneciadas. Es un proyecto de alto componente de responsabilidad social, no considera el usptream (exploración y pro ducción), sino el downstream (acvidades de transporte). El Gas Natural Licuado, no sólo bene ciará a los usuarios doméscos, sino también se extenderá a industrias, cementeras, ladri lleras, embotelladoras de gaseosas, a los sec tores comercial, transportes, hotelería y po blación en las ciudades intermedias alejadas de los gasoductos convencionales.

301



El Gas Natural Licuado es gas natural pro cesado para ser transportado en forma líquida a través de cisternas especiales. Es la mejor al ternava para llegar con el energéco a sios apartados, donde no es económico transpor tar el gas directamente por gasoducto. Una vez que las cisternas de GNL, dise ñadas con doble pared para evitar fugas, llega a la terminal de regasicación en la zona de

mercado, el GNL es bombeado hasta los tan ques de almacenamiento que son similares a los ulizados en la terminal de licuefacción. Luego, el GNL vuelve a su estado gaseo so original, para ello, se bombea desde los tan ques de almacenamiento y es calentado con vaporizadores hasta las condiciones de entre ga especicadas por las empresas de gasoduc tos y los usuarios nales. Posteriormente, el

Poblaciones beneficiarias con el GNL Llegará a través de cisternas a los puntos alejados del país para reemplazar a los gasodutos convencionales.

Zona II A Trinidad San Ignacio de Moxos San Borja Rurrenabaque

Zona II B

Miles de familias alteñas se benecian con las instalaciones de gas a domicilio.

Nº viviendas 38.340

Riberalta Cobija Guayaramerín Santa Ana de Yacuma

Zona I San Ignacio de Velasco Ascensión de Guarayos Cabezas San Julian San José de Chiquitos Roboré

Nº viviendas 53. 143


Zona III

Zona IV

Huanuni Challapata Llallagua Uyuni Tupiza Villazón

Copacabana Achacachi Coroico Caranavi Guanay Nº viviendas 9.355

304


Fuente: Gerencia

Nacional de Redes de Gas y Ductos


305



gas se distribuye a los usuarios mediante un gasoducto convencional. El gas natural ene el menor impacto ambiental de todos los combusbles fósiles por la alta relación hidrógeno-carbono en su composición. Los derrames de GNL se disipan en el aire y no contaminan el suelo ni el agua. Todos los sistemas de producción y transporte, así como la planta de proceso, están diseñados para evitar fugas y prevenir incendios. Las consideracio nes ambientales, de seguridad y de salud ocupacional son es trictas.

BENEFICIARIOS En la zona I se benecia las poblaciones de San Ignacio, Ascensión de Guarayos, Cabe zas, San Julian, San José de Chiquitos y Roboré en el departamento de Santa Cruz.

306

En la zona II-A que comprende Trinidad, San Ignacio de Moxos, San Borja, Rurrenaba que, se beneciarán 38.340 usuarios. En tanto que en la Zona II-B que abarca Riberalta, Cobija Guayaramerín, Santa Ana de Yacuma, se beneciarán 53.143; la Zona I que comprende San Ignacio de Velasco, Ascención de Guarayos, San Julián, San José de Chiquitos y Roboré, llegará a 17.431 usurios. La Zona III. Huanuni, Challapata, Llalla gua, Uyuni, Tupiza y Villazón el servicio llegará a 28.828 usurios y la Zona IV que comprenden Copacabana, Achacachi, Desaguadero, Coroico, Caranavi y Guanay, se beneciarán 9.355 usuarios. En la zona IV guran Copacabana, Achacachi, Coroico, Caranavi y Guanay, poblaciones ubicadas en el departamento de La Paz.


Capítulo 3 YPFB completa el circuito productivo y proyecta el desarrollo de la industria de los hidrocarburos

307



Nuevo ciclo exploratorio en Bolivia

C

308

YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DE SARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

on todo el desarrollo registrado en el sector de hidrocarburos en el úlmo quinquenio de apli -

cación de la nueva políca estatal del sector, el proceso de nacionalización ene una tarea que debe ser abordada con mayor profundi dad: la exploración de hidrocarburos. El desao del desarrollo exploratorio, desnado a reponer las reservas nacionales en un nuevo ciclo, es de responsabilidad de la empresa estatal petrolera, sus compañías sub sidiarias y las operadoras privadas, así como otras nuevas empresas que incursionen en Bolivia, atraídas por la condiciones ventajosas que ofrece el sector. En el objevo de incrementar las reser vas de hidrocarburos de Bolivia, YPFB Corporación formuló el Plan de Exploración 2011-2020 (PEX 2020), basado en el diagnósco de las dos úlmas décadas precedentes y el compor tamiento actual de la gesón de exploración en el país, plantea un conjunto de estrategias tendientes al desarrollo de la acvidad de prospección en busca de nuevos reservorios.

La historia de las inversiones en el sector hidrocarburos y en parcular el com portamiento de las mismas en materia de exploración consolidaron ciclos exploratorios que por lo general alcanzaron sus picos de

inversión, de acvidad y de incremento de reservas en directa relación con las mayores ventajas a la inversión (normalmente priva da) en exploración y explotación (llegando a entregar la propiedad de los hidrocarburos producidos y la denición del mercado a las empresas operadoras y tulares de contratos petroleros, como durante la capitalización). Ello no implica, sin embargo, dejar de re conocer que YPFB a lo largo de su historia rea lizó acvidad exploratoria fundamental para la ampliación de las áreas de hidrocarburos y el descubrimiento de reservas, tanto así que sin la gesón de la empresa estatal del gas y del petróleo en los primeros años de la década de los noventa no se hubieran descubierto las cuanosas reservas de San Alberto, el princi pal megacampo de gas natural y líquidos hoy existente.

309



Diagnóstico: Actividad exploratoria en Bolivia (Período1990-2010)

Las polícas vigentes en materia de hi drocarburos, plantean un desao mayor, por una parte dar curso a un nuevo ciclo explora torio en lo inmediato, y por otra parte superar la lógica de los ciclos para hacer de la explora ción en Bolivia una tarea permanente y estruc tural de YPFB, todo ello en el marco de contra tos de servicios, sin otorgar propiedad de los hidrocarburos a los operadores y tulares de dichos contratos, con una parcipación estatal sobre el valor comercial de la producción de

310

hidrocarburos equivalente a al menos 50% de dicho valor. En ese sendo, el PEX 2020 es la pro puesta integral de largo aliento que el proceso

de nacionalización asume con el objevo nal de incrementar las reservas de hidrocarburos de manera sostenida en el corto, mediano y largo plazo. Desde su creación, el21 de diciembre de 1936, YPFB ha atravesado épocas de gran impulso gubernamental y otras en las que la inestabilidad económica o políca afectó su


desarrollo empresarial. Desde entonces, YPFB realizó trabajos de exploración de una vasta área del territorio nacional, descubriendo im portantes reservas de hidrocarburos. En los úlmos 20 años se denotan tres períodos: Determinados por leyes liberales de hi drocarburos, el primer y segundo ciclo explo ratorio en Bolivia limitaron la parcipación del Estado sobre el sector de hidrocarburos, la capitalización desplazó acvos, atribuciones y parcipaciones de la estatal petrolera a la empresa privada relegándola a condición re sidual. Con la Ley 1194, vigente entre 1990 a 1995, las inversiones corrían a cuenta y riesgo del contrasta, siendo YPFB propietaria de la producción de hidrocarburos. En este período se rmaron diez contratos de operación para exploración y explotación, cinco de asociación y tres de recuperación mejorada, entonces los programas eran mínimos y no exisa un control o scalización efecva. La inversión de YPFB y las empresas privadas entre 1990 y 1996 fue de $us 355,63 millones. Entre 1990 y 1996 se realizaron 14 des cubrimientos, 11 de los cuales correspon dieron a YPFB, el principal de ellos, fue San Alberto, con el pozo SAL-X9, y descubrió los reservorios de gas en la formación Huamam pampa del sistema Devónico, constuyéndose en un megacampo gasífero, descubrimiento que luego formó parte del paquete de la capi talización que transrió dicho acvo a la em presa privada transnacional. Con la Ley 1544 de 21 de marzo de 1994 de Capitalización, y la Ley de 1689 de 30 de abril de 1996 de Hidrocarburos, se privazó la industria hidrocarburífera de Bolivia y YPFB asumió un rol únicamente de scalización y administración de los contratos de operación.

El Estado era propietario de las reservas en subsuelo, pero la producción de hidrocarburos era propiedad del contrasta, así como de la disponibilidad de la comercialización. Mediante la Ley de Capitalizaci ón se dividió YPFB en dos unidades de exploraciónexplotación: Andina S.A.M. y Chaco S.A.M. que fueron transferidas al sector privado mediante licitación internacional y constuyeron las em presas Andina S.A. y Chaco S.A. La relación de la propiedad de las acciones era de 50-50%. En forma posterior se generó el mecanismo para que el capital privado asuma la mayoría accio naria. Bajo esta modalidad se rmaron 61 con tratos de riesgo compardo para exploración, se llegó a perforar 120 pozos exploratorios, y se realizaron importantes descubrimientos de hidrocarburos: Sábalo, Itau, Margarita, Inca huasi, entre otros. En diez años se alcanzó $us 1.722,75 millones. Empero, exisó mucha subrogación de contratos entre las empresas operadoras y devolución de bloques, de los 61 bloques en contratos petroleros se devolvieron 39. Con la aplicación de la Ley de Hidrocar buros 3058, de 17 de mayo de 2005 y del D.S. 28701 de 1 de mayo de 2006, de Nacionali zación de los Hidrocarburos, el Estado recu pera la propiedad de los hidrocarburos en el subsuelo así como de los hidrocarburos pro ducidos. Se implanta un régimen imposivo favorable para el país, se devuelve a YPFB el rol de operador en toda la cadena de la indus-

tria petrolera y la recuperación de las acciones mayoritarias por parte de la estatal petrolera, constuyéndose YPFB Andina y YPFB Chaco. En octubre de 2006, las empresas operadoras petroleras suscribieron nuevos contratos de operación, de los cuales nueve in cluyen compromisos de inversión en explora -

311



ción administrados bajo el marco legal de la Ley 3058, de acuerdo a los Programas de Trabajo y Presupuesto (PTP) aprobados por YPFB. Posteriormente, se establecen contratos de exploración y explotación de áreas reservadas a favor de YPFB , mediante Ley 3430 de 21 de junio de 2007 y el D.S. 29217 de 2 de agosto de 2007. En ese contexto, YPFB y PDVSA se asocian y crean la empresa YPFB Petroan dina S.A.M. (60% propiedad de YPFB y 40% propiedad de PDVSA), con la cual es tán vigentes dos contratos de exploración y explotación de áreas reservadas a favor de YPFB, aprobados mediante las leyes 3910 y 3911 de 16 de julio de 2008 sobre 12 áreas (cinco en el Subandino Norte y siete en el Subandino Sur). Asimismo, se ponen en vigor con venios de estudios y contratos de servi cios petroleros . Los convenios de estudio constuyen una etapa previa a la suscrip ción de contratos de servicios petroleros, en la cual se evalúa el potencial explora torio del área reservada a favor de YPFB. Entre 2008 a 2010 se ejecutaron y aprobaron convenios de estudio que dieron lugar a la negociación de contratos

de servicios petroleros, que a la fecha son objeto de negociación, autorización y aprobación legislava conforme a la Cons tución Políca del Estado. Actualmente, se enen nueve áreas en convenios de es -

312

tudio y tres en proceso de suscripción ya aprobados por el directorio de YPFB. En este periodo existe mayor control y scalización de las acvidades de explo ración que desarrollan las diferentes em presas en el país. Entre 2007 y junio de 2011 se per foraron 18 pozos exploratorios. Las áreas hidrocarburíferas que obtuvieron decla ratoria de comercialidad son Huacaya, Curiche, Itau, Palo Marcado, El Dorado y Percheles. La inversión en exploración en el período 2007-2010 alcanzó a $us 368,69 millones, y la inversión programada para el 2011 es de $us 351,3 millones, lo cual marca una importante recuperación de inversiones en la acvidad. La inversión entre 1997-2005 co rresponde, en efecto, a la materialización de un ciclo exploratorio con un pico de inversión fuertemente fundado en el inte rés privado en desmedro del país. Debe tomarse en cuenta que en los años de la políca de privazación y ca pitalización, los gobiernos de entonces, mediante leyes y contratos petroleros establecieron que los hidrocarburos pro ducidos eran propiedad de las empresas tulares de dichos contratos, que el Esta do boliviano era propietario de los yaci mientos, lo cual no es parte del mercado, a diferencia de la reservas de hidrocarbu ros, una carga pública en forma de regalía


313



sobre la producción de hidrocarburos que al canzaba tan sólo a 18% del valor de los hidro carburos en los megacampos. El contexto actual en que el proceso de nacionalización plantea un nuevo ciclo explo ratorio, ene ya un agregado de más de $us 300 millones de inversión en exploración en el período 2007-2010, siendo relevante destacar también que para el 2011 la inversión pro gramada es superior a $us 300 millones y la inversión ejecutada en 2006, año de la nacio nalización, se hizo ya en un esquema de 50% de regalías y parcipaciones más IDH sobre el valor comercial de la producción. Ello signica que en estos primeros seis años de la nueva políca de hidrocarbu ros, considerando el período 2006-2011, el umbral de las inversiones en exploración su perará la cifra de $us 600 millones en un as -

censo propio de la consolidación de los ciclos

exploratorios en Bolivia, con la signicava diferencia de que hoy el 50% del valor de la producción se desna al Estado mediante car ga pública. Existe una parcipación económica contractualmente acordada a favor de YPFB (adicional a las cargas públicas antes citadas) y el Estado, así como YPFB dio señales claras sobre su eciente comportamiento, a empo de llegar a acuerdos comerciales en materia de exportación de gas natural, que marcan un horizonte posivo para las inversiones en el sector, que a diciembre 2011, marcaron como promedio una inversión mayor a $us 100 mi llones anuales en exploración, promedio que tendrá como tendencia el incremento con las estrategia del PEX 2020.

Incremento de las reservas nacionales de hidrocarburos El objevo del Plan de Exploración 2011 – 2020 de YPFB Corporación, es incre mentar las reservas de hidrocarburos en áreas exploratorias sujetas a contratos en vigencia, contratos a ser suscritos y en áreas operadas por YPFB Corporación, así como incrementar la acvidad exploratoria en áreas disponibles y en nuevas áreas reservadas a la estatal pe trolera. De acuerdo a los planes operavos se prevé incrementar reservas de hidrocarburos

en 25 áreas para incorporar 7,79 TFC (Trillones de Pies Cúbicos) de gas natural, además de 117,31 MMBbl (Millones de Barriles) de con densado y 29,30 MMBbl de petróleo. El nuevo ciclo exploratorio que está en curso, dinamizará las tareas de prospección por la vía de contratos de operación, explora ción y explotación de áreas reservadas a favor de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivia nos, contratos de servicios petroleros y con venios de estudios.

MARCO ESTRATÉGICO

MARCO ESTRATÉTIGO

Incrementar las reservas de hidrocarburos en áreas exploratorias sujetas a contratos en vigencia, contratos a ser suscritos y en áreas operadas por YPFB Corporación, así como incrementar la actividad exploratoria en áreas disponibles y en nuevas áreas reservadas a YPFB.

Componentes estratégicos

314


1er. Componente

2do. Componente

3er. Componente

UN NUEVO CICLO EXPLORATORIO

LA EXPLORACIÓN UNA GESTIÓN PEMANENTE Y SOSTENIDA.

APOYO A LA GESTIÓN DE EXPLORACIÓN.

315



La exploración a cargo de YPFB

Administración eciente de los contra tos y convenios de estudio vigentes, que se orienta a realizar las acciones necesarias para

El primer componente ene por nalidad materializar un nuevo ciclo explora torio en lo inmediato, corto y mediano plazo, basado en la implementación de estrategias en materia de contratos de operación, explo ración y exploración de áreas reservadas para YPFB (suscritos entre la estatal petrolera y YPFB Petroandina S.A.M.). Además, de convenios de estudio con informes nales aprobados para la conso lidación de contratos de servicios petroleros, convenios de estudio en ejecución y estudio en trámite de suscripción que deberían alcan zar a la suscripción de contratos que luego

serán autorizados y aprobados mediante ley, en cumplimiento de la Constución Políca del Estado, así como la exploración a cargo de YPFB que recupera a paso seguro su cualidad operava en la acvidad más importante de

• • • • • •

100

la cadena producva, con la ejecución de pro yectos exploratorios por parte de la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación, y el de sarrollo de otros proyectos exploratorios a car go de sus empresas subsidiarias YPFB Andina, YPFB Chaco y YPFB Petroandina. El ciclo exploratorio de la Nacionali zación de los Hidrocarburos comprende inver siones, ejecución de acvidades exploratorias y estudios relavos a la exploración, en fun ción del normal proceso de maduración de los proyectos en 61 áreas exploratorias a cargo tanto de YPFB Corporación como de las em presas petroleras privadas. Las estrategias que conforman este primer componente enfocan la realización de sus acvidades sobre las siguientes áreas: • Diez y nueve áreas bajo contratos de operación.

mejorar la administración de dichos contratos, explorar nuevos objevos y reservorios, y por ende alcanzar resultados posivos en materia de exploración. Objevo: Incrementar los recursos hi drocarburíferos, a través de una eciente y efecva administración y cumplimiento de los contratos de operación, contratos de ex ploración y explotación de áreas reservadas (CEEAR), contratos de servicios petroleros a ser suscritos y convenios de estudio.

· Metas: 101.- Incorporar nuevas reservas de hidrocarburos en el orden de: - 2,30 TCF de gas natural y 39,30 MMb bl de condensado, provenientes de descubri mientos comerciales sin cercación de reser vas de los contratos de operación: Ipa-Aquio, Rio Grande y El Dorado. - 0,40 TCF de gas natural y 8,12 MMB bl de condensado, provenientes de recursos prospecvos con alta probabilidad de ocu rrencia de los contratos de operación Guairuy101 Para todos los casos de cuantifcación de reservas, las metas no incluyen las áreas exploratorias, cuya información geológica existente a la fecha, no cumple las exigencias de la metodología adoptada por YPFB para dicha cuantifcación.

Doce Áreas reservadas bajo contratos de exploración y explo tación (YPFB Petroandina S.A.M.). Siete áreas reservadas bajo contratos de servicios petroleros (convenios de estudio aprobados). Tres áreas reservadas para YPFB Casa Matriz. 100 Ocho áreas reservadas en proceso de asignación a empresas subsidiarias. Nueve áreas reservadas en convenios de estudio suscritos. Tres áreas reservadas en proceso de suscripción de convenios de estudio (aprobado por el directorio). Las estrategias que comprenden este componente son: Considera, además de Ovai y Boyuibe, el área Carohuaicho 8C asignada a la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación para realizar actividades de exploración en las que ya ha hecho un relevamiento de la información y estudios técnicos de avanzada. En adelante la GNEE deberá presentar los proyectos exploratorios ante el Directorio de YPFB para su aprobación.

Pozo Aquío X 1001 (Santa Cruz)

316


317



Camiri, Carrasco, Vuelta Grande, Juan La no II/Chimoré, San Isidro. - 1,38 TCF de gas natural y 18,38 MMBbl de condensado, provenientes de recursos prospecvos de contratos de ex ploración y explotación en las áreas reser vadas con Petroandina S.A.M.: Iñau, Iñi guazu, Aguaragüe Sur “A”, Aguaragüe Sur

“B”, Aguaragüe Norte, Aguaragüe Centro y Tiacia. - 3,71 TCF de gas natural y 51,51 MMBbl de condensado + 29,30 MMB bl de petróleo provenientes de recursos

prospecvos de los contratos de servicios petroleros en las Huacareta, Azero, Itaca ray, Cupecito, Almendro y Sanandita.

Segundo componente, la exploración El segundo componente ene rela ción con el salto cualitavo que pretende su perar la historia de la exploración en Bolivia, construir una gesón permanente, estructural en materia de exploración, que no sólo dé lu gar a ciclos exploratorios, sino que dicha ac vidad sea constante y sostenida. El objevo es la reposición de reser vas a una velocidad razonable que supere el

ritmo de consumo de las reservas y permita ampliar los mercados de hidrocarburos tanto interno (consumo e industrialización) como

de exportación, para ello se establecen es trategias sobre la generación de información sobre las áreas hidrocarburíferas, evaluación, selección y promoción de las mismas con la nalidad de consolidar el circuito área de in terés hidrocarburífero – potencial del área de interés hidrocarburífero – promoción del área – convenio de estudio o contrato de servicios

– acvidad exploratoria. La estrategia sobre la que está fun dado este segundo componente, comprende programas y acvidades a realizarse sobre las

1er. Componente: Un nuevo ciclo exploratorio de YPFBI I

A I R - 19 áreas bajo CO. O T - 12 áreas de CEEAR (YPFB A R O L P X E D A D I V I T C A E D S A E R Á

PetroandinaS.A.M.) - 7 áreas en proceso de Contratos de Servicios Petroleros (Convenios de Estudioaprobados) - 3 áreas paraYPFB Casa Matriz. - 8 áreas en proceso de asignación a empresas subsidiarias, - 9 áreas en CE. - 3 áreas en proceso de suscripción de Convenios de Estudio (aprobado por Directorio)

S A I G É T A R T S E

Infraestructura del pozo exploratorio Aquío.

318


319



20 áreas reservadas para YPFB sin asignar dis ponibles al año 2011 y las 42 áreas nuevas en proceso de reservar para YPFB. Esta estrategia consta de: Gesón de Áreas Explorator ias Reser vadas a YPFB (áreas sin asignar y nuevas áreas) El objevo es lograr el desarrollo de acvidades exploratorias en nuevas áreas hi drocarburíferas asignadas a parr de criterios técnicos, ya sea mediante la asignación direc ta a YPFB Corporación o procesos objevos de selección de empresas para la suscripción de convenios de estudio y contratos de servicios petroleros, previa idencación, selección y promoción de áreas exploratorias reservadas para YPFB. Metas - Al 2013, el 40% de las áreas explora torias reservadas a YPFB, estarían bajo la mo dalidad de convenios de estudio, contratos de servicios petroleros o en acvidad explorato ria a cargo de YPFB Corporación. - Al 2015, el 50% de las áreas explora torias reservadas a YPFB, estarían bajo la mo dalidad de convenios de estudio, contratos de

servicios petroleros o en acvidad explorato ria a cargo de YPFB Corporación. - Entre el 2018 y 2020, mantener el 70% de las áreas exploratorias reservadas a YPFB, bajo la modalidad de convenios de estu dio, contratos de servicios petroleros o en acvidad exploratoria a cargo de YPFB Corporación (considerando que el número de áreas reservadas para YPFB se irá incre mentando). - Al 2013, tener cinco nuevas compañías co nocidas internacionalmente establecidas con personería jurídica para realizar ac vidades exploratorias en el país. - Al 2014, tener diez nuevas compañías de presgio y experiencia internacional de sarrollando acvidades exploratorias en Bolivia. - Al 2016, tener 15 nuevas compañías de presgio y experiencia internacional de sarrollando acvidades exploratorias en

Tercer componente, apoyo a la gestión de exploración El tercer componente del plan cuen ta con un conjunto de estrategias transversa les que sirven de soporte para la realización de las estrategias referidas previamente. Las estrategias son:

c1) Estrategia socio ambiental

nientes de aspectos sociales y ambientales, y viabilizar la acvidad hidrocarburífera en áreas protegidas y socialmente sensibles. Y acor tar empos y procedimientos de tramitación de autorizaciones ambientales, proponiendo instrumentos, normava y otros aspectos re lacionados.

El objevo es levantar las causales de fuerza mayor fundadas en aspectos sociales y ambientales, así como opmizar la gesón socio ambiental con la nalidad de garanzar el desarrollo de proyectos de exploración en áreas hidrocarburíferas. Las metas son contar con áreas habili tadas para la exploración, mediante el levan tamiento de causales de fuerza mayor prove -

Programas - Programa de atención a la problemáca so cial. - Programa de atención a la problemáca am biental: sobre posición con áreas protegidas. - Programa de agilización de procesos de auto rizaciones ambientales.

Bolivia

-

A parr del 2012, parcipar con propósi to de promover la exploración en Bolivia en al menos cinco eventos internacionales claves al año.

YPFB Petroandina SAM, realizó el relevamiento de información sísmica en Lliquimuni, al norte del departamento de La Paz.

320


321



Estrategia de fomento a la exploración de hidrocarburos El objevo de esta estrategia es con tar con mecanismos que incenven la in versión en exploración de hidrocarburos líquidos y gas natural a través de un fondo de fomento, además de establecer linea mientos de determinación de precios de gas natural favorables a la inversión en ex ploración de gas natural, en el marco de la Ley de Hidrocarburos. Programas • Programa de establecimie nto de mecanismos de fomento a la ex ploración de áreas con potencial petrolero. • Programa de gesón de mercados de gas natural

Estrategia de Fortalecimiento Instucional de YPFB El objevo es adecuar la gesón empre sarial operava y administrava de YPFB Cor poración, así como la incorporación de profe sionales especializados a la implementación del Plan de Exploración 2011-2020. Las metas consisten en poner en funcio namiento una estructura organizacional con procesos adecuados a la acvidad exploratoria, personal de las áreas de exploración de YPFB capacitado connuamente de acuerdo a requerimientos funcionales; infraestructura tecnológica adecuada a los requerimientos de la acvidad exploratoria.

322

Programas • Programa de fortalecimiento ins tucional. • Programa de capacitación . • Programa de fortalecimiento de la infraestructura tecnológica. Fomento a la exploración de hidrocarburos La estrategia ene por objevo con tar con mecanismos que fomenten la inver sión en exploración de líquidos y gas natural, teniendo por metas: • Constuir un Fondo de Fomento de Inversión Petrolera para fomentar la inversión en exploración de pe tróleo y líquidos. • Establecer lineamientos de deter minación de precios de gas natural favorables a la inversión en explo ración de gas natural, en el marco de la Ley de Hidrocarburos. Para tal efecto, al interior de esta Estrategia se prevén los siguientes programas: Mecanismos de fomento a la exploración de áreas con potencial petrolero Fortalecimiento de YPFB Corporación Esta estrategia ene por objevo adecuar la gesón empresarial operava y ad ministrava de YPFB Corporación, así como la incorporación de profesionales especializados a la implementación del Plan de Exploración 2011-2020, teniendo como metas:


• Estructura organizacional de YPFB en funcionamiento con procesos adecuados a la acvidad explorato ria. • Personal de las áreas de exploración de YPFB capacitado connuamente de acuerdo a requerimientos fun cionales. • Infraestructu ra tecnológica adecua da, de acuerdo a los requerimientos de la acvidad exploratoria. YPFB debe recuperar efecvamente su calidad de empresa operadora, con solidar la eciente administración de la gesón de exploración. Para esto es fundamental que la explo ración se lleve adelante en el mar co del presente Plan, esto signica que la administración de contratos petroleros, el manejo de áreas ex ploratorias, evaluación de áreas, es mación de recursos y los proyectos exploratorios sean generados por unidades especializadas de explora ción al interior de YPFB. En este caso, la Vicepresidencia Nacio nal de Operaciones (VPNO), es la endad na turalmente seleccionada para realizar las ac vidades operavas, y la Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización de Contratos (VPACF), será la encargada de rea lizar los estudios y evaluación de áreas explo ratorias, además de negociar y scalizar las ac vidades del upstream, así como administrar los contratos petroleros. Para lograr el obje vo planteado, se trabajará bajo los siguientes programas:

Programa de Fortalecimiento Instucional El potenciamiento instucional en acvidades de exploración desde YPFB se rea lizará a través: a) Del fortalecimiento de la Gerencia Na cional de Exploración y Explotación, dependiente de la Vicepresidencia Na cional de Operaciones y la adecuación de sus funciones al emprendimiento de acvidades operavas. b) La modicación (fortalecimiento) de la Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos, dependiente de la VPACF. c) La consolidación de la Gerencia Na cional de Administración de Contratos (GNAC). d) El fortalecimiento de la Gerencia Nacio nal de Fiscalización. Programa de Capacitación El factor más importante en todas las empresas exitosas es su gente. Sin las perso nas, no se puede realizar ningún trabajo, y sin suciente personal capacitado y experimenta do, ninguna empresa puede esperar buenos resultados. Se observa que gran parte de los proble mas actuales de las unidades con competencia en la exploración de YPFB están relacionados a los recursos humanos, por lo que se consi dera una necesidad prioritaria que la empresa tome acciones inmediatas para resolver esta situación. Actualmente, aplica en forma relava sus opciones previstas en los contratos exis tentes respecto a que su propio personal sea

capacitado por otras empresas y operadores. Es prioritario ulizar esta opción en forma sis -

323



temáca y total en el futuro, así como ampliar esta opción de capacitación en los contratos

futuros. Empero, para intensicar esta pro puesta se generará un agresivo Programa de Capacitación, basado en training especícos teórico-práccos (70% práccos), que, a su

vez serán complementados con capacitacio nes académicas, inclusive a nivel de maestría. Dichas capacitaciones serán coordinadas con organismos internacionales, empresas del rubro y aquellas que brindan servicios de ca pacitación, en programas especializados inhe rentes al sector.

La perforación del pozo Aquio X-1001 concluyó a inicios de 2011. El emprendimiento formó parte de los proyectos de exploración de la estatal petrolera.

Áreas de exploración bajo contratos de operación El Estado opmizará las tareas de ex ploración en 19 áreas, bajo contrato de ope ración, susucritos con empresas operadoras privadas. Actualmente existen 43 contratos de operación vigentes rmados con 16 empre sas petroleras establecidas legalmente en el país. La caracterísca de estos contratos es que corresponden a áreas de exploración y ex -

plotación. De los 43 contratos, se ene a seis empresas operando en 14 áreas exploratorias, que se describen en el siguiente cuadro, es tando cinco áreas en situación de “fuerza ma yor”. La acvidad exploratoria mediante con tratos de operación se exende en 172.125 hectáreas en Zona Tradicional y 1.846.875 hectáreas en Zona No Tradicional, de acuerdo a datos ociales.

ÁREAS RESERVADAS PARA YPFB Mediante el Decreto Supremo 676, de 20 de octubre del 2010, se am pliaron de 33 a 56, las áreas reservadas a favor de YPFB, congurando el área de exploración, como se presenta en el siguiente gráco: Las extensión de las áreas reservadas es de 10.784.664,95 hec táreas, 43 se encuentran en la Zona Tradicional (23,1% de la ex tensión de las áreas reservadas) y 18 (76,1%) en la Zona No Tradicional y 1 millón se encuentra en ambas zonas (0,9%). A su vez, los departamentos con mayor número de áreas son Santa Cruz (18), Tarija (14) y Chuquisaca (6), que además comparten 11 áreas. En cuan to a la extensión, Santa Cruz concentra el 17,8% de las áreas reservadas, seguido de La Paz con un 16,2%. Se debe destacar que ahora existen áreas reservadas en los nueve departamentos del país.

Estas 56 áreas reserva das para YPFB (62 efecvas), actualmente se distribuyen de la siguiente ma nera: 1. Doce áreas reservadas bajo Contratos de Exploración y Explotación (YPFB Pe troandina S.A.M.). 2. Siete áreas reservadas bajo Contratos de Servicios Petroleros provenientes de Convenios de Estudio.

324


3. Tres áreas reservadas para YPFB Casa Matriz. 4. Ocho áreas reservadas en proceso de asignación a Empresas Subsidiarias. 5. Nueve áreas reservadas en Convenios de Estudio suscritos. 6. Tres áreas reservadas en proceso de suscripción de Convenios de Estudio (aprobado por el directorio). 7. Veinte áreas reservadas para YPFB que están disponibles.

325



Cuadro No.2

Áreas Resevadas a favor de YPFB

Áreas en contrato de operación No.

OPERADOR

ÁREA DE EXPLORACIÓN

ACTIVIDAD

DEPARTAMENTO

500.000

400.000

600.000

800.000

700.000

2 0 0. 0 0

65°

66°

67°

68°

69°

70°

3 0 . 000 0

400.000

64°

5 0 . 00 0

6 0 0. 0

62°

63°

700.000

61°

800.000

200.000

300.000

60°

400.000

59°

500.000

58°

57° 9°

9°

9.000.000

9.000.000

1

YPFB ANDINA S.A

Sara boomerang III

Perforación programada

Santa Cruz

2

Sirari


Santa Cruz

3

Río Grande RG 53, 59 y 82


Santa Cruz

4

Sararenda-Guairuy

En perforación pozo SAR-X1

Santa Cruz

MAPA DE LA REPÚBLICA DE

8.900.000 10°

8.900.000 10°

ESCALA GRÁFICA

KILÓMETROS 8.800.000

5

TOTAL E&P

6

Aquio

En perforación pozo SAR-X1 pozo AQI-X1001

Tarija

Incahuasi (retención)

Perf. Programada pozo ICS-X2

Chuquisaca

8.800.000

COBIJA 11°

11°

8.700.000

8.700.000

7

PETROBRAS

Ingre

En proceso de Cesión de Contrato

Chuquisaca

8

BG

Ibibobo

Perf. Programada (en Retención)

Tarija

9

YPFB CHACO S.A

Vuelta Grande


Cochabamba

Carrasco Este


Curiche


Santa Cruz

Tajibo Sur


Santa Cruz

13

Tajibo


Santa Cruz

14

Tacobo


Santa Cruz

12°

12°

8.600.000

8.600.000

1 13°

13°

10

8.500.000

8.500.000

11

PLUSPETROL

14°

14°

12

8.400.000

8.400.000

TRINIDAD

15°

15°

2

8.300.000

8.300.000

EN SITUACIÓN DE FUERZA MAYOR No.

OPERADOR

ÁREA DE EXPLORACIÓN

L A G O T I T I C A C A

PROBLEMAS

DEPARTAMENTO

16°

16°

8.200.000

8.200.000

15

YPFB ANDINA S.A

16

Amboró, Espejos

Sobreposición áreas protegidas

Santa Cruz

Sara Boomerang I

Problemas Comunarios

Santa Cruz

LAPAZ

6 17°

17°

8.100.000

8.100.000

17

REPSOL

Tuichi


La Paz

18

YPFB CHACO S.A

Chimoré

Sobreposición en áreas protegidas

Cochabamba

19

PETROBRAS S.A.

Río Hondo


La Paz

4

COCHABAMBA

SANTACRUZ

ORURO

18° 18°

8.000.000

8.000.000

8 3

SUCRE 7.900.000

7.900.000

19°

19°

7

POTOSI

5

Contratos de exploración y explotación

7.800.000

7.800.000

20°

20°

7.700.000

7.700.000

21°

21°

TARIJA

Las 12 áreas en contratos de explora ción y explotación se describen en el siguiente cuadro, las mismas que se encuentran a car go de YPFB Petroandina S.A.M., representan 3.651.311,82hectáreas. A junio de 2011 se tenían siete áreas reservadas para la rma de contratos de ser vicios petroleros, derivados de convenios de estudio, cuyos informes nales fueron aproba dos por el directorio de YPFB, en el marco de

326

la Constución Políca del Estado, las leyes del Estado boliviano, así como el cumplimiento de requisitos exigidos por la estatal petrolera. Cuatro áreas se encuentran para au torización de la Asamblea Legislava Plurina cional, para la rma de contrato, dos áreas se

7.600.000

7.600.000

22° 22°

7.500.000

7.500.000

A R G E N T I N A

23°

7.400.000

69°

70°

400.000

500.000

68°

600.000

67°

700.000

800.000

66°

200.000

65°

300.000

64°

4 00 0. 00

63°

5 00 0. 00

23°

62°

6 00 0. 00

61°

700.000

800.000

60°

200.000

59°

300.000

58°

400.000

7.400.000 57°

500.000

encontraban en proceso de negociación con Total-Gazprom y Pluspetrol y otra en renego -

ciación con Eastern, de acuerdo a los registros ociales.


327



Resumen 56 áreas reservadas (62 efectivas) para YPFB por departamento EXTENSIÓN (ha)

UBICACIÓN DE LAS ÁREAS SANTA CRUZ

T

NT

T/NT

15

2

1

711.578,13

6,6

12

2

14

218125

2,0

6

601.325,00

5,6

4

1

5

1.105.625,00

2

CHUQUISACA CHUQUISACA-TARIJA SANTA CRUZ-CHUQUISACA

18 6

10,3

3

100.000,00

0,9

1

LA PAZ

1.752.500,00

16,2

3

3

LA PAZ-PANDO-BENI

1.000.000,00

9,3

1

1

SANTA CRUZ-CHUQUISACA-TARIJA

LA PAZ-COCHABAMBA-BENI

755.209,62

7,0

BENI-COCHABAMBA

723.502,20

6,7

35.000,00

0,3

847.500,00

7,9

COCHABAMBA POTOSÍ ORURO

515.000,00

PANDO TOTAL

4,6 100

5 1

2

4,8

500.000,00 10.784.664,95

1

1

1

1

1

3

2

2

1

1

1 43

La expansión de YPFB en tareas de exploración Con el objevo de lograr una eciente y efecva administración de las acvidades ex ploratorias en áreas hidrocarburíferas, YPFB Corporación se halla en pleno proceso de ex pansión de sus acvidades de prospección en busca de nuevos reservorios de gas natural y petróleo. En este contexto, la estatal petrolera dará connuidad a la exploración en áreas asignadas y asignará otras nuevas a la Ge rencia Nacional de Exploración y Explotación, asimismo se priorizará la generación de capa cidades para asumir más áreas exploratorias desde YPFB Casa Matriz y se fomentará mayor acvidad de prospección entre sus empresas subsidiarias.

Candad de Áreas

17,8

1.919.300,00

TARIJA

ZONA

% DE EXTENSIÓN

18

1 1

62

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos * T = Tradicional / NT = No Tradicional

Áreas reservadas autorizadas a YPFB de ma nera directa Ovai y Boyuibe son las dos áreas autori zadas a YPFB para su exploración a través de su Gerencia Nacional de Exploración y Explo -

Áreas reservadas en contratos de exploración y explotación (YPFB Petroandina S.A.M.) Nº

ÁREAS DE EXPLORAXIÓN

EXTENSIÓN (ha)

ZONA*

DEPARTAMENTO

1

Nº Área Reservada 3

MADIDI

690,000.00

NT

LA PAZ

2

4

SÉCURE

723,502.20

NT

BENI-COCHABAMBA

3

9

IÑAU

100,000.00

T

CHIQUISACA-SANTA CRUZ

tación. En Ovai, que corresponde a la Zona No tradicional de Santa Cruz, se ene prevista la realización de estudios de Geología y Geo sica, y en Boyuibe, ubicada en zona tradicio nal entre los departamentos de Santa Cruz y Chuquisaca, se realizan los trámites de licen ciamiento ambiental y se prevé la sísmica 3D, prospecto Itaguazurenda. Asimismo, YPFB ha decidido que la GNEE realice acvidades de exploración en áreas adicionales a las anteriormente señaladas, con la nalidad de fortalecer la gesón explo ratoria de YPFB Casa Matriz, tal cual establece el mandato del pueblo en el Referéndum y la Nacionalización, al determinar la recuperación de la vocación producva y operava de YPFB. En este marco, de acuerdo a lo determi nado por el nivel ejecuvo de YPFB, el área Ca rohuaicho 8C se asigna a la GNEE, para lo cual, en el corto plazo, dicha gerencia deberá pre sentar ante el directorio de la estatal petrolera

los correspondientes proyectos para su apro bación una vez se realicen los procedimientos correspondientes.

EMPRESAS

Áreas reservadas en contratos de servicios petroleros Nº

Nº Área Reservada

ÁREAS DE EXPLORAXIÓN

EXTENSIÓN (ha)

ZONA*

1

7

AZERO

785,625.00

NT

2

12

HUACARETA

453,750.00

NT

CHUQUISACA-TARIJA

PLUSPETROL

3

21

SANANDITA

11,875.00

T

TARIJA

EASTERN

TARIJA

4

2

RÍO BENI

1,000,000.00

NT

PANDO-LA PAZ-BENI

TARIJA

5

6

ALMENDRO

98,375.00

T/NT

SANTA CRUZ

NT

LAPAZ-COCHABAMBA-BENI

6

11

ITACARAY

58,750.00

T

CHIQUISACA

675,000.00

NT

LA PAZ

7

30

CUPECITO

95,625.00

T

SANTA CRUZ

387,500.00

NT

LA PAZ

4

13

TIACIA

91,225.00

T

CHIQUISACACA-TARIJA

5

14N

AGUARAGÜE NORTE

71,625.00

T

CHIQUISACA

6

14C

AGUARAGÜE CENTRO

49,125.00

T

TARIJA

7

14SA

AGUARAGÜE SUR “A”

29,375.00

T

TARIJA

8

14SB

AGUARAGÜE SUR “B”

14,375.00

T

9

15

IÑIGUAZU

64,375.00

T

10

31

CHISPANI

755,209.62

11

32

LLIQUIMUNI

12

33

CHEPITE

CONTRATO E&E -YPFB PETROANDINA S.A.M.

DEPARTAMENTO CHUQUISACA-SANTA CRUZ

EMPRESAS TOTAL-GAZPROM

GTLI



328


329



Áreas reservadas autorizadas a YPFB de manera directa

Áreas reservadas en convenios de estudio

Nº

Nº Área Reservada

ÁREAS DE EXPLORACIÓN

EXTENSIÓN (ha)

ZONA*

DEPARTAMENTO

EMPRESA ASIGNADA

Nº

Nº ÁREA RESERVADA


EXTENSIÓN (ha)

ZONA*

1

28

BOYUIBE (28)

75,000.00

T

SANTA CRUZ-CHUQUISACA

YPFB CASA MATRIZ-GNEE

1

16

SAN TELMO

193,359.38

NT

TARIJA

PETROBRAS

2

41

OVAI (41)

161,250.00

NT

SANTA CRUZ

2

22

ASTILLERO

21,093.75

T

TARIJA

PETROBRAS

3

8C

CAROHUAICHO “8C”

T

SANTA CRUZ

3

23

SUNCHAL

57,500.00

T

TARIJA

PETROBRAS

4

37

FLORIDA

29,375.00

T

SANTA CRUZ

PLUSPETROL

5

39

ARENALES

98,875.00

T

SANTA CRUZ

PLUSPETROL

6

40

TAPUTA

42,500.00

T

SANTA CRUZ

PLUSPETROL

7

43

YUCHAN

40,000.00

NT

TARIJA

YPF S.A.

8

46

CAPIGUAZUTI

22,000.00

T

CHUQUISACA

YPF S.A.

9

47

RIO SALADO

50,000.00

T

TARIJA

YPF S.A.


Nuevas áreas en proceso de asignación a empresas subsidiarias

DEPARTAMENTO EMPRESAS


Hasta junio de 2011, ocho áreas fue ron solicitadas por empresas subsidiarias de YPFB (YPFB Chaco S.A. y YPFB Andina S.A.) y se encontraban en proceso de rma de contra to, una vez autorizada la asignación de dichas áreas por parte del nivel ejecuvo de YPFB. YPFB Corporación y sus empresas subsidiarias, en el marco de las normas legales aplicables, deberán negociar y suscribir los co rrespondientes contratos petroleros.

A mediados de ese año, se tenían nueve áreas en convenios de estudio suscritos por YPFB de acuerdo al siguiente detalle: tres con Petrobras, tres con Pluspetrol y otra candad similar con la argenna YPF S.A. Asimismo, se enen tres áreas que se

De las 56 áreas reservadas a YPFB (62 efecvas), a junio de 2011, un total de 20 áreas se encontraban disponibles. Estas ocu pan una extensión de 3.275.175 hectáreas, lo que representa un 6% del área de interés hidrocarburífero, 15 son tradicionales, las que representan 1.020.175 hectáreas (34% de la

encuentran en proceso de suscripción de con-

venios de estudio con Petro Vietnam, una vez que se cuente con la correspondiente autori-

extensión de las 20 áreas), por lo que enen un plazo inicial de exploración de siete años. En tanto que las áreas No Tradicionales, con un plazo de 10 años para la explora ción, son cinco que corresponden a 2.255.000 hectáreas (69% de la extensión de las 20 áreas).

zación del Directorio.

Áreas reservadas en proceso de suscripción de convenios de estudio Áreas reservadas en proceso de asignación a empresas subsidiarias Nº ÁREA RESERVADA


1

8D

CAROHUAICHO “8D”

2

20

3

34

4 5

Nº

EXTENSIÓN (ha)

ZONA*

DEPARTAMENTO

EMPRESAS

100,000.00

T

S AN TA CR UZ -C HU QU IS AC A

Y PF B A ND IN A S .A .

CAMATINDI

10,725.00

T

CHUQUISACA-TARIJA

YPFB CHACO S.A.

ISARSAMA

28,750.00

NT

COCHABAMBA

YPFB CHACO S.A.

35

MANCO CAPAC

5,000.00

T

COCHABAMBA

YPFB CHACO S.A.

36

SAN MIGUEL

1,250.00

T

COCHABAMBA

YPFB CHACO S.A.

6

38

EL DORADO OESTE

86,250.00

T

SANTA CRUZ

YPFB CHACO S.A.

7

50

SAN MARTIN

11,875.00

T

TARIJA-CHUQUISACA

YPFB CHACO S.A.

8

8A

CAROHUAICHO “8A”

100,000.00

T

SANTA CRUZ

YPFB CHACO S.A.

Nº NºÁrea Reservada ÁREAS DE EXPLORACIÓN

EXTENSIÓN (Ha) ZONA*

DEPARTAMENTO

EMPRESAS

1

26

ISIPOTE

33,750.00

T

CHUQUISACA - TARIJA

PETROVIETNAM

2

29

YOAI

45,000.00

NT

SANTA CRUZ - CHUQUISACA PETROVIETNAM

3

42

ALGARROBILLA

43,125.00

T

TARIJA

PETROVIETNAM



330


331



INVERSIONES EN EXPLORACIÓN 2012 - 2016 (En millones de US$

1400

1200

Áreas reservadas disponibles Nº

Nº Área Reservada


EXTENSIÓN (Ha)

1000

ZONA*

DEPARTAMENTO

800

1

1

MADRE DE DIOS

500,000.00

NT

PANDO

2

5

CEDRO

99,775.00

T

SANTA CRUZ

3

88

CAROHUAICHO “8B”

98,750.00

T

SANTA CRUZ

4

10

SAUCE MAYU

45,750.00

T

CHUQUISACA

5

17

COIPASA

515,000.00

NT

ORURO

6

18

CORREGIDORES

655,000.00

NT

POTOSÍ

7

19

BUENA VISTA

2,500.00

T

CHUQUISACA

8

24

SAYURENDA

91,750.00

T

TARIJA

9

25

VILLAMONTES

12,500.00

T

TARIJA

10

27

CARANDAITI

100,000.00

T

SANTA CRUZ-CHUQUISACA-TARIJA

11

44

CASIRA

192,500.00

NT

POTOSÍ

12

45

LA CEIBA

33,125.00

T

TARIJA

13

48

LA GUARDIA

90,625.00

T

SANTA CRUZ

14

49

IGUEMBE

17,500.00

T

CHUQUISACA

15

51

OKINAWA

99,850.00

T

SANTA CRUZ

YPFB Andina S.A

69.00

16

52

RODEO

98,050.00

T

SANTA CRUZ

YPFB Chaco S.A

67.50

17

53

PILAR

392,500.00

NT

SANTA CRUZ

18

54

EL REMATE

50,625.00

T

SANTA CRUZ

19

55

NUEVO HORIZONTE

96,875.00

T

SANTA CRUZ

20

56

PUERTO GRETHER

82,500.00

T

SANTA CRUZ


600

400

200

2016 0 2013 2012

2014

2015

Total Acumulado

Total

Inversiones en Exploración por unidades Ejecutoras (En millones de dólares)

REPSOL PLUSPETROL

0.43 41.30

PETROBRAS

0.97

TOTAL E&P

86.00

C.E. TOTAL-GAZPROM

50.00

C.E. GTLI

24.60

C.E. E&P LTDA

3.40

C.E. GLOBAL S.A.

0.60

MATPETROL BGBolivia YPFB PETROANDINA SAM YPFB - GNEE

0.01 10.09 147.50 18.00

TOTAL

519.40

TOTAL ACUMULADO

519.40

Fuente: PTP´s Gesón 2012 y PEC-PI-17-12-2010-DIRECTORES

332


333



industrialización

La del gas se inicia en Bolivia La historia registra a la década de los años 1970 como uno de los períodos donde surgió la intención de industrializar el gas natural en

Bolivia en el marco del Pacto Andino, hoy Co munidad Andina de Naciones (CAN). En esa época, Bolivia fue señalada como potencial proveedor de una serie de produc-

tos petroquímicos, que en ese momento no estaba en condiciones de producir por falta de

334


infraestructura, pero fundamentalmente por la ausencia de una políca especíca de desa rrollo de la industria petroquímica. La ulización del gas natural como materia prima, estaba orientada a proyectos petroquí micos con nes de producción de ferlizantes (Amoniaco-Urea) y polieleno de alta y baja densidad, pero vanos fueron los intentos de implementar uno de estos proyectos.

AÑO

INTENCIÓN DE INDUSTRIALIZAR LOS HIDROCARBUROS SIN ÉXITO

1964

YPFB encargó a la empresa Kellog un estudio de facbili dad técnica para una planta de ferlizantes y explosivos (cadena amoniaco-urea-nitrato de amonio).

1970

En el marco del Pacto Andino (hoy Comunidad Andina de Naciones), se asignó a Bolivia la producción de productos petroquímicos.

1976

YPFB encargó a la Universal Oil Products un estudio en la cadena de esreno y poliesreno.

335



En la actualidad, la creciente demanda energéca a nivel mundial, el notable aumen to en los precios internacionales del petróleo

y la fuerte correlación con los precios de sus derivados, resultaron en un incremento en los precios de los productos renados y petroquí micos, que impulsó el desarrollo de un ciclo fa vorable para el sector petroquímico mundial, donde se observa la presencia de iniciavas para ampliar las capacidades industriales. “En este marco, en Bolivia existe un de cidido impulso a iniciar la etapa de la indus trialización del gas a través de la industria petroquímica, procesando el gas natural para la obtención de disntos productos, habién dose priorizado en el año 2009 los proyectos de Amoniaco-Urea y Gas a Líquidos (GTL), los cuales requieren de cuanosos recursos para ser implementados. Por diversos movos, el despegue de este proceso de industrialización, ha sufrido algún retraso desde su concepción, pero una de las razones más importantes para esto es que YPFB se encontraba en una etapa de con solidación de sus acvidades primarias, así como de andamiaje de su estructura corpora va a través de la recuperación de las empre sas nacionalizadas”. 102 La Constución Políca del Estado es tablece que es un n y función esencial del Estado Plurinacional de Bolivia promover y garanzar el aprovechamiento responsable y planicado de los recursos hidrocarburíferos e impulsar su industrialización. Asimismo, es tablece que el Estado asumirá el control y la dirección sobre la exploración, explotación, in dustrialización, transporte y comercialización de los recursos naturales estratégicos. 102 YPFB, Plan de industrialización del gas natural 2011 – 2016, S/E, La Paz – Bolivia, 2011, pág. 2.

336

Según el Plan de industrialización del gas natural 2011-2016 de YPFB, la industrializa ción del gas natural signica la implementa ción sostenible de la industria petroquímica en Bolivia que pueda abastecer el mercado interno y que sea compeva en mercados internacionales. En este sendo, es necesario contextualizar la industria petroquímica en el mundo y las caracteríscas propias del país en el cual se desenvolverá este proceso. La industria petroquímica llamada la madre de las industrias por el desarrollo tec nológico alcanzado durante décadas de inves gación y desarrollo, además de la implementación de plantas de mayor escala y con mayor grado de opmización tecnológica, se desen vuelve en un escenario internacional con ca-

racteríscas parculares. El pedido del pueblo boliviano de in gresar a la era de la industrialización de los

hidrocarburos está próximo a plasmarse ini cialmente con las dos plantas de separación de líquidos Río Grande en Santa Cruz y Gran Chaco en Tarija. Para ingresar a esa nueva etapa, YPFB encara proyectos de inversión para despegar y viabilizar la industria química del gas en el país. Estos complejos permirán disminuir las importaciones y los subsidios de derivados del petróleo, mediante la recuperación de licua bles de las corrientes de exportación de gas natural. En esa línea, la estatal petrolera desna una inversión signicava en las plantas de se paración de líquidos y los proyectos de plantas de industrialización Amoniaco Urea y Eleno Polieleno que permirán a Bolivia exportar productos con valor agregado y generar ma yores ingresos. La exportación de productos que con enen mayor valor agregado resulta posiva


para la balanza comercial y para la balanza de pagos. La exportación implica una demanda para la producción domésca de bienes y mul plica los ingresos de la economía en general y de las empresas exportadoras con la corres pondiente generación de divisas. “Vamos a tener un perl diferente en nuestra economía porque no solamente va mos a exportar materia prima, sino también vamos a producir y exportar productos hidro carburíferos con valor agregado, industrializa do. Estos proyectos son fundamentales para Bolivia porque nos permirán, con seguridad, tener una infraestructura cualitavamente di ferente”, resaltó el presidente de YPFB Corpo ración, Carlos Villegas. Una vez puestas en operación, las plantas de separación de líquidos de Gran Chaco y Río Grande, atenderán toda la demanda interna de líquidos del país. Esta situación permirá a

Bolivia dar un salto cualitavo en su historia porque se converrá en un país exportador neto de Gas Licuado de Petróleo (GLP) y gaso lina a nivel de Lanoamérica, pues el exceden te, se comercializará a Argenna, Paraguay, Perú, Brasil y otros mercados potenciales. El impacto de ambas plantas será signi cavo para el país, pues inyectarán divisas de aproximadamente $us 1.120 millones anua les, según una esmación de la estatal petro lera en base a un estudio económico social. Con la implementación de estas plantas nanciada con recursos provenientes del cré dito del Banco Central de Bolivia, el país se au toabastecerá con estos hidrocarburos líquidos y se garanzará la seguridad energéca. Los procesos de licitación y adjudicación inherentes a ambos complejos de separación de líquidos, se realizaron en actos públicos y transparentes.

Capacidad de proceso y producción en las plantas de separación de líquidos de YPFB Producto

Gran Chaco

Río Grande

Gas natural

5,6 MMmcd

32

GLP

361 TMD

2.247 TMD

Gasolina natural

350 BPD

Etano Isopentano

MMmcd

1.658 BPD 3.144 TMD

195 BPD

1.044 BPD

Fuente: Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos de YPFB

337



Planta Río Grande La Planta de Separación de Líquidos de Río Grande será construida en la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz. Procesará un caudal máximo de gas rico de exportación de 5,6 MMmcd. Además, produ cirá 361 toneladas métricas diarias de GLP, 350 barriles por día de gasolina estabilizada y 195 barriles por día de gasolin a rica en pentanos. El presidente de YPFB Corporación, Car los Villegas y el gerente general de la empresa argenna Astra Evangelista S.A. (AESA), Pablo Fernitz, rmaron el 14 de enero de 2011, el contrato de adjudicación de la “Ingeniería, Pro cura, Construcción y Puesta en Marcha (IPC) para la Planta de Separación de Líquidos Río Grande”, por un monto de $us 159.462.470. La empresa argenna AESA posee una amplia experiencia en el rubro, en Bolivia, pues instaló la planta de procesamiento de gas en Sábalo operado por Petrobras y construyó la planta de tratamiento de Gas Santa Rosa que fue entregada por YPFB Chaco. El precio referencial para la planta de Río Grande se denió de acuerdo a normas de la industria petrolera que se realiza en base a estudios de ingeniería conceptual, básica exten -

dida, aspecto que diferencia al proyecto de la anterior administración de YPFB que no contó con ningún estudio, según los documentos en contrados en la estatal petrolera. “En la anterior gesón, en el contrato Catler Uniservice, en el aspecto técnico se pro ponía sólo sistemas de procesamiento de gas donde se separa líquidos como GLP. También proponían el sistema de almacenaje de GLP y no se incluyó un conjunto de sistemas necesa rios y otros estándares para una planta (…) No

338

se incluyó el sistema de control de motores, el sistema contra incendio, la sala de generado res, el sistema de tratamiento de agua, el sis tema de carguío de GLP, el sistema de carguío de gasolina estabilizada, el sistema de medi ción de GLP, el sistema de medición de gasoli na estabilizada, talleres, laboratorios, sistema de evacuación de GLP por ducto, el sistema de evacuación de gasolina estabilizada, entre otros”, menciona un informe de YPFB. El complejo de Río Grande, que inicia rá operaciones el 2013, también contará con equipos de turbo compresión y motogene radores desnado al suministro propio de energía eléctrica para la Planta. Las órdenes de compra de los equipos principales fueron emidas y están en construcción en EEUU (turboexpander, turbocompresor y motoge neradores), Alemania (Plate Fin Exchangers) Argenna (skids de proceso, columnas, ltros, enfriadores, intercambiadores de calor, re cipientes y otros equipos) y algunos equipos estácos de almacenamiento de GLP que son construidos en Bolivia (bullets). La scalización de la ingeniería, procura, construcción, puesta en marcha y operación (IPC) de la Planta de Separación de Líquidos Río Grande, estará a cargo de la empresa Bol pegas S.R.L., que fue contratada por YPFB para realizar esa tarea. Todo proceso de un proyecto en condi ciones normales necesariamente debe seguir los pasos de los estudios de pre inversión para

Construcción de la Planta de Separación de Líquidos Río Grande, en el departamento de Santa Cruz.

llegar a la ejecución. Así lo recomienda la nor mava boliviana para proyectos de inversión y las buenas práccas de ingeniería.


339



En el estudio de ingeniería conceptual, como su nombre lo expresa, se conceptualizan puntos muy importantes como la micro locali zación, selección de tecnología, estudios pre liminares ambientales, evaluación económica nanciera con un (+-) 30% de incerdumbre, entre otros.

En el estudio de ingeniería básica exten dida se realizan los documentos importantes como el cronograma de ejecución, se obe ne documentos muy especializados de inge niería, evaluación económica nanciera muy aproximada al presupuesto de inversión con un (+/-) 10% de incerdumbre.

Planta Gran Chaco La Ingeniería, Procura, Construcción y Puesta en Marcha (IPC) de la Planta de Sepa ración de Líquidos Gran Chaco, será ejecutada por la empresa española Técnicas Reunidas por un monto de $us 498.650.000. Con la parcipación del presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, el tular de YPFB Corporación, Carlos Villegas y el máximo representante de la com pañía española Técnicas Reunidas, Juan Lladó, rmaron en Yacuiba-Tarija el contrato de adju dicación el 26 de octubre de 2011. “La recuperación de nuestros recursos

naturales y su industrialización es todo un pro ceso (…) Pasamos a la segunda etapa con este contrato de la construcción de una planta se-

paradora de líquidos en el chaco boliviano que es el inicio de la industrialización en el que se

va a dar valor agregado a este recurso natural

tan importante”, sostuvo en la oportunidad Morales Ayma. De esta planta de separación de líquidos, se extraerá propano y butano, que es el Gas Licuado de Petróleo (GLP) que se emplea en hogares y fábricas; isopentano y gasolina natu ral estabilizada, para abastecer a las renerías de todo el país; metano, que será empleado para incrementar la exportación de gas hacia la Argenna; y, nalmente, se extraerá etano, materia prima para la planta petroquímica, para que el país pueda industrializar sus hidro carburos y producir pláscos. La adjudicación a esta empresa deriva de una larga evaluación que se hizo a la propues ta técnica y económica de varias empresas proponentes. A parr de ahí se adjudicó este La Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco será una de las tres más grandes de Latinoamérica. En la foto, el complejo de Camisea Perú que realiza similar proceso.

340


341



proceso a Técnicas Reunidas con un precio por debajo del precio referencial que era de $us 523.016.660, según un informe de la Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos de YPFB. La Planta Gran Chaco, que iniciará opera ciones en junio de 2014, procesará un caudal máximo de gas rico de exportación de 32 Mi llones de Metros Cúbicos por Día (MMmcd). Producirá 2.247 toneladas métricas diarias

(TMD) de GLP, alrededor de 1.658 barriles por día (BPD) de gasolina natural estabilizada, 1.044 BPD de isopentano y 3.144 TMD de eta no, que es el insumo principal en el proceso de industrialización de los hidrocarburos. La Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco será construida por la empresa española, en el municipio de Yacuiba, provin cia del mismo nombre en el departamento de Tarija.

Georeferenciación satelital de la ubicación de los terrenos donde será construída la Planta Gran Chaco, en Yacuiba, Tarija.

342


Para la localización e instalación de este complejo fue determinante la proximidad al Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), ducto principal de exportación de gas natural a la Argenna, además de la viabili dad tanto técnica, como ambiental y social. En base a ello, esta planta será emplazada en un área úl de 77 hectáreas. Técnicas Reunidas ene el compromiso de elaborar la ingeniería de detalle, la compra de equipos, la construcción y la puesta en mar cha, es decir, el funcionamiento de esta mega planta que será una de las tres más grandes de Sudamérica junto a Argenna y Perú porque procesará 32 Millones de Metros Cúbicos por Día (MMmcd) de gas natural. YPFB inició el 26 de abril de 2011 el pro ceso de contratación y mediante Resolución Administrava, la estatal petrolera adjudicó a la empresa Técnicas Reunidas por ofertar las mejores condiciones técnicas y económicas para YPFB. La rma de este contrato fue autorizada por el Directorio de YPFB Corporación, me diante Resolución Nº 87/2011, el 21 de oc tubre del mismo año, con la parcipación de las gobernaciones de los departamentos pro ductores de Tarija, Santa Cruz, Cochabamba y Chuquisaca y los representantes de los Minis terios de Hidrocarburos, Planicación y Econo mía y Finanzas Públicas. Este complejo, inyectará divisas para el país por aproximadamente $us 1.000 millones por año y generará un impacto socioeconómi co posivo, según un cálculo preliminar de la Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos de YPFB Corporación. Para la generación de energía eléctrica, la planta contará con tres turbogeneradores y cuatro turbocompresores de gas residual, equipos que serán dotados por la empresa in -

ternacional Siemens Energy Inc., por un mon to total de $us 93, 4 millones. Estos equipos opmizarán el empo de la construcción del complejo y contribuirán al ahorro signicavo del proyecto, calculado en aproximadamente $us 30 millones. Los turbocompresores comprenden una turbina K-201 A/B/C/D, un compresor de gas residual X-201 A/B/C/D, calentadores de Hot Oíl E-502 A/B/C/D, herramientas, repuestos y sistemas auxiliares. Los turbogeneradores incluyen una turbina K-601 A/B/C, un generador eléctrico G-601 A/B/C, un calentador de gas de regene ración E-501, herramientas, repuestos y siste mas auxiliares. Tras un proceso la licitación, se contrató a la empresa Tecna Bolivia para que scalice el IPC de esta planta y será el brazo derecho de la Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos para garanzar aspectos impor tantes como calidad, costo y empo. El presidente de la compañía española Técnicas Reunidas, Juan Lladó, en la oportuni dad destacó la rma de este contrato y agra deció a YPFB por la conanza depositada en esa oportunidad. “Es un proyecto de muchísimo valor aña dido y que va a suponer un gran avance en el desarrollo del mercado de hidrocarburos de Bolivia. No ha sido fácil llegar aquí porque to dos quieren venir. Hemos tenido que compe r con alemanes que se asocian con italianos, con empresas chinas de primer nivel que se asocian con otras empresas de primera cali dad”, mencionó Lladó. Bolivia ene grandes recursos sin explo tar y Técnicas Reunidas quiere contribuir a de sarrollarlos con la intención de formar al ma yor número posible de ingenieros y personal especializado en Bolivia.

343



“No hace falta ser un experto en econo mía para leer los periódicos y encontrar que este país es serio, que atrae a los inversores de fuera, que crece, mejora y que día a día su calidad de vida es un poco mejor. Es un país que nos apetece mucho venir”, destacó Lladó. La compañía en e una larga experiencia en proyectos internacionales de tratamiento de gas natural con más de 35 referencias y con dos unidades de construcción reciente en Ara -

bia Saudita, que se cuentan entre las de mayor capacidad en el mundo. La compañía es una de las principa les empresas internacionales de ingeniería y construcción que provee servicios de ingenie-

ría, compra de materiales y construcción de plantas industriales y de generación de ener gía, en parcular en los sectores de produc ción de petróleo y gas, reno y petroquímico.

Plan quinquenal para la industrialización del gas El Directorio de Yacimientos Petrolí feros Fiscales Bolivianos (YPFB) aprobó el 18 de agosto de 2011 el Plan Quinquenal de In dustrialización del Gas Natural 2011-2016 que incluye los proyectos “Amoniaco urea”, “Ele no polieleno” y “Gas a líquidos”. El objevo de este plan es impulsar la transformación petroquímica del gas natural para obtener derivados con valor agregado, ya sea para la industria o para el consumo masivo en el mercado interno y generar excedentes para la exportación. Se establecieron como estrategias la producción de ferlizantes nitro genados, la producción de polielenos y el in cremento de producción interna de diesel oíl. Según un informe de la Dirección Legal de la estatal petrolera, este plan de indus trialización no contraviene el ordenamiento jurídico vigente, teniendo como responsable a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Corporación de una acvidad de interés nacio nal y social. Concluidos los dos años computables a parr de la puesta en marcha y operación de

proyectos hasta la fase de puesta en marcha y, además, le posibilita operar por dos años para luego hacer la transferencia a la EBIH”, señala un informe de la estatal petrolera. Según el Parágrafo II del Art. 363 de la Constución Políca del Estado, “YPFB podrá conformar asociaciones o sociedades de eco nomía mixta para la ejecución de las acvida des de exploración, explotación, renación, in dustrialización, transporte y comercialización de los hidrocarburos. En estas asociaciones o sociedades, la estatal petrolera contará obli gatoriamente con una parcipación accionaria no menor al cincuenta y uno por ciento del to tal del capital social”. Según el análisis, actualmente a nivel mundial existen condiciones favorables para el desarrollo de la industria petroquímica pues existe una creciente demanda energéca y un nivel expectable en los precios internacionales del petróleo y sus derivados petroquímicos. En Bolivia existe un decidido impulso a

las plantas de industrialización por parte de

do el gas natural para la obtención de disntos productos. Este proceso permite obtener deri -

YPFB Corporación, se transferirán las mismas a la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos (EBIH) con todos sus acvos asignados, pasivos, derechos, y obligaciones emergentes de la implementación de estos proyectos. Esta transferencia deberá asegurar la connuidad operava de cada una de las plantas. “El nuevo decreto supremo habilita a YPFB a poder manejar el tema de la indus trialización y le permite implementar estos

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iniciar la etapa de la industrialización del gas a través de la industria petroquímica, procesan -

vados del gas natural con valor agregado para

la industria y el consumo masivo. Para ejecutar este plan, se contempló lle var adelante las fases de pre inversión en base a la metodología Front-End Loading (FEL), que es el proceso de desarrollo de los estudios de ingeniería y la gesón de los proyectos, el mis -

mo es ulizado con frecuencia en la industria petrolera y petroquímica en varias partes del mundo.

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Benecios de la industrialización • Añadir valor agregado al gas natural. • Efecto mulplicador en la economía. • Transferencia tecnológica. • Fortalecimiento de la posición exportadora de Bolivia y generación de divisas.

“La industria petroquímica ene un efec to mulplicador en el resto de la economía porque desencadena el desarrollo de otras ca-

pacidades y potenciales industriales en cada una de las cadenas de valor de los productos

involucrados”, indica un informe de la estatal petrolera. Los proyectos de plantas de industria lización Amoniaco Urea, Eleno Polieleno y Gas a Líquidos, permirán al país exportar productos con valor agregado con la conse-

cuente generación de divisas y mayores ingre sos para el país. La exportación de productos que con enen mayor valor agregado resulta posiva para la balanza comercial y para la balanza de

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pagos. La exportación implica una demanda para la producción domésca de bienes y mul plica los ingresos de la economía en general y de las empresas exportadoras con la corres pondiente generación de divisas. Según Villegas, la economía del país ten drá un perl diferente porque no solamente se comercializará materia prima, sino también se producirá y exportará productos hidrocarburí feros con valor agregado industrializado. La implementación, puesta en marcha y operación de estos tres proyectos requerirá de nanciamiento que tendrá como fuentes el crédito interno, el crédito externo, la par cipación de privados, entre otros, según se ancipó en la estatal petrolera.


Planta Amoniaco Urea La estrategia de producción de ferli zantes nitrogenados ene por objevo produ cir ferlizantes nitrogenados para atender la demanda del mercado interno y externo, ra zón por la que se pretende producir aproxima damente 756.000 toneladas anuales de urea a parr del año 2015. La Planta de Amoniaco Urea funcionará en la región de Bulo Bulo, Carrasco del depar tamento de Cochabamba, cuya producción cubrirá la demanda del mercado interno y contribuirá a elevar la producvidad del sector agrícola en Bolivia. Los volúmenes excedenta rios mayores al consumo interno serán des nados a la exportación. El consumo aproximado de gas natural de esta planta será de 0,34 trillones de pies cúbicos durante los 20 años de operación de la misma. La coordinación de este proyecto que entraría en operación el 2015, estará a cargo

de la Gerencia Nacional de Plantas de YPFB que cuenta con la capacidad de gesón de proyectos. Entre los productos petroquímicos de fácil obtención a parr del gas natural, se en cuentra el amoniaco y la urea, productos que se obenen a parr del metano y son uli zados como ferlizantes, estos productos re quieren de volúmenes de gas natural para su elaboración y no necesitan insumos adiciona les. A parr del amoniaco, además de la urea, es posible producir una gama de ferlizantes y productos como el nitrato de amonio, bifos tato diamónico, sulfato de amonio y otros que requieren fosfatos y sales de azufre. La producción de urea ayudará a mejorar la producvidad del sector agrícola en Bolivia, pues incrementará el desarrollo de las regio nes y contribuirá a la seguridad alimentaria. Se esma ampliar las áreas de culvo de 2,9 a 105 millones de hectáreas.

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Planta Etileno Polietileno La estrategia de producción de poliele nos de diferentes caracteríscas, atenderá la demanda del mercado interno y externo, pues contempla un complejo petroquímico para la producción de eleno y polieleno, cuya pro ducción provendrá del etano, materia prima que será producida en la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco que entraría en opera ción el 2016. Esta planta será implementada en la pro vincia Gran Chaco del departamento de Tarija con una producción anual de aproximadamen te de 800.000 toneladas métricas de polie lenos de diferentes calidades y caracteríscas, con un consumo aproximado de etano de 2.800 Toneladas Métricas Día (TMA). Se conformará un gran polo de desarro llo en el departamento de Tarija, porque en esa región, además de la planta separadora de líquidos, se ubica el gasoducto de exportación de gas natural a la Argenna y la Planta de E leno y Polieleno (preliminarmente). La cadena de valor del etano es muy ex tensa dando lugar a la obtención de una gran

variedad de productos pláscos de múlples aplicaciones y usos en diversos sectores de la economía. El polieleno sirve como materia prima para la elaboración de una gran variedad de productos pláscos y el contar con la produc ción de polieleno en Bolivia abrirá la posi -

bilidad de iniciar la generación de medianas y pequeñas empresas dentro del rubro de la elaboración de productos pláscos. Esta situa ción permirá generar un mayor movimiento económico, un impulso al sector producvo y una mayor generación de empleo.

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Esta planta impulsará, además, el desa rrollo de la industria regional y nacional de transformación del polímero y permirá gene rar empleos directos e indirectos. Por la capacidad de gesón de proyectos con que cuenta, la coordinación de este pro yecto está a cargo de la Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos. “El 15 de sepembre entramos a Direc torio para que se apruebe el inicio de proceso

de contratación de una empresa que realice la ingeniería conceptual. Si todo sale bien el 15 de octubre estaríamos lanzando la convocato ria pública”, indicó Rojas. En octubre de 2011 YPFB lanzó una con vocatoria pública internacional con la nalidad de contratar a una empresa petroquímica es -

Asimismo, la consultora determinara el tamaño ópmo de la planta y planteará alter navas de capacidades producvas de cada planta. Deberá considerar, principalmente, la disponibilidad de materia prima, tamaño de mercado y tecnologías disponibles.

Además, deberá denir la traza del ga soducto desde la Planta de Separación de Lí quidos de Gran Chaco hasta el complejo pe troquímico, desde donde se proveerá de la materia prima.

Gas a Líquidos La estatal petrolera también cuenta con una estrategia para incrementar la pro ducción interna de diesel para atender la de-

manda insasfecha del mercado interno. Para efecvizar esta estrategia, se realiza estudios

para ejecutar el proyecto de Plantas de Gas a Líquidos. La coordinación de este proyecto tam bién está bajo dependencia de la Gerencia Na cional de Plantas de Separación de Líquidos.

pecializada para realizar los estudios de la in-

geniería conceptual de las plantas de eleno y polieleno del Gran Chaco. La empresa petroquímica especializada que sea seleccionada, deberá presentar su metodología de trabajo tomando en cuenta las leyes, decretos supremos y otras normas legales en vigencia en Bolivia, estándares y normas internacionales, además de las im plicaciones de éstas en cuanto se reere a la Ingeniería Conceptual del complejo petroquí mico en base a metodologías mundialmente reconocidas y aceptadas. La empresa consultora internacional de berá realizar estudios de macro y micro locali zación a detalle y efectuará la comparación de alternavas de ubicación del complejo petro químico que otorgue mayores ventajas para el proyecto.


Proceso detallado Detallado Procesoy diagrama de flujo GTL

Diagrama de Flujo

Gas Natural

Tratamiento de Gas

Vapor Metano Reformado a syngas

Hidrogeno

Extracción Dioxido de Carbón

Gas Natural Gas Combustible Hidrogeno

Syngas Hydrogen Renoval FT Reactor

Hydrofraccionador

Stripper

FT Separador

Syngas Compression

GasCombustible Hidrogeno

Vapor FT Reactor Reciclado

CO 2 Ceclicado Vapor

GasCombustible Fraccionador de Productos

LPG Nafta Diesel Purga

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“En la actualidad la demanda de diesel oil en el mercado interno supera los 24.000 Barriles por Día (BPD), en 2010, esto ha oca sionado un gasto al Estado de alrededor de $us 330 millones debido a que este combus ble líquido es comercializado en el mercado interno a precios subvencionados, y se prevé que la demanda de diesel oil alcance un volu -

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men de 31.000 BPD para el año 2016. Asimis mo, ante la declinación natural de los campos de producción de crudo, se prevé que la bre cha entre la oferta y la demanda de diesel oil se incremente signicavamente”, sosene un documento de la estatal petrolera. Bajo la premisa de asegurar el abaste cimiento del mercado interno, se constuye


en una alternava el considerar la tecnología de conversión de gas natural a líquidos Gas to Liquids (GTL) para la obtención de “diesel sin téco” a parr del gas natural. Este proyecto estratégico permirá re ducir la brecha entre la oferta y la demanda, fortalecerá la seguridad energéca y disminui -

rá signicavamente los montos desnados a la subvención de este combusble. A parr de 2016, se espera producir aproximadamente 12.000 BPD de “diesel sin téco” y 3.000 BPD de gasolinas livianas. El volumen de gas natural requerido es de 1,09 TCF para los 20 años de operación.

351



Conclusiones 1.-

2.-

3.-

352


Con eldescubrimiento comercial del primer pozo petrolero en 1924, el Bermejo X-2, en Tarija, se inicia la historia de la industria pe trolera en Bolivia, que cumple 87 años en 2011. Al vaivén del cambio recurrente de la legislación, la acvidad de los hidrocarbu ros el país estuvo determinada 63 años por regímenes privados de extracción y sólo 24 años de estazación o nacionalización. En 63 años de esquema privado, las diferentes legislaciones inuenciadas por inte reses transnacionales y élites gobernantes modicaronrecurrentementela normava sobre los hidrocarburos concesionando la entrega y administración de los recursos naturales bolivianos a empresas extranje ras, en desmedro de los intereses nacionales, provocando la apropiación del mayor porcentaje de la renta petrolera, la fuga de capitales e incalculables pérdidas para el Estado y el país. Como efecto de incumplimi ento de contra tos,inversiones,contrabando,irregularida des, abusos, boicot y traición a la patria por empresas privadas como la Standard Oil y la Gulf Oil, los gobiernos militares de los presidentes Enrique Toro y Alfredo Ovando ordenaron la nacionalización de los hidro carburos, conscando y expropiando los bienes de las transnacionales. Las medidas derivaron en el pago de una indemniza ción de $us 80.622.171 que actualmente

se podría valorar en más $us 507.000.000, al margen de bloqueos económicos, vetos comerciales, arbitrajes internacionales, in tereses, daños y costas, entre otros. 4.-

El Estado nacional funda Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos en 1937 para ejercer el derecho nacional soberano sobre sus recursos naturales, el control sobre sus hidrocarburíferos y la administración de la riqueza nacional en un esquema empresa rial pero siempre con vocación de servicio social a los altos intereses de la nación.

5.-

Pese a los esfuerzos de gobernantes pa triotas, las medidas de nacionalización no pudieron hacerse sostenibles en el empo, debido a que algunos gobiernos de turno

que fueron seducidos o sobornados por las transnacionales menguaron el apoyo eco nómico a YPFB hasta conseguir su descapi talización para juscar aperturas liberales o neoliberales al capital privado, este es el caso del régimen de pardos gobernantes, parcularmente aquellos que paradójica mente se autodenominaron “nacionalis tas”,“revolucionarios”y de“izquierda”que implementaron las medidas de saqueo de medio siglo, a tulo de privazación y/o ca pitalización. 6.-

La Nacionalización de los Hidrocarburos contemporánea es un hecho fundamen talmente políco, determinado por los

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movimientos sociales cuya gesta rebelde se incubada en la década del 2000 y asu me una posición confrontacional contra los regímenes gobernantes que facilitaron la privazación de servicios básicos esencia les y fundamentalmente la injusta, gradual y sistemáca apropiación transnacional de la riqueza del gas natural y el petróleo que dejó exiguas “parcipaciones” para Bolivia sumida en condiciones de pobreza estruc tural. 7.-

La “Guerra del Gas” en El Alto que expul só a Sánchez de Lozada, con más de un centenar de muertos y heridos, impuso a los regímenes transitorios la “agenda de octubre”, “el referendo del gas” y “la Ley de Hidrocarburos 3058 (en vigencia)” y fundamentalmente la urgencia por la na cionalización y el control de los hidrocarbu ros, racando la necesidad de rescatar y reacvar a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos con tuición sobre la cadena pro-

ducva y la recuperación de sus empresas. 8.-

Con la mayoría histórica del apoyo elec toral, el Presidente Evo Morales acata el legímo mandato popular y promulga el 1 de mayor de 2006, el histórico Decreto Supremo Nº 28701, “Héroes del Chaco”, de Nacionalización de los Hidrocarburos

que recuperó la propiedad, posesión, y el control total y absoluto sobre el gas natural y el petróleo, recursos estratégicos para el desarrollo del país.

Bolivia, no fue conscatoria ni expropia toria para evitar millonarios juicios y per juicios económicos al Estado, además de bloqueos y arbitrajes internacionales. La escala de inversiones y negocio es expo nencialmente mayor ahora que en antaño. El objevo estratégico de la nacionalización contemporánea fue la apropiación del ex cedente económico. De ahí que la Renta Petrolera del país es una de las más altas de la región y el mundo con un promedio de 74 a 90% de parcipación (50% de IDH y Regalías congurados por la Ley 3058) además de parcipaciones de los nuevos contratos con el Estado. Más del 80% de las reservas de hidrocarburos en el mundo están bajo control estatal o nacionalizadas; las empresas transnacionales que prestan servicios en varias partes del mundo vie nen recibiendo parcipaciones que oscilan entre el 9 a 12%. 10.- Las compañías petroleras en Bolivia que fueron obligadas a rmar o “migrar” a nue vos contratos de operación con el Estado, en condiciones ventajosas para YPFB y el país se quedaron en el país como operado ras, a condición de rendirle mayores ingre sos al Estado, aquellos que histórica y so beranamente le corresponden; a cambio, las transnacionales privadas reciben costos recuperables por las inversiones, maqui -

narias técnicos, etc. realizadas antes de la nacionalización, las cuales alcanzan a $us 2.097 millones, deducidos vía auditorías realizadas para devolver en un plazo de seis

9.-

A diferencia de las medidas de estaza ción aprobadas en 1937 y 1969, la tercera Nacionalización de los Hidrocarburos en

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años desde la nacionalización y un margen racional de ulidades por los hidrocarburos que extraen para el Estado.


11.- El proceso de nacionalización refundó y reacvó a YPFB, que fue reducida a condi ciónresidualpor laprivazación/capitaliza ción, restuyéndole la gesón y el control sobre toda la cadena producva de los hidrocarburos en Bolivia. Esto fue posible, gracias a la recuperación de su patrimonio, las empresas de su propiedad capitalizadas y/o privazadas para refundar YPFB Cha co, YPFB Andina, YPFB Transporte, YPFB Renación, YPFB Logísca, además de la incorporación de YPFB Petroandina SAM, Gas TransBoliviano (GTB), YPFB Aviación, con las cuales viene operando. Si bien, la estatal petrolera inviró $us 374 millones como indemnización a los privados, el pa trimonio en los úlmos años, el patrimo nio actualizado de éstas asciende hasta el presente a $us 3.041 millones. Este grupo empresarial, el más importante del país, administra $us 4.427 millones en la actuali dad. YPFB Corporación en su conjunto cuenta con un patrimonio total de $us 5.786 mi llones hasta 2010 que se halla en constante expansión. 12.- En cinco años, bajo la administración del Estado, YPFB Corporación generó ingresos para Bolivia en el orden de 12.424 millo nes, mulplicando geométricamente las ganancias para el país, pues el proceso de privazación neoliberal sólo aportó $us 1.161 millones entre 2001 y 2005. 13.- Bajo la administración de YPFB, la producción nacional de gas natural alcanzará su mayor nivel en 2012 cuando el país pase de producir alrededor de 46 Millones de

Metros Cúbicos de Gas por día (MMmcd) hasta 56 MMmcd, con el impulso sobre el desarrollo de megacampos producvos para sasfacer con demasía la demanda interna y los compromisos de exportación. Hasta 2005, la producción de gas en Boli via no era superior a 35 MMmcd, sólo con el mercado a Brasil, el contrato ventajoso de exportación a la Argenna y su primera adenda, marcaron el punto de inexión y desarrollo de las capacidades nacionales. 14.- Con el decidido apoyo e impulso del go bierno del presidente Evo Morales Ayma que concreta un préstamo por $us 2.000 millones de dólares, YPFB Corporación concretará entre 2012 y 2014 la puesta en marcha de las plantas de extracción de li cuables de la corriente del gas natural que

no sólo generarán ingresos adicionales por $us 1.120 sino además abastecerá todos los requerimientos del mercado interno de GLP y gasolina, sino adicionalmente extrae rá insumos básicos como el etano e isopen tano para impulsar la industrialización de los hidrocarburos con la construcción de plantas productoras de polielenos y agro ferlizantes (urea-amoniaco). 15.- YPFB Corporación ha iniciado en 2010 un agresivo plan de exploración nacional en la perspecva de incrementar las reservas nacionales de gas en 7,7 Trillones de Pies Cúbicos, además de 117,31 Millones de Barriles (MMBbl) de Condensado, y 29,30 Millones de Barriles de Petróleo, a través de la opmización de tareas de prospec ción a corto, mediano y largo plazo por la vía de contratos de operación, contratos de

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libro-parte-2.pdf

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