2. Plan de Inversiones 2012-2016

PLAN DE INVERSIONES 2012 – 2016

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EQUIPO PLAN DE INVERSIONES 2012-2016 YPFB CORPORACIÓN

EQUIPO EJECUTIVO Lic. Carlos Villegas Quiroga - Presidente Ejecutivo YPFB a.i. Ing. Mario Salazar - Vicepresidente Nacional de Operaciones Ing. Juan José Sosa Soruco Ing. Fernando Salazar Cuba – Vicepresidente Nacional de Administración de Contratos y Fiscalización a.i. Ing. Rafael Martínez - Presidente Ejecutivo YPFB Chaco S.A Ing. Pedro Torquemada - Gerente General YPFB Chaco S.A Abog. Jorge Ortiz Paucara - Presidente Ejecutivo YPFB Andina S.A. Ing. Mario Arenas - Gerente General Andina S.A. Abog. Jaime Arancibia - Presidente Ejecutivo YPFB Petroandina S.A.M. Miguel Ángel Pradel - Gerente General YPFB Petroandina S.A.M. Ing. Luis Fernando Vincenti - Presidente Ejecutivo YPFB Transporte S.A. Ing. Cristian Inchauste - Gerente General YPFB Transporte S.A. Lic. Roberto Cuadros Arenas - Presidente Ejecutivo YPFB Refinación Lic. Guillermo Achá Morales- Gerente General YPFB Refinación Ing. Rómulo Barba – YPFB Refinación Lic. John Vargas Vega - Presidente Ejecutivo YPFB Logística S. A. Ing. Pablo Zubieta - Gerente General YPFB Logística S.A. Cnl. Hugo Iporre - Gerente General YPFB Aviación S.A. Ing. Katya Diederich - Gerente General GTB S.A.

COORDINACIÓN GENERAL Lic. Javier Fernández Vargas – Gerente Nacional de Planificación, Inversiones y Estudios Abog. Jorge Ortiz Paucara - Presidente Ejecutivo YPFB Andina S.A.

EQUIPO TÉCNICO Responsables Proyecciones de Oferta y Demanda Lic. Ximena Flores Orellana Ing. Alexandra Kapustiak – Equipo VPACF

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Responsable Eje Exploración Ing. Luis Carlos Sánchez – Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos Responsable Eje Producción Ing. Rolando Mendoza Rioja –Dirección de Desarrollo y Producción Responsable Eje Abastecimiento de Hidrocarburos Líquidos Lic. Guillermo Achá Morales Ing. Mauricio Marañón Somoya – Gerente Nacional de Comercialización Responsable Eje Abastecimiento de Gas Natural Ing. Jorge Sosa Suárez – Director Nacional de Gas Natural Responsable Eje Industrialización Ing. Gerson Richard Rojas Terán – Gerente Nacional de Plantas de Separación de Líquidos Responsable Eje Gestión Ambiental y Responsabilidad Social Ing. Miguel Ángel Rojas Castro – Gerente Nacional de Seguridad, Salud, Ambiente y Social Responsable Eje Gestión Institucional Ing. Martín Calvimontes López Ing. Christian Max Cordero Rocha – Jefe de Unidad de Desarrollo Organizacional Responsable Estrategia de Financiamiento Ing. Juan Carlos Benavides – Jefe de Unidad de Financiamiento Ing. Donald Osinaga Cabrera – Gerente Nacional de Exploración y Producción Ing. Oscar López Arteaga – Gerente Nacional de Redes de Gas y Ductos Lic. Edwin Aldunate Luján – Gerente Nacional de Administración y Finanzas Lic. Edwin Álvarez Pantigozo – Gerente Nacional de Administración de Contratos Lic. Gonzalo Saavedra Escobar – Gerente Nacional de Empresas Subsidiarias Empresas Subsidiarias YPFB Chaco S.A. Ing. Roberto Suárez

Ing. Beatriz Moldes

YPFB Andina S.A. Ing. Fernando Arellano Ing. Luis Vaca YPFB Transportes S.A. Ing. Cecilia Mass Ing. Pamela Salas Lic. Carla Comba YPFB Refinación S.A. Ing. Julio César Claros

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YPFB Logística S.A. Ing. Oscar Salazar YPFB Aviación S.A. Ing. Miguel Tarifa

Ing. Gustavo de la Riva GTB S.A. Ing. José Matny YPFB Petroandina S.A.M. Ing. Yolanda Franco Equipo Gerencia Nacional de Planificación, Inversiones y Estudios Lic. María Luisa Auza Vidal – Directora Nacional de Planificación y Organización Ing. Jaime Fernández Gantier – Director Nacional de Inversiones y Financiamiento Lic. Oscar Claros Dulón – Director Nacional de Estadísticas y Análisis Lic. Fernando Jiménez Alcócer Lic. Vivian Viaña Sarabia Lic. Geraldine Millares Cárdenas Ing. Virginia Rendón Salas Lic. Walter Valdez Laguna Ing. Adonai Pérez Rivero Un agradecimiento especial a todo el personal técnico de YPFB Corporación, tanto de Casa Matriz y Empresas Subsidiarias que participó y aportó en la elaboración del Plan de Inversiones 2012-2016, en los diferentes equipos que se conformaron para el desarrollo de todas sus temáticas.

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CONTENIDO

CONTENIDO ........................................................................................................................................ 4

GLOSARIO ............................................................................................................................................ 7

PRESENTACIÓN .............................................................................................................................. 10

PARTE I: DIAGNÓSTICO ............................................................................................................... 11

1. MARCO DE REFERENCIA ........................................................................................................................ 11

2. SITUACIÓN ACTUAL ............................................................................................................................... 16

2.1. EXPLORACIÓN ................................................................................................................................ 16

2.2. EXPLOTACIÓN ................................................................................................................................ 21

2.3 ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS ........................................................................... 24

2.3.1 Transporte de hidrocarburos líquidos .............................................................................. 24

2.3.2 Separación de líquidos ..................................................................................................... 26

2.3.3 Refinación ......................................................................................................................... 26

2.3.4 Almacenaje ....................................................................................................................... 27

2.3.5 Comercialización de hidrocarburos líquidos .................................................................... 28

2.4 ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL .............................................................................................. 29

2.4.1 Comercialización de Gas Natural...................................................................................... 29

2.4.2 Distribución de Gas Natural por Redes ............................................................................ 33

2.4.3 Transporte ........................................................................................................................ 35

2.5 INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL ........................................................................................ 37

2.6 SOCIOAMBIENTAL .......................................................................................................................... 39

2.7 CAPACIDAD DE GESTIÓN ................................................................................................................ 39

PARTE II: BALANCE DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS .................... 42

1. PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN Y DEMANDA DE GAS NATURAL 2012- 2016 ..................................... 42

1.1 DEMANDA DE GAS NATURAL 2012 – 2016 ..................................................................................... 42

1.1.1 Mercado interno de consumo .......................................................................................... 42

1.1.2 Retenido de planta para las Plantas de Separación de Licuables ..................................... 48

1.1.3 Proyecto Minero Siderúrgico del Mutún .......................................................................... 49

1.1.4 Proyecciones de consumo de gas natural para proyectos de industrialización ............... 50

1.1.5 Mercado de exportación .................................................................................................. 50

1.1.6 Consolidación de la demanda de gas natural mercado interno y exportación. ............... 52

1.2 BALANCE OFERTA DEMANDA DE GAS NATURAL ............................................................................ 52

2. PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS (2012- 2016) ............. 54

2.1 DEMANDA INTERNA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS ................................................................... 54

2.2 PROYECCIÓN DE OFERTA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS ............................................................ 56

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2.3 BALANCE OFERTA - DEMANDA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS .................................................. 57

2.3.1 Diesel oíl ........................................................................................................................... 58

2.3.2 Gasolina ............................................................................................................................ 59

2.3.3 Gas Licuado de Petróleo (GLP) ......................................................................................... 60

2.3.4 Jet fuel y gasolina de aviación (AVGAS)............................................................................ 61

PARTE III: MARCO ESTRATÉGICO ............................................................................................ 63

1. EJE DE EXPLORACIÓN ............................................................................................................................ 66

2. EJE DE PRODUCCIÓN ............................................................................................................................. 66

3. EJE DE ABASTECIMIENTO DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS .................................................................... 67

4. EJE DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL .......................................................................................... 67

5. EJE DE INDUSTRIALIZACIÓN .................................................................................................................. 68

6. EJE DE GESTIÓN SOCIOAMBIENTAL Y RESPONSABILIDAD SOCIAL .......................................................... 68

7. EJE DE CAPACIDAD DE GESTIÓN ............................................................................................................ 69

PARTE IV: MARCO PROGRAMÁTICO ....................................................................................... 70

1. EJE DE EXPLORACIÓN ............................................................................................................................ 70

1.1 ESTRATEGIAS DE EXPLORACIÓN ..................................................................................................... 70

1.2 INVERSIONES EN EXPLORACIÓN 2012-2016................................................................................... 72

2. EJE DE PRODUCCIÓN ............................................................................................................................. 79

2.1 ESTRATEGIAS EN PRODUCCIÓN ...................................................................................................... 80

2.2 INVERSIONES EN PRODUCCIÓN 2012-2016 ................................................................................... 82

3. EJE DE ABASTECIMIENTO DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS .................................................................... 86

3.1 ESTRATEGIAS DE ABASTECIMIENTO DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS ............................................ 87

3.2 INVERSIONES PARA ABASTECIMIENTO DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS 2012-2016 ..................... 87

3.2.1 Refinación ......................................................................................................................... 88

3.2.2 Almacenaje ....................................................................................................................... 94

3.2.3 Transporte de hidrocarburos líquidos ............................................................................ 101

3.2.4 Plantas de separación de líquidos .................................................................................. 109

3.2.5 Comercialización ............................................................................................................ 110

4. EJE DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL ........................................................................................ 111

4.1 ESTRATEGIAS DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL ................................................................ 111

4.2 INVERSIONES EN EL EJE DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL ................................................ 114

4.2.1 Distribución de gas natural por redes ............................................................................ 115

4.2.2 Transporte de gas natural .............................................................................................. 117

6

5. EJE DE INDUSTRIALIZACIÓN ................................................................................................................ 125

5.1 ESTRATEGIAS DE INDUSTRIALIZACIÓN ......................................................................................... 126

5.2 INVERSIONES 2012-2016 EN INDUSTRIALIZACIÓN ....................................................................... 127

6. EJE DE GESTIÓN SOCIOAMBIENTAL Y RESPONSABILIDAD SOCIAL ........................................................ 128

6.1 ESTRATEGIAS DE GESTIÓN SOCIOAMBIENTAL Y RESPONSABILIDAD SOCIAL ............................... 128

6.2 INVERSIONES EN GESTIÓN SOCIOAMBIENTAL Y RESPONSABILIDAD SOCIAL 2012-2016 ............ 131

7. EJE DE CAPACIDAD DE GESTIÓN .......................................................................................................... 132

7.1 ESTRATEGIAS EN CAPACIDAD DE GESTIÓN .................................................................................. 132

7.2 INVERSIONES 2012-2016 EN CAPACIDAD DE GESTIÓN ................................................................ 134

8. RESUMEN DE INVERSIONES 2012 - 216 ............................................................................................... 136

PARTE V: ESTRATEGIA DE FINANCIAMIENTO ................................................................... 141

1. DIAGNÓSTICO DEL FINANCIAMIENTO ................................................................................................. 141

2. INVERSIONES 2012-2016 ..................................................................................................................... 147

2.1 REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN ................................................................................................ 147

2.2 FUENTES DE FINANCIAMIENTO DISPONIBLES .............................................................................. 150

3. ESTRATEGIA DE FINANCIAMIENTO ...................................................................................................... 152

3.1 GESTIONAR EL FINANCIAMIENTO A LARGO PLAZO PARA LOS PROYECTOS ESTRATÉGICOS DEL PLAN

DE INVERSIONES 2012 – 2016 ................................................................................................. 153

3.2 ELABORAR UNA POLÍTICA DE FINANCIAMIENTO A NIVEL CORPORATIVO ................................... 154

3.3 IMPLEMENTAR EL FONDO DE FINANCIAMIENTO CORPORATIVO ................................................ 155

3.4 ANÁLISIS DE LA SOSTENIBILIDAD .................................................................................................. 155

ANEXOS ........................................................................................................................................... 156

ANEXO A - ÁREAS EXPLORATORIAS ......................................................................................................... 156

ANEXO B - ABASTECIMIENTO DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS ................................................................ 160

ANEXO C - ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL ...................................................................................... 162

APENDICES ..................................................................................................................................... 169

APENDICE A – ESTRUCTURA PROGRAMÁTICA DEL PLAN DE INVERSIONES .............................................. 169

APENDICE B – PROYECTOS DE INVERSIÓN 2012-2016 POR EJE ESTRATÉGICO ......................................... 175

APENDICE C – PROYECTOS DE INVERSIÓN 2012-2016 POR ESLABÓN DE LA CADENA .............................. 186

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GLOSARIO ABT Autoridad de Bosques y Tierras AEGN Acuerdos de Entrega de Gas Natural ANH Agencia Nacional de Hidrocarburos AOP Actividades Obras o Proyectos APG Asamblea del Pueblo Guaraní °API Medida de densidad que describe cuán pesado o liviano es el petróleo comparándolo

con el agua (de sus siglas en inglés American Petroleum Institute) ARPEL Asociación Regional de Empresas de Petróleo y Gas Natural en Latinoamérica y el

Caribe Bbl Barriles BCF Billones de pies cúbicos (por sus siglas en inglés) BEP Barriles Equivalentes de Petróleo CEEAR Contratos de Exploración y Explotación de Áreas Reservadas a favor de YPFB CEPAL Comisión Económica para América Latina CIDOB Confederación de Pueblos Indígenas de Bolivia CNDC Comité Nacional de Despacho de Carga DGCM Derivada Gasoducto Colpa Mineros DGPI Derivada Gasoducto Parque Industrial DNGN Dirección Nacional de Gas Natural DNEA Dirección Nacional de Estudios y Análisis D.S. Decreto Supremo DTM Disponibilidad, traslado y montaje EBH Estrategia Boliviana de Hidrocarburos EBIH Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos EEIA Estudios de Evaluación de Impacto Ambiental ENARSA Energía Argentina Sociedad Anónima ESM Empresa Siderúrgica del Mutún ETG Estación Tigüipa Fm. Formación FMI Fondo Monetario Internacional GAA-1 Gasoducto al Altiplano, Tramo Río Grande - Parotani GAA-2 Gasoducto al Altiplano, Tramo Parotani - Oruro GAA-3 Gasoducto al Altiplano, Tramo Oruro – La Paz GCC Gasoducto Carrasco- Cochabamba GCRG Gasoducto Colpa – Río Grande GCVH Gasoducto Carrasco- Valle Hermoso GCY Gasoducto Carrasco - Yapacaní GIJA Gasoducto Integración Juana Azurduy GNC Gas Natural Comprimido GNL Gas Natural Licuado GNPSL Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos GNRGD Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos GNSSAS Gerencia de Seguridad, Salud, Ambiente y Social GNV Gas Natural Vehicular

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GPC Gasoducto Piraimiri - Cerrillos GRGSC Gasoducto Río Grande – Santa Cruz GSA Gas Sales Agreement (Contrato de Compra-Venta de Gas Natural entre YPFB y

PETROBRAS Brasil firmado en 1996) GSP Gasoducto Sucre - Potosí GTC-1 Gasoducto Taquiperenda Cochabamba, Tramo Taquiperenda - Tarabuco GTC-2 Gasoducto Taquiperenda Cochabamba, Tramo Tarabuco - Sucre GTC-3 Gasoducto Taquiperenda Cochabamba, Tramo Sucre - Cochabamba GTL Gas a Líquidos (por sus siglas en inglés Gas to Liquids) GTS Gasoducto Tarabuco Sucre GVK Gasoducto Víbora - Kanata GVT-1 Gasoducto Villamontes – Tarija, Tramo Villamontes - Tarija GVT-2 Gasoducto Villamontes – Tarija, Tramo Tarija – El Puente GYC Gasoducto Yapacaní - Colpa GYRG 1 Gasoducto Yacuiba – Río Grande, Tramo Yacuiba - Caigua GYRG 2 Gasoducto Yacuiba – Río Grande, Tramo Caigua - Taquiperenda GYRG 3 Gasoducto Yacuiba – Río Grande, Tramo Taquiperenda - Saipurú GYRG 4 Gasoducto Yacuiba – Río Grande, Tramo Saipurú – Río Grande INRA Instituto Nacional de Reforma Agraria ISE Inversión Social Estratégica IPC Ingeniería, Procura y Construcción LASP Licencia para Actividades con Sustancias Peligrosas LNG Gas Natural Licuado (por sus siglas en inglés Liquified Natural Gas) MDL Mecanismo de Desarrollo Limpio MHE Ministerio de Hidrocarburos y Energía m3d Metros cúbicos día MM Millones MMAyA Ministerio de Medio Ambiente y Agua MMmcd Millones de metros cúbicos día MMpcd Millones de pies cúbicos día MTGás Companhia Mato-Grossense del Gas S.A. OCC Oleoducto Carrasco Cochabamba OCCH Oleoducto Cerrillos Chorety OCOLP Oleoducto Cochabamba Oruro La Paz OCSC Oleoducto Caranda Santa Cruz OCSZ Oleoducto Chorety Santa Cruz OCY Oleoducto Camiri Yacuiba ONSZ -2 Oleoducto Norte Santa Cruz (Tramo Carrasco Caranda) ONSZ -1A Oleoducto Norte Santa Cruz (Tramo Víbora Sirari Yapacani Humberto Suárez) ONSZ -1C Oleoducto Norte Santa Cruz (Tramo Humberto Suárez Caranda) ORSZ Oleoducto Río Grande Santa Cruz OSCR Oleoducto Surubí Carrasco OSSA -1 Oleoducto Santa Cruz SicaSica Arica (Tramo Sta. Cruz Cochabamba) OSSA -2 Oleoducto Santa Cruz SicaSica Arica (Tramo Cochabamba Campero/Arica) PCPV Poliducto Cochabamba Puerto Villarroel PCS Poliducto Camiri Sucre PEC Plan Estratégico Corporativo PEQUIVEN Petroquímica de Venezuela S.A.

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PND Plan Nacional de Desarrollo PPF Propanoducto Palmasola Flamagas PPM-PASA Plan de Prevención y Mitigación – Programa de Aplicación y Seguimiento Ambiental PRSZ Propanoducto Río Grande Santa Cruz PSP Poliducto Sucre Potosí PVT Poliducto Villamontes Tarija QDCA Cantidad Diaria Contractual Adicional QDCB Cantidad Diaria Contractual Base RASH Reglamento Ambiental Sector Hidrocarburos R.D. Resolución de Directorio RISH Reglamento INRA para Sector Hidrocarburos SVDGNL Sistema Virtual de Distribución de Gas Natural Licuado TCF Trillion of cubic feet TCO Tierra Comunitaria de Origen TGN Tesoro General de la Nación TPC Terminal Pocitos WO Work Over YPFB Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

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PRESENTACIÓN El proceso de Nacionalización de los Hidrocarburos dispuesto por D.S. 28701 de 1º de mayo de 2006 y la Constitución Política del Estado determinan que los hidrocarburos son propiedad del pueblo boliviano, a través del Estado Plurinacional, siendo el brazo operativo del Estado Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), quien asume el mandato social de incrementar las reservas y la producción de hidrocarburos, para desarrollar el mercado interno, y cumplir los compromisos de exportación que permiten generar grandes excedentes económicos para beneficio de todas las bolivianas y bolivianos.

YPFB Corporación es una de las principales empresas del Estado Plurinacional de Bolivia fuente de dignidad, soberanía y desarrollo, conformada por 7 empresas subsidiarias y 3 empresas afiliadas, por mandato constitucional, es la única facultada para realizar las actividades de la cadena de hidrocarburos de exploración, explotación, transporte, separación de líquidos, refinación, almacenaje, comercialización, distribución de gas natural por redes e industrialización. Para hacer frente a los desafíos corporativos y constituirse en la fuerza que transforma Bolivia, YPFB elaboro el Plan de Inversiones 2009 – 2015 en la gestión 2009, y el Plan Estratégico Corporativo 2011 – 2015 en la gestión 2010, ambos documentos han definido el norte que ha seguido la Corporación, al haber establecido la misión y visión, valores corporativos, objetivos y metas, estrategias, proyectos y actividades que se han ido ejecutando desde el 2009 al 2011. Con la finalidad de actualizar los objetivos, estrategias, proyectos e inversiones en los diferentes eslabones de la cadena de hidrocarburos y dar continuidad a los importantes desafíos asumidos, se ha formulado el Plan de Inversiones 2012 – 2016, incorporando un marco estratégico y un marco programático, que reconfigura el escenario de los proyectos en ejecución y por ejecutarse, así como las inversiones necesarias para la ejecución del plan, asegurando el establecimiento de la relación entre los proyectos de inversión y los objetivos estratégicos de YPFB Corporación. El Plan de Inversiones 2012 – 2016 se constituye en una propuesta integral de mediano plazo, para que la ejecución de las inversiones, impulse la consecución de los objetivos estratégicos de YPFB Corporación, su elaboración ha contado con la activa participación de personal de YPFB Casa Matriz y de sus Empresas Subsidiarias. En la ejecución de dicho Plan están centradas las esperanzas del sector, del país y principalmente del pueblo boliviano. Es nuestra responsabilidad histórica hacer de esas esperanzas una realidad. No hay mayor verdad que la práctica.

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PARTE I: DIAGNÓSTICO

1. MARCO DE REFERENCIA

En la última década la economía mundial entró en un proceso de crisis generalizada que aún no fue resuelta. Esto provocó un drástico cambio en la dinámica del sistema capitalista internacional y en el orden económico mundial con el trastrocamiento de los ejes del mercado globalizado, debido a la primacía de las ex-economías emergentes, entre las que se destaca la China, alterando el sentido de los flujos de la producción y el consumo mundial, que implica una demanda creciente de alimentos y energéticos debido al crecimiento demográfico y de los ingresos, particularmente por el aumento de la concentración de trabajadores en nuevos centros industriales. El crecimiento del índice de precios medios de todos los commodities pasaron de 100 puntos el año 2000 a 250 puntos el 2010, en particular los combustibles como el petróleo, cuyo incremento fue de 100 a 280 puntos1 en el mismo período. Los precios del petróleo a nivel mundial se incrementaron en un 57% el año 2000 respecto a 1999, seguido de dos años de estabilidad a partir del 2003, el promedio de incremento de precios anuales de 25% hasta 2008, esta tendencia se mantuvo hasta el 2010 con una breve reducción desde abril de 2011.

Gráfico N° 1

Precios de los Alimentos y Petróleo

Fuente: FMI, Perspectivas de la Economía Mundial, Septiembre 2011.

1 Fundación Barriloche-Instituto de Electrotécnica e Energía, Universidad de San Pablo; “Informe Sectorial Hacia una Nueva Agenda Energética para la Región: Marco Económico y Energético Mundial”, Septiembre 2011.

90

100

110

120

130

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70

80

90

100

110

120

Alimentos (indice, 2010m1 = 100)

Petroleo (US por barril)

Enero

2010 Agosto

2011

Julio

2010

Enero

2011

Alimentos Petróleo

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El crecimiento del Producto Interno Bruto mundial durante el periodo 2000-2010, ha sido en promedio del 2,72%, destacándose la caída del PIB el 2009 por la crisis que redujo este crecimiento al -2,2%. El nivel de crecimiento de la economía en América Latina fue superior en 1% a la tasa de crecimiento del PIB mundial, en el periodo 2000-2010, con una incidencia mayor los países del área andina, incluida Bolivia. En este periodo los precios de los commodities estuvieron en alza, lo cual le permitió a la región acumular reservas y reducir sus niveles de endeudamiento, esto mitigó la vulnerabilidad a los drásticos cambios que originó la crisis de los países desarrollados.

Cuadro N° 1 Tasa de Crecimiento del PIB (en porcentaje)

Periodos de Análisis 1990-2000 2000-2010 2003-2007 2007-2010

América Latina 3,1 3,2 5,4 2,5

Área Andina (*) 2,7 4 8 2,7

Área del Sur (**) 3,1 3,7 5,4 4,1

Bolivia 3,8 3,8 4,5 4,5

Fuente: CEPAL. (*) Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú, Venezuela. (**) Argentina, Brasil, Chile, Paraguay, Uruguay.

Para la gestión 2012, las perspectivas de crecimiento del PIB previstas para los países desarrollados como EEUU y Europa son en promedio del 1,45% en un escenario base y de -1,35% en un escenario pesimista, en el caso de América Latina se espera un crecimiento entre 4 y 3,2%2 con los criterios ya mencionados. En América Latina, el consumo energético por habitante ha crecido en un 12% respecto a la década de los años 80 del siglo pasado3, comportamiento que acompaña el crecimiento económico de la región. Las reservas de petróleo en América Latina crecieron de 56 MMBbl en 1980 a 137 MMBbl en 1999, el año 2008 descendió a 121 MMBbl; el país con mayor nivel de reservas es Venezuela que ha pasado del 31,6% a 71,6%, mientras que México redujo su participación del 55% en 1980 a 9,6% el 2008, ambos países junto a Brasil tienen el 90% de las reservas totales de este hidrocarburo en la región. Las reservas de gas natural han crecido de 144,5 Bpc a 275,6 Bpc4 del año 1980 al 2008, siendo Venezuela el país que concentra más del 60% de las mismas, el resto están distribuidas entre Brasil, Argentina, Bolivia, Trinidad y Tobago y Perú. Durante la última década, en el cono sur de América Latina, se destacan las opciones de suministro de gas en la región asociadas a: 1) los descubrimientos de recursos hidrocarburíferos (en Brasil con el Pre Sal y Post Sal, en Perú con Camisea y los recursos no convencionales en Argentina) y 2) la infraestructura disponible y en construcción para el GNL, tanto en Brasil como en Perú, Argentina y Chile.

2 FMI, “Perspectivas de la Economía Global” para el 2012, septiembre 2011. 3 El 2006 el consumo energético de América Latina fue de 6,2 BEP/hab. y a nivel mundial llegó a 9,9 BEP/hab. BEP(barriles equivalentes de petróleo) 4Bpc- Billones de pies cúbicos de gas natural

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Existen dos terminales flotantes de regasificación de GNL en la costa Brasilera; la primera, en Pecem, inició operaciones en noviembre de 2008 y tiene una capacidad de 7 MMmcd. La segunda, ubicada en la Bahía de Guanabara inició operaciones en abril de 2009 con una capacidad de 14 MMmcd. Las facilidades en la Bahía de Guanabara están orientadas a asegurar el suministro de gas para las centrales termoeléctricas en época de escasez de agua o niveles de reservorios bajos. Por ello, no se espera que su operación sea continua a través del año. Se encuentra en fase de planificación la construcción de una tercera planta de regasificación en la región Noreste de Brasil (Bahía), la cual tendría una capacidad de 14 MMmcd con un inicio de operaciones previsto para 2013. Brasil es el primer mercado de exportación para el gas natural boliviano, éste representó aproximadamente el 78% de las ventas de gas en 2010, llegando a más de US$ 2 mil millones. La matriz energética brasilera depende de la generación hidroeléctrica, desarrollándose una relación de complementariedad con el consumo de gas que suministra combustible para la generación eléctrica, por lo que su comportamiento es estacional, sujeto a las disponibilidades de generación hídrica. Las fuentes de suministro de gas en Brasil son: producción local, importación del gas boliviano y GNL. En 2010 las plantas de licuefacción de GNL abastecieron en promedio 5% de la demanda total. Si bien se espera que este país vaya a continuar importando gas de Bolivia dentro del marco del contrato vigente, existe incertidumbre sobre el volumen de estas importaciones que dependerá de los planes de desarrollo de la producción local que tenga Brasil asociado al Presal. En Argentina, de las 4 regiones productoras de gas, en Neuquen, Austral, San Jorge y Noroeste, se considera que la cuenca Austral es más prometedora que las demás (más de la mitad del potencial se encuentra en esta única cuenca) sin embargo, cualquier éxito a nivel exploración, no entraría en producción antes del año 2025 debido a limitaciones de transporte. Otro potencial para el desarrollo del gas en Argentina son los recursos no convencionales, sobre los que se estima que existe un gran potencial (tight gas y gas shale), especialmente en la cuenca de Neuquén, que aún no ha sido estudiado. A principios de diciembre de 2010, YPF anunció el descubrimiento de 4,5 TCF en reservas probadas de gas shale (130 MMm3). Se ha construido una terminal flotante de GNL en Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires, orientada a la importación de gas, otro proyecto está trabajando en un nuevo terminal de GNL, ubicado en Escobar, Provincia de Buenos Aires. En Argentina, la producción local de gas está en fuerte declinación (aun tomando en cuenta el potencial de exploración) mientras que la demanda de gas sigue creciendo a pesar del cambio en la matriz energética asumida. En consecuencia, el déficit futuro es creciente y cada vez más importante. Esto llevará a incrementar de manera significativa las importaciones de gas desde Bolivia así como las importaciones de GNL. En Chile, se invirtió para diversificar su matriz energética y disminuir dependencia frente a su vecino argentino: centrales a carbón, nuevas energías (eólico, etc.) y GNL. La demanda industrial de gas no

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está siendo satisfecha al 100% debido a los cortes en la provisión de gas argentino. Este segmento de consumo ha remplazado el gas natural por combustibles líquidos. Se asume que con la puesta en marcha del terminal de GNL en Quinteros, paulatinamente se recuperará la demanda industrial, llegando a 3 MMmcd en 2015. La terminal de recepción y regasificación de gas natural de Bahía de Mejillones, tiene una capacidad de planta es de 5 MMmcd, actualmente vienen desarrollando la segunda etapa del proyecto, que consiste en la construcción de un estanque de almacenamiento de GNL en tierra que remplazará la unidad flotante y tendrá una capacidad de 175.000 m3, estando finalizada el 2013. En la última década, Perú se ha convertido en un exportador de gas proveniente del área de Camisea a través del LNG, el 2010 se ha puesto en marcha el proyecto de GNL en la Costa Oeste, “Camisea” donde la capacidad de diseño de la planta es de 18 MMmcd y se espera sea alimentada desde el campo Pagoreni en el Bloque 56 hasta el 2015 y del Bloque 88 desde el 2016; en su mercado interno, se observa el desarrollo de la matriz energética que ha ampliado considerablemente su consumo de gas. En Uruguay, su provisión energética depende de la generación hidroeléctrica en un 57,96%, y de importaciones de petróleo, gas natural y carbón. Actualmente están considerando la construcción de una planta de regasificación de GNL para el suministro de gas natural a Uruguay y Argentina a través del Gasoducto Cruz del Sur, esta planta tendría una capacidad de 4 MMmcd para Uruguay y 6 MMmcd a la Argentina. En el corto y mediano plazo, no se considera a Uruguay como un potencial mercado para el gas boliviano debido al avance del proyecto de GNL y la demanda reducida que presenta este país. En Bolivia, la producción de energía primaria está compuesta fundamentalmente por hidrocarburos cuyo porcentaje de participación de la producción total creció de 75,61% del año 2000 hasta 81,29% el 2009, mientras que la producción hidroenergética redujo su participación en 22,51% y la de biomasa en 23%, tal como observamos en el Grafico N° 2 que sigue5. Cabe resaltar que el porcentaje de participación de la producción de gas natural en la oferta de producción de energía primaria se ha incrementado en 23% del 2000 al 2009, mientras que la participación de la producción de petróleo, condensado y gasolinas naturales se redujo en un 6,7%, explicada por la disminución en la producción de petróleo. La producción de energía primaria, principalmente de petróleo condensado y/o gasolina natural, gas natural, hidro-energía y biomasa, muestra un significativo incremento de 40.943,91 KBEP en 2000 a 114.002,38 KBEP en 2008. Sin embargo, en 2009 disminuyó en 12,6 por ciento respecto de la gestión anterior.

5 MHE, “Balance Energético Nacional 2000-2009”

15

Gráfico N° 2 Participación de Energéticos en la Oferta Total en Bolivia

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía (Balance Energético Nacional 2000-2009).

El consumo de energía primaria del país durante el periodo 2000-2009 ha tenido modificaciones importantes en su participación, observándose un crecimiento importante del consumo en transporte que ha pasado de 2,18% a 18,56%, es decir ha crecido en más de 8 veces, desplazando la participación de los otros sectores como el industrial que ha reducido su participación de 74% a 63%, tal como se observa en el Gráfico N° 3.

Gráfico N° 3 Participación del Consumo Energético de Energía Primaria en Bolivia por Sectores


0

20

40

60

80

100

120

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Biomasa

Hidroenergía

Gas Natural

Petroleo, Condensado y/o Gasolina Natural

% d

e p

arti

cip

ació

n

años

0

20

40

60

80

100

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Comercial

Residencial

Industria

Transporte

% d

e p

arti

cip

ació

n

años

16

La energía secundaria producida en los centros de transformación alcanzó en 2009 a 14.693,10 KBEP, sin embargo el máximo se encuentra también en la gestión 2008, alcanzando un valor igual a 19.972,44 KBEP el año 2008. Durante el periodo 2000-2009, el consumo energético total del país se incrementó en 56%, llegando de un consumo de 20.512 KBEP el 2000 a 32.010 KBEP el 2009, donde el cambio más importante se da en el consumo de gas natural, que pasó de una participación de 12,28% a 20,54%, tal como se observa en el Gráfico N° 4.

Gráfico N° 4

Consumo de Energía Total por Energético en Bolivia (en KBEP)


2. SITUACIÓN ACTUAL

2.1. EXPLORACIÓN

Las 8 provincias geomorfológicas de Bolivia (Madre de Dios, Llanura Beniana, Llanura Chaqueña, Subandino Norte, Subandino Sur, Piedemonte, Altiplano y Pantanal) representan el 48,7% de la superficie del territorio nacional, en las cuales se estima un potencial de recursos de 55 TCF de gas natural y más de 1.900 MMBbl de petróleo lo cual significa una oportunidad para la exploración.

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Otros derivados

Biomasa

Gas Natural

Gasolinas

Diesel Oil

GLP

Electricidad

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Gráfico N° 5 Potencial Hidrocarburífero de Bolivia

Fuente: YPFB. Nota: El total de áreas no considera las áreas en explotación en contratos de operación.

Cuadro N° 2

Áreas de Exploración

Resumen Hectáreas

% Tradicional No Tradicional Total

Contratos de Operación (43) 930.871,06* 1.846.875,00 2.777.746,06 5,19

Total áreas reservadas para YPFB (56) 2.590.718,75 8.193.946,20 10.784.664,95 20,16

Ampliación áreas reservadas (42) 471.375,00 12.281.257,37 12.752.632,37 23,84

Área libre de interés petrolero 27.184.956,62 50,81

Área total de interés hidrocarburífero 53.500.000,00 100

Total Áreas (con contrato, reservadas y ampliación)

3.992.964,81 22.322.078,57 26.315.043,38 49,19

* Incluye exploración y producción. Fuente: YPFB.

18

Las reservas certificadas del país al 1 de enero de 2005 alcanzaron los 48 TCF distribuidos de la siguiente manera: probadas 27 TCF, probables 22 TCF y posibles 15,2 TCF. Después de un largo periodo en que no se certificaron reservas en Bolivia, el año 2010 mediante la compañía Ryder Scott se certificaron al 31 de diciembre de 2009: 9,94 TCF de reservas probadas, 13,65 TCF probadas más probables y 19,92 TCF de reservas probadas, probables y posibles . Esta diferencia en las reservas probadas6 hace prioritarias las gestiones para reactivar la exploración en Bolivia y plantea que es imperativa la reposición y descubrimiento de nuevas reservas. El Plan de Exploración 2011-2020 de YPFB Corporación (PEX 2020) asume esta prioridad e identifica estrategias para materializar una intensiva actividad exploratoria en áreas tradicionales y no tradicionales. YPFB el año 2006 ha firmado 43 Contratos de Operación con 16 empresas petroleras legalmente establecidas en el país que desarrollan actividades de Exploración y Explotación. La actividad exploratoria mediante Contratos de Operación se extiende en 172.125 ha. en Zona Tradicional y 1.846.875 ha. en Zona No Tradicional, de las cuales en algunos casos no se está ejecutando la exploración por razones a las que se refiere el cuadro N° 3.

Cuadro N° 3 Áreas en contrato de operación con compromisos de exploración

Nº Operador Área Exploración Situación Actual

1

YPFB ANDINA S.A.

AMBORO-ESPEJO Fuerza Mayor

2 SARA BOOMERANG I Fuerza mayor levantada a partir de enero 2012

3 SARA BOOMERANG III Concluido

4 YPFB CHACO S.A. CHIMORÉ – I Fuerza mayor levantada a partir de enero 2012

5 PETROBRAS BOLIVIA S.A.

INGRE En proceso de devolución

6 RIO HONDO Fuerza Mayor Ambiental

7 REPSOL YPF

CHARAGUA En proceso de devolución

8 TUICHI Fuerza Mayor Ambiental

9 TOTAL E&P BOLIVIE AQUIO En curso Fuente: YPFB.

De estas áreas en Contrato de Operación YPFB Corporación realizará actividad exploratoria en Ingre y Charagua, que actualmente se encuentran en proceso de devolución. Por otra parte, se tienen 56 áreas reservadas a favor de YPFB (62 áreas efectivas, ver Anexo A)7. A partir de la información relevada desde hace más de 60 años, se conoce que 49 áreas tienen potencial gasífero y 13 potencial petrolífero. Estás áreas se distribuyen de la siguiente manera:

6 Áreas reservadas en negociación de Contratos de Servicios Petroleros, provenientes de Convenios de Estudio.

6 Esta diferencia se debe a que a partir del año 2005 se aplica un nuevo modelo petrofísico para los reservorios naturalmente fracturados y a que se determinan los espesores netos con mayor precisión debido a los avances tecnológicos. A ello se suma a un factor comercial y de política ligado a la propiedad de los hidrocarburos y la monetización de reservas. Asimismo, se debe considerar que la producción acumulada anual, en el período 2005-2010, alcanzó a 3 TCF. 7 En octubre del 2010 se amplían de las áreas reservadas de YPFB de 33 a 56, Mediante D.S. 676. Las áreas reservadas N° 8 “Carohuaicho 8” y N°14 “Aguaragüe” en la práctica se subdividen en 4 cada una, por lo que se contabilizan en total 62 áreas efectivas: 54 áreas reservadas + 8 áreas resultantes de la subdivisión de Carohuaicho y Aguaragüe.

19

12 Áreas reservadas en Convenios de Estudio suscritos, modalidad que se constituye en una opción para realizar actividades exploratorias a mediano plazo en áreas reservadas para YPFB.

12 Áreas reservadas que se encuentran bajo Contratos de Exploración y Explotación - CEEAR, suscritos con YPFB Petroandina S.A.M. en 7 áreas reservadas del Subandino Sur y 5 áreas reservadas del Subandino Norte. El contrato suscrito (de 3 de abril de 2008) y la adenda al mismo (de 11 de julio de 2008) sustituye las Unidades de Trabajo en la Exploración (UTE) por un Plan Mínimo de Exploración.

10 Áreas reservadas para YPFB a ser desarrolladas por YPFB Corporación.

Las áreas restantes se encuentran disponibles para realizar la actividad exploratoria, por lo que se promocionarán en eventos de nivel internacional (NAPE, APPEX, Colombia Oil & Gas, World Petroleum Show, Latinv E&P, YPFB Gas y Petróleo, OSEA, entre otros) especializados para la presentación de las oportunidades exploratorias de cada país, con el propósito de atraer nuevos inversionistas.

Adicionalmente a las 56 áreas reservadas, se han identificado 42 nuevas áreas en los 9 departamentos del país (Ver Gráfico N° 6), basados en sus características geológicas y de generación de hidrocarburos así como en función de los campos descubiertos recientemente, que han valorizado estructuras vecinas (por ejemplo, Kanata Norte valorizó el área de Isarsama, Campo Tacobo valorizó las áreas de Florida y Arenales, mientras que el Campo Dorado valoriza El Dorado Oeste). Actualmente se tramita el D.S. para su aprobación como áreas reservadas para YPFB, lo cual ampliará en 24,16% el universo explorable del área de interés petrolero. De estas 42 nuevas áreas, YPFB Corporación desarrollará actividad exploratoria en Toromonas y Oriental. Por otra parte, algunas problemáticas identificadas, se relacionan con los plazos para el proceso de licenciamiento ambiental son excesivos y al mismo tiempo el relacionamiento con las comunidades de las áreas que se ven impactadas por los proyectos petroleros no es eficiente, generando lentitud en el desarrollo de la actividad exploratoria, aspectos que en algunos casos frenan el buen desarrollo de las actividades exploratorias de las empresas petroleras. Al hacer un análisis de los proyectos exploratorios a cargo de YPFB Corporación se encuentra que existen áreas en fuerza mayor por sobreposición de áreas protegidas como por ejemplo: Camatindi, Chimoré e Isarsama asignadas a YPFB Chaco; Madidi y Sécure operadas por YPFB Petroandina; Amboró Espejos operada por YPFB Andina. Otras áreas exploratorias como por ejemplo: Río Hondo y Tuichi operadas por Petrobras e YPFB Andina respectivamente, de igual forma se encuentran en fuerza mayor. Por lo que el aspecto socioambiental se ha constituido en un elemento de freno a la realización de las actividades exploratorias. En atención al nivel de reservas hidrocarburos de la última certificación y la demanda creciente la exploración se constituye en una prioridad, por lo que, YPFB Corporación ha planteado un conjunto de estrategias tendientes al incremento de reservas tanto de gas natural como de petróleo. La mayor motivación para el incremento de la actividad exploratoria y de la producción de hidrocarburos, es el contexto de mercado internacional en el cual los más grandes consumidores de hidrocarburos de la región (Brasil, Argentina) son clientes de YPFB. Asimismo, es importante tener en cuenta que el aumento del consumo interno de hidrocarburos y principalmente los proyectos de industrialización

20

del gas natural se presentan como una necesidad para desarrollar inmediatamente las actividades exploratorias.

Gráfico N° 6 Ubicación de 42 nuevas áreas en Proyecto de Decreto Supremo

Fuente: YPFB.

Las políticas vigentes en materia de hidrocarburos, plantean un desafío mayor, en el corto y mediano plazo para hacer de la exploración en Bolivia una tarea constante de YPFB Corporación, en el marco de los contratos de operación y/o contratos de servicios petroleros con una participación estatal sobre el valor comercial de la producción de hidrocarburos equivalente al 50% de dicho valor. Temas de discusión inmediatos son los precios del petróleo crudo que se mantienen fijos desde el año 2004 y la tendencia de precios de exportación de gas natural favorables a la actividad–variables que se consideran en la evaluación económica de la viabilidad o no de un proyecto exploratorio.

21

2.2. EXPLOTACIÓN

La producción de Gas Natural alcanzó el 2009 a 36,76 MMmcd, se incrementó a 45MMmcd el 2011 (promedio a octubre). Este comportamiento se debe al aporte de los Megacampos (Sábalo-SBL, Margarita-MGR e Itaú- ITU) de los cuales proviene el 65% de la producción nacional. La producción de estos campos se encuentra en desarrollo.

Gráfico N° 7

Historial de producción Campos Mayores de Gas

Datos a Agosto 2011. Fuente: Unidad de Control de Reservorios – YPFB.

El incremento de la producción de los campos mayores de gas, conjuntamente con la entrada a producción de los campos Río Grande-RDG (en la formación Iquiri), Curiche-CUR, El Dorado Sur-DRS y Yapacaní-YPC contrarrestan la declinación en los campos Pequeños y Medianos8, en los cuales se evidencia una declinación promedio mensual de 3,3%.

8 Bermejo XX, Boquerón, Bulo Bulo, Caranda, Carrasco, Carrasco FW, Chaco Sur, Colpa, Curiche, El Dorado, Escondido, Junín, Kanata, Kanata Norte, La Vertiente, Los Suris, Naranjillos, Ñupuco, Palacios, Palo Marcado, Palometas NW, Patujú, Río Grande, San Roque, Santa Rosa, Santa Rosa Oeste, Sirari, Tacobo, Tajibo, Víbora, Vuelta Grande, Yapacaní.

1998 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 1110

-1

100

101

102

103

104

105

103

104

105

106

Date

Axis 1

Gas(MMpc)

Axis 2 Tipo_de_Campo: MEGA

OIL ( bbl )

WATER ( bbl )

UNIDAD DE CONTROL DE RESERVORIO

HISTORIAL DE PRODUCCION

22

Gráfico N° 8 Historial de producción Campos Medianos y Pequeños


En el caso de la producción de hidrocarburos líquidos, el 2009 fue de 41.043 BPD; siendo que el 2011 se incrementó a 44.591 BPD (producción promedio a octubre). Si bien se registra un incremento en los volúmenes de producción, éstos fueron menores a los niveles proyectados. Esto tiene relación con el agotamiento natural de los campos que se refleja en una fuerte declinación en campos maduros y consecuentemente una disminución de la producción. Es así que en los campos mayores de petróleo9 la declinación promedio mensual es de 2,15%.

Gráfico N° 9

Historial de producción Campos Mayores de Petróleo


9 Bloque Bajo, Paloma, Surubi y Surubi Noroeste.

1961 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 09 110

5000

10000

15000

20000

25000

0

250000

500000

750000

1000000

1250000

Date

Axis 1

Gas(MMpc)

Axis 2 Tipo_de_Campo: <N/A>

OIL ( bbl )

WATER ( bbl )



1992 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110

500

1000

1500

2000

2500

0

100000

200000

300000

400000

500000

Date

Axis 1

Gas(MMpc)

Axis 2 Tipo_de_Campo: Mayor Oil

OIL ( bbl )

WATER ( bbl )



23

En los campos marginales10, se presenta una declinación natural, que en promedio mensual es de 1,2%.

Gráfico N° 10 Historial de producción Campos Menores


En el Cuadro N° 4 se presenta un resumen de los niveles de producción y declinación por tipo de campo, que corresponde a datos a agosto de 2011.

Cuadro N° 4

Niveles de producción y declinación promedio mensual por tipo de campo

Tipo de Campos Gas

(MMPCD) Oil (BPD)

Agua (BPD)

Declinación (en %)

Detalle de campos

Mayores de gas 1.118,83 27.001,97 1.442,63 no Margarita, Sábalo, Itau, San Alberto

Mayores de petróleo

10,40 3.195,23 1.342,97 2,15% Bloque Bajo, Paloma, Surubí, Surubí Noroeste

Medianos y Pequeños

568,50 7.388,83 11.084,90 3,30%

Bermejo XX, Boquerón, Bulo Bulo, Caranda, Carrasco, Carrasco FW, Chaco Sur, Colpa, Curiche, El Dorado, Escondido, Junín, Kanata, Kanata Norte, La Vertiente, Los Suris, Naranjillos, Ñupuco, Palacios, Palo Marcado, Palometas NW, Patujú, Río Grande, San Roque, Santa Rosa, Santa Rosa Oeste, Sirari, Tacobo, Tajibo, Víbora, Vuelta Grande, Yapacani

Marginales 1,42 1.258,27 4.099,47 1,20%

Bermejo, Toro, Arroyo Negro, Cambeiti, Camiri, Guairuy, Humberto Suárez Roca, La Peña, Los Cusis, Los Penocos, Monteagudo, Montecristo, Patujusal, Patujusal Oeste, Tatarenda

Nota: Datos a agosto 2011. Fuente: Unidad de Reservorio y Producción, YPFB.

10 Bermejo, Toro, Arroyo Negro, Cambeiti, Camiri, Guairuy, Humberto Suárez Roca, La Peña, Los Cusis, Los Penocos, Monteagudo, Montecristo, Patujusal, Patujusal Oeste, Tatarenda.

197273 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 110

300

600

900

1200

1500

0

150000

300000

450000

600000

750000

Date

Axis 1

Gas(MMpc)

Axis 2 Tipo_de_Campo: Marginal

OIL ( bbl )

WATER ( bbl )



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Como aprendizajes de la producción de hidrocarburos, se puede indicar que:

En este periodo, ha sido una medida favorable contrarrestar la declinación de campos medianos y pequeños con el desarrollo de los campos mayores de gas y la entrada a producción de otros campos.

Es importante contar con una certificación de reservas (al 31/12/09 por Ryder Scott) lo que puede apoyar a que tanto los Planes de Desarrollo (PDDs) como los PTPs se encuentren actualizados de manera permanente.

Ha constituido un aspecto favorable el hecho de optimizar e incrementar la capacidad de las plantas de procesamiento de gas.

2.3 ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS

Las actividades realizadas en las diferentes etapas de la cadena hidrocarburífera contribuyen de diferente manera a lograr el abastecimiento de combustibles líquidos al mercado, sin embargo, dentro del presente Eje Estratégico de Abastecimiento de Combustibles Líquidos se consideran las etapas de transporte, refinación, almacenaje y separación de hidrocarburos líquidos en plantas. A continuación se detalla la situación actual y avances de dichas etapas de la cadena hidrocarburífera en lo que respecta al abastecimiento de hidrocarburos líquidos durante las gestiones 2009 a 2011. 2.3.1 Transporte de hidrocarburos líquidos

El transporte de hidrocarburos líquidos por ductos está constituido por dos sistemas que operan en nuestro país, cada uno encargado del transporte de diferentes productos.

El primero es operado por YPFB Transporte S.A. y se encarga del traslado de los hidrocarburos líquidos producidos en campo (Petróleo Crudo, Condensado, Gasolina Natural y GLP de Planta) hacia los puntos de entrega definidos como ser Refinerías, Centros de Consumo de GLP y cabeceras de poliductos. Este sistema también es utilizado para la exportación del crudo reconstituido, que es trasladado hacia la Terminal de Arica, para posteriormente realizar los embarques correspondientes.

El segundo sistema de transporte es operado por YPFB Logística y está conformado por poliductos que comunican diferentes zonas comerciales a nivel nacional, siendo utilizados para el traslado de productos refinados de petróleo (Gasolina Especial, Diesel Oil, Kerosene y Gas Licuado de Petróleo), permitiendo la distribución tanto del producto nacional como importado.

Los avances en cuanto a incremento de capacidad de transporte de líquidos registrados en el sistema que opera YPFB Transporte, en el periodo 2009 -2011 se asocian al Propanoducto Río Grande Santa Cruz (PRSZ), cuya capacidad se incrementó de 3.200 BPD el 2009 a 5.880 BPD el 2011, el Oleoducto Camiri Yacuiba (OCY) que está por concluir la ampliación de 29.150 a 33.000 BPD y se encuentra en curso la ampliación a 49.800 BPD. También cabe hacer notar que temporalmente el Oleoducto Carrasco Cochabamba (OCC) fue convertido a gas natural.

Las principales dificultades que enfrenta la actividad de transporte de hidrocarburos líquidos está relacionada a la necesidad de una Revisión Tarifaria que permita operar los ductos de manera adecuada, puesto que los ingresos actuales solo generan condiciones para un mantenimiento

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operativo mínimo. Otro problema existente en el sector y que afecta también a la posibilidad de inversión, es el número limitado de empresas contratistas de servicios disponibles en el mercado, lo que provoca un incremento en los presupuestos estimados, y/o resultados como licitaciones desiertas en los procesos de contratación. El sistema nacional de poliductos instalado se encuentra funcionando a su máxima capacidad, presenta en muchos de los ductos principales, niveles de obsolescencia debido al tiempo de uso que tiene, por tanto requiere de importantes inversiones que permitan ampliar esta infraestructura permitiendo a estos sistemas satisfacer las crecientes demandas de hidrocarburos terminados; así como modernizar los sistemas de control de volúmenes que se transportan y seguridad operativa de estas instalaciones.

Cuadro N°5 Características de los poliductos en operación

Poliducto Longitud

(km) Diámetro (Pulgadas)

Capacidad Operativa de Diseño

(BPD)

Capacidad Operativa Actual

*(BPD) Estatus

Año de Inicio de

Operación

OCOLP I 343 6” 12000 12000 Operativo 1957

PCPV 225 3” 2000 1887 Operativo 1989

PCSZ-1 270 4” 4000 3648 Operativo 1958

PCS 349 6” y 4” 4000 3334 Operativo 1949

PSP 107 3” 3000 2579 Operativo 1975

PVT 176 4” 1800 1690 Operativo 1989

* Las capacidades operativas actuales consideran la condición actual de los ductos; en muchos casos bajos espesores por corrosión, por lo que debe operarse a bajas presiones y por ende los volúmenes transportados son menores. Fuente: YPFB Logística.

El crecimiento en la demanda de combustibles líquidos exige desarrollar la capacidad logística de transporte de los mismos ampliando la cobertura de los sistemas existentes hacia otros puntos geográficos, fortaleciendo la interconexión a nivel nacional. Por otro lado, se ha hecho evidente la necesidad de optimizar la logística de importación de combustibles, particularmente del diesel oil, lo que implica la aplicación de soluciones tecnológicas que permitan utilizar de mejor manera los ductos existentes e invertir en nuevos ductos que respondan a esta necesidad creciente del mercado nacional. La fortaleza fundamental del sistema de transporte de hidrocarburos líquidos es la capacidad instalada que tiene y que abarca a todo el país, estando sin embargo al límite de su capacidad instalada y operando con instalaciones obsoletas; sin embargo, el sistema de transporte es confiable y con la suficiente flexibilidad para atender variaciones en la producción y demanda.

Durante este periodo, se logró implementar un sistema de transporte confiable y con la suficiente flexibilidad para atender variaciones en la producción y demanda, lo que permitió mantener abastecido al mercado interno en todos los puntos del país.

26

Sin embargo de la evidencia de la necesidad de oportuna inversión en transporte, la obtención de Permisos, Autorizaciones y el Financiamiento de los diferentes proyectos no se dieron en los tiempos inicialmente previstos, lo cual generó incertidumbre en la ejecución de proyectos relacionados al eje de abastecimiento.

2.3.2 Separación de líquidos

A través de YPFB Andina y YPFB Chaco se opera las Plantas de Río Grande, Carrasco-Kanata y Vuelta Grande. A continuación se muestra el incremento y disminución de la producción de GLP que se tuvo en estas Plantas, en el periodo 2009-2011.

Cuadro N° 6 Incremento en Capacidad de Producción GLP de Plantas 2009-2011

Planta Producción Promedio

2009 (TMD de GLP) Producción Promedio

2011 (TMD de GLP) Variación

(%)

Río Grande 262.85 257.47 -2%

Carrasco –Kanata 178.95 181.80 2%

Vuelta Grande 169.86 172.33 1% Fuente: YPFB – GNPSL.

Adicionalmente a lo señalado, actualmente YPFB está ejecutando dos proyectos de Plantas de Separación de líquidos. La Planta de Río Grande entrará en operación el primer trimestre de 2013 con una producción de 361 Tmd de GLP, 350 Bpd de gasolina y 195 Bpd de Iso-pentano. En la gestión 2011 se concluyó la ingeniería básica y se tiene un 53% de avance físico del proyecto.

Con relación a la Planta de Gran Chaco, su producción será escalonada y estará en función de los flujos de exportación hacia Argentina. El inicio de operación de esta planta está previsto para el segundo semestre del 2014. En la gestión 2011 el IPC se firmó el contrato la ejecución del IPC con la empresa Técnicas Reunidas y la compra de turbomáquinas fue adjudicada a la empresa SIEMENS ENERGY.

La producción de GLP y gasolinas de las plantas de separación de líquidos permitirá cubrir la demanda interna de GLP, generar excedentes de GLP para la exportación e incrementar la oferta de gasolinas para cubrir la demanda del mercado interno. Asimismo, la implementación de las Plantas de Separación de Líquidos permitirá expandir las actividades de YPFB con el incremento de capacidades e incremento de knowhow en la implementación y operación de complejos de transformación y manejo de tecnologías de punta.

Aun no se cuenta con la normativa específica para la operación de las plantas de separación de líquidos que no sean facilidades de algún campo en específico, así como la forma bajo la cual estas plantas percibirán sus ingresos.

2.3.3 Refinación

La actividad de Refinación de hidrocarburos en nuestro país es desarrollada en un 90% por YPFB Refinación a través de las refinerías Guillermo Elder Bell y Gualberto Villarroel. El resto de la actividad está a cargo de las refinerías privadas como Oro Negro, Santa Cruz y Parapetí.

27

A partir de la gestión 2009, pese a que a medida que transcurren los años los requerimientos de producto importado son cada vez mayores, se logró cumplir con el abastecimiento de combustibles a nivel nacional, permitiendo satisfacer la demanda de la población.

Dentro del abastecimiento de combustibles a nivel nacional, el aporte realizado por las Refinerías de YPFB se centra principalmente en los incrementos en la capacidad de refinación registrados en el periodo 2009 – 2011, provenientes de la ampliación de las Unidades de Crudo de la Refinería Guillermo Elder Bell de 18.300 BPD a 19.599 BPD y el cambio de tubos en los hornos de las unidades de reformación Catalítica de la Refinería Gualberto Villarroel.

Cuadro N° 7

Incremento en capacidad de refinación 2009-2011

Capacidad 2009 2011 Variación

Porcentual Avances

Unidades de Crudo RGEB 18.300 BPD 19.500 BPD 7% Carga promedio de Crudo Procesado

Unidades Reformación Catalítica RGV

7.500 BPD 8.100 BPD 8% Cambio de tubos en los hornos de la unidad

Fuente: YPFB Refinación.

La expansión de la demanda de combustibles impulsa el desarrollo de proyectos de ampliación de la capacidad de refinación y de oferta de productos derivados, proyectos para los que YPFB Refinación podría contar con capacidad financiera, debiendo acelerar su ejecución. 2.3.4 Almacenaje

YPFB Corporación opera y administra 22 de las 27 Plantas de Almacenaje en operación en nuestro país, constituyéndose el almacenaje es un eslabón fundamental en la estrategia de abastecimiento de combustibles líquidos. A continuación se presentan los incrementos de la capacidad de almacenaje de combustibles, durante el periodo 2009 -2011. Respecto al almacenaje de Diesel Oil se realizó la habilitación del tanque – 187 en Villamontes con lo que la capacidad se incrementó de 75.396 a 76.128,47 m3. En cuanto al almacenaje de gasolina especial se incrementó la capacidad de 42.068,94 m3 a 43.490,04 m3 a través de la habilitación del tanque – 182 en Villamontes, habilitación del Tanque – 5460 en Trinidad, habilitación del Tanque – 525 en Tupiza y la habilitación del Tanque – 5512 en Riberalta.

Cuadro N°8 Incremento en capacidad de almacenaje 2009-2011


Porcentual Avances

Almacenaje DO (m3) 75,396.27 76,128.47 1.0% Habilitación Tanque – 187 en Villamontes

Almacenaje GE (m3)

42,068.94

43,490.04 3.4%

Habilitación Tanque – 182 en Villamontes Habilitación Tanque – 5460 en Trinidad Habilitación Tanque – 525 en Tupiza Habilitación Tanque – 5512 en Riberalta

Fuente: YPFB Logística.

28

La estrategia de abastecimiento de combustibles en el mercado interno propone directrices nacionales de alto impacto que buscan una adecuada logística de abastecimiento que fortalezca y articule las actividades de refinación, transporte y almacenaje que en esta última actividad permitirá generar proyectos que garanticen al país contar con infraestructura de abastecimiento interno para un periodo mínimo de 15 años.

Asimismo, dentro de las principales necesidades que se han identificado para la actividad de almacenaje de hidrocarburos líquidos se encuentra la necesidad de contar con un Plan de financiamiento definido para proyectos estratégicos, ya que la ausencia del mismo pone en duda la ejecución, considerando que cada vez los periodos de ejecución son más críticos.

Por otro lado, dentro de los principales problemas que afectan a la actividad de almacenaje se encuentra la burocracia en los procesos para la toma de decisiones en cuanto a la ejecución de proyectos, la misma que ocasionando el incumplimiento de los cronogramas de ejecución y origina descoordinación en la operación de proyectos y costos adicionales. 2.3.5 Comercialización de hidrocarburos líquidos

La comercialización de hidrocarburos líquidos es realizada en un 100% en el mercado interno, considerando que el balance de oferta y demanda nos arroja una clara necesidad de importación de combustibles. En lo que se refiere a hidrocarburos líquidos YPFB comercializa los productos obtenidos en campo, los productos derivados de petróleo y los productos importados.

En el siguiente cuadro se muestran los volúmenes comercializados en las gestiones 2009 y 2011 por producto:

Cuadro N° 9 Comercialización de hidrocarburos líquidos Comparación 2009 y 2011

Producto 2009 2011 Variación

Porcentual

Petróleo Crudo (BPD) 40,986 44,029 7.42%

Gasolina Especial (m3/Mes) 75,969 91,736 20.75%

Gasolina Premium (M3/Mes) 259 269 3.78%

Diesel Oil (M3/Mes) 105,243 118,251 12.36%

Kerosene (M3/Mes) 523 646 23.47%

GLP (TMD) 1,030 1,050 1.96%

Jet Fuel (M3/Mes) 12,655 14,322 13.17%

Av Gas (M3/Mes) 440 446 1.36% Fuente: GNC – YPFB.

Dentro de los logros relevantes que se presentaron en el periodo 2009 -2011 en las actividades de comercialización que realiza YPFB, podemos mencionar los siguientes:

En cuanto al abastecimiento de combustibles, se logró establecer una logística sólida para la importación de los diferentes productos en los que nuestro país es deficitario (Diesel Oil, Gasolina, GLP), permitiendo garantizar en los últimos tres años, el despacho de los volúmenes requeridos por la población, satisfaciendo los requerimientos de la demanda.

29

Se ha logrado obtener mejores proyecciones en lo que se refiere al consumo de combustibles a corto plazo, permitiendo tomar las acciones necesarias para mantener saldos de seguridad adecuados en las diferentes plantas de almacenaje para el despacho de producto.

Con el objetivo de contar con diferentes opciones para el abastecimiento, se tienen diferentes fronteras y rutas para el ingreso de producto, que pueden ser alternadas para dar continuidad a la recepción de producto.

A pesar que de acuerdo con la proyección de volúmenes de producción de hidrocarburos líquidos y de demanda de los mismos en los próximos años, se observa que el déficit actual, principalmente en Diesel Oil se incrementará aún más, requiriéndose mayores volúmenes de importación de combustibles, en el transcurso de las gestiones 2009 a 2011 se han logrado varios avances , los mismos que se detallan a continuación como fortalezas que se han desarrollado y oportunidades que se han abierto dentro de la actividad de comercialización de hidrocarburos líquidos:

Se cuenta con una logística de importación de combustibles y distribución de los mismos a nivel nacional sólida y estable.

Se cuenta con un modelo de estimación en la demanda de combustibles de aviación que arroja resultados bastante precisos.

A partir del año 2013, la producción nacional de GLP permitirá la exportación de volúmenes considerables de este producto.

Respaldo normativo para el abastecimiento del mercado interno.

La comercialización de hidrocarburos y la distribución mayorista de combustibles, sólo puede ser realizadas por YPFB.

Se cuenta con una red de Estaciones de Servicio a nivel nacional que permite apoyar el abastecimiento de combustible en todas las regiones del país.

2.4 ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL

El abastecimiento de gas natural comprende la comercialización de gas natural, su distribución por redes y el transporte de gas natural. La situación actual se muestra en los puntos siguientes. 2.4.1 Comercialización de Gas Natural

En cumplimiento al Decreto de Nacionalización, YPFB a través de la Gerencia Nacional de Comercialización, se constituye en el único comercializador de gas natural, definiendo los mercados de destino, volúmenes y precios, actividad en la que se prioriza la atención del mercado interno. Durante la gestión 2009, Brasil disminuyó su demanda de gas natural; esta situación generó que Petrobras disminuyera el requerimiento de gas natural en el marco del Contrato de Compra Venta de Gas Natural (GSA) suscrito.

30

Asimismo, de conformidad con lo estipulado en el Contrato de Compra Venta de Gas Natural suscrito con Energía Argentina S.A. (ENARSA)11, durante la gestión 2009 y los primeros meses de 2010 se entregó a la Argentina los volúmenes nominados por ENARSA y confirmados por YPFB. Posteriormente, el 26 de marzo de 2010 se suscribió la primera adenda al contrato, a través de la cual, entre otros aspectos, se estipulan las cantidades contratadas y garantizadas por las Partes, con vigencia a partir del 1° de mayo de 2010, con lo que se garantiza un mercado en desarrollo para el gas natural boliviano. Por otra parte, el 10 de septiembre de 2009, se suscribió un Contrato Interrumpible de Compra Venta de Gas Natural con la Companhia Mato-Grossense del Gás S.A. (MTGás) por una duración de 10 años, cuyo suministro es efectuado en función al requerimiento de MTGás y a los volúmenes disponibles por parte de YPFB. En el período 2009-2011, el requerimiento total de los mercados de gas natural, mercado interno y de exportación, se ha incrementado notablemente tal como puede observarse en el siguiente gráfico.

Gráfico N° 11 Volúmenes Promedio Diario Mensual - Comercializados de Gas Natural Medidos a 60° F

Fuente: YPFB – DNGN12.

El crecimiento del consumo de gas natural en el mercado interno en el período 2007-2011, fundamentalmente es explicado por el incremento del requerimiento para la generación de electricidad y la Distribución de Gas Natural por Redes, tal como se aprecia en el Gráfico N° 12.

11 Contrato firmado el 19 de octubre de 2006. 12Los volúmenes del mercado Brasil corresponden a los contratos por venta de gas natural con Petrobras Brásil y MTGás.

0

5

10

15

20

25

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09

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1

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-11

MM

m3

/día

M. Interno M. Brasil M. Argentina

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Gráfico N° 12

Volúmenes Promedio Diario Mensual Comercialización de Gas Natural en el Mercado Interno por Sector Medido a 60° F

Fuente: YPFB – DNGN.

Los precios del gas natural, en el período 2008-2011, para el mercado interno no han sufrido variación. Los precios están regulados y son fijados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos con base en las definiciones del Ministerio de Hidrocarburos y Energía. En relación con los precios de exportación de gas natural, los mismos son determinados en los respectivos contratos de compra venta, en función de una canasta de “fuels” cotizados en el mercado internacional, que se encuentran correlacionados con los precios internacionales del crudo, el cual ha sufrido variaciones debido a diferentes eventos; sin embargo, a partir del tercer trimestre de 2009 se presentó una recuperación en los precios de exportación manteniendo una tendencia principalmente creciente al 31 de diciembre de 2011, de conformidad con el Gráfico N° 13.

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

4,5

5

5,5

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-07

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Electrico Distribución Consumidores Directos y Otros

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Gráfico N° 13 Precio Gas Natural por Trimestre – Contratos Petrobras S. A. & ENARSA

Fuente: YPFB – DNGN.

Las lecciones aprendidas en comercialización de gas son:

Generación de importantes recursos para el Estado Plurinacional de Bolivia y para los departamentos productores y no productores, a través de la comercialización de gas natural en el mercado externo.

Crecimiento del consumo de gas natural en el mercado interno.

Aplicación de modelo de contrato de compra venta de gas natural mercado interno de consumo, que estandariza los términos y condiciones comerciales y operativas, y que ha reducido la variación diaria entre la nominación y lo efectivamente tomado por el cliente del 50% al 5%.

Suscripción del Addendum N° 4 al GSA, a través del cual, Petrobras se compromete a un pago adicional por los hidrocarburos pesados contenidos en la corriente de gas natural exportada al Brasil.

Suscripción de la primera Adenda al Contrato YPFB - ENARSA, a través de la cual, se consolida el mercado argentino para el gas natural boliviano, con condiciones más favorables para YPFB tales como el establecimiento de garantía de pago para prever los incumplimientos de pago de ENARSA.

Suscripción del Contrato Interrumpible de Compra Venta de Gas Natural con MTGás, a través del cual, se suministra gas natural en períodos en los cuales YPFB cuenta con excedentes a precio

5,44

4,29 4,34 4,83

5,35 5,64 5,75 5,76 6,04

6,83

7,72

8,16

6,52 5,15 5,21 5,79

6,39 6,71 6,84 6,85

7,14

8,05

9,09

9,60

7,84

4,58 4,92

6,16

6,99 7,37 7,41 7,33

7,60

8,77

10,20

10,73

1,50

2,50

3,50

4,50

5,50

6,50

7,50

8,50

9,50

10,50

11,50

I-09 II-09 III-09 IV-09 I-10 II-10 III-10 IV-10 I-11 II-11 III-11 IV-11

$U

S/M

MB

TU

QDCB QDCA ENARSA

33

competitivo. Cabe señalar que, el área de influencia de MTGás representa una oportunidad de mercado para el gas natural de Bolivia.

Suscripción de Acuerdos de Entrega de Gas Natural (AEGN), con todos los Titulares de los Contratos de Operación con asignación de volúmenes al GSA. Asimismo, la suscripción de los AEGN para los campos El Dorado y El Dorado Sur, Curiche e Itaú, y la primera Adenda al AEGN del campo Margarita con destino al cumplimiento del contrato YPFB-ENARSA.

Suscripción del Addendum N° 5 al GSA, a través del cual, se incluye un nuevo punto de entrega en la frontera boliviano-brasileña, entre las ciudades de San Matías y Cáceres, para el suministro de gas natural hasta un límite de 2,24 MMmcd por el período de un (1) año, dentro de los volúmenes comprometidos en el GSA.

Las fortalezas y oportunidades en la comercialización de gas se muestran a continuación.

Existen mercados potenciales para el gas natural, tanto de carácter interno como externo en los que puede desarrollarse la actividad de comercialización.

Ubicación geográfica de Bolivia que le puede permitir constituirse en el principal abastecedor de este energético en la región.

Infraestructura de transporte de gas natural ya instalada y en operación con acceso a los principales mercados de la región.

Clientes de gas natural, tanto del mercado interno como externo, que cuentan con contratos a largo plazo.

Precio del gas natural boliviano de exportación, competitivo en la región. Los problemas que se han identificado en la comercialización del gas natural son:

Algunas empresas subsidiarias de YPFB Corporación, así como empresas nacionalizadas por el Estado Plurinacional de Bolivia, esperan un trato preferencial en cuanto a los términos y condiciones estipulados en los contratos de compra venta de gas natural mercado interno de consumo y contratos de transporte, YPFB está imposibilitado de atender lo solicitado debido al principio de neutralidad estipulado en la Ley 3058.

No se cuenta con un análisis de probabilidad de error de las proyecciones de volúmenes a ser producidos por los Titulares de los Contratos de Operación, como insumo para la toma de decisiones de necesidades de gas natural de nuevos proyectos.

2.4.2 Distribución de Gas Natural por Redes

La actividad de distribución de gas natural por redes se encuentra a cargo de YPFB Casa Matriz, a través de la Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos (GNRGD) que tiene la función de planificación, desarrollo, ampliación, operación y mantenimiento de la infraestructura de los sistemas de distribución de gas natural, velando por prestar un servicio apropiado, garantizado y seguro.

34

La compleja infraestructura, equipamiento y accesorios que implica la construcción de redes de distribución de gas, representa elevadas inversiones y al mismo tiempo limitada cobertura en su construcción. Ante una masiva demanda, los costos de este tipo de proyectos plantean presupuestos de inversión que en los últimos 2 años han bordeado el promedio de los 100 millones de dólares, los resultados antes y después del 2009 son:

Cuadro N° 10 Resultados Distribución de gas Natural por Redes

Concepto Unidad 1994 - 2008 2009 – 2011 Total

1994 - 2011

Instalaciones Internas Predio 115.631 190.338 305.969

Construcción red secundaria Metro 2.813.196 1.840.723 4.653.919

Construcción red primaria Metro 366.825 282.453 649.278

Instalación estaciones distritales de regulación Unidad 39 38 77 Nota: El detalle por gestión y por departamento se encuentra en el Anexo C. Fuente: YPFB – GNRGD.

Con la finalidad de atender a las poblaciones más alejadas, a las cuales es inviable llegar mediante gasoductos, en la gestión 2010 se realizó el estudio de ingeniería conceptual del proyecto Sistema Virtual de Distribución de Gas Natural Licuado – SVDGNL, a la fecha se encuentra en proceso de ejecución la ingeniería básica extendida. Entre el 2009 y 2011 se ha evidenciado el aprendizaje que a continuación se muestra, en la distribución de gas natural por redes.

La infraestructura de transporte de gas natural en el mercado interno, no coincide con la ambiciosa meta de masificar la distribución de gas natural por redes en las regiones del occidente del país (Oruro y Potosí), en el oriente (este del departamento de Santa Cruz) y en el norte del país (Pando y Beni), por lo que es necesario trabajar en el transporte para el abastecimiento del mercado interno.

La experiencia adquirida en la expansión de redes de gas, prevé que la actividad se respalde y garantice el servicio con la emisión de normas de acuerdo a los proyectos que se van desarrollando, normativa tarifaria y normativa técnica.

La estrategia inicial de implementar un SVDGNL en el país de manera agresiva se modificó a una estrategia prudente, principalmente debido al transporte de GNL y a la experiencia que se debe adquirir en la interacción de la planta-logística-distribución.

Finalmente se ha aprendido que las actividades de operación y mantenimiento no deberían requerir recursos de gasto operativo y más bien deben ser contempladas en inversión, pues en la mayoría de los casos se activan como bienes y deben depreciarse por un lado y por el otro han existido recortes del gasto operativo que pueden generar riesgos en el tema operativo.

Mediante la distribución de gas natural por redes, actualmente a través del sistema convencional por ductos y a futuro con el sistema de distribución virtual, se está logrando el uso masivo del gas natural en nuestro país, contribuyendo de esta manera al cambio de la matriz energética. El crecimiento poblacional acelerado y la creación de nuevas industrias en lugares alejados y no tradicionales de distribución de gas natural por redes, genera la oportunidad de desarrollo de nuevas

35

tecnologías a ser implementadas tanto en los sistemas de licuefacción, transporte y regasificación del GNL. La mayor problemática de la distribución de gas natural por redes, es la sostenibilidad en el desarrollo de redes de gas y el abastecimiento al mercado interno. El diagnóstico inicial ha permitido detectar tres grandes áreas de problemas, los cuales se detallan a continuación.

Cuadro N° 11

Áreas y Problemas en la Distribución de Gas Natural por Redes

Fuente: YPFB – GNRGD.

2.4.3 Transporte

En la actividad de transporte de gas natural por ductos podemos identificar a usuarios del mercado interno y mercado de exportación. Como parte de los destinatarios del mercado interno se encuentran los concesionarios de redes de distribución, entre otros. A continuación se detallan los avances en cuanto a capacidad registrada en el sistema de transporte que opera YPFB Transporte, el detalle de la capacidad de ductos se muestra en Anexo - C, en el periodo 2009 -2011.

•Limitadas capacidades de transporte de los gasoductos existentes.

•Imposibilidad de tener mayor cantidad de puntos de interconexion a los gasoductos existentes definidas por YPFB Transporte.

•YPFB Transporte ha dejado de lado la responsabilidad de expandir el sistema de gasoductos en distintos lugares del pais, debido a esto la GNRGD actualmente está construyendo estos ductos .

•Los constantes recortes que se han ido dando en el presupuesto, en las anteriores dos gestiones 2010 - 2011, ponen en duda la sostenibilidad del financiamiento.

Incremento de la

infraestructura de redes de gas

•Existen redes de gas que ya han cumplido su tiempo de vida útil.

•Baja capacidad estimada en estaciones de regulacion de presion, heredadas de SERGAS, EMDIGAS Y EMCOGAS.

•Las redes primarias construidas en la decada de los 80 no tomaron en cuenta el crecimiento de las ciudades, lo cual ha determinado la necesidad de desarrollar planes maestros actualizados.

•Contingencias en relación a problemas propios de la red, problemas con terceros, problemas ambientales.

Incremento de responsabilida

des en la operación y

mantenimiento

•La normativa de transporte virtual por módulos de gas natural, continúa en revisión 5 años después de iniciada la misma, a ello se debe añadir la necesidad del establecimiento de una normativa tarifaria. Esto ha limitado el desarrollo de proyectos de gas natural comprimido.

•Existen demasiados requerimientos de ingreso a ciudades intermedias, que hace necesario establecer un mecanismo de planificación.

•Existe la necesidad de llegar a poblaciones alejadas donde no se dispone del sistema convencional de ductos.

Ingreso a áreas rurales alejadas

de los gasoductos

36

Cuadro N° 12 Incremento en la Capacidad de Transporte de Gas Natural

Ducto Capacidad

2009 (MMpcd)

Capacidad 2011

(MMpcd)

Variación (%)

Avances

GCC 22,0 49,2 123% Tramos 1 y 3 concluidos. En curso construcción del Tramo 2, con habilitación de capacidad completa prevista para el 2012.

GIJA - 459,0 - Gasoducto Juana Azurduy Fase I concluida.

GSP 5,2 6,8 31% Incremento de MOP concluido.

GAA-2 (Tramo Parotani - Oruro)

35,4 51,6 46% GAA 3b Fase 1 Concluido. GAA 3b Fase 2 en ejecución.

GAA-3 (Tramo Oruro - La Paz)

31,5 44,0 40% GAA 3b Fase 1 Concluido. GAA 3b Fase 2 en ejecución.

Fuente: YPFB Transporte.

La capacidad de transporte para abastecer de gas natural el mercado interno está siendo ampliada de manera constante de acuerdo a la demanda que se tiene en las distintas áreas del país. En este sentido, tal como se observa en el Cuadro N° 12, en lo que respecta a la provisión de gas natural hacia el occidente del país (La Paz, Oruro y Cochabamba), se ha invertido en las ampliaciones del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC) y el Gasoducto al Altiplano (GAA); del mismo modo en lo que respecta al Gasoducto Sucre Potosí (GSP). Otro avance importante es la construcción del Gasoducto Juana Azurduy, con el que se genera la capacidad instalada suficiente para transportar el gas comprometido a la Argentina en el contrato suscrito para este efecto con ENARSA. Entre las lecciones aprendidas en transporte de gas podemos mencionar los siguientes:

En el año 2011 se alcanzó una inversión récord en YPFB Transporte, por encima de los 100 MM $us, inversión que incluyo proyectos de expansión y continuidad del servicio en sus sistemas de transporte (gas natural e hidrocarburos líquidos).

Para encarar los proyectos del GCC y GAA se tuvo un aporte de capital de la empresa de aproximadamente 104 MM US$.

Se alcanzó una emisión de bonos para el desarrollo del proyecto del GIJA Fase I de aproximadamente 32 MM US$.

Se logró implementar un sistema de transporte confiable y con la suficiente flexibilidad para atender variaciones en la producción y demanda.

La obtención de permisos, autorizaciones y el financiamiento de los diferentes proyectos no se dieron en los tiempos inicialmente previstos, originando retrasos en el desarrollo de los mismos.

A continuación se detallan las fortalezas y oportunidades identificadas en la actividad de transporte por ductos:

Crecimiento esperado en todas las concesiones de transporte.

Optimizaciones del sistema de transporte por ducto en coordinación con otros integrantes de la cadena de hidrocarburos.

37

Los problemas que se han identificado para la actividad de transporte de gas natural son los siguientes:

Ausencia de Revisión Tarifaria.- Las tarifas vigentes correspondientes a las cuatro concesiones de YPFB Transporte fueron aprobadas por el Ente Regulador el 17 de mayo de 2001 y están siendo aplicadas hasta la fecha, por mas de diez años, siendo que la norma regulatoria prevé un ajuste tarifario de cada cuatro años, precisamente para garantizar al transportador la obtención de un rendimiento adecuado y razonable sobre su patrimonio, tal como establece el artículo 92 de la Ley de Hidrocarburos 3058.

Retrasos en la obtención de Licencias y Autorizaciones.-Debido a la alta rotación de personal en las entidades correspondientes, y los tiempos no estandarizados para dar respuestas, se producen retrasos en los cronogramas estimados de ejecución de proyectos.

Elevada Demanda de Empresas Contratistas.- El número de empresas calificadas para prestar servicios relativos a las actividades de inversión en el sector es insuficiente.

2.5 INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL

El proceso de Nacionalización de los hidrocarburos en Bolivia, consolidó la participación de YPFB en cuanto a su atribución de representar al Estado en términos de propiedad y gestión de los hidrocarburos, sin embargo, aún queda pendiente el salto cualitativo hacia la agregación de valor mediante la industrialización del gas natural. Hoy en Bolivia existe un decidido impulso a iniciar la etapa de la industrialización del gas a través de la industria petroquímica. El año 2009, mediante D.S. 0368 se establece la eliminación de la Gerencia Nacional de Industrialización de la estructura orgánica de YPFB y la transferencia de información técnica referente a proyectos de industrialización a la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos13 (EBIH) creada en noviembre de 2009. En la gestión 2011, por decisión del gobierno nacional, se emite el D.S 922 de 29 de Junio, que autoriza a YPFB incrementar recursos para preinversión e inversión de proyectos de industrialización. Asimismo, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía instruye a YPFB la ejecución de los proyectos de Amoniaco-Urea, GTL14 y Etileno-polietileno. El estado de dichos proyectos en momento de su entrega a YPFB por parte de la EBIH es el siguiente:

Cuadro N°13 Resumen del Estado de los Proyectos

Proyecto Documentos Entregados

por la EBIH Estado de los Estudios Observaciones

Amoniaco Urea

Estudio de actualización del Estudio de Pre-inversión

(realizado por YPFB – PEQUIVEN) y propuestas de

empresas oferentes de plantas de amoniaco urea

Estudio de Pre-Inversión (Ingeniería Conceptual) que requiere de estudios complementarios para su conclusión como ser actualización de estudio de suelos, topográfico, hidrológico y provisión de materia prima entre los principales.

La EBIH presentó tres estudios de actualización complementarios al Estudio de Pre-inversión que fue elaborado por YPFB en conjunto con PEQUIVEN en la gestión 2009.

13 Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos creada mediante mandato constitucional (art. 363). 14 Proyecto en Statuo Quo tras los estudios realizados por la empresa consultora internacional Wood – Mackenzie y REPSOL.

38

Proyecto Documentos Entregados

por la EBIH Estado de los Estudios Observaciones

Etileno Polietileno

Propuesta preliminar de la empresa Technip y

términos de referencia para la contratación del estudio de Ingeniería Conceptual

- A la fecha la GNPSL ha realizado el estudio de visualización.

Gas a Líquidos

Estudio de Pre-inversión (Visualización) elaborado

por YPFB – GNI y propuestas de empresas

oferentes de plantas de GTL

El estudio debe ser actualizado

Fuente: Acta Notariada de Entrega de Documentos EBIH, julio de 2011.

Para operativizar el mandato expuesto, YPFB elaboró el “Plan de Industrialización del Gas Natural 2011 -2016” aprobado mediante R.D. No. 69/2011. En el marco de dicho plan, a diciembre de 2011, se tuvieron los siguientes avances:

Creación de la Dirección de Amoniaco-Urea y la Dirección de Etileno – Polietileno al interior de la Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos (GNPSL), con la finalidad de ejecutar los proyectos previstos en el Plan de Industrialización.

Inicio del proceso de contratación de PDP-FEED, Ingeniería, Procura y Construcción (IPC) y operación de la planta de Amoniaco- Urea en Carrasco – Cochabamba.

Inicio del proceso de contratación de una empresa internacional especializada para la elaboración del estudio de Ingeniería Conceptual de las Plantas de Etileno – Polietileno en Gran Chaco - Tarija.

La industrialización del gas natural, es un proceso que será llevado a cabo por primera vez en el país y por ende existe una serie de debilidades y amenazas que deben ser abordadas a la brevedad posible:

• Procesos burocráticos y largos para la contratación de empresas especializadas. • Escasos recursos humanos especializados en la industria petroquímica. • Infraestructura de transporte inadecuada para la Exportación de productos petroquímicos

inadecuada. • Creciente oferta de fertilizantes y polímeros en la región. • No se cuenta con un marco normativo y regulatorio para la industria petroquímica acorde a la

escala y nivel tecnológico de los proyectos. • Escaso desarrollo en investigación en el área petroquímica en el país.

Entre las potencialidades que cuenta el país para llevar a cabo el proceso de industrialización, se encuentran:

• Experiencia y soporte institucional de YPFB Corporación para la ejecución de grandes proyectos

(plantas de separación de líquidos de gas natural). • La puesta en operación de la Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco permitirá la

disponibilidad de materia prima para el proyecto de Etileno - Polietileno. • Se gestiona financiamiento para la ejecución de los proyectos Amoniaco Urea y Etileno

Polietileno. (Ley Financial 2012).

39

• Creciente demanda de los productos petroquímicos en la región. • Bolivia puede acceder a licencias tecnológicas disponibles en la industria petroquímica que están

comprobadas a escala industrial en varias plantas que operan de manera exitosa en otros países. 2.6 SOCIOAMBIENTAL

Entre las principales problemáticas en el ámbito social y ambiental se destacan:

Ausencia de alianzas de tipo estratégico entre aquellas instancias competentes que tienen relación directa o indirecta con la temática socioambiental.

Los procedimientos de compensación aplicados hasta la fecha no garantizan compensaciones justas para ningún actor y no existen mecanismos adecuados de fiscalización. Por lo tanto, se han generado exigencias desproporcionadas respecto a montos compensatorios por parte de los pueblos indígenas originarios campesinos.

Insuficiente desarrollo de una cultura en responsabilidad social de todos los actores involucrados.

Las políticas y la reglamentación ambiental sectorial ya no responde a la dinámica del sector y se agrava con vacíos en lo referente al ámbito social que se desprende de la Ley Nº3058, cuya combinación, entre otros aspectos, se traduce en plazos excesivos para el licenciamiento ambiental.

Declaraciones de fuerza mayor por razones ambientales y sociales.

Todos estos aspectos señalados, en mayor o menor medida están afectando los siguientes ámbitos:

- Aplicación de las políticas sectoriales. - Demoras en ejecución de inversión. - Incumplimiento de compromisos. - Pérdidas en oportunidades de inversión en el sector.

Los aspectos positivos encontrados son:

En lo referido a la gestión socio ambiental, se avanzó en la conformación de la Gerencia de Seguridad, Salud, Ambiente y Social (GNSSAS) instancia que deberá implementar las políticas establecidas por YPFB en su planificación estrategia en lo referente a su ámbito.

Al respecto se destaca que las empresas subsidiarias de YPFB Corporación y operadoras cuentan con buenas prácticas, experiencia y metodología en la gestión de impactos ambientales y prevención de riesgos y de salud ocupacional.

2.7 CAPACIDAD DE GESTIÓN

A pesar de los esfuerzos realizados en la consolidación de una planificación corporativa alineada del PEC aprobado por YPFB, aún existen espacios para el accionar de las empresas subsidiarias y las unidades de negocio de YPFB Casa Matriz, que en adelante deben alinearse a objeto que todos los proyectos que encara la Corporación respondan de manera integral y sistemática a los objetivos estratégicos, entendiéndolos de manera uniforme por parte de todos los actores. Asimismo, se deben desarrollar mecanismos de seguimiento no solo de la ejecución de la inversión sino de la

40

planificación, de tal manera que a futuro el plan sea cada vez mas una propuesta de proyectos de corto, mediano y largo plazo en función a objetivos corporativos y no una suma de proyectos. Y en ello se han dado pasos importantes. Antes del año 2009 no existía un plan corporativo, es más el presupuesto de YPFB era una agregación de propuestas y operaciones de la empresa estatal del gas y petróleo. A partir del año 2009, se orientó rápidamente la consolidación de una cartera de proyectos, habiéndose priorizado muchos de ellos, suprimido otros e impuesto algunos que no existían en las unidades de negocio de toda la corporación. El Plan de Inversiones 2012-2016 tiene avances notables en relación al plan anterior, porque responde a un proceso de planificación planteado de manera más corporativa y por supuesto contiene los conceptos emergentes de las periódicas reuniones de verificación y validación del avance en la ejecución de inversiones que se dio a lo largo de los años 2010 y 2011. Gobierno y Estructura Corporativa Entre 2009 – 2011, los cambios identificables en las subsidiarias son: El Gobierno y Estructura corporativa lo constituye, en el caso de empresas subsidiarias, una Junta de accionistas y los directorios. En este sentido durante los pasados años se ha logrado que las empresas cuenten con directorios alineadas a la casa matriz. La gestión 2011 se ha hecho modificaciones a los Estatutos Societarios en la mayoría las Empresas Subsidiarias, con el objetivo de mejorar la gestión en el nivel corporativo y operativo. Existe una diferencia significativa entre la Normativa que aplica a la Casa Matriz y a las Subsidiarias, respecto al modelo de Sistema de Organización Administrativa. Se prevé una nueva Ley de Hidrocarburos, una Ley de Empresas Públicas y otras que habrán de cambiar el escenario de acción de la corporación. La gestión 2011, la Casa Matriz, a través de la Gerencia de Planificación, Inversiones y Estudios, está ejecutando un proyecto de fortalecimiento para la Restructuración Corporativa de YPFB, con el objetivo de alcanzar una gestión institucional eficiente, eficaz y efectivo de la corporación. Se ha logrado identificar como problema principal que: 1. La Estructura Corporativa no refleja la articulación y complementariedad de sus componentes,

causado por la definición del alcance de los actores de la corporación, la interrelación limitada de la Casa Matriz con las empresas subsidiarias, o la diferenciación de equivalencias y niveles de la estructura organizacional. Provocando con ello una escasa claridad del modelo de gobierno corporativo presente en la empresa, cambiante por las necesidades coyunturales del sector y los retos establecidos. En esa línea el Plan Estratégico y sus objetivos tendrían que perfilar la nueva estructura organizacional corporativa.

41

Entre las potencialidades encontradas en la Corporación en materia de capacidades de gestión, se puede identificar la experiencia que tienen Empresas Subsidiarias como YPFB Transporte, YPFB Chaco, YPFB Andina y YPFB Petroandina en la aplicación del Sistema de Gestión Integrada, basadas en tres sistemas: de Calidad, de Seguridad y Salud en el Trabajo y de Medio Ambiente basado en el cumplimiento de normativa internacional ISO 9001, OHSAS 18001 y ISO 14001 respectivamente, logrando fortalecer el enfoque basado en los procesos, en enfoque hacia el cliente (Calidad), el enfoque de gestión de riesgos (Seguridad y Salud en el Trabajo) y el enfoque de gestión de impactos (Medio Ambiente). Además de contribuir sustancialmente al cambio de la cultura organizacional enfocándolo en el trabajo en equipo, formalización de las acciones (documentos), y fortalecimiento del liderazgo interno, etc. Por otro lado, dada la coyuntura por la que está atravesando la Corporación, es posible acceder a cambios radicales en la normativa que enmarca las actividades de la empresa; esto provocaría flexibilidad y agilidad de sus procesos críticos, tales como los de contratación, de dotación de personal, etc. Donde será importante asumir políticas de mejores prácticas en el establecimiento y la determinación de todas las temáticas descritas en este documento.

Cada uno de los eslabones de la cadena hidrocarburífera representado por distintas áreas organizacionales de la corporación debe buscar sinergia entre ellas, buscando beneficios colectivos más que individuales. Muestra clara de ello es la adquisición de tecnología como el SAP que podría haber sido gestionada e implementada de manera colectiva.

42

PARTE II: BALANCE DE LA OFERTA Y DEMANDA DE

HIDROCARBUROS

1. PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN Y DEMANDA DE GAS NATURAL 2012- 2016

1.1 DEMANDA DE GAS NATURAL 2012 – 2016

Para la proyección de demanda de gas natural, se realizó un análisis de la información histórica de cada sector, nuevos proyectos que se estiman serán realizados durante este período, y otros factores que determinan los requerimientos de gas natural. La descripción de este análisis se realizará para cada sector. Cabe recalcar que a lo largo del análisis se consideraron los escenarios promedio y pico, por la fuerte estacionalidad que históricamente muestra el sector termoeléctrico y las exportaciones al Brasil. 1.1.1 Mercado interno de consumo

El mercado interno de consumo incluye: Termoeléctricas, Distribuidoras de Gas Natural por Redes, Retenido en Plantas, Consumo directo y Consumo propio. 1.1.1.1 Demanda termoeléctrica Las proyecciones de consumo de Gas Natural para la generación de energía eléctrica en el periodo 2012 – 2016, están basadas en el escenario de expansión del Sistema Interconectado Nacional (SIN) elaborado por el Comité Nacional de Despacho de Carga, con la inclusión de ciertas consideraciones de retraso de algunas hidroeléctricas previstas en el corto y mediano plazo. Como se explica posteriormente, del 2021 en adelante se toma en cuenta una tasa de crecimiento del 7%. Como se muestra en el Cuadro siguiente, para el 2011-2012 y en el marco del Plan de Emergencia planteado por el CNDC, se considera el ingreso de 6 unidades de generación de las cuales 5 son termoeléctricas ubicada en los departamentos de La Paz y Cochabamba que aportarían en 114,9 MW al parque generador nacional. Para el todo el periodo 2011-2016 se planifica un incremento en el parque generador de 113,65 MW (sin tomar en cuenta las unidades ya existentes en Tarija que ingresarían a ser parte del SIN a partir de junio del 2012), de los cuales un 53% estará explicado por el ingreso de unidades térmicas, 32% implican la entrada en operación de cuatro hidroeléctricas y el restante correspondería a proyectos de geotermia y biomasa.

43

Cuadro Nº 14 Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional 2012-2016

Fecha de ingreso Localización Tecnología Proyecto Capacidad

(MW)

nov-11 Carrasco Térmica a gas TM2500 24,40

dic-11 Trinidad Diesel Moxos 20,00

ene-12 Santa Cruz Ciclo Combinado GCH12 80,00

feb-12 La Paz Térmica a gas TM2500 17,50

jul-12 Tarija Térmica a gas Tablada 1 2,75

jul-12 Tarija Térmica a gas Tablada 2 3,50

jul-12 Tarija Térmica a gas SECCO 18,00

jul-12 Tarija Térmica a gas San Jacinto 7,00

sep-12 Cochabamba Térmica a gas TITAN 1 y 2 20,40

sep-12 Cochabamba Térmica a gas TITAN 3 y 4 20,40

sep-12 La Paz Térmica a gas TRENT 60WLE 32,20

ene-13 Tarija Térmica a gas TG01TA 40,11

ene-13 Bulo Bulo Térmica a gas BUL03 44,80

mar-13 Chaco Térmica a gas TG01 Chaco 44,76

jun-13 Chaco Térmica a gas TG02 Chaco 44,76

dic-13 Chaco Térmica a gas TG03 Chaco 44,76

ene-14 Santa Cruz Biomasa Guabirá y Yane 39,00

jun-14 Cochabamba Hidroeléctrica Misicuni Fase 1 80,00

sep-14 Santa Cruz Térmica a gas TG01GC 45,74

sep-14 Santa Cruz Térmica a gas TG02GC 45,74

ene-15 Potosí Geotérmica Laguna Colorada 100,00

jun-15 Beni Biomasa San Buenaventura 10,50

jun-15 Cochabamba Hidroeléctrica San José 120,00

ene-16 La Paz Hidroeléctrica Tangara (Miguillas) 58,10

feb-16 La Paz Hidroeléctrica Vilcara (Miguillas) 109,00

oct-16 Santa Cruz Térmica a gas TG03GC 45,74

oct-16 Santa Cruz Térmica a gas TG04GC 45,74 Plan de Emergencia. Unidades existentes en Tarija. Fuente: YPFB.

Dada la alta dependencia de la demanda de gas natural considerado en este escenario respecto a los plazos para la entrada de hidroeléctricas, se incorporaron algunas consideraciones que toman en cuenta un año de retraso en las mismas, para fines de contar con una proyección más realista. En este sentido, se elaboró dos escenarios de demanda, promedio y pico, a fin de tomar en cuenta la estacionalidad de este sector. En base a un análisis histórico diaria de los últimos cuatro años se calculó que la demanda pico de gas como un promedio en el periodo de análisis está 35% por encima de la demanda promedio anual. Como se muestra en el siguiente gráfico, bajo el escenario promedio la demanda crecería de 3,3 MMmcd el 2012 a un máximo de 4,7 MMmcd el año 2015, disminuyendo posteriormente a 4,1 MMmcd el año 2016, comportamiento relacionado a la entrada en operación de las hidroeléctricas de San José y el proyecto geotérmico de Laguna Colorada, con un incremento de 129 MW y 100 MW, respectivamente.

44

Gráfico Nº 14 Proyección de la Demanda de Gas Natural - Sector Termoeléctrico

Fuente: YPFB – GNPIE-DNEA, con base en la información del CNDC.

1.1.1.2. Gas natural para distribución por redes La distribución por redes considera los sectores residencial, comercial, GNV e industrial, la proyección de gas natural considera criterios particulares para cada uno de estos sectores, mismos que son desarrollados a continuación:

a) Sector residencial

Para la proyección de la demanda de gas natural correspondiente a los usuarios domésticos, se ha considerado, en una primera instancia, los datos históricos de consumo por usuario por departamento a partir de lo cual se tomó en cuenta un promedio de los últimos 5 años. De acuerdo a la planificación de instalaciones, se tiene previsto incrementar el número de instalaciones de 40.000 el 2012 a 50.500 el 2016 con más del 80% concentrada en el eje troncal.

Cuadro Nº 15 Plan de Expansión – Redes de Gas 2012-2016

Año 2012 2013 2014 2015 2016

Número de Instalaciones internas 40,000 45,000 47,750 51,250 50,500

La Paz 53% 49% 44% 41% 38%

Cochabamba 18% 18% 19% 20% 22%

Santa Cruz 15% 18% 20% 21% 24% Fuente: YPFB. Nota: No se considera el proyecto GNL.

De acuerdo a las instalaciones planificadas, el año 2010 se parte de una cobertura de 17% que se incrementa a 44% el año 2016. A partir de estos supuestos, se tiene la siguiente proyección de demanda del sector doméstico:

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

2012 2013 2014 2015 2016

MM

mcd

Demanda CNDC Demanda alternativa promedio Demanda pico

San Jose - 129 MWLaguna Colorada - 100 MW

Misicuni Fase 1 - 80

45

Gráfico N° 15

Proyección demanda – Sector residencial

Fuente: YPFB- GNPIE- DNEA.

b) Sector comercial

Para proyectar la demanda de gas natural en el sector comercial, se trabajó con la información histórica del Registro de Comercio publicada por FUNDEMPRESA correspondiente al período 2005 – 2011, identificando aquellas actividades que son potenciales demandantes de gas natural, cuya evolución es mostrada en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 16 Número de comercios por actividad

Fuente: YPFB-GNPIE-DNEA, con base en información de FUNDEMPRESA. *2011, Información parcial.

Partiendo de una tasa de crecimiento promedio de 15,8% para el periodo 2005-2011, se redujo gradualmente esta tasa hasta alcanzar una tasa de 11,26% para el año 2016 (con una tendencia de que se alcance un 6.69% el año 2020, tasa de crecimiento del bienio 2009-2010). Asimismo, en base al número de usuarios de Gas Natural para este sector durante el periodo 2005-2010 se calculó la cobertura efectiva y se proyectó la misma hasta el 2016. En base a la cobertura y el número de

0,01 0,020,05

0,06

0,09

0,14

0,22

0,30

0,38

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

0,40

0,45

MM

mcd

Actividad 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Industria manufacturera 2.738 3.006 4.105 4.144 3.946 4.296 5.757

Hoteles y restaurantes 1.032 1.009 1.171 1.246 1.562 1.665 2.202

Servicios sociales y de salud 249 285 318 628 819 946 1.247

Explotación de minas y canteras 332 369 443 648 704 661 866

Agricultura, ganaderia, caza y silvicultura 246 271 332 491 602 592 833

Suministro de electricidad, gas y agua 70 74 71 73 69 70 78

TOTAL 4.667 5.014 6.440 7.230 7.702 8.230 10.983

Tasa de crecimiento 7,4% 28,4% 12,3% 6,5% 6,9% 33,5%

Promedio TC 2006-2011 15,8%

46

comercios proyectados, se determinó el número de instalaciones de Gas Natural para usuarios comerciales correspondientes al periodo 2012-2016. Finalmente, se aplicó el consumo promedio por usuario para proyectar el consumo de gas natural en dicho periodo. Como se muestra en el gráfico siguiente, el consumo de gas natural para este sector se estima alcance 0,11 MMmcd el 2012 y se incremente a 0,14 MMmcd el 2014 y 0,17 MMmcd el 2016.

Gráfico Nº 16

Proyección de Demanda Gas Natural - Sector Comercial

Fuente: YPFB-GNPIE-DNEA.

c) Sector Gas Natural Vehicular (GNV)

La proyección de la demanda de gas natural del Sector GNV se realizó en función al número de vehículos que la Entidad Ejecutora de Conversiones (EEC) ha planificado convertir al uso de gas natural en el período 2012 a 2015, para la gestión 2016 se mantiene la capacidad de conversiones alcanzada al 2015. Teniendo en cuenta que la EEC se encuentra en una etapa aún de consolidación de sus operaciones, se ha considerado un porcentaje de ejecución del número de conversiones planificado por esta entidad, porcentaje que se va incrementando para todo el período hasta alcanzar un 90% de ejecución sobre lo planificado. Asimismo, se ha considerado el consumo por vehículo para cada departamento, utilizando datos de consumo y número de vehículos proporcionados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y por el Registro Único para la Administración Tributaria Municipal (RUAT). Este consumo se va incrementando a lo largo del período 2011 – 2016 de manera particular en cada uno de los departamentos, considerando el grado de evolución del parque automotor a GNV en cada uno de ellos. En base a estas consideraciones, la proyección de demanda de gas natural en el Sector GNV se incrementa de 1,90 MMmcd el 2012 a 3,53 MMmcd el año 2016, como se muestra a continuación.

0,020,03

0,04

0,05

0,07

0,09

0,11

0,14

0,17

0,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12

0,14

0,16

0,18

0,20

MM

mcd

47

Gráfico Nº 17 Proyección de Demanda Gas Natural - Sector GNV


d) Sector industrial

En el periodo 2012-2015, la proyección de demanda de gas natural para el sector de las industrias ya existentes, emplea tasas de crecimiento históricas para cada uno de los departamentos y 4% a partir del año 2016, que corresponde a la tasa de crecimiento de largo plazo de la economía boliviana. Por otro lado, se consideró los requerimientos adicionales de las grandes industrias que ingresaran en el próximo quinquenio, vale decir COBOCE, SOBOCE, CEBEM, ITACAMBA, ECEBOL (Caracollo y Quiburi), VINTO, FANCESA, KARACHIPAMPA y otros hasta el 2016, en función a la información oficial de sus ampliaciones. En el gráfico siguiente, se puede apreciar la proyección de demanda de gas natural para el sector industrial para los años 2012 – 2020, que de 2,48 MMmcd el 2012 aumenta a 4,17 MMmcd el 2016.

Gráfico Nº 18 Proyección de Demanda Gas Natural - Sector Industrial


0,070,16

0,28

0,52

0,89

1,24

1,90

2,76

3,53

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

MM

mcd

1,07 1,181,34

1,521,77

2,48

3,61

4,17

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

MM

mcd

48

Agregando las proyecciones de estos cuatros sectores, la demanda de Gas Natural para Distribución por Redes, se incrementaría de 4.71 MMmcd el 2012 a 8.26 MMmcd el 2016 en un escenario promedio. Adicionalmente, para estimar un escenario de demanda pico se construyo una serie diaria para los utlimos cuatro años y se verificó que dicho volumen es un 19% adicional a la demanda promedio de cada año.

Gráfico Nº 19 Demanda de Gas Natural - Distribución por Redes2012-2016


1.1.1.3 Consumidores directos y consumos propios La proyección del consumo de gas de los consumidores directos se basa en el comportamiento histórico de los últimos años, con volúmenes que pasan de 0,76 MMmcd el 2012 a 0,99 MMmcd el 2013 y 1,26 MMmcd el año 2016 en el escenario de demanda promedio y de 0,88 MMmcd en 2012 a 1,07 MMmcd el 2013 y 1,36 en el año 2016 en el escenario pico de demanda. Asimismo, los volúmenes de consumo propio consideran los volúmenes utilizados para el sistema de transporte por YPFB Transporte y Transierra. En el escenario promedio se alcanza un consumo de 0,24 MMmcd el 2012 y 0,43 MMmcd el 2016. En el escenario pico se alcanza un consumo de 0,28 MMmcd y 0,51 MMmcd el 2012 y 2016 respectivamente. 1.1.2 Retenido de planta para las Plantas de Separación de Licuables

1.1.2.1 Planta de Extracción de Líquidos - Río Grande

La Planta de Extracción de Licuables que se prevé instalar en Río Grande, Provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz, procesaría 5,7 MMmcd de gas natural provenientes de los campos del sur para producir hasta 350 Tmd de gas licuado de petróleo, 295 Bpd de gasolina natural e Iso-Pentano.

4,71

5,61 5,78

6,89 6,80

8,10 7,77

9,26

8,26

9,83

0

2

4

6

8

10

12

Promedio Promedio Promedio Promedio Promedio

2012 2013 2014 2015 2016

MM

mcd

SectorIndustrialGNV (EEC)

SectorComercialSectorDoméstico

49

En base a la información técnica del proyecto, se ha considerado un volumen de 0,29 MMmcd de gas natural como retenido de planta, el inicio de operaciones de la planta está previsto para la gestión 2013. 1.1.2.2 Proyecto Planta Extracción de Líquidos – Gran Chaco

De acuerdo a los estudios realizados a la fecha, se ha considerado la instalación de una planta con una capacidad de procesamiento de 32 MMmcd de gas natural proveniente de los campos del sur del país, con los siguientes rendimientos: GLP : 1.169 a 2.037 Tmd Gasolina : 1.198 a 2.087 Tmd Etano : 1.165 a 2.030 Tmd Iso-pentano : 605 a 1.054 Tmd Para fines de la proyección, los volúmenes de gas natural de proceso y de gas natural retenido se incrementan de 3,03 MMmcd el 2014 a 3,72 MMmcd el 2016, en el escenario de demanda promedio y en el escenario de demanda pico (correspondientes a la Cantidad Diaria Garantizada (CDG1) del Contrato de Compra Venta entre YPFB –ENARSA). El inicio de operaciones de esta planta está previsto para el 2014. 1.1.3 Proyecto Minero Siderúrgico del Mutún

Jindal Steel &Power obtuvo en junio 2006 los derechos para el desarrollo del 50% de las reservas de hierro de las minas de Mutún. El Proyecto se estructura con un Contrato Joint Venture por 40 años con la Empresa Siderúrgica del Mutún (ESM), una compañía pública boliviana. Para proyectar la demanda de gas natural destinado al Proyecto Siderúrgico del Mutún, se consideraron los volúmenes manifestados por la empresa Jindal en junio del 2011. Sin embargo, YPFB solicito al Ministerio de Minería y Metalurgia su validación y al momento se encuentra esperando la respuesta a esta solicitud, por lo cual estos volúmenes son considerados preliminares hasta la firma de un Contrato de Provisión de gas entre YPFB y la ESM. Al cronograma del requerimiento presentado en primera instancia, se realizó un ajuste que contempla un rezago de tres años considerando el tiempo que se requeriría desde el proceso de suscripción del Contrato correspondiente hasta la construcción de las ampliaciones de transporte necesarias para abastecer los volúmenes solicitados, fundamentalmente en el Gasoducto Trans Boliviano.

Cuadro Nº 17 Requerimiento de Gas Natural para proyecto Mutún

MMmcd 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Cronograma requerido

0.04 0.93 1.88 5.63 6.00

Cronograma ajustado (Promedio)

0.04 0.93 1.88

Cronograma ajustado (Pico)

0.50 1.00 3.50

Fuente: YPFB.

50

1.1.4 Proyecciones de consumo de gas natural para proyectos de industrialización

En el marco de la Constitución Política del Estado y mediante Decreto Supremo N° 0368 del 25 de noviembre de 2009, se crea la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH) atribuyéndole como principal función el desarrollar la industrialización y cambiar el patrón primario exportador de los hidrocarburos en el país. Por otra parte la CPE también atribuye a YPFB la potestad de efectuar la industrialización y mediante el Decreto Supremo N° 0922 de 29 de junio de 2011, se autoriza a YPFB incrementar la subpartida 46110 “Consultoría por Producto para Construcción de Bienes Públicos de Dominio Privado”, en Bs 21.000.000 para preinversión e inversión de proyectos de industrialización de hidrocarburos. En este sentido, en fecha 5 de julio de 2011, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía como cabeza de sector, instruye mediante nota oficial a la Presidencia Ejecutiva de YPFB la ejecución de los proyectos de industrialización que se hallan en el marco del Plan Nacional de Desarrollo y la política del sector. En este marco, YPFB ha elaborado un Plan para encarar el desarrollo de dos proyectos Urea amoniaco y etileno-polietileno posponiendo la realización del proyecto GTL hasta que se verifiquen condiciones más favorables. En este sentido, el presente Balance Oferta-Demanda únicamente considera el gas natural adicional para el proyecto de Amoniaco – Urea, dado que el insumo de la Planta de Etileno-Polietileno será el etano producido por la Planta de Separación de Gran Chaco cuyo retenido de planta ya considera el gas natural destinado a la producción de etano. De acuerdo a lo planteado en el Plan de Industrialización la Planta de Amoniaco-Urea tendrá un consumo de 1,32 MMmcd funcionando al 100% de su capacidad y entraría en operaciones el año 2015. 1.1.5 Mercado de exportación

1.1.5.1 Mercado de Brasil

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

Escenario Demanda Promedio La proyección de los volúmenes de gas natural para el período 2012 – 2016 a ser exportados por YPFB e importados por PETROBRAS, considera un modelo elaborado en base a información histórica cuantitativa y cualitativa de demanda, oferta y logística para el mercado de gas natural y energía en Brasil, obtenida a partir de entrevistas anuales con los principales agentes de dicho mercado (operadores, transportadores, reguladores, entre otros).

51

En este sentido, los volúmenes demandados disminuirían de 28,8 MMmcd a 26,1 MMmcd15 el 2016, debido al ingreso del gas natural del Presal brasilero. Sin embargo, vale la pena mencionar que a la fecha aún existe incertidumbre respecto de la temporalidad y volúmenes de producción del Presal que se destinarán al mercado brasileño, por lo que la presente proyección debería ser actualizada en la medida que dichas incertezas se vayan subsanando.

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

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

Cuadro Nº 18

Volúmenes de Gas Natural al Mercado Argentino Adenda Contrato YPFB - ENARSA

Fuente: Anexo D, Adenda Contrato de Compra Venta de Gas Natural YPFB – ENARSA.

15

Todos los volúmenes considerados para fines del Balance están a 60 ºF.

AÑO PERIODO CDC CDG1 CDG2

MMmcd % MMmcd % MMmcd

2010 INVIERNO 7,7 65 5,0 65 5,0

VERANO 7,7 65 5,0 65 5,0

2011 INVIERNO 11,3 68 7,7 68 7,7

VERANO 11,3 68 7,7 50 5,7

2012 INVIERNO 13,6 85 11,6 85 11,6

VERANO 13,6 85 11,6 76 10,4

2013 INVIERNO 15,9 85 13,5 85 13,5

VERANO 15,9 85 13,5 65 10,4

2014 INVIERNO 19,0 85 16,2 85 16,2

VERANO 19,0 85 16,2 63 12,0

2015 INVIERNO 20,7 85 17,6 85 17,6

VERANO 20,7 85 17,6 70 14,5

2016 INVIERNO 23,4 85 19,9 85 19,9

VERANO 23,4 85 19,9 70 16,4

2017 INVIERNO 23,9 85 20,3 85 20,3

VERANO 23,9 85 20,3 70 16,7

2018 INVIERNO 24,6 85 20,9 85 20,9

VERANO 24,6 85 20,9 70 17,2

2019 INVIERNO 25,1 85 21,3 85 21,3

VERANO 25,1 85 21,3 70 17,6

2020 INVIERNO 25,7 85 21,8 85 21,8

VERANO 25,7 85 21,8 70 18,0

2021 INVIERNO 27,7 85 23,5 85 23,5

VERANO 27,7 85 23,5 70 19,4

2022 INVIERNO 27,7 85 23,5 85 23,5

VERANO 27,7 85 23,5 70 19,4

2023 INVIERNO 27,7 85 23,5 85 23,5

VERANO 27,7 85 23,5 70 19,4

2024 INVIERNO 27,7 85 23,5 85 23,5

VERANO 27,7 85 23,5 70 19,4

2025 INVIERNO 27,7 85 23,5 85 23,5

VERANO 27,7 85 23,5 70 19,4

2026 INVIERNO 27,7 85 23,5 85 23,5

VERANO 27,7 85 23,5 70 19,4

52

En este sentido, la demanda promedio y pico considera el CDG1 que representa el Delivery or Pay contractual, vale decir la obligación de entrega de YPFB a ENARSA. 1.1.6 Consolidación de la demanda de gas natural mercado interno y exportación.

En el gráfico 21, se presenta el resultado final del análisis realizado en cada mercado, partiendo de una demanda promedio de 48,5 MMmcd en el año 2012 a un volumen de 67,7 MMmcd el año 2016. Bajo las consideraciones explicadas anteriormente, la demanda pico alcanza a volúmenes de 53,3 MMmcd y 77,7 MMmcd, respectivamente.

Gráfico N° 20 Proyección Demanda de Gas Natural - Mercado Interno y Exportación 2011 – 2020


Tal como se observa en el gráfico, dentro del horizonte de tiempo analizado el Mercado Interno de consumo mantiene una tendencia creciente hasta llegar a 14,4 MMmcd en el 2016. Asimismo, existe un crecimiento importante en la demanda de gas natural para atender los retenidos para las Plantas de Separación de Licuables y los proyectos del Mutún e Industrialización, alcanzando un volumen de 7,2 MMmcd conjuntamente en dicho año. Por su parte los mercados de exportación continuarán siendo los consumidores de la mayor parte del gas de Bolivia con un volumen estimado de 46,1 MMmcd el año 2016, permitiendo la entrada de divisas al Tesoro General de la Nación que representa una parte muy importante de los ingresos del Estado. 1.2 BALANCE OFERTA DEMANDA DE GAS NATURAL

De acuerdo al Eje de Producción que se desarrollará más adelante, los pronósticos de producción de las Reservas Probadas Desarrolladas y desarrollo y producción de las Reservas Probadas No Desarrolladas y Reservas Probables, la producción se incrementará de 51,8 MMmcd el año 2012 a 59,2 MMmcd al 2016. Asimismo, considerando la estimación del aporte de los proyectos emergentes de prospectos exploratorios en este periodo, esta producción incrementará en 8,5 MMmcd hasta alcanzar al final del periodo un volumen de 67,7 MMmcd.

48,5

53,350,1

57,6 56,5

67,3

62,4

72,5

67,7

77,7

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Promedio Pico Promedio Pico Promedio Pico Promedio Pico Promedio Pico

2012 2013 2014 2015 2016

MM

mcd

Argentina

Brasil

Industrialización

Mutun

Plantas de Separación

Consumo térmico

Consumo no térmico

Series8

53

Considerando estas proyecciones, el balance entre oferta y demanda muestra que la producción que considera las reservas probadas y probables cubriría la demanda promedio hasta el 2014, como se muestra en el gráfico siguiente. La producción resultante del éxito de los prospectos exploratorios, tiene un rol fundamental para cubrir la demanda promedio a partir de 2015, y desde el 2012 si es que consideramos los volúmenes de demanda pico.

Gráfico N° 21

Demanda y Oferta de Gas Natural - Escenario de Demanda Promedio 2012 – 2016


Gráfico N° 22

Demanda y Oferta de Gas Natural - Escenario de Demanda Pico 2012 – 2016


51,8

56,3

60,9 60,2 59,2 52,3

57,5

65,2 68,4 67,7

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

2012 2013 2014 2015 2016

MM

mcd

ARGENTINA

BRASIL

Industrialización

Mutun


Consumo térmico

Consumo no térmico

PRODUCCION RESERVAS2P+PROSPECTOSEXPLORATORIOSPRODUCCION RESERVAS 2P

51,8

56,3

60,9 60,2 59,2 52,3

57,5

65,2 68,4 67,7

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

2012 2013 2014 2015 2016

MM

mcd

ARGENTINA

BRASIL

Industrialización

Mutun


Consumo térmico

Consumo no térmico

PRODUCCION RESERVAS2P+PROSPECTOSEXPLORATORIOS

54

2. PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS (2012- 2016)

2.1 DEMANDA INTERNA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

La proyección de la demanda de hidrocarburos líquidos para el periodo 2012 – 2016, consideró una metodología econométrica denominada Vector de Corrección de Error que considera la interacción de una variable con sus determinantes de largo y mediano plazo. Como base para la proyección de la demanda de combustibles líquidos se utilizaron los datos históricos del periodo 1992-2010, relacionando la demanda de cada derivado con el Producto Interno Bruto (PIB) como su principal determinante en el largo plazo, y variables específicas para cada producto, que afectan el consumo de los derivados en el corto plazo. Las variables utilizadas para la elaboración de las proyecciones de demanda para cada producto, así como los métodos aplicados para este propósito, son los que se detallan a continuación.

Cuadro Nº 19 Métodos Aplicados y Variables Utilizadas - Proyección Demanda de Combustibles Líquidos

Producto Método Variables

Gasolina Especial Vector de Corrección de Error (VEC)

PIB, Consumo GNV

Diesel Oíl Vector de Corrección de Error (VEC)

PIB, Superficie Cosechada de productos agroindustriales, Parque automotor a diesel

Gas Licuado de Petróleo Vector de Corrección de Error (VEC)

PIB, Consumo de GN domiciliario

Jet Fuel y Gasolina de Aviación

Modelo matemático de Holt Winter

Consumo Histórico


En lo que respecta a las proyecciones del PIB requeridas para la proyección de la demanda de combustibles, se empleó como fuente los valores emitidos por el Fondo Monetario Internacional (FMI). Las proyecciones resultantes para el periodo 2011 - 2016 se muestran en el gráfico N° 23.

Gráfico Nº 23 Proyección Demanda de Diesel Oil y Gasolina Especial


1.515.525

1.727.114

1.943.331

1.206.775 1.296.330

1.389.183 1.484.646

1.584.632

-

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

2012 2013 2014 2015 2016

m3

Diesel Oil Gasolina Especial

55

Gráfico Nº 24 Proyección Demanda de GLP


Gráfico Nº 25

Proyección Demanda de Combustibles de Aviación

Fuente: YPFB.

Cuadro Nº 20

Tasa de Crecimiento Demanda de Combustibles Histórico y Proyectado

Producto 2007-2011 2012-2016

Diesel 4.5% 6.5%

Gasolina 12.9% 7.6%

GLP 1.1% 1.8%

Jet Fuel 1.2% 4.5%

Avgas 9% 6.5% Fuente: YPFB.

1.067

1.085

1.104

1.122

1.144

1.020

1.040

1.060

1.080

1.100

1.120

1.140

1.160

2012 2013 2014 2015 2016

Tmd

199.358 208.119

217.377

6.310 6.789 7.253 7.499 7.754

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

2012 2013 2014 2015 2016

m3

Jet Fuel Av Gas

56

2.2 PROYECCIÓN DE OFERTA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

La determinación de la oferta de productos terminados está basada en dos conceptos fundamentales: oferta de crudo y capacidad de refinación proyectada para el periodo del 2012 al 2016. Respecto a la oferta de hidrocarburos en base a la producción nacional, se han tomado tres escenarios como base para el balance de hidrocarburos líquidos: oferta de hidrocarburos líquidos sin prospectos exploratorios, oferta de hidrocarburos líquidos con prospectos exploratorios y oferta de hidrocarburos líquidos con carga plena en las refinerías, asumiendo en este último escenario la importación de Petróleo Crudo. El crudo que se procesa en nuestras refinerías es el resultado de la mezcla de los siguientes productos: petróleo crudo, condensado y gasolina natural. En los siguientes gráficos se muestra la proyección de producción de hidrocarburos líquidos, diferenciando el aporte de cada uno de los componentes mencionados, en los dos escenarios de producción considerados: con prospectos exploratorios y sin prospectos exploratorios.

Gráfico N° 26 Proyección Oferta de Crudo – Sin y Con Prospectos Exploratorios

Fuente: YPFB.

La capacidad de refinación considerada toma en cuenta las principales refinerías que operan en nuestro país (Gualberto Villarroel, Guillermo Elder Bell y Refinería Oro Negro). Bajo el escenario de la producción de hidrocarburos líquidos prevista para el periodo 2012 - 2015, los proyectos de ampliación y optimización en las refinerías que opera YPFB Refinación, aumentan de 44,8 Mbpd el 2011 a 68,5 Mbpd el 2015.

55.870

62.394

70.713

75.401 75.695

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

2012 2013 2014 2015 2016

BPD

Producción de Crudo Sin ProspectosProspectosProducción de Crudo Con Prospectos

57

A continuación, se detallan los incrementos en la carga de crudo en función a la producción disponible para los siguientes años:

Cuadro Nº 21 Incremento de la Capacidad de Refinación de Petróleo Crudo en Bpd

Capacidad de Refinación 2011 2012 2013 2014 2015

YPFB Refinación 44.800 44.800 50.300 62.800 68.500

Refinería Oro Negro 3.800 3.800 3.800 3.800 3.800

Total 48.600 48.600 54.100 66.600 72.300

Fuente: YPFB Refinación S.A. – Refinería Oro Negro.

2.3 BALANCE OFERTA - DEMANDA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

Como se muestra en el gráfico siguiente, las estimaciones de producción de hidrocarburos líquidos proyectan un incremento que alcanza un máximo de 62,2Mbpd en el escenario sin prospectos exploratorios para el año 2014 y 75,7Mbpd con prospectos exploratorios para el año 2016.

Gráfico Nº 27 Proyección Demanda – Oferta de Hidrocarburos Líquidos

Fuente: YPFB.

En base a la proyección de la demanda de los diferentes productos derivados de petróleo, se estableció el requerimiento de petróleo crudo necesario para autoabastecer el mercado interno de manera que no se requiera importar ningún producto terminado. De acuerdo a los volúmenes

53.22262.523

55.870

75.695

50.051

73.400

98.505

104.760111.162

117.560

124.114

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

2012 2013 2014 2015 2016

BP

D

Producción de Crudo Sin Prospectos Producción de Crudo Con Prospectos

Total Capacidad Refinacion Demanda de Crudo

58

determinados y bajo el supuesto de mantener los factores de rendimiento de las Refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell que opera YPFB Refinación S.A. se consideró un 30% de rendimiento para el corte medio que corresponde a la producción principalmente de diesel oíl y jet fuel. Como se muestra en el anterior gráfico, considerando los volúmenes de oferta y demanda de crudo, el déficit en el escenario sin prospectos se inicia en 45,2 Mbpd y alcanza un valor de 68,0 Mbpd en la gestión 2016. Para el escenario con prospectos, el déficit se inicia en 42,6 Mbpd, alcanzando el año 2016 un nivel de 48,4 Mbpd. 2.3.1 Diesel oíl

En el escenario de carga plena de las refinerías se tiene un déficit de diesel oil para el año 2012 de 771 Mm3, equivalente al 51% de la demanda de este combustible. Este déficit disminuye en las siguientes gestiones pero retorna al mismo nivel para la gestión 2016, con un volumen de 770 Mm3, equivalente al 40% de la demanda proyectada para este año.

Gráfico Nº 28

Proyección de Oferta y Demanda de Diesel Oíl

Fuente: YPFB.

En el escenario que no contempla los prospectos exploratorios, durante el periodo 2012 – 2016, el déficit de diesel oíl se incrementa de 746 Mm3 (49% de la demanda) a 1,093 Mm3 (56% de la demanda). En el escenario con prospectos, el déficit disminuye desde el 49% sobre la demanda a un 39% al final del periodo.

1.515.5251.620.130

1.727.1141.833.922

1.943.331

970.972910.161 850.329

768.666848.533

1.073.3341.194.602 1.188.442

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

2012 2013 2014 2015 2016

M3

Carga Plena Refinería Demanda

Sin Prospectos Con Prospectos

59

Cuadro Nº 22 Proyección de Oferta y Demanda de Diesel Oíl

Fuente: YPFB.

2.3.2 Gasolina

En el escenario de carga plena de las refinerías se tiene déficit de 280 Mm3 (23% de la demanda) para la gestión 2012, que desaparece en la gestión 2015, ya que a partir de esta gestión se tendría excedentes que alcanzan un valor de 174 Mm3 el 2016.

Gráfico Nº 29 Proyección de Oferta y Demanda de Gasolina

Fuente: YPFB.

En el escenario que no contempla los prospectos exploratorios, se presentan déficits en las gestiones 2012, 2013 y 2014; contando con excedentes en la gestión 2015 y nuevamente un déficit en la gestión 2016 se tendría un déficit de 18 Mm3 (1% de la demanda). Finalmente en el escenario con prospectos, se repite lo mencionado en el escenario que considera la carga plena a las refinerías.

OfertaDéficit/

Excedente

% Déficit/

ExcedenteOferta

Déficit/

Excedente

% Déficit/

ExcedenteOferta

Déficit/

Excedente

% Déficit/

Excedente

2012 1.515.525 768.534 -746.991 -49% 769.093 -746.432 -49% 768.666 -746.859 -49%

2013 1.620.130 848.533 -771.597 -48% 848.532 -771.598 -48% 848.533 -771.597 -48%

2014 1.727.114 1.073.289 -653.826 -38% 970.972 -756.142 -44% 1.073.334 -653.781 -38%

2015 1.833.922 1.194.474 -639.449 -35% 910.161 -923.761 -50% 1.194.602 -639.321 -35%

2016 1.943.331 1.188.252 -755.079 -39% 850.329 -1.093.002 -56% 1.188.442 -754.889 -39%

Año Demanda

Carga Plena Refinería Sin Prospectos Con Prospectos

1.206.7751.296.330

1.389.1831.484.646

1.584.632

927.0331.017.662 1.028.496

1.640.219

1.758.188

0

200.000

400.000

600.000

800.000

1.000.000

1.200.000

1.400.000

1.600.000

1.800.000

2.000.000

2012 2013 2014 2015 2016

M3

Carga Plena Refinería Demanda

Sin Prospectos Con Prospectos

60

Cuadro Nº 23 Proyección de Oferta y Demanda de Gasolina

Fuente: YPFB.

2.3.3 Gas Licuado de Petróleo (GLP)

En el balance que se presentará a continuación se considera la producción de las Plantas de Separación en actual operación y las refinerías que operan actualmente en nuestro país.

Gráfico Nº 30 Proyección de Oferta y Demanda GLP

Fuente: YPFB.

Dada la magnitud de la producción de GLP de las Plantas de Separación de Río Grande y Gran Chaco, en los tres escenarios propuestos para el análisis del balance de GLP, se observa que durante la gestión 2012, tendremos que importar un volumen de GLP equivalente a 125 TMD (12% de la demanda). A partir de la gestión 2013 nuestro país se convertirá en un exportador de GLP llegando a contar con volúmenes excedentes de exportación de 1,755 TMD en el año 2016.

OfertaDéficit/

Excedent

% Déficit/

ExcedenteOferta

Déficit/

Excedent

% Déficit/

ExcedentOferta

Déficit/

Excedent

% Déficit/

Excedent

2012 1.206.775 927.033 -279.742 -23% 927.033 -279.742 -23% 927.033 -279.742 -23%

2013 1.296.330 1.017.662 -278.669 -21% 1.017.662 -278.669 -21% 1.017.662 -278.669 -21%

2014 1.389.183 1.028.496 -360.687 -26% 973.419 -415.764 -30% 1.028.496 -360.687 -26%

2015 1.484.646 1.640.219 155.573 10% 1.584.973 100.326 7% 1.640.219 155.573 10%

2016 1.584.632 1.758.188 173.556 11% 1.567.054 -17.579 -1% 1.758.188 173.556 11%

Carga Plena Refinería Sin Prospectos

Año Demanda

Con Prospectos

941.71

1,279.37

2,617.922,810.18

2,986.81

1.066,50 1.085,47 1.104,09 1.121,99 1.143,55

0,00

500,00

1.000,00

1.500,00

2.000,00

2.500,00

3.000,00

3.500,00

2012 2013 2014 2015 2016

TMD

Carga Plena Refinería Plantas Río GrandeGran Chaco Demanda Sin ProspectosCon Prospectos

61

Cuadro Nº 24

Proyección de Oferta y Demanda de GLP

Fuente: YPFB.

2.3.4 Jet fuel y gasolina de aviación (AVGAS)

En los gráficos siguientes se muestra la oferta y demanda de combustibles de aviación para su consumo en el mercado interno. Es importante aclarar que ambos productos son cubiertos con la producción de nuestras refinerías, alcanzando un equilibrio entre oferta y demanda.

Gráfico Nº 31 Proyección de Oferta y Demanda de Jet Fuel

Fuente: YPFB.

Dado que de un mismo corte de crudo se obtienen diesel y jet fuel, la política de abastecimiento contempla satisfacer prioritariamente la demanda de jet fuel con la producción nacional, fundamentalmente debido a que la logística de importación ya está instalada y diseñada para la importación de diesel oíl.

OfertaDéficit/

Excedente

% Déficit/

ExcedenteOferta

Déficit/

Excedente

% Déficit/

ExcedenteOferta

Déficit/

Excedente

% Déficit/

Excedente

2012 1.066,50 941,71 -124,80 -12% 941,70 -124,80 -12% 941,71 -124,80 -12%

2013 1.085,47 1.279,37 193,90 18% 1.279,37 193,91 18% 1.279,37 193,90 18%

2014 1.104,09 2.617,92 1.513,83 137% 2.610,42 1.506,33 136% 2.618,35 1.514,27 137%

2015 1.121,99 2.810,18 1.688,20 150% 2.753,44 1.631,46 145% 2.811,41 1.689,43 151%

2016 1.143,55 2.986,81 1.843,26 161% 2.898,68 1.755,13 153% 2.988,64 1.845,09 161%

Año Demanda

Carga Plena Refinería Sin Prospectos Con Prospectos

199.357,92

203.638,53

208.118,58

212.697,19

217.376,52

190.000

195.000

200.000

205.000

210.000

215.000

220.000

2012 2013 2014 2015 2016

M3

Producción Demanda

62

Gráfico Nº 32 Proyección de Oferta y Demanda de Avgas

Fuente: YPFB.

De acuerdo a la proyección de la demanda de jet fuel, los volúmenes se incrementarían de 199 Mm3 el 2012 a 217 Mm3 el 2016. En lo referente a la demanda de gasolina de aviación, se observa un incremento de 1,444 m3 en este periodo, alcanzado el 2016 un volumen 7,754 m3.

6.310,106.788,67

7.252,867.499,46

7.754,44

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

2012 2013 2014 2015 2016

M3

Produccion Demanda

63

PARTE III: MARCO ESTRATÉGICO El proceso de Nacionalización de los Hidrocarburos dispuesto por D.S. 28701 de 1º de mayo de 2006 marca la agenda del sector hidrocarburos puesto que el conjunto de medidas que ha establecido constituyen una política de Estado, más si consideramos que el pueblo boliviano ha aprobado la Constitución Política del Estado donde ratifica los aspectos sustanciales que rigen las políticas y la gestión de los hidrocarburos en Bolivia, tales como:

La propiedad de los hidrocarburos (Art. 359).

La institución de YPFB como la empresa estatal del gas y del petróleo con vocación planificadora, administrativa y operativa (Art. 361).

El reconocimiento de la inversión pública, privada y mixta nacional y extranjera en actividades hidrocarburíferas, (Art. 362).

El control de YPFB en toda la cadena productiva, la industrialización de los hidrocarburos, (Art. 363, parágrafo II).

Los aspectos citados y otros dejan expresamente establecidos, como una realidad política y jurídica la Nacionalización, la misma que en el ámbito de la planificación estatal fue plasmada en las políticas y objetivos del Plan Nacional de Desarrollo (PND) aprobado por D.S. 29272 el 12 de septiembre de 2007, que representa las líneas estratégicas de mediano y largo plazo que deben seguir las instituciones públicas, privadas y comunitarias. Los principales lineamientos son los siguientes:

Políticas Estrategias Recuperar y consolidar la propiedad y el control de los hidrocarburos Exploración, explotación e incremento del potencial hidrocarburífero nacional

Industrializar los recursos hidrocarburíferos para generar valor agregado Garantizar la seguridad energética nacional y consolidar el país como centro energético regional

Establecer el marco institucional y desarrollar el potenciamiento de las instituciones del sector para asumir su nuevo rol

Control y fiscalización de operaciones en todo el ciclo productivo de los hidrocarburos

Desarrollar, incrementar y cuantificar las reservas hidrocarburíferas

Desarrollar nuevos campos hidrocarburíferos para incrementar la producción

Industrialización del gas natural e incremento de la capacidad de producción de hidrocarburos líquidos,

Cambio de la Matriz Energética

Desarrollo de la red de distribución

Desarrollo de la infraestructura de transporte y ductos de gas natural para el mercado externo

64

Las políticas y estrategias descritas dieron lugar a un primer acercamiento sectorial el año 2008 con la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos (EBH) planteada por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía. La EBH establece los lineamientos generales y los objetivos y metas específicas para el desarrollo de toda la cadena de hidrocarburos en los próximos 10 años, bajo la dirección del gobierno nacional, con la finalidad de aumentar las reservas y lograr la industrialización del gas natural, mediante el incremento de las inversiones, por parte de YPFB, la EBIH y de sus socios estratégicos, de manera de lograr la seguridad energética en Bolivia, el cumplimiento pleno de los compromisos de exportación, la industrialización del gas natural y la distribución equitativa del excedente económico. La Política Nacional de Hidrocarburos, en el marco del Plan Nacional de Desarrollo, se basa en los siguientes principios:

Consolidar la propiedad estatal de los hidrocarburos.

Superar el modelo primario exportador en el sector hidrocarburos, industrializando el gas a través de la industria petroquímica.

Generar excedentes para contribuir a la diversificación productiva y una distribución equitativa de beneficios para el pueblo boliviano.

Garantizar el abastecimiento así como la soberanía y la seguridad energética.

Consolidar a Bolivia como Centro Gasífero Regional.

Lograr un desarrollo eficiente y efectivo de la cadena de hidrocarburos.

Aprovechar los avances tecnológicos para mejorar la eficiencia del mercado, el ahorro de energía, reducir los costos e impactos ambientales y acercar el gas a la población y usuarios finales.

Potenciar la gestión eficiente y sustentable de las empresas estatales del sector. En el marco de los principios de política y de las condiciones heredadas, no solo de estancamiento sino sobre todo de enajenación de los recursos hidrocarburíferos, la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos (EBH) plantea las siguientes prioridades:

En exploración y explotación, la tarea mayúscula y medular será reactivar las inversiones a objeto de realizar actividad exploratoria en el total del área con potencial de hidrocarburos a fin de incrementar las reservas nacionales.

La política fundamental en el mercado interno es la masificación del uso del gas natural a objeto de garantizar la seguridad energética nacional y lograr el cambio de la matriz energética.

La industrialización del gas natural permitirá cambiar el patrón primario exportador del sector, utilizando el gas natural como materia prima para la obtención de productos con alto valor agregado y con niveles asociación estratégica con otras empresas.

El crecimiento en el consumo de combustibles líquidos en el mercado interno, tomando en cuenta la sustitución de estos combustibles por Gas Natural y GNV, exige reactivar e invertir en las actividades de refinación y extracción de licuables.

La política de abastecimiento de combustibles líquidos incrementará sus niveles de producción y permitirá, en el mediano y largo plazo así como exportar los excedentes de otros combustibles de manera de generar mayores ingresos y divisas.

La consolidación y ampliación de los mercados externos permitirá a Bolivia ser Centro Gasífero Regional.

El desarrollo del sistema de transportes por gasoductos, oleoductos y poliductos, permitirá satisfacer la demanda interna y cumplir y ampliar la demanda externa.

65

Las acciones orientadas a garantizar el suministro de energético deben estar estrechamente relacionadas con una adecuada gestión ambiental, que restituya los principios de respeto y garantía en el ejercicio de los derechos fundamentales e integridad territorial, usos y costumbres, mediante un proceso de consulta y participación oportuna y transparente.

Una gestión eficiente, la restructuración institucional y la normativa adecuada contribuirá a los objetivos establecidos.

Plan Estratégico Corporativo (PEC) – Plan de Inversiones Partiendo de las políticas y estrategias descritas en el PND (2007), y los objetivos y metas definidas para cada uno los eslabones de la cadena de los hidrocarburos en la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos (2008); con la activa participación de personal de YPFB Casa Matriz y sus empresas subsidiarias, se ha elaborado el Plan Estratégico de YPFB Corporación 2011 – 2015, el mismo que define el norte que debe seguir la Corporación, estableciendo la misión y visión, valores corporativos, los objetivos estratégicos y las metas para el quinquenio, las estrategias a seguir para alcanzar las metas planteadas y los proyectos y actividades a ejecutar como parte de las estrategias. La articulación que se establece es la siguiente:

Cuadro Nº 25 Articulación de la Planificación

POLÍTICA PND ESTRATEGIA BOLIVIANA DE

HIDROCARBUROS OBJETIVO ESTRATÉGICO PEC 2011-2015

YPFB

2 Exploración, explotación e incremento del potencial hidrocarburífero nacional.

1 Estrategia de Exploración. 1

Incrementar las reservas probadas de hidrocarburos, con respecto a las reservas certificadas el año 2010.

2 Estrategia de Producción.

2

Consolidar a YPFB, como el principal exportador de gas natural en la región (Centro gasífero regional).

4

Garantizar la seguridad energética nacional y consolidar el país como centro Energético regional.

7 Estrategia de Consolidación de Bolivia como Centro Gasífero Regional.

8 Estrategia de Transporte de Hidrocarburos por Ductos.

3 Contribuir al cambio de la matriz energética del país, masificando el uso de gas natural.

3 Estrategia de Distribución de Gas Natural por Redes.

4 Estrategia de Gas Natural Vehicular.

5 Estrategia de Abastecimiento de Combustibles líquidos.

4

Avanzar hacia el autoabastecimiento de la demanda interna de hidrocarburos líquidos y sus derivados generando excedentes para la exportación.

9 Estrategia de combustibles Líquidos y GLP.

3 Industrializar los recursos hidrocarburíferos para generar valor agregado.

6 Estrategia de industrialización del Gas Natural.

1 Recuperar y consolidar la propiedad y el control de los hidrocarburos.

11 Estrategia de Restructuración del Sector de Hidrocarburos.

5

Consolidar YPFB, como una corporación moderna rentable, eficiente, transparente, preservando la salud, seguridad, medio ambiente y con responsabilidad.

10 Estrategia de la Gestión Ambiental del sector Hidrocarburos.

Fuente: Plan Nacional de Desarrollo 2006-2011 (Ministerio de Planificación del Desarrollo, 2007, D.S. 29272); Estrategia Boliviana de Hidrocarburos (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2009) y Plan Estratégico Corporativo 2011-2015 (YPFB, Resolución de Directorio N°96/2010).

66

En ese marco, se circunscribe la formulación del Plan de Inversiones 2012- 2016, como el instrumento que actualiza las estrategias, metas y proyectos del PEC. Ambos documentos se constituyen en los instrumentos con base a los cuales, YPFB formulará sus planes operativos del quinquenio y con base a los cuales las empresas subsidiarias deberán alinear sus propios planes de mediano y corto plazo. La presente versión del Plan de Inversiones establece siete lineamientos ejes de acción– que se constituyen en elementos clave para el ordenamiento de objetivos estratégicos fundamentales en la gestión de YPFB Corporación para responder al Mandato Constitucional así como lo establecido en el PND, EBH y PEC. Estos ejes están referidos a los ámbitos de Exploración, Producción, Abastecimiento de hidrocarburos líquidos, Abastecimiento de gas natural, Industrialización del gas natural, Gestión Socioambiental y Capacidad de Gestión.

1. EJE DE EXPLORACIÓN

El consumo de las reservas de hidrocarburos en razón a la atención de la demanda del mercado interno y el cumplimiento de los compromisos de exportación y los datos emergentes de la última certificación de reservas de hidrocarburos al año 2009 –la primera de los años de la Nacionalización– marcan como una prioridad el impulso a la actividad exploratoria a cargo de YPFB Corporación, así como a cargo de las empresas petroleras privadas nacionales y extranjeras, las cuales requieren de una estrategia agresiva y sólida con el fin de captar inversión pública y privada que asuma el riesgo propio de la actividad exploratoria. Por ello se plantea el eje de exploración, que tiene por objetivo incrementar los descubrimientos de hidrocarburos en áreas exploratorias sujetas a contratos en vigencia, contratos a ser suscritos y en áreas operadas por YPFB Corporación, que comprende las estrategias de:

Desarrollo de un nuevo ciclo exploratorio.

Gestión permanente y sostenida de la actividad exploratoria.

Apoyo a la Gestión de Exploración.

Exploración en campos productores.

2. EJE DE PRODUCCIÓN

La demanda creciente de hidrocarburos en el mercado interno, los proyectos de industrialización, así como los compromisos de exportación, hacen necesario tomar acciones específicas que contribuyan a cubrir estos requerimientos y aporten al abastecimiento del mercado interno, así como evitar la generación de penalidades por incumplimientos al mercado externo. En este sentido, el eje de producción busca incrementar los niveles de producción de hidrocarburos (gas y líquidos), para contribuir al abastecimiento del mercado interno y los compromisos de exportación. Para ello, se trabajará en las estrategias de:

Incremento de producción (gas y líquidos).

Optimización de la producción en campos maduros y en declinación.

67

Condiciones para el desarrollo de campos.

Generación y seguimiento de PDDs y PTPs.

3. EJE DE ABASTECIMIENTO DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

El presente eje tiene por objetivo estratégico Garantizar el continuo abastecimiento de hidrocarburos líquidos en el mercado interno y exportar la producción excedente. En este sentido, se plantean las siguientes estrategias:

Incremento en la capacidad de Refinación.

Establecimiento de facilidades logísticas de abastecimiento de Gasolina Especial (GE), Diesel Oíl (DO), Gas Licuado de Petróleo (GLP) de origen internacional para el mercado interno.

Separación de combustibles líquidos de las corrientes de gas natural de exportación para abastecimiento del mercado interno y exportación de excedentes.

Incremento en la capacidad de transporte de hidrocarburos líquidos.

Incremento de capacidad de Almacenaje.

Mejora de la Infraestructura de Comercialización de Combustibles Líquidos.

4. EJE DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL

En cumplimiento de la normativa vigente, YPFB debe realizar la entrega continua e ininterrumpida de gas natural en el mercado interno; posteriormente, cumplir con los compromisos de exportación de gas natural conforme a los contratos de compra venta suscritos para el efecto. El eje de abastecimiento de gas natural busca abastecer prioritariamente al mercado interno de gas natural, y los volúmenes excedentes destinarlos a la exportación de conformidad con los contratos de compra venta vigentes y la normativa aplicable, para este cometido a continuación se plantean los objetivos con sus respectivos indicadores así como las metas al 2016.

Cuadro N° 26 Objetivos Estratégicos del Eje de Abastecimiento de Gas Natural

Objetivo Estratégico Indicador Meta al 2016

1. Abastecer de gas natural al mercado interno de manera prioritaria y planificada considerando los niveles de producción y facilidades de transporte

Mercado interno abastecido

100%

2. Abastecer de gas natural al mercado externo con los volúmenes de producción excedentes

Excedentes comercializados 100%

Las estrategias que se plantean para el abastecimiento del gas natural son:

Planificación de abastecimiento de gas natural al mercado interno.

68

Incremento de manera planificada de la cobertura de gas natural en el sistema domiciliario, comercial e industrial.

Incremento de capacidad de transporte de gas natural para el mercado interno.

Negociación con clientes del mercado externo.

Incremento de capacidad de transporte de gas natural para el mercado externo.

5. EJE DE INDUSTRIALIZACIÓN

Tras el proceso de Nacionalización de los hidrocarburos en Bolivia, los pasos “lógicos” siguientes que se deben considerar tienen que ver con la construcción de una nueva matriz productiva, sólida e integral, que genere ahorro, empleo, ingresos e inversión capaz de revitalizar el mercado interno y asegurar el cumplimiento de contratos en el mercado exterior. La conformación de esta nueva matriz productiva sólo será posible si el Estado Plurinacional es capaz de emprender la generación de valor agregado del gas natural, aportando al cambio de patrón primario-exportador y a la generación de empleo directo e indirecto. En este sentido, el presente eje busca Impulsar la transformación química del gas natural para obtener derivados con valor agregado. Para consecución, se ejecutarán las siguientes estrategias:

Producción de Fertilizantes Nitrogenados.

Producción de Polietileno.

Generación de condiciones para el desarrollo de la industria petroquímica en Bolivia.

6. EJE DE GESTIÓN SOCIOAMBIENTAL Y RESPONSABILIDAD SOCIAL

La actividad hidrocarburífera genera inminentemente efectos ambientales y sociales, en mayor o menor intensidad, por lo que es necesario cumplir con requisitos establecidos por Ley respecto a las licencias ambientales (Aplicación de Procedimiento de Evaluación de Impacto Ambiental y Procedimiento de Control de Calidad Ambiental), y el proceso de Consulta y Participación a fin de incorporar la variable socio ambiental en todos los proyectos de YPFB Casa Matriz y YPFB Corporación. Sin embargo, en la práctica el cumplimiento de estos procedimientos ha generado significativas demoras por diversos factores e incluso la inviabilidad en la ejecución de inversiones en la actividad. Por ello se precisa generar mecanismos eficientes en los procesos señalados, así como establecer vínculos que permitan establecer relaciones mutuamente beneficiosas entre los diversos actores y partes interesadas. Asimismo se requiere generar lineamientos claros que incorporen criterios de gestión e inversión social y ambiental que garanticen la ejecución de los proyectos de inversión y además se genere un impacto positivo en el desarrollo del área de influencia donde la Empresa desarrolla sus actividades. Esto deberá acompañarse con la estandarización en cuanto a mejores prácticas de seguridad industrial, salud ocupacional, medio ambiente y responsabilidad social. Consecuentemente, el Eje de Gestión Socio Ambiental y Responsabilidad Social, tiene por objetivo estratégico viabilizar la ejecución de proyectos hidrocarburíferas en el ámbito socio ambiental. Y para su consecución se plantean las siguientes estrategias:

69

Gestión Socio Ambiental y de Recursos Naturales.

Responsabilidad Social Corporativa.

Diseño e Implementación de un Sistema de Gestión Integrada.

7. EJE DE CAPACIDAD DE GESTIÓN

Los nuevos retos a ser encarados en cada una de las temáticas analizadas hacen necesario tomar acciones específicas que contribuyan a cubrir estos requerimientos y aporten a optimizar la capacidad de gestión. En esa línea, la restructuración real y estructural de YPFB Corporación consigna dos etapas: corto y mediano plazo. En este sentido, el presente eje busca optimizar la capacidad de gestión y el Ambiente de Negocio en la Corporación, para contribuir al cumplimiento de los objetivos y las inversiones establecidas para la corporación. Para ello se necesita trabajar en las siguientes estrategias:

Lineamientos corporativos para el Sistema de Administración de Personal.

Articulación de sistemas de información a nivel corporativo.

Apropiación del PEC en los componentes de la corporación.

Marco normativo sobre márgenes, precios y tarifas y regulación.

Diseño e Implementación del Modelo de Gobierno Corporativo y Estructura Corporativa, acorde a la naturaleza y las necesidades del sector.

Ampliación de la infraestructura de YPFB Corporación.

70

PARTE IV: MARCO PROGRAMÁTICO

1. EJE DE EXPLORACIÓN

El Objetivo del Eje de exploración es Incrementar los descubrimientos de hidrocarburos en áreas exploratorias sujetas a contratos en vigencia, contratos a ser suscritos y en áreas operadas por YPFB Corporación. 1.1 ESTRATEGIAS DE EXPLORACIÓN

La primera estrategia del desarrollo de un nuevo ciclo exploratorio, comprende la realización de actividades exploratorias en áreas bajo Contratos de Operación, Contratos de Exploración y Explotación de Áreas Reservadas para YPFB – CEEAR (suscritos entre YPFB y YPFB Petroandina S.A.M.), Convenios de Estudio con informes finales aprobados para la consolidación de Contratos de Servicios Petroleros, Convenios de Estudio en ejecución y Convenios de Estudio en negociación. Asimismo y en cumplimiento de la Constitución Política del Estado, incluye exploración a cargo de YPFB Corporación que recupera su cualidad operativa con la ejecución de proyectos exploratorios por parte de la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación, y el desarrollo de otros proyectos exploratorios a cargo de sus empresas subsidiarias YPFB Andina, YPFB Chaco y YPFB Petroandina. En este sentido, el desarrollo del nuevo ciclo exploratorio 27 áreas en las que actualmente se realiza actividad exploratoria y 37 áreas exploratorias en negociación. La segunda estrategia tiene el desafío de hacer de la exploración una actividad constante y sostenida, que permita la reposición de reservas y la ampliación de los mercados de hidrocarburos. Para ello la estrategia Gestión Permanente y Sostenida de la Actividad Exploratoria implica la generación de información sobre las áreas hidrocarburíferas, evaluación, selección y promoción de las mismas, con la finalidad de consolidar el circuito área de interés hidrocarburífero (potencial del área de interés hidrocarburífero – promoción del área – convenio de estudio o contrato de servicios – actividad exploratoria) Por lo que se asocia a una segunda fase de la actividad exploratoria, que se basa en 56 áreas exploratorias en estudio (Ver Anexo A)16. La tercera estrategia está orientada al fomento a la exploración tanto de líquidos y petróleo como de gas natural. Complementariamente a la exploración en las áreas exploratorias identificadas en la Fase 1 y Fase 2, se prevé que se realicen actividades exploratorias en áreas en las que actualmente se están produciendo de hidrocarburos, por lo cual se plantea una cuarta estrategia orientada a ello.

16 La actividad exploratoria se sustenta en 56 áreas reservadas a favor de YPFB, que en la práctica son 62 áreas (ya que el área Aguaraguë se dividen en 4 áreas efectivas: Aguaragüe Centro, Aguaragüe Norte, Aguaragüe Sur A, Aguaragüe Sur B y el área Carohuaicho se divide 4 áreas efectivas: Carohuaicho 8A, 8B, 8C y 8D). Asimismo, se consideran 42 nuevas áreas en proceso de reservarse para YPFB y 16 áreas en contratos de operación con actividad exploratoria. Lo que totaliza 120 áreas exploratorias.

71

Estrategia 1: Desarrollo de un nuevo ciclo exploratorio Con el propósito de incrementar las reservas probadas de gas natural como de hidrocarburos líquidos a través de una eficiente y efectiva administración y cumplimiento de los Contratos petroleros en vigencia, YPFB al 2016 plantea las siguientes metas: En gas natural:

Incorporar 5,59 TCF’s de nuevas reservas de Gas provenientes de descubrimientos Comerciales a través de los contratos de operación y de servicios petroleros.

Incorporar 2,20 TCF’s de nuevas reservas de gas natural provenientes de descubrimientos realizados a partir de los contratos de Exploración y Explotación de áreas reservadas (CEEAR) a favor de YPFB que se ha firmado con la empresa YPFB Petroandina.

En hidrocarburos líquidos:

Incorporar 128,23MMBbls de nuevas reservas de Petróleo y condensado provenientes de descubrimientos comerciales que se hayan realizado bajo la figura de contratos de operación y contratos de servicios petroleros.

Incorporar 68,38 MMBbl de nuevas reservas Petróleo y condensado provenientes de descubrimientos comerciales realizados a partir de los Contratos de Exploración y Explotación de Áreas Reservadas a favor de YPFB (CEEAR) que se ha firmado con la empresa YPFB Petroandina.

Finalmente, la perforación de pozos exploratorios es el indicador más aplicado para evaluar los esfuerzos de un país en materia exploratoria, es por ello que YPFB plantea incrementar el número de perforaciones de pozos exploratorios, este incremento de número de pozos exploratorios le devolvería a YPFB en el corto plazo, el mismo nivel de actividad en perforación que tuvo en los años 2000. Estrategia 2: Gestión permanente y sostenida de la actividad exploratoria YPFB requiere dar un salto cualitativo con el cual se supere la historia de la exploración en Bolivia, con el cual se pueda construir una gestión permanente, con el propósito básico de lograr la reposición de reservas a una velocidad razonable que supere el ritmo de consumo de la reservas y permita ampliar los mercados de hidrocarburos tanto interno (consumo e industrialización) como de exportación. Es por ello que se establecen actividades sobre la generación de información sobre las áreas hidrocarburíferas, evaluación, selección y campañas de promoción internacional de las mismas en el contexto que a nivel mundial poco se conoce del potencial hidrocarburífero de Bolivia.

Considerando el planteamiento expuesto en el párrafo anterior, YPFB tiene la imperiosa necesidad de lograr el desarrollo de las actividades exploratorias en nuevas áreas hidrocarburíferas. Para ello se plantea que al año 2016, el 50% de las áreas exploratorias reservadas a YPFB, estén asignadas ya sea bajo la modalidad de Convenios de Estudio.

72

Contratos de Servicios Petroleros o en actividad exploratoria a cargo de YPFB Corporación. Asimismo se pretende que 15 nuevas compañías de prestigio y experiencia internacional al 2016 se encuentren desarrollando actividades exploratorias en Bolivia. Por último se considera que YPFB Corporación asista por lo menos a 7 eventos internacionales claves por año, en los que se promocionaría las áreas de exploración reservadas a favor de YPFB.

Estrategia 3: Apoyo a la gestión de exploración

Existen acciones transversales que fortalecen la gestión integral de la exploración en Bolivia, en materia de fomento a la exploración tanto de líquidos y petróleo como de gas natural, lo cual tiene un impacto directo en las inversiones en exploración de hidrocarburos líquidos como de gas natural por parte de las empresas petroleras privadas. YPFB corporación espera tener consolidado y en ejecución por lo menos dos mecanismos de fomento a la inversión en exploración, como también la generación de los lineamientos necesarios que la fomenten. En este sentido, se analizará la posibilidad de constituir un Fondo de Fomento de Inversión Petrolera, orientado a incentivar la inversión en exploración de petróleo y líquidos el cual permita a YPFB generar procesos exploratorios basados en la recuperación de costos y la obtención de utilidades razonables, ya sea mediante proyectos exploratorios a cargo de YPFB Casa Matriz, empresas subsidiarias o terceras compañías petroleras, en el marco de lo dispuesto en la Constitución Política del Estado. Dado el incremento de demanda de gas natural que se ha observado en los últimos años (el consumo de gas del mercado interno el 2006 fue de 4,85 MMmcd y se ha incrementado a 7,64 MMmcd el 2010) y el incremento que se proyecta tanto en el mercado interno como externo, las políticas de determinación de precios para el gas natural son de importancia relevante, por lo que también se prevé establecer lineamientos favorables a la inversión en exploración de gas natural. Estrategia 4: Exploración en campos productores Las estructuras existentes en los actuales campos en producción se encuentran en muchos casos subexploradas, por lo que se constituyen una oportunidad importante para la exploración. En este sentido, complementariamente a la actividad exploratoria en las áreas identificadas en los puntos precedentes, la presente estrategia abarca la realización de la actividad exploratoria en áreas productoras. Se considera que ello posibilitará la obtención de resultados positivos optimizando tiempos y asignación de recursos. 1.2 INVERSIONES EN EXPLORACIÓN 2012-2016

Las inversiones en exploración incluyen las inversiones contempladas en los Contratos de Operación, Programas de Trabajo y Presupuesto (PTPs) de la gestión 2012 e inversiones previstas por empresas subsidiarias y operadoras de la corporación, programando una inversión estimado de 1.272,7 Millones de dólares entre 2012 a 2016.

73

Gráfico Nº 33 Inversiones en Exploración 2012-2016

Fuente: YPFB (PTP’s aprobados Gestión 2012, YPFB Chaco, YPFB Andina, GNEE y GERH). * La inversión aprobada en el Programa de Inversiones 2012 para exploración es de $us. 232,6 MM. Considerando los PTPs Aprobados, alcanza a $us 230,2 MM.

Debido a que la dinámica de la exploración de hidrocarburos, que cambia constantemente en función al desarrollo de la misma actividad, cabe mencionar que cada año se tendrá nueva información que definirían las inversiones a realizarse. Asimismo, los nuevos Convenios de Estudios definirán de mejor manera las inversiones futuras en exploración, que se irá completando con la recepción del informe final de los Convenios de Estudio. b) Principales Proyectos Exploratorios: En la Fase 1A la actividad exploratoria se desarrolla en 27 áreas exploratorias en ejecución, que se encuentran bajo contratos de operación, bajo Contratos de Exploración y Explotación en Áreas Reservadas (CEEAR) con YPFB Petroanidna SAM y Áreas operadas a través de YPFB Corporación:

Cuadro N° 27

Fase 1A: Áreas bajo Contratos de Operación Área Departamento Empresa

AQUIO SANTA CRUZ-CHUQUISACA Total

IPATI SANTA CRUZ-CHUQUISACA Total

IBIBOBO TARIJA BG

CURICHE SANTA CRUZ PLUSPETROL

TAJIBO SANTA CRUZ PLUSPETROL

TAJIBO SUR SANTA CRUZ PLUSPETROL

TACOBO SANTA CRUZ PLUSPETROL Fuente: YPFB - GERH. Nota: Las Áreas Río Hondo (La Paz, Cochabamba y Beni) y Tuichi (La Paz-Beni), bajo contratos de operación con Petrobras y Repsol, respectivamente, se encuentra en situación de fuerza mayor ambiental.

2012 2013 2014 2015 2016

YPFB Chaco SA 49,4 68,4 82,0 65,0 30,0

YPFB Andina SA 32,6 0,0 0,0 0,0 0,0

YPFB Casa Matriz 11,1 19,3 0,0 0,0 0,0

YPFB Petroandina 87,1 138,4 142,3 153,3 89,8

Operadoras 50,0 75,0 80,0 62,0 37,0

TOTAL EXPLORACIÓN 230,2 301,1 304,3 280,3 156,8

230,2*

301,1 304,3 280,3

156,8

0

50

100

150

200

250

300

350M

illo

ne

s d

e D

óla

res

74

Cuadro N° 28 Fase 1A: Áreas para YPFB Corporación

Área Departamento

GUAIRUY-SARARENDA SANTA CRUZ

RÍO GRANDE SANTA CRUZ

SARA BOOMERANG I SANTA CRUZ

SARA BOOMERANG III SANTA CRUZ

CARRASCO ESTE COCHABAMBA

VUELTA GRANDE CHUQUISACA

BOYUIBE SANTA CRUZ - CHUQUISACA

OVAI SANTA CRUZ Fuente: YPFB - GERH.

Se denota la importancia de YPFB Corporación como principal actor en la actividad exploratoria, que a través de la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación (GNEE), así como de YPFB Andina S.A. y YPFB Chacho S.A. que concentran 40,3% de las inversiones previstas en exploración para el próximo quinquenio.

Cuadro N° 29

Fase 1a: Áreas para YPFB Petroandina S.A.M. Área Departamento

MADIDI LA PAZ

SÉCURE BENI-COCHABAMBA

IÑAU CHUQUISACA-SANTA CRUZ

TIACIA CHUQUISACA-TARIJA

AGUARAGUE NORTE CHUQUISACA

AGUARAGUE CENTRO TARIJA

AGUARAGUE SUR "A" TARIJA

AGUARAGUE SUR "B" TARIJA

IÑIGUAZU TARIJA

CHISPANI LA PAZ-COCHABAMBA-BENI

LLIQUIMUNI LA PAZ

CHEPITE LA PAZ Fuente: YPFB - GERH.

Al interior de YPFB Corporación, cabe destacar que YPFB Petroandina S.A.M., es la empresa que tiene el mayor compromiso de inversión, ya que asume la responsabilidad de invertir el 37,7% de las inversiones entre 2012 y 2016 en exploración de hidrocarburos, actividades que se concentran en las áreas Aguaragüe Norte, Centro Sur “A” y Sur “B”, Iñau, Iñiguazu y Tiacia del el Subandino Sur y Sécure, Madidi, Chispani, Lliquimuni y Chepite del Subandino Norte, siendo que estas últimas se destacan por su potencial en petróleo. Los principales proyectos de YPFB Petroandina SAM, son las diversas actividades como adquisición-procesamiento de sísmica, estudios de Geología y Geofísica (G&G) y perforación de pozos exploratorios17con la finalidad de descubrir importantes yacimientos hidrocarburíferos, y por ende incrementar las reservas, producción de Gas Natural y Condensados.

17 En las áreas Iñau, Iñiguazu, Agüaragüe Sur A, Agüaragüe Sur B, Agüaragüe Centro, Agüaragüe Norte y Tiacia.

75

La Fase 1B incluye 36 áreas exploratorias (Ver Anexo A) correspondientes a Contratos de Servicios Petroleros en negociación, Convenios de Estudios en vigencia y en negociación y Áreas Asignadas a YPFB Corporación:

Cuadro N° 30 Fase 1B: Áreas en Contratos de Servicios Petroleros en Negociación

Área Departamento Empresa

AZERO CHUQUISACA-SANTA CRUZ Gazprom

SANANDITA TARIJA Easter Petroleum & Gas

RÍO BENI PANDO-LA PAZ-BENI GTLI

ALMENDRO SANTA CRUZ GTLI

ITACARAY CHUQUISACA GTLI

CUPECITO SANTA CRUZ GTLI Fuente: YPFB - GERH.

Cuadro N° 31 Fase 1B: Áreas en Convenios de Estudio en vigencia

Área Departamento Empresa

SAN TELMO TARIJA Petrobras

ASTILLERO TARIJA Petrobras

SUNCHAL TARIJA Petrobras

FLORIDA SANTA CRUZ Pluspetrol

ARENALES SANTA CRUZ Pluspetrol

TAPUTA SANTA CRUZ Pluspetrol

YUCHAN TARIJA YPF

CAPIGUAZUTI CHUQUISACA YPF

RIO SALADO TARIJA YPF

ISIPOTE CHUQUISACA-TARIJA Petrovietnam

YOAI SANTA CRUZ-CHUQUISACA Petrovietnam

ALGARROBILLA TARIJA Petrovietnam Fuente: YPFB - GERH.

Cuadro N° 32 Fase 1B: Áreas en Convenios de Estudio en negociación

Área Departamento

CAROHUAICHO "8C" SANTA CRUZ

PILAR SANTA CRUZ

RODEO SANTA CRUZ

OKINAWA SANTA CRUZ

LA CEIBA TARIJA

CASIRA POTOSÍ Fuente: YPFB – GERH.

76

Cuadro N° 33 Fase 1B: Áreas asignadas a YPFB Corporación

Área Departamento

CAROHUAICHO "8D" SANTA CRUZ-CHUQUISACA

CAMATINDI CHUQUISACA-TARIJA

ISARSAMA COCHABAMBA

SAN MIGUEL COCHABAMBA

SAN MARTIN TARIJA-CHUQUISACA

EL DORADO OESTE SANTA CRUZ

INGRE* CHUQUISACA

ORIENTAL** SANTA CRUZ

CAROHUAICHO "8A" SANTA CRUZ

CAROHUAICHO "8B" SANTA CRUZ

TOROMONAS** LA PAZ

CHARAGUA* SANTA CRUZ

IATATIQUI* SANTA CRUZ Fuente: YPFB - GERH * Áreas en Contrato de Operación en proceso de devolución ** Nuevas áreas en proceso de reservar para YPFB Corporación

La fase 2B, correspondiente a la estrategia de Gestión permanente y sostenida de la actividad exploratoria, comprende 17 áreas reservadas para YPFB disponibles y 40 áreas nuevas en proceso de reservarse para YPFB. Dentro de la actividad exploratoria se destacan Ipati, Tacobo y Sararenda:

Ipati El Área Ipati se encuentra atravesada de norte a sur por la serranía de Incahuasi, cuya cresta sirve de línea divisoria entre las provincias Luis Calvo del departamento de Chuquisaca y Cordillera del departamento de Santa Cruz. El área se encuentra situada a 250 Km de distancia al sur de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, en la faja Subandino Sur. Durante los años 2003 y 2004, se había perforado el pozo exitoso Incahuasi-X1 (ICS-X1) (de gas y condensado en la Formación Huamampampa). Asimismo, se han realizado estudios de geología, geofísica, reservorios y adquisición sísmica 3D (año 2008) entre otros. Los reservorios potencialmente productores en el área pertenecen a las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa. La ejecución de la perforación del pozo ICS-X2 se tiene programado para fines de la gestión 2011, siendo este uno de los proyectos de mayor importancia en exploración bajo contratos de operación, el cual tiene como recursos prospectivos 1,4 TCF de Gas y 31,71 MMBbl de condensables (Para la Estructura Ipati-Aquio).

77

Gráfico Nº 34 Ubicación del Bloque Ipati

Tacobo El proyecto de perforación del nuevo pozo profundo TCB-X1003 considerado también de importancia estratégica, se encuentra ubicado entre los dos pozos (TCB-X1001 y TCB-X1002). El objetivo esencial de la perforación de dicho pozo es el de recuperar reservas de la formación Huamampampa en la zona central del campo, que de otra forma se quedarían sin producir debido al avance del acuífero en los pozos productores. El pozo tiene como segundo objetivo explorar la formación Santa Rosa que se estima estaría ubicada a 6540m de profundidad, por lo que el pozo propuesto tiene como profundidad final programada 6700m.

78

Gráfico Nº 35 Ubicación del Bloque Tacobo

El inicio de la perforación del pozo profundo TCB-X1003 durante la gestión 2012 depende de la obtención de la Licencia Ambiental en el transcurso del primer trimestre del año (en trámite desde el 15 de octubre de 2010), ya que una vez obtenida la misma se requieren de 4 a 6 meses para la contratación y transporte del equipo de perforación, periodo en el que construiría el camino, planchada y bases para el equipo. En caso de una mayor demora en la obtención del mencionado permiso, el inicio de perforación del pozo pasaría al año 2013, postergando su puesta en producción hasta el año 2014 con grave perjuicio para el pronóstico de producción del campo y el factor de recuperación de reservas del mismo.

Sararenda La perforación del segundo pozo exploratorio en la estructura Sararenda (sujeto a resultados del pozo SRR-X1), tiene como objetivo final la formación Huamampampa, proyecto de relevancia en exploración de las subsidiaria - YPFB Andina S.A. Es importante recalcar que se tienen importantes expectativas de descubrimiento comercial de Gas Natural. El prospecto se ubica en la parte media del Subandino Sur de Bolivia, y se extiende en un área que comprende los campos de explotación de YPFB Andina S.A. Guairuy y Camiri y una parte del Área de exploración

79

Carohuaicho 8D. Se estima que la estructura Sararenda (SRR) tiene recursos prospectivos de 1,2 TCF de Gas.18

Gráfico Nº 36 Ubicación de Sararenda

2. EJE DE PRODUCCIÓN

El Eje de Explotación o Producción tiene como objetivo incrementar los niveles de producción de hidrocarburos (gas y líquidos), para contribuir al abastecimiento del mercado interno y los compromisos de exportación y de esta manera alcanzar 59,3 MMmcd de gas disponible para ventas el año 2016, de los cuales:

30,59 MMmcd de gas disponible para ventas, corresponden a reservas probadas (PD).

26,41 MMmcd de gas disponible para venta, provienen de reservas probadas no desarrolladas (PND%).

18Estimación actualizada al 03/11/11.

80

2,23 MMmcd de gas disponible para venta, de reservas probables (P2%). La meta de producción de hidrocarburos líquidos al 2016 es de 56.057 BPD. 2.1 ESTRATEGIAS EN PRODUCCIÓN

Para alcanzar este objetivo de producción, se tienen previstas las siguientes 4 estrategias: Estrategia 1: Incremento de producción (en gas y líquidos) Con el objetivo de incrementar la producción (en gas y líquidos), la presente estrategia implica desarrollar las siguientes actividades:

Intervenciones de pozos: al 2016 se debería alcanzar 100 pozos intervenidos en diferentes campos.

Aplicación de recuperación artificial: se prevé que por año se aplique en 4 pozos por año, llegando a alcanzar 20 pozos al 2016.

Perforaciones de pozos: se busca realizar la perforación de 35 pozos de producción al año, logrando al 2016 perforar un total de 175 pozos.

Ampliaciones de planta: a partir de las cuales se busca alcanzar 720 MMPC de Volumen de capacidad de planta que corresponden a 100 MMPC en Yapacaní, 420 MMPC en Margarita, 200 MMPC en San Alberto. Esto permitirá utilizar la capacidad de producción no usada en los megacampos.

Análisis de la curva de performance de producción (IPR, por sus siglas en inglés): se espera realizar este análisis en un total de 20 campos al 2016 (4 por año), del cual se obtendrá información relevante para un desarrollo efectivo de los campos.

Estrategia 2: Optimización de la producción en campos maduros y en declinación Tiene por objetivo prolongar la vida productiva y optimizar la producción en campos maduros y en declinación (productores de gas y líquidos) y generar condiciones favorables para su explotación, por lo que implica las siguientes actividades:

Evaluación de campos maduros: lo que requiere realizar licitaciones para la evaluación, que a partir de sus resultados será posible determinar las mejores opciones técnicas para el mejor aprovechamiento de los reservorios y así, dar directrices a las empresas operadoras (a través de propuestas de PTPs) o bien, previa revisión contractual, entregar el campo a operación plena de una empresa de servicios. Se espera al 2016 haber evaluado 10 campos maduros y contar con 10 nuevos Planes de Desarrollo para estos campos.

Aplicación de técnicas de recuperación artificial en 4 campos al 2016, que posibilitará incremento de producción de líquidos.

81

Aplicación de recuperación secundaria en 4 campos al 2016, que posibilitará incremento en la producción.

Análisis de pozos cerrados, a partir del cual se determinará la viabilidad de utilizarlos como inyectores para sistemas de recuperación secundaria. Se espera que al 2016, 15 pozos actualmente cerrados (3 por año) puedan tener este uso.

Estrategia 3: Condiciones para el desarrollo de campos Que se orienta a generar condiciones adecuadas para impulsar el desarrollo de campos, y contribuir a reducir la dependencia de los megacampos que actualmente tiene el país. En este sentido se considera necesario realizar:

Aceleración del desarrollo de los campos Aquío e Incahuasi, logrando que al 2015 ambos se encuentren en operación.

Asimismo entre las condiciones para el desarrollo de campos será necesario efectuar:

Gestión de las construcciones de facilidades de producción, de la cual se espera que la totalidad de los campos nuevos cuenten con facilidades de producción instaladas.

Para mejorar el rendimiento de los equipos y los tiempos de contratación de insumos, equipos y materiales se plantea:

Gestión, programación de Equipos de perforación y que ésta se priorice en función de los requerimientos de producción, debiendo tener un programa anual elaborado para cada gestión.

Gestión de insumos, equipos y materiales de las empresas prestadoras de servicios para garantizar su llegada a obra en tiempo y forma, lo que permitirá reducir la incidencia de demora en proyectos y actividades que se espera sea menor al 10%.

Definición de la criticidad del Mantenimiento de modo que su programación se realice considerando la alta demanda, debiendo contar cada gestión con un programa anual de mantenimiento.

Estrategia 4: Generación y seguimiento de PDDs y PTPs Para generar PDDs y PTPs que respondan a las necesidades de YPFB se requiere realizar la programación de actividades de producción, así como efectuar seguimiento y control de su cumplimiento, por lo que se programa:

Minimización de las diferencias entre PTPs programados y ejecutados, a partir de un análisis de incertidumbre y riesgos de la producción, en el cual se identifiquen factores de riesgo y de esta manera se tomen acciones necesarias para reducirlo. Como resultado se espera reducir el diferencial entre la programación de los PTPs y su ejecución a 15% o menos.

Actualización de PDDs, según la nueva certificación de reservas, se programa tener PDDs actualizados al 2016.

82

Revisión, capacidad de contraste y propuesta de YPFB, respecto a los PTPs que proponen las empresas operadoras.

Análisis de incentivos para la producción de líquidos: es necesario estudiar, generar y evaluar opciones para impulsar la producción de líquidos, bajo las condiciones actuales de precios en el mercado interno.

Finalmente, será importante establecer incentivos que favorezcan el incremento de la producción.

2.2 INVERSIONES EN PRODUCCIÓN 2012-2016

En el periodo 2012-2016 se realizarán inversiones importantes en la explotación de hidrocarburos en el país, las cuales están destinadas en su mayoría al desarrollo de los megacampos. Las inversiones de desarrollo y explotación de campos ascienden a $us 2.860,3 millones en el quinquenio.

Gráfico Nº 37

Inversiones en producción 2012-2016

Fuente: YPFB (PTP’s aprobados Gestión 2012, YPFB Chaco, YPFB Andina, GNEE y GERH). La inversión aprobada en el Programa de Inversiones 2012 para explotación es de $us. 953,9 MM. Considerando los PTPs Aprobados, alcanza a $us 950,5 MM.

Los montos de inversión proyectados en el plan mencionado, se planificaron de manera de obtener una óptima producción y máxima recuperación de las reservas, asegurando el desarrollo y la explotación en forma racional y sostenible los campos gasíferos. En la proyección estimada de gas disponible para ventas para periodo 2012-2016 se hace notable un incremento de volúmenes de gas de 43,41 MMmcd registrados en el año 2011 a 60,92 MMmcd en el año 2014, debido en gran parte al desarrollo de las reservas PND y en una menor proporción al desarrollo de las reservas P2, que se mantiene con una leve declinación hasta el año 2016.

2012 2013 2014 2015 2016

Operadoras 687,9 702,2 420,3 209,6 19,5

YPFB Chaco SA 112,1 68,9 47,0 24,1 1,7

YPFB Andina SA 150,5 137,8 115,0 77,8 86,1

Total Producción 950,5 908,8 582,3 311,4 107,3

950,5 908,8

582,3

311,4

107,3

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Mill

on

es

de

Dó

lare

s

83

Los pronósticos de producción fueron elaborados en base a los Planes de Desarrollo, Planes de Trabajo y programas de trabajo actualizados, presentados por las empresas Operadoras. Es importante destacar que los mismos contemplan la producción de Reservas Probadas desarrolladas y desarrollo y producción de las Reservas Probadas no Desarrolladas y Reservas Probables.

Producción de reservas Probadas Desarrolladas – PD.

Desarrollo y producción de las reservas Probadas no Desarrolladas - PND (Sujeto a inversiones menores y actividades correspondientes).

Desarrollo y producción de las Reservas Probables (Sujeto a inversiones y actividades correspondientes)- P2.

Entre los campos con mayor aporte a la explotación de gas natural se destaca Margarita, cuya producción se incrementará de 3 MMmcd el 2011 a 10 MMmcd de gas de venta el 2013 y alcanzará los 14 MMmcd a partir de 2014.19

Gráfico Nº 38 Producción de Gas Natural de venta por campo (MMmcd)

Fuente: Información remitida por empresas operadoras y subsidiarias.

a) Principales Proyectos de Producción:

MARGARITA – HUACAYA

Se prevé desarrollo de las reservas probadas no desarrolladas llegando a un volumen gas disponible para ventas de 7 MMmcd a partir del abril del 2012 y a un plateu de gas disponible para ventas de 14 MMmcd el 2014 a 2016, para mantenimiento del plateu se prevé desarrollo de las reservas probables, las mismas que entrarían en producción a partir del año 2017. Las actividades programadas son: puesta en marcha del segundo módulo de la planta de proceso Margarita con una capacidad de proceso adicional de 6 MMmcd a partir de abril del 2012, y

19 Se estima ajustar la proyección de producción en abril de 2012, una vez que se concreten las inversiones programadas en Margarita.

2012 2013 2014 2015 2016

Otros campos 15,57 15,05 13,97 12,84 11,52

Itau 1,32 2,73 4,52 5,00 5,00

Margarita Huacaya 7 10 14 14 14

San Alberto, Sábalo 27,97 28,79 28,50 28,40 28,71

0

10

20

30

40

50

60

70

MM

mcd

84

tercer módulo con a una capacidad de proceso adicional de 6 MMmcd a partir del octubre del 2013, entrada en producción pozos MGR-3 y MGR-4 a partir del abril del 2012, perforación de 4 pozos para llegar al plateu de 14 MMmcd, perforación de 3 pozos para mantenimiento de producción, perforación de pozo descarte de agua.

Cuadro Nº 34

Inversiones Margarita y Huacaya (En Millones de Dólares)

Campo 2012 2013 2014 2015 2016 Total

Caipipendi (Margarita) 337,30 297,93 79,00 1,00 2,20 706,60

Fuente: Información remitida por empresas operadoras.

SAN ALBERTO

El Campo San Alberto se encuentra ubicado en la Serranía de San Antonio faja Sub Andina Sur en la provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija.

Se prevé el desarrollo del campo para mantenimiento del plateu actual con un volumen de gas disponible para ventas de 392 MMpcd hasta el año 2016. Para alcanzar las proyecciones de producción se considera que en el periodo 2012-2016 se realizarán el Re-entry SAL-X11 en el año 2012, entrada en producción pozo SAL-17 (2012), perforación del pozo SAL-16, 2012-2014, mejora en el sistema de disposición de agua de formación, incrementando la capacidad de las bombas y adecuando un pozo "disposal" adicional, puesta en marcha sistema de compresión. Las inversiones previstas para este campo son:

Cuadro Nº 35

Inversiones San Alberto (En Millones de Dólares)

Campo 2012 2013 2014 2015 2016 Total

San Alberto 66,92 101,16 10,07 9,51 26,58 215,23


SÁBALO

El Bloque Sábalo o San Antonio se encuentra ubicado entre las Serranías Aguaragüe y Caipipendi de la faja Subandina Sur a 30 kilómetros de la ciudad de Villamontes y 37 kilómetros de la localidad de Palos Blancos en el Departamento de Tarija.

En el Campo Sábalo se prevé desarrollo de las reservas probadas no desarrolladas incrementando los volúmenes de gas disponible para venta de 582MMPcd en enero del 2012 a 625 MMpcd en el año 2013, manteniendo el plateu hasta el año 2016. Para desarrollar las reservas PND y alcanzar las proyecciones de producción se considera que en el periodo 2012-2016 el Titular realizará las siguientes actividades: puesta en marcha del tercer tren de la planta de proceso Sábalo, llegando a una capacidad de proceso total de 770 MMpcd a partir del enero del 2012, entrada en producción los pozos SBL-7 y SBL-8 en el año 2012 y SBL-6 en el año 2013, perforación de pozos de inyección de agua, implementación del sistema de tratamiento y descarte de agua. Los montos de inversión previstos son:

85

Cuadro Nº 36 Inversiones San Antonio (En Millones de Dólares)

Campo 2012 2013 2014 2015 2016 Total

San Antonio 41,41 102,51 62,12 71,36 26,96 304,35


ITAU

El Campo Itaú se extiende del Sur al Norte en la parte central del Bloque XX-Tarija Oeste, en la provincia Gran Chaco departamento de Tarija.

Se prevé desarrollo de las reservas probadas no desarrolladas (II fase de desarrollo del campo) incrementando los volúmenes de gas disponible para venta de 1,3 MMmcd en el año 2012 a 5 MMmcd en el año 2015. Las actividades a desarrollarse son: Intervención del pozo ITU-X1A en el año 2012, perforación del pozo ITU-4D, 2012-2013, puesta en marcha del tercer módulo de la planta de proceso San Alberto con una capacidad de proceso de 5 MMmcd a partir de julio del 2013, re-entry del pozo ITU-X2 (2014) para cambiar su configuración vertical por una de alto ángulo que permita mejoras productivas. Las inversiones en este campo son:

Cuadro Nº 37

Inversiones Itaú (En Millones de Dólares)

Campo 2012 2013 2014 2015 2016 Total

Itau 175,65 123,63 0,53 0,38 0,21 300,39


AQUIO E INCAHUASI

La explotación de los campos Incahuasi y Aquio será realizada en dos fases. La primera contempla la construcción de la planta, de los ductos de transporte, la perforación de un pozo adicional, ICS-X2, un “sidetrack” de producción en el pozo ICS-X1 ST y la habilitación a producción del pozo AQI-X1001 ST8.

Para la segunda Fase se tiene como principales actividades la perforación de tres pozos adicionales, ICS-3, ICS-4, AQI-X2, y la ampliación de la planta. Las inversiones y producción estimadas por el operador y calculadas al 10% para YPFB CHACO S.A.

Las inversiones previstas por Total E&P en Incahuasi son:

Cuadro Nº 38

Inversiones Incahuasi (En Millones de Dólares)

Campo 2012 2013 2014 2015 2016 Total

Incahuasi 91,78 78,54 219,40 98,00 0,00 487,72


En el caso de Aquío, está operado por Total E&P, con participación de YPFB Chaco, cuyas inversiones para el próximo quinquenio y se presentan en el Cuadro Nº 41.

86

Cuadro Nº 39

Inversiones Aquio (En Millones de Dólares)

Campo 2012 2013 2014 2015 2016 Total

Aquio 3,01 66,10 130,30 77,10 0,00 276,51


RESTO DE LOS CAMPOS

Como se indicó anteriormente, el resto de los campos, participan con porcentajes menores en la producción total de hidrocarburos. A continuación se detallan montos de inversión y producción de algunos de los más importantes operadores para el periodo 2012-2016:

YPFB Andina desarrollará actividades en los campos Yapacaní (ampliación de la planta de proceso, perforación de 9 pozos e intervención de 2 pozos 2012-2013), Río Grande (perforación e intervención de los pozos el 2012), Sirari (perforación de 5 pozos 2012-2013 e intervenciones programadas para el año 2015-2016) Patujú (intervención de 1 pozo 2012, 2014, 2015) y Boquerón, Cobra, Enconada, Puerto Palos y Palacios (con perforación e intervención de pozos).

YPFB Chaco, llevará a cabo la intervención del pozo SRW-X1 el 2012, perforación pozo BBL-12 , PNW-4 y JNN-4 el 2012, Intervención del pozo BBL-X1 en el 2013, perforación de pozos DRS-1001,1002,1003,1004,1005 y DRO el 2012-2014, perforación del pozo Caigua profundo 2012, perforación 1 pozo en Santa Rosa el 2014, perforación de 1 Pozo en Santa Rosa Oeste y en Palometas NW el 2015, perforación 1 Pozo en Churumas en 2016.

BG, tiene previstas las actividades de producción de los campos actuales LVT, EDD, LSR y

PMO hasta su agotamiento; uso óptimo de líneas de recolección y de la planta La Vertiente que tiene compresión y permite optimizar la recuperación de los pozos de baja presión. Perforación de pozos campo Ibibobo.

Petrobras Energía (PESA) para desarrollo de las reservas PND y P2 tiene programadas las actividades de perforación del pozo CLP-1004 año 2012, pozos CLP-1005, CLP-1006 año 2014, intervención de los pozos en Caranda años 2013-2014.

Pluspetrol realizará las actividades de perforación de los pozos CUR-1006 año 2012, TCB-1004 año 2014.

3. EJE DE ABASTECIMIENTO DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

El Eje de Abastecimiento de Hidrocarburos Líquidos tiene por objetivo Garantizar el continuo abastecimiento de hidrocarburos líquidos en el mercado interno y exportar la producción excedente, teniendo por metas:

Satisfacer la demanda de hidrocarburos líquidos proyectada.

Exportar los volúmenes excedentarios de GLP a partir del año 2014.

87

3.1 ESTRATEGIAS DE ABASTECIMIENTO DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

Para alcanzar el objetivo establecido para el Eje y sus metas hasta el año 2016, se plantean seis estrategias, cada una de ellas con indicadores y metas específicas detalladas a continuación:

Cuadro Nº 40 Estrategias, Indicadores y Metas de Abastecimiento de Hidrocarburos Líquidos

Estrategia Indicador (es) Meta 2016

1. Incremento en la capacidad

de Refinación. Capacidad instalada de refinación en Mbpd 68,5

2. Establecimiento de

facilidades logísticas de

abastecimiento de GE, DO,

GLP de origen internacional

para el mercado interno.

Mm3/Mes de diesel oíl importado Un máximo de 91

Mm3/Mes de gasolina importada (2012-2014) De 23 a 35

TMD de GLP importado (2012) 125

3. Separación de combustibles

líquidos de las corrientes de

gas natural de exportación

para abastecimiento del

mercado interno y exportación

de excedentes.

TMD de GLP Un máximo de

1.976

BPD de Gasolina Natural Un máximo de

1.541

BPD de Iso – pentano Un máximo de 945

% de GLP excedente con mercado seguro (al

2014). 100%

4. Incremento en la capacidad

de transporte de

hidrocarburos líquidos.

Número de poliductos construidos 3

Número de poliductos ampliados 4

5. Incremento de capacidad de

Almacenaje.

Número de plantas de almacenaje construidas 2

Número de plantas de almacenaje ampliadas 16

6. Mejora de la Infraestructura

de Comercialización de

Combustibles Líquidos.

Número de Estaciones de Servicio implementadas

Número de Plantas de Engarrafado modernizadas

Número de Plantas Reparadoras y Recalificadoras

de Cilindros de Acero para GLP implementadas (al

2013)

50

25

2

Fuente: YPFB.

3.2 INVERSIONES PARA ABASTECIMIENTO DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS 2012-2016

La demanda creciente de combustibles líquidos en el mercado interno y la declinación de la producción de crudo, se ha traducido en la importación de volúmenes cada vez mayores de diesel oíl, GLP e inclusive gasolina, que significan la erogación de importantes cantidades de divisas para el

88

país y una pesada carga para el Estado por concepto del subsidio que debe otorgar para que estos productos se comercialicen a los precios vigentes en nuestro mercado interno. El Eje de Abastecimiento de Combustibles Líquidos plantea Estrategias y acciones que engloban la ejecución de una serie de proyectos destinados a incrementar la producción de combustibles líquidos y asegurar su abastecimiento a lo largo de todo el territorio nacional a través de la logística de transporte, almacenaje e importación. Las inversiones previstas dentro del Eje de Abastecimiento de Hidrocarburos Líquidos alcanzan un monto de 1.532,1 MM$us para el período de 2012 a 2016, como se detalla en el siguiente gráfico.

Gráfico N° 39

Inversiones YPFB Corporación en el Eje de Abastecimiento de Combustibles Líquidos

Fuente: YPFB Corporación *Para la gestión 2012 se cuenta con financiamiento de $us 396 Millones, mientras que $us 67 Millones se encuentran en gestión de financiamiento, sumando ambas cifras una programación total de $us 463 Millones.

3.2.1 Refinación

Las inversiones planificadas en las Refinerías ascienden a 355,64 MM$us de los cuales 164,25 MM$us corresponde a inversiones en la Refinería Guillermo Elder Bell, 184,84 MM$us a la Refinería Gualberto Villarroel y 4,43 MM$us a Oficina Central.

2012 2013 2014 2015 2016

COMERCIALIZACION 21,7 8,1 1,9 1,4 -

PLANTAS DE SEPARACION 273,8 230,6 83,1 - -

TRANSPORTE 93,2 112,1 132,5 98,9 57,5

ALMACENAJE 16,9 22,3 11,7 7,5 3,2

REFINACIÓN 57,51 126,6 94,9 63,1 13,5

TOTAL 463,1 499,7 324,1 170,9 74,2

463,1* 499,7

324,1

170,9

74,2

-

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

MM

$u

s

89

Gráfico N° 40 Inversiones Refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell 2012 -2016


Cuadro N° 41 Inversiones YPFB Refinación S.A. (en Millones de dólares)


57,51

126,6

94,9

63,1

13,5

-

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

2012 2013 2014 2015 2016

MM

$u

s

Oficina central Refinería Guillermo Elder BellRefinería Gualberto Villarroel Nueva Refineria del Occidente

2012 2013 2014 2015 2016 TOTAL

YPFB Refinación 57,51 126,57 94,93 63,11 13,52 355,64

Oficina central 4,43 - - - - 4,43

Refinería Guillermo Elder Bell 32,24 43,88 43,23 40,90 4,01 164,25

Adecuación del Área A-300 11,60 0,34 11,94

Revamping Unidad de Crudo (Fase II) 4,22 1,50 5,72

Plan Director de Automatización Industrial 1,01 4,00 2,50 2,50 3,00 13,01

Unidad de Isomerización de Gasolina Liviana 0,99 26,46 35,73 8,40 1,01 72,60

RSCZ Nueva Unidad de Residuos de Crudo 0,20 1,50 5,00 30,00 - 36,70

Nuevo catalizador platforming A-303 2,86 2,86

Nuevo Turbo Generador GN 0,30 4,40 4,70

Adecuacion Parque GLP 1,62 2,07 3,69

Proyectos Menores 9,44 3,60 - - - 13,04

Refinería Gualberto Villarroel 18,73 82,69 51,70 22,21 9,51 184,84

Horno de Destilación - 1H-1001A 5,89 5,89

Revamp unidad de crudo 0,10 8,38 4,92 13,40

Adecuación Planta 12,5 MBPD 1,30 20,49 21,79

Adecuacion Planta de lubricantes 0,10 1,28 1,70 1,55 - 4,63

Plan Director de Automatización Industrial 0,28 8,12 5,00 10,29 8,40 32,09

Cambio de Tubos Platforming 0,57 - - - - 0,57

Unidad de Isomerización de Gasolina Liviana 1,04 31,51 36,55 10,37 1,11 80,59

Mejoras Planta Av Gas - 0,10 0,53 - - 0,63

Nuevo Reactor Hydrobon 1R-1201A 0,06 0,06

Adecuacion Parque GLP 1,57 4,56 - - - 6,13

Nueva Turbina a GN - 3,40 3,00 6,40

Proyectos Menores 7,82 4,86 - - - 12,67

Nueva Refineria del Occidente 2,12 2,12

90

Proyectos Refinería Guillermo Elder Bell

Adecuación del Área A-300

El proyecto contempla la adecuación del Área A-300 a normas de seguridad y el incremento de la capacidad de la unidad permitiendo el procesamiento de 6.000 BPD para un crudo de 61°API con lo que se obtendrá mayor producción de Diesel Oil como objetivo principal. Los subproyectos que comprende son:

Nuevo Horno de Crudo. Reemplazo de Bombas y motores de proceso. Nuevo Centro de Control de Motores. Nueva Torre de Enfriamiento de Agua. Piping e Interconexión. Adecuación de la Unidad de Recuperación de Gases.

Se tiene planificado que la Unidad entre en operación con la nueva carga de 6.000 BPD el mes de septiembre 2012.

• Plan Director de Automatización Industrial - 1era. Etapa: Sistema Digital de Control Distribuido (SDCD)

Se tiene un avance real del 91% contra un 95% del proyectado, algunas áreas como la 303 y 320 ya se encuentran operando con el sistema de control digital y se tiene previsto finalizar la migración de las áreas 301 y 302 hasta el 20 de Diciembre de 2011.

La migración del A-300 y transmisores de nivel Fisher está prevista para la gestión 2012.

• Unidad de Isomerización de Gasolina Liviana

La unidad de isomerización de gasolina liviana tendrá una capacidad de 6000 BPD para obtener Gasolina Isomerizada de Alto Octanaje (RON 87), la misma que podrá ser incorporada en la Gasolina Especial, asimismo esta unidad de isomerización permitirá procesar parte del RECON para la obtener la Gasolina Especial evitando la importación de gasolina.

• Nueva Unidad de Residuos de Crudo

El objetivo de esta nueva unidad será procesar crudo reducido de la refinería Guillermo Elder Bell y los excedentes Planta de Lubricantes de la Refinería Gualberto Villarroel, para la obtención de Diesel Oil principalmente y Gasolinas y GLP mediante un nuevo proceso donde los hidrocarburos de cadena extremadamente larga que no son aprovechados en una unidad de Topping, son convertidos en hidrocarburos de cadenas más cortas, mismos que formar parte del Diesel Oil, Gasolinas y GLP.

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Revamping Unidad de Crudo (Fase II)

El objetivo del Revamping de la Unidad de Crudo es el Incremento de la capacidad de procesamiento de la Unidad de Destilación de Crudo de 16.500 BDP para alcanzar una capacidad de 18.000 BPD con crudo de 61°API. De manera específica, el objetivo de la Fase II de este proyecto, es el incremento de la capacidad de procesamiento integral por eliminación de los cuellos de botella, con lo que se pretende aumentar la capacidad de procesamiento de crudos livianos (>58 °API) y mejorar la producción de cortes intermedios.

Otros proyectos Guillermo Elder Bell Las inversiones en otros proyectos: Nuevos catalizadores platforming A-303 y Adecuación Parque GLP alcanzan a 3.69 MM$us que se prevé sean ejecutados en 2012 y 2013.

Proyectos Refinería Gualberto Villarroel

Horno de Destilación - 1H-1001ª Este horno reemplazará y liberará al actual horno garantizando la continuidad operativa e integridad física de la planta, asimismo permitirá incrementar la carga a 26.300 BPD hasta la implementación del Revamp de la Unidad de Crudo hasta 32.000 BPD.

Revamp unidad de crudo El Revamp de las unidades de crudo y recuperación de gases se realizará para incrementar la carga nominal de 27250 bpd a 32000 bpd para un crudo de 61° API mediante la identificación de cuellos de Botella (REVAMP) y redimensionamiento del sistema de cabeza de la torre topping, debutanizadora y el splitter de nafta y otros que serán definidos en el reporte de la ingeniería básica. Actualmente se está desarrollando la Ingeniería Conceptual.

Adecuación planta 12,5 MBPD El proyecto, contempla inversiones los años 2012 y 2013 para adecuar a normas de seguridad y que efectivamente, las instalaciones permitan procesar 10.000 BPD de crudo de 61°API, y permita la producción de: GLP, gasolina estabilizada, kerosene, diesel oíl y crudo reducido, en condiciones estables.

Adecuación Unidad de lubricantes Este proyecto va efectuar el revamp de las unidades de Vacío I y Vacío II para incrementar la carga de 2000 a 2500 BPD, revamp del sistema de recirculación de agua de enfriamiento, revamp del sistema de eyectores y condensadores de vacío, en las unidades de vacío i y ii, furfural e hidroterminado. Actualmente se está desarrollando la Ingeniería Conceptual del Proyecto y se prevé invertir un total de $us 4,63 MM en el período de 2012 a 2015.

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Plan Director de Automatización Industrial La Refinería Gualberto Villarroel actualmente cuenta con un sistema instrumentado neumático, el objetivo del presente proyecto es la modernización del sistema existente, remplazado el sistema de control actual por un Sistema Digital de Control Distribuido (SDCD). El sistema de control de planta estará formado por dos sub-sistemas independientes: Sistemas de Control de Procesos de Planta (SCP) y Sistema de Control de Equipos Especiales (SCEE), ambos interconectados y coordinados entre sí. Cada uno de estos sub-sistemas tendrá una función específica en el control y supervisión de la planta. El monto de inversión previsto para este proyecto es de $us 32,09 MM para todo el quinquenio.

Otros proyectos Gualberto Villarroel

- Nueva Turbina a GN El objetivo es instalar un nuevo turbo generador a gas natural para remplazar los existentes de manera gradual incrementando la capacidad de generación de energía eléctrica para garantizar la provisión de energía para las nuevas unidades de proceso que se implementarán en el quinquenio 2012 – 2016.

- Cambio de Tubos Platforming

El producto entregable son los cuatro hornos renovados, más seguros ante las variaciones de demanda de carga calórica. Atendiendo inclusive temperaturas de calentamiento hasta de 670 °C de pared de tubo (consiguiéndose este límite con la especificación ASTM A 335 P9 de los tubos y elementos internos del horno en operación normal), lo cual implicaría un incremento de capacidad de procesamiento de la unidad de platforming de los actuales 7.550 BPD hasta 8.132 BPD, que era la capacidad de diseño original, consiguiéndose este resultado por el incremento de masa a ser calentada por los cuatro hornos.

- Unidad de Isomerización de Gasolina Liviana

El objetivo es implementar una unidad de Isomerización de Gasolina Liviana (LSR) con capacidad de 8.000 BPD para obtener Gasolina Isomerizada de Alto Octanaje (RON 87) e incorporarla en mayores proporciones en la Gasolina Especial procesando parte del RECON.

- Mejoras Planta Av Gas

La adecuación de las unidades de proceso para la producción de componentes de Gasolina de Aviación grado 100/130 (AVGAS 100/130), particularmente las unidades de la Refinería de Cochabamba que comprenden la Unidad de Re destilado, Unidad de Alquilatos y Unidad de Isopentano, responde a operar en forma segura y bajo mejor control operativo, basados en el relevamiento técnico que definen las soluciones a las deficiencias encontradas para garantizar condiciones mínimas de seguridad operativa en los equipos e instrumentos.

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- Nuevo Reactor Hydrobon 1R-1201A Actualmente este proyecto se encuentra en la etapa de Ingeniería, Procura y Construcción. El reactor fue entregado en la RCBA el 15/08/2011 y se ha realizado la compra del catalizador, para la gestión 2012 se tiene previsto el montaje de este reactor realizando un paro de planta en el mes de agosto.

- Adecuación Parque GLP Este proyecto busca adecuar a normas de seguridad el parque de esferas de GLP, en cumplimiento a instrucción del ente regulador. A la fecha se ha adjudicado el EPC de Radares, Circulinas, Válvulas, SCI y Sistemas de Comunicación, Control y Seguridad.

Nueva refinería de occidente

Actualmente este proyecto se encuentra en la etapa de Ingeniería Conceptual, su objetivo es implementar un nuevo Complejo Refinero en el área occidental del país, para procesar petróleo crudo importado, a fin de satisfacer la creciente demanda de diesel oíl y evitar la importación. Ello Implica la instalación de unidades de proceso tales como: Topping con su recuperadora de gases, destilación al vacío, reformación catalítica, Cracking Catalítico (FCC), coqueamiento y hidrotreating. Unidades de servicio tales como: tratamiento de agua, generación de vapor, electricidad, hot oíl, Recuperación de residuos (Sloop) etc., además de la implementación del área de tanques de almacenamiento, tanto para petróleo crudo como los productos y sub productos que se obtengan. Adicionalmente, en el puerto más cercano, se deberá instalar facilidades, tales como tanques de almacenamiento y ductos para la provisión de crudo al nuevo complejo Refinero. Procesar 40.000 BPD importados que permita optimizar la producción de Diesel y Gasolina.

Incremento de la capacidad de refinación El resultado a lograr con los proyectos mencionados, es un incremento gradual en la capacidad de refinación de YPFB Refinación S.A. de la siguiente manera:

Cuadro N° 42 Incremento de la Capacidad de Refinación en MBPD

Fuente: YPFB Refinación S.A. – Refinería Oro Negro.

Capacidad de Refinación 2011 2012 2013 2014 2015

YPFB Refinación 44.800 49.300 49.300 61.800 68.500

Refinería Oro Negro 3.800 3.800 3.800 3.800 3.800

Total 48.600 53.100 53.100 65.600 72.300

94

3.2.2 Almacenaje

Dentro de las principales necesidades que tiene el sector de hidrocarburos, en cuanto al abastecimiento de hidrocarburos líquidos, se encuentra el incremento de la capacidad de almacenaje que permita contar con mayor disponibilidad para la generación de saldos de seguridad en las diferentes zonas comerciales, desde donde se realiza la comercialización mayorista de combustibles. Asimismo, es importante considerar que actualmente, muchas de las Plantas de Almacenaje se encuentra trabajando al límite de su capacidad, impidiendo de esta manera poder realizar los mantenimientos adecuados a sus instalaciones y generando cierto riesgo al abastecimiento del mercado interno, ante cualquier imprevisto que se presente en cualquiera de ellas. En ese sentido, en los próximos años YPFB Logística, YPFB Aviación y YPFB Casa Matriz desarrollarán proyectos con los que se incrementará la capacidad de almacenaje en las diferentes zonas comerciales y aeropuertos, de la misma manera se ha previsto la construcción de dos nuevas Plantas de Almacenaje en las ciudades de Montero y La Paz. En el gráfico siguiente se puede observar el detalle de las inversiones en Almacenaje para el período 2012 – 2016, de las cuales 50,8MM$us corresponden a YPFB Logística, 2,9MM$us a YPFB Casa Matriz, 7,2MM$us a YPFB Aviación y 0,8MM$us a YPFB Transporte. La inversión total alcanza los 61,7 MM$us.

Gráfico N° 41

Inversiones en Almacenaje 2012 – 2016

Fuente: YPFB Corporación.

* Para el año 2012 se cuenta con financiamiento por $us 4,6 MM, mientras que $us 12,3 Millones se encuentran en gestión de financiamiento, sumando ambas cifras una programación total de $us 16,9 Millones. Nota: En 2012 y 2013 se considera la implementación de sistemas faltantes, adecuación, remplazo o modificación de sistemas y equipos operativos, así como el mantenimiento preventivo y correctivo en las plantas a cargo de YPFB Casa Matriz.

4,6*

22,3

11,7

7,5

3,2

-

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

2012 2013 2014 2015 2016

MM

$u

s

YPFB Logistica YPFB Aviación YPFB Transporte Casa Matriz TOTAL

95

YPFB Logística La inversión total para el incremento de la capacidad de almacenaje en Plantas YPFB Logística S.A y la construcción de nuevas plantas para el período 2012 - 2016 asciende a los 50,8MM$us de acuerdo al siguiente detalle:

Cuadro N° 43

Inversiones en Almacenaje YPFB Logística (En MM$us)

Proyectos Principales 2012

2013 2014 2015 2016 Total Con Financiamiento

Financiamiento a Gestionarse

Proyectos de Continuidad Operativa 1,1 3,0 2,2 1,9 2,0 2,1 12,3

Continuidad Operativa Plantas 0,6 2,6 0,9 0,5 0,8 1,7 7,2

Adecuación Plantas de Almacenaje 0,5 0,4 1,2 1,4 1,2 0,4 5,1

Proyectos de Expansión 0,4 9,3 17,6 7,4 3,8 - 38,5

Incremento de la Capacidad de Almacenaje en Plantas

0,1 6,2 8,5 4,8 3,8 - 23,4

Construcción de Planta de Almacenaje en Montero

0,3 1,8 4,5 2,6 - - 9,2

Planta Sur La Paz - 1,3 4,6 - - - 5,9

Total Plantas 1,5 12,3 19,8 9,3 5,8 2,1 50,8


El monto total de inversión en proyectos de Almacenaje correspondientes a YPFB Logística asciende a 50,8 MM$us para el total del quinquenio. Para la gestión 2012, se requiere invertir 13,8 MM$us, de los cuales 1,5 MM$us cuentan con financiamiento y se requiere financiamiento para un monto de 12,3 MM$us. Principales proyectos de almacenaje de YPFB Logística

Incremento de Capacidad de Almacenaje (ICA) Este proyecto considera ampliar la capacidad de almacenaje en Plantas de YPFB Logística S.A. a nivel nacional, brindando un periodo de seguridad energética de acuerdo a los lineamientos de la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos Parte III Capítulo 10, a fin de cumplir con el Artículo 367 de la Constitución Política del Estado y el principio de Continuidad contemplado en el Artículo N° 10 de la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 que asegura satisfacer la demanda del mercado interno de manera permanente e ininterrumpida con eficiencia operativa. La construcción de nuevos tanques y sistemas auxiliares permitirá contar con instalaciones adecuadas y suficientes para satisfacer la demanda actual y proyectada para los próximos años. Asímismo, debido a la necesidad de mejorar la logística de distribución de Hidrocarburos Líquidos, considerando la necesidad de priorizar la importación de productos terminados y la necesidad de contar con periodos de seguridad energética que permitan garantizar el abastecimiento continuo de hidrocarburos líquidos, se contempla la ampliación de la capacidad de almacenaje en Plantas de YPFB Logística S.A. a nivel nacional.

96

Los principales beneficios de este proyecto son:

a) Brindar un periodo de seguridad energética que permita garantizar el abastecimiento interno y satisfacer las necesidades energéticas del conjunto de la población y la industria.

b) Incrementar la capacidad de almacenaje total de DO de 70.995,2 a 124.095,2 m3, es decir un 75%

c) Incrementar la capacidad de almacenaje total de GE de 41.327,9 a 86.793,6 m3, es decir un 110%

d) Mejorar las condiciones operativas y de trabajo en Plantas de Almacenaje de YPFB Logística S.A. ante el incremento de sus operaciones de recepción, almacenaje y despacho

e) Mejorar la seguridad operativa en Plantas de Almacenaje de YPFB Logística S.A.

a) Brindar facilidades para el mantenimiento de tanques y sistemas de almacenaje existentes, contribuyendo a la seguridad, a la calidad del servicio y del producto despachado

b) Contribuir y agilizar la logística de abastecimiento y distribución de hidrocarburos líquidos a nivel nacional

Se tiene previsto que el periodo de ejecución de este proyecto sea desde el año 2012 al año 2015, con un inversión total de 23,4 MM$us. Este proyecto considera el siguiente detalle:

Cuadro N° 44

Etapas del Proyecto

1ra Etapa

Planta Santa Cruz Senkata Oruro

Producto Diesel Oil Gasolina Especial



Nº de Tanques 2 2 2 2 1 1

Capacidad Nominal [m

3]

10,000 8,000 10,000 8,000 4,000 3,000

Capacidad Operativa [m

3]

9,000 7,200 9,000 7,200 3,600 2,700

Tipo Atmosférico

Vertical Atmosférico





Vertical

2da Etapa

Planta Sucre Tarija Cochabamba

Producto Diesel Oil Gasolina Especial



Nº de Tanques 1 1 1 1 1 1

Capacidad Nominal [m

3]

3,000 3,000 2,000 2,000 10,000 10,000

Capacidad Operativa [m

3]

2,700 2,700 1,800 1,800 9,000 9,000

Tipo Atmosférico






Vertical Fuente: YPFB Logística.

97

Con el desarrollo de estas inversiones se logrará contar con una capacidad de almacenaje en cada una de las zonas comerciales señaladas, suficiente para contar con un stock de seguridad igual o mayor a 30 días de consumo.

Gráfico N° 42

Incremento de la Capacidad de Almacenaje de Diesel Oil


Gráfico N° 43 Incremento de la Capacidad de Almacenaje de Gasolina Especial


Cbba. Oruro SenkataSantaCruz

Sucre Tarija

Total DO 2012 (m3) 16.359,30 6.282,30 8.258,00 15.435,50 2.822,90 2.017,70

Total DO 2015 (m3) 25.359,30 9.882,30 26.258,00 33.435,50 5.522,90 3.817,70

0,00

5.000,00

10.000,00

15.000,00

20.000,00

25.000,00

30.000,00

35.000,00

40.000,00

m3

Cochabamba

Oruro SenkataSantaCruz

Sucre Tarija

Total GE 2012 (m3) 3.500,50 1.758,60 11.084,70 9.448,10 1.385,00 1.245,50

Total GE 2015 (m3) 12.500,50 4.458,60 25.484,70 23.848,10 4.085,00 3.045,50

0,00

5.000,00

10.000,00

15.000,00

20.000,00

25.000,00

30.000,00

m3

98

Gráfico N° 44

Incremento de la Capacidad de Almacenaje YPFB Logística


Planta de Almacenaje de Montero (PMON) Esta Planta de Recepción, Almacenaje y Despacho de hidrocarburos líquidos terminados ubicada en Montero garantizará el abastecimiento continuo y un periodo adecuado de seguridad energética para este importante polo de desarrollo del país.

Se tiene previsto que el periodo de ejecución de este proyecto sea de 2012 a 2014, con un inversión total de 9,2 MM$us. El beneficio que conlleva la ejecución de este proyecto, consiste en descentralizar el despacho de combustibles en la zona comercial Santa Cruz, que es la de mayor demanda en nuestro país, permitiendo a su vez el incremento de capacidad de almacenaje en una zona que es uno de los principales centros de producción agrícola a nivel nacional.

Esta Planta de Almacenaje tendrá como características principales:

- 3 Tanques de Almacenaje para Diesel Oil, 1 de 5.000 m3 y 2 de 2.500 m3. - 2 Tanques de Almacenaje de 1.500 m3 para Gasolina Especial. - Sistema de recepción de productos o descargaderos de cisternas y vagones. - Sistema de despacho de productos o cargaderos de cisternas. - Sistemas y dispositivos de seguridad contra incendios (Enfriamiento, Espuma, Monitores,

Hidrantes). - Sistemas de Telemedición, Sistemas de Alarma y Control Operativo. - Sistemas de Drenaje Industrial y Pluvial. - Sistema de suministro de energía eléctrica independiente, Sistema Eléctrico e Iluminación. - Servicios básicos de agua, aire, energía eléctrica y gas natural. - Almacén, Talleres de reparación y mantenimiento. - Oficina de Registro, Oficinas administrativas, Laboratorios, Dormitorios, comedor y cocina - Vías de Circulación.

2012 2013 2014 2015 2016

DO 70.995,20 110.595,20 133.095,20 133.095,20 133.095,20

GE 41.327,90 73.293,60 89.493,60 89.493,60 89.493,60

TOTAL 112.323,10 183.888,80 222.588,80 222.588,80 222.588,80

0,00

50.000,00

100.000,00

150.000,00

200.000,00

250.000,00m

3

99

La Planta a su vez se constituye en un punto estratégico de distribución, debido a que considera:

- Estación Terminal del Poliducto PCM (Cochabamba – Montero) de 10” proyectado para el año 2016.

- Estación Cabecera del Poliducto PMSC (Montero Santa Cruz) de 8” proyectado para el año 2016.

- Despacho local de productos al sector Norte del Departamento de Santa Cruz, teniendo un área de influencia de 14 municipios situados en las provincias Sara, Ichilo, Warnes y Obispo Santistevan.

- Despacho proyectado hacia el Sector de la Chiquitanía del Departamento de Santa Cruz y Trinidad, mediante la construcción de un Puente sobre Río Grande en Puerto Banegas.

Continuidad Operativa de Plantas de Almacenaje Buscando asegurar la continuidad operativa de las Plantas de Almacenaje a nivel nacional las cuales cuentan con infraestructura que datan de hace más de 40 años y no han recibido las inversiones necesarias para adecuación, modernización, crecimiento en función a la evolución de la demanda e implementación de sistemas de seguridad; se hace urgente la ejecución de inversiones para asegurar la continuidad operativa y abastecimiento ininterrumpido de hidrocarburos líquidos a la población.

Se tiene prevista la necesidad de inversión en Continuidad Operativa en el periodo 2012-2016 de 7,2 MM$us. Asimismo, el cumplimiento de actividades establecidas en el Plan de Adecuación de Plantas buscan lograr las mejores condiciones de seguridad operativa para las instalaciones; el cumplimiento de este Plan de Adecuación permitirá que YPFB Logística S.A. obtenga las licencias de operación para sus plantas, actualmente ninguna cuenta con ellas. Se tiene previsto que la ejecución de este Plan de Adecuación sea en el periodo 2012 - 2016, con un inversión total de 5,1 MM$us.

Otros Proyectos de almacenaje de YPFB Logística

Planta de Almacenaje de La Paz Consiste en la construcción de una nueva Planta de Almacenaje en la ciudad de La Paz, que permita dar continuidad a la distribución de combustibles en la sede de gobierno cuando la Planta de Senkata se vea imposibilitada de operar. El detalle del proyecto es el siguiente:

- Tanques de almacenamiento de Gasolina Especial con capacidad de 1000m3. - Tanque de almacenamiento de Diesel Oil con capacidad de 800m3. - Punto de despacho de Gasolina Especial a camiones cisterna. - Punto de despacho de Diesel Oil. Construcción de un Poliducto de entre Senkata y la nueva Planta en La Paz:

100

- Tendido de tubería enterrada entre la Planta Senkata y la Planta La Paz. - Adecuación de salida de tanques en Planta Senkata. - Instalación de válvulas tronqueras. Se tiene previsto que el periodo de ejecución de este proyecto sea de 2012 a 2013, con un inversión total de 5,9 MM$us.

YPFB Aviación

Las plantas de almacenaje de YPFB Aviación requieren de inversiones en adecuación de la infraestructura existente, renovación de unidades abastecedoras y construcción de una nueva infraestructura, por lo que en el período 2012 – 2016 se desarrollarán los siguientes proyectos para los cuales se prevé los siguientes montos de inversión:

Cuadro N° 45 Inversiones Almacenaje YPFB Aviación (MM$us)

Proyecto 2012 2013 2014 2015 2016 Total

Compra de 7 Unidades Abastecedoras Móviles (Refuellers)

0,31 1,13 0,63 2,07

Construcción de Nueva Estación de Servicio en Aeropuerto El Alto de la ciudad de La Paz (LPB)

0,02 2,25 1,75 0,48 4,5

Construcción de Estación de Servicio en nuevo Aeropuerto de la ciudad de COBIJA – PANDO

0,42 0,17 0,59

Adecuación de Plantas y Equipos 0,03 0,03

Total 0,34 1,57 2,42 1,75 1,11 7,19

Fuente: YPFB Aviación.

Principales proyectos de YPFB Aviación

Compra de 7 Unidades Abastecedoras Móviles (Refuellers) Este proyecto se encuentra en la fase de inversión y tiene el objetivo de renovar la flota de Unidades Abastecedoras Móviles para asegurar la prestación del servicio público de abastecimiento de combustible de aviación a nivel nacional con la compra de 7 Unidades Abastecedoras Móviles especializadas para el transporte y expendio de combustibles de aviación, conforme a normas nacionales (D.S. 25901) e internacionales. El monto total que se invertirá en este proyecto será de 2,07 MM$us.

Construcción de Nueva Estación de Servicio en Aeropuerto El Alto de la ciudad de La Paz (LPB) El proyecto tiene por finalidad la construcción de la Estación de Servicio de YPFB Aviación en el aeropuerto de la ciudad de El Alto del departamento de La Paz, aplicando las normas dispuestas en el DS 25901 y asegurando la prestación del servicio público de abastecimiento de combustible de aviación. Este proyecto contemplará un monto de inversión de 4,5 MM$us.

101

Construcción de Estación de Servicio en nuevo Aeropuerto de la ciudad de COBIJA (CIJ) – PANDO

El proyecto contempla la construcción de la Estación de Servicio de YPFB Aviación en el nuevo aeropuerto de la ciudad de Cobija, aplicando las normas dispuestas en el DS 25901 y asegurando la prestación del servicio público de abastecimiento de combustible de aviación. Este proyecto alcanzará un monto de 0,6 MM$us entre 2013 y 2014.

Otros proyectos YPFB Aviación Entre otros proyectos se encuentra la Adecuación de Plantas y Equipos, proyecto que se encuentra en la epata de inversión y que generará importantes ahorros en mantenimiento y ayudará a minimizar los riesgos de parada de equipos o derrames.

YPFB Casa Matriz

Upgrade de Plantas de Almacenaje

La mayoría de las plantas de almacenaje que se encuentran a cargo de YPFB Casa Matriz tienen observaciones relativas a su operatividad y sistemas de seguridad, por lo que es urgente la actualización y mejora de sus componentes implantando nuevos partes o sistemas para garantizar las operaciones de las plantas y su ajuste a normativa.

En este marco, las tareas comprenderán: implementación de sistemas faltantes, adecuación, reemplazo o modificación de sistemas y equipos operativos, así como el mantenimiento preventivo y correctivo en las plantas, actividades que no pueden esperar, debido a razones de seguridad industrial y de garantizar la operatividad y el abastecimiento. Los montos a invertirse en la mejora de las plantas de almacenaje son de 1,86 MM$us en 2012 y 1,02 MM$us en 2013.

YPFB Transporte

Segundo Cargadero de Cisternas - Terminal Arica

El objetivo de este proyecto es ampliar la capacidad de despacho de Diesel Oil del actual Cargadero de Arica de 45 a 70 camiones cisternas día, garantizando así el abastecimiento de este combustible para el mercado interno. Para este proyecto se inició en la gestión 2011, se encuentra en su fase de inversión y para la gestión 2012 se estima una inversión de 0,82 MM$us.

3.2.3 Transporte de hidrocarburos líquidos

YPFB Logística En la actualidad se tiene registrado que todos los poliductos, a excepción del PCPV, se encuentran operando al 100% o muy próximos a este escenario. En ese sentido es muy importante dar prioridad

102

a los proyectos de expansión de los diferentes poliductos y la construcción de los nuevos requeridos, en base a la logística de abastecimiento establecida para los próximos 25 años, planificada en función al escenario de oferta y demanda proyectado para este periodo.

Cuadro N° 46 Inversiones en Transporte de Hidrocarburos Líquidos YPFB Logística (MM$us)

Poliductos 2012

2013 2014 2015 2016 Total Con Financiamiento

Financiamiento a Gestionar

Proyectos de Continuidad Operativa

1,4 5,8 3,0 4,4 2,4 2,4 19,3

Continuidad Operativa Ductos

1,4 5,6 2,3 1,6 2,3 2,4 15,4

Plan de Adecuación Ductos - 0,2 0,2 0,2 0,2 - 0,7

Adecuación de Esferas - - 0,5 2,7 - - 3,2

Proyectos de Expansión - 5,3 53,6 103,1 84,1 42,6 288,8

OCOLP II 6" (inverso y ampliación)

- 2,3 3,7 3,1 - 2,5 11,6

Ampliación PVT - 2,1 21,8 7,8 - - 31,7

Ampliación PCS (dos etapas) - 0,9 8,7 1,6 - - 11,2

Poliducto Cbba-Montero - - 15,9 40,3 65,5 37,5 159,2

Poliducto Montero-Scz (PMSC)

- - 1,0 19,1 0,4 - 20,6

Estación Patacamaya y sistemas de evacuación

- - 2,5 31,2 18,2 2,6 54,5

Total Ductos 1,4 11,1 56,6 107,5 86,5 45,0 308,1 Fuente: YPFB Logística.

El monto total de inversión de YPFB Logística en el Transporte de Hidrocarburos Líquidos para el quinquenio es de 308,1MM$us. Para la gestión 2012 se cuenta con financiamiento de 1,4 MM$us y se requiere de financiamiento para los 11,1 MM$us restantes. Principales Proyectos YPFB Logística

Ampliación del PVT Dado que actualmente el PVT se encuentra operando al 100% de su capacidad, se requiere de manera urgente realizar la ampliación de este ducto. El diseño realizado contempla la capacidad de 7.000 BPD, que permitiría cubrir su requerimiento hasta el 2045. El detalle del proyecto es el siguiente:

- Diámetro 6”. - L=176 Km. - API 5L, grado X42. - 2 Unidades de Bombeo de 250 HP para Estación Villamontes. - 2 Unidades de Bombeo de 200 HP para Estación Entre Ríos. - 1 Estación Reductora de 1000 a 50 PSI Terminal Tarija. - Total Potencia Instalada 900 HP.

103

- Capacidad 7.000 BPD.

Se tiene previsto que el periodo de ejecución de este proyecto sea desarrollado en el periodo 2012 - 2014, con un inversión total de 31,7 MM$us.

Ampliación del PCS: Al igual que en el caso del PVT, el PCS se encuentra operando al límite de su capacidad, siendo el poliducto más antiguo en operación, representando un cuello de botella para la distribución de combustibles a nivel nacional. El proyecto de ampliación considera su desarrollo en dos fases: la primera para una capacidad de 7.000 BPD y la segunda para alcanzar 12.000 BPD.

El detalle del proyecto es el siguiente:

- Diámetro: 6” (cambio de 4” a 6” en tramo Tapirani-Sucre, 70 km). - Longitud=303 Km (total). - API 5L, grado X42. - Incremento en las potencia de las unidades a 250 HP en Chorety, Monteagudo, Rosal,

Tarabuquillo. - Incremento a 150 HP las Unidades en Tapirani. - Total Potencia instalada 2300 HP. - Cap. 1° fase: 7000 Bpd. - Cap. 2° fase: 12000 Bpd.

Se tiene previsto que este proyecto sea desarrollado en el periodo 2012 - 2014, con un inversión total de 11,2 MM$us; esto considerando sólo la primera fase. La segunda fase requerirá ser ejecutada en el periodo 2017-2019 con una inversión total de 8,4 MM$us.

Adecuación OCOLP II Inverso En virtud a que la logística de importación de combustibles para los próximos años ha sido planificada para que la mayor parte de volumen de productos terminados (Diesel Oil y Gasolina Especial) que ingrese a nuestro país, sea por las fronteras de occidente se han identificado alternativas de transporte que permitan optimizar lo que se está realizando actualmente. Entre estas, se tiene la necesidad de contar con el OCOLP II pero para un transporte de Occidente a Oriente. Este proyecto, permitirá realizar el transporte de 9.840 BPD en su primea fase y 44.000 BPD en la segunda fase. El detalle del proyecto es el siguiente: Primera Fase:

- Longitud: 160 km. - Diámetro: 6”. - Cap. 9.840 Bpd. - Presión de diseño: 1650 psi. - Presión de Operación: 1650 psi. - 2 Estaciones Reductoras.

104

Segunda Fase:

- Longitud: 160 km. - Diámetro: 12 in y 10 in./ 300 – 250 (2° Fase). - Cap. 44.000 Bpd (2° Fase). - Presión de diseño: 1650 psi. - Presión de Operación: 1650 psi. - 2 Estaciones Reductoras.

Se tiene previsto que el periodo de ejecución de este proyecto en su primera fase sea desarrollado en el periodo 2012 - 2014, con un inversión total de 9,1 MM$us. Asimismo, se tiene previsto que en la gestión 2016 se realice los estudios de Pre Inversión para lo que es la segunda fase que deberá ejecutarse en el periodo 2016-2018 por un monto aproximado de 76MM$us.

Continuidad Operativa ductos Se tiene prevista la necesidad de inversión en Continuidad Operativa en el periodo 2012-2016 de 15,4 MM$us. Asimismo el cumplimiento de actividades establecidas en el Plan de Adecuación de Ductos buscan lograr las mejores condiciones de seguridad operativa para las instalaciones; el cumplimiento de este Plan de Adecuación permitirá que YPFB Logística S.A. obtenga las licencias de operación de estos ductos, actualmente ninguno cuenta con ellas. Buscando asegurar la continuidad operativa de los 6 poliductos de transporte a nivel nacional, mismos que cuentan con infraestructura que datan de hace más de 60 años el más antiguo (PCS) y los cuales no han recibido las inversiones necesarias para adecuación, modernización, crecimiento en función a la evolución de la demanda e implementación de sistemas de seguridad; se hace urgente la ejecución de inversiones para asegurar la continuidad operativa de estos ductos y por consiguiente asegurar el abastecimiento ininterrumpido de hidrocarburos líquidos a la población. Se tiene previsto que el periodo de ejecución de este Plan de Adecuación de Ductos sea desarrollado en el periodo 2012 - 2015, con un inversión total de 0,7 MM$us. Además de la Adecuación de Ductos se tiene planificada la realización de la Adecuación de Esferas con una inversión de 3,2 MM$us entre 2013 y 2014.

Otros Proyectos

Construcción de Poliducto Cochabamba – Montero (PCM) Dado que la mayor parte del volumen para la importación de Diesel Oil ingresará desde occidente, para poder complementar el transporte que realizaría el OCOLP II, se requiere poder contar con un ducto desde Cochabamba hasta Montero para abastecer este sector productivo y gran parte de las demanda de Santa Cruz. Este poliducto constituirá un sistema estratégico de abastecimiento de combustible del centro y occidente al oriente del país. A continuación se muestra las características más importantes de este proyecto.

105

- Diámetro: 10”. - Longitud =420 Km. - API 5L, grado X52. - 2 estaciones de bombeo (Cochabamba e Ivirgarzama). - 3 estaciones reductoras (Pampatambo, Santa Isabel y Limatambo). - Capacidad: 38.000 Bpd.

El proyecto será desarrollado en el periodo 2013-2016, con un inversión total de 159,2 MM$us.

Construcción de Poliducto Montero – Santa Cruz (PMSC) Complementando los proyectos de del PCM, y la construcción de la Planta de Montero, es necesario poder comunicar esta planta de almacenaje con Palmasola, por lo que se requiere contar con un poliducto que cumpla con esta función. El detalle del mismo, es el siguiente:

- Diámetro: 8”. - Longitud=85.7 Km. - API 5L, grado X42. - 1 estación de bombeo cabecera. 650 hp. - Capacidad: 24000 Bpd.


Construcción Estación de Patacamaya Para optimizar el transporte de producto importado desde occidente se ha pensado en poder con una estación de recepción de producto importado, que a su vez realice el bombeo del mismo hacia Caracollo y La Paz, reduciendo así la distancia para transportar producto en camiones cisternas. Este sistema de recepción de cisternas y distribución en el occidente tendría las siguientes principales características:

- Construcción de una Estación de recepción y bombeo bidireccional (Patacamaya-La Paz y

Patacama-Caracollo). - Descargadero de cisternas. - Tanques de almacenaje para Diesel y Gasolina Especial. - Ducto Patacamaya-La Paz por OCOLP II 6” (Capacidad 12000 Bpd). - Ducto Patacamaya-Caracollo 12 “(capacidad 60000 Bpd), capaz de abastecer demanda de

PCM, Oruro y áreas de influencia.


YPFB Transporte Las inversiones a realizarse en proyectos de expansión del sistema de transporte de hidrocarburos líquidos responden a la demanda de las diferentes regiones del país y al incremento de producción de diferentes campos y de las futuras plantas de extracción de licuables. Estas inversiones se detallan a continuación.

106

Cuadro N° 47 Inversiones Proyectos de Expansión de Transporte – Hidrocarburos Líquidos (MM$US)

MM$US 2012

Con Financiamiento

2012 Financiamiento a Gestionarse

2013 2014 2015 2016 Total

Sistema de Transporte de Líquidos

35,2 43,63 54,3 25,0 12,4 12,5 183,0

Expansión líquidos Fase 1 (33 Mbpd)

0,1 - - - - - 0,1

Exp. Líquidos Sur Asoc. GIJA Fase 1(*)

18,0 31,9 - - - - 49,9

Exp. Líquidos Sur Asoc. GIJA Fase 2

- 11,7 14,1 - - - 25,8

Exp. Líquidos Sur Asoc. GIJA Fase 3

- - 17,0 9,7 - - 26,7

Reversa sistema Norte - - 1,1 2,5 - - 3,6

Continuidad operativa 17,0 - 22,1 12,8 12,4 12,5 76,8

Sistema de Transporte de Gas Natural -

Relacionado a Líquidos 1,9 - 1,2 - - - 3,1

Adecuación OCC 0,1 - 0,6 - - - 0,7

Reconversión ONSZ -1 a Líquidos

- - 0,7 - - - 0,7

Flexibilización Vuelta Grande

1,8 - - - - - 1,8

Total 37,1 43,6 55,5 25,0 12,4 12,5 186,1 Fuente: YPFB Transporte (*) Proyecto financiado con el crédito BCB y uso temporal de la Flexibilización del Aporte de Capital.

El monto total de inversión en proyectos de Transporte de Hidrocarburos Líquidos a realizarse por YPFB Transporte, asciende a 186,1 MM$us para el total del quinquenio. Para la gestión 2012, se requiere invertir 80,7 MM$us, de los cuales 37,1 MM$us cuentan con financiamiento para los proyectos Expansión líquidos Fase 1 (33 Mbpd), Exp. Líquidos Sur Asoc. GIJA Fase 1, Continuidad operativa, Adecuación OCC y Flexibilización Vuelta Grande y se requiere financiamiento para un monto de 43,6 MM$us para los proyectos de Exp. Líquidos Sur Asoc. GIJA Fase 1 y Exp. Líquidos Sur Asoc. GIJA Fase 2. Principales proyectos YPFB Transporte

Expansión Líquidos Sur 33.000 BPD Este proyecto se encuentra concluyendo su fase de Inversión, se estima que el proyecto será habilitado y puesto en marcha en diciembre del 2011, sin embargo se prevé que para la gestión 2012 se destinará un monto de alrededor de 131,004 $us para la recepción de órdenes de compra con fecha de entrega Enero 2012, pago por el servicio de PH del OCY 2, y elaboración de planos Conforme a Obra respectivos. Con este proyecto se incrementará la capacidad de transporte y asegurará la continuidad operativa del Sistema Líquidos Sur, se creará facilidades para transportar el líquido asociado

107

resultante de una mayor producción de gas natural en los campos del Sur y se dará cumplimiento a la normativa vigente.

Expansión Líquidos Sur asociado al GIJA Fase I

El incremento de la producción de gas natural de los campos del Sur será acompañado por un incremento en la producción de líquidos asociados, para el cual se hace necesaria la ampliación de capacidad de transporte de los oleoductos de la zona. En este marco, este proyecto que se encuentra en la Fase de Inversión busca atender la demanda de transporte a través de la construcción de líneas paralelas y la instalación de potencia adicional para incrementar la capacidad de transporte del sistema líquidos en el Sur de 33.000 BPD hasta 49.800 BPD en la Fase I del proyecto. Este proyecto se viene ejecutando desde las gestiones 2010 y 2011 y para la gestión 2012 se estima una inversión de 49,9 MM$us para la cual se cuenta con financiamiento de18,05 MM$us y se requiere concluir las gestiones para los restantes 31,88MM$us. Este proyecto permitirá la evacuación oportuna de los volúmenes incrementales de producción de líquidos asociados a la producción de gas natural de los campos del sur hacia las refinerías del país.

Expansión Líquidos Sur asociado al GIJA Fase II La Fase II del Proyecto de Expansión de Líquidos Sur asociado al GIJA (Fase II) se encuentra en su fase de Pre inversión, se estima iniciar el proyecto en Abril 2012, con los Permisos y Estudios Ambientales y con la Ingeniería del Proyecto. Este proyecto busca atender la demanda de transporte a través de la construcción de líneas paralelas y la instalación de potencia adicional para incrementar la capacidad de transporte del sistema líquidos en el Sur de 49.800 BPD hasta 53.000 BPD en la Fase II del proyecto y que esté operable la gestión 2013. Los montos de inversión estimados en este proyecto son de 11,7 MM$us y 14,1 MM$us para las gestiones 2012 y 2013 respectivamente, montos para los que se gestionará financiamiento.

Expansión Líquidos Sur asociado al GIJA – Fase III Este proyecto se encuentra en la fase de Pre inversión, se estima iniciar el proyecto en Enero 2013, con los Permisos y Estudios Ambientales y con la Ingeniería del Proyecto y de prevé su conclusión en 2014. La Expansión Líquidos Sur asociado al GIJA – Fase III tiene por objetivo atender la demanda de transporte a través de la construcción de líneas paralelas y la instalación de potencia adicional para incrementar la capacidad de transporte del sistema líquidos en el Sur de 53,000 BPD hasta 60,000 BPD en la Fase III del proyecto, la cual debe estar operable a partir de Abril de 2014. Los montos de inversión estimados para este proyecto son de 17 MM$us para la gestión 2013 y de 9,7 MM$us para la gestión 2014.

108

Reversa Sistema Norte. Considerando la creciente producción de líquidos asociados al gas natural y la necesidad de su transporte, el oleoducto OSSA-1 no tendrá la capacidad de transporte necesaria para el envío de todos los hidrocarburos líquidos al Occidente, siendo necesario crear las facilidades para el transporte de crudo desde Santa Cruz (Terminal Santa Cruz) en sentido inverso al actual hacia la Estación Caranda y desde ésta hasta la Estación de Bombeo Carrasco, transportando además del crudo aportado por otros campos del norte. Todo el crudo recepcionado en la Estación Carrasco será enviado por el Oleoducto Carrasco Cochabamba hasta la Refinería Gualberto Villarroel. En este marco, el objetivo del proyecto es abastecer la creciente demanda de líquidos del mercado interno, creando las facilidades necesarias para transportar en paralelo al OSSA – 1, los volúmenes incrementales de crudo. Para este proyecto que se encuentra en fase de Pre inversión se estima una inversión de 1,13 MM$us para la gestión 2013 y 2,49 MM$us para la gestión 2014.

Adecuación Oleoducto Carrasco – Cochabamba (OCC) El Oleoducto Carrasco Cochabamba (OCC) fue convertido temporalmente a gasoducto en el 2009 hasta la conclusión del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC). Se espera la conclusión del GCC durante la gestión 2012 por lo que se está programando la restitución de la capacidad de transporte de hidrocarburos líquidos del OCC a 16.200 BPD para el primer semestre del 2013. Esta capacidad será utilizada para evacuar los líquidos producidos en la zona del trópico del departamento de Cochabamba y el Norte del departamento de Santa Cruz y de esta manera aliviar la operación del OSSA 1, que tendrá un mayor régimen de operación esperado con el ingreso de producción incremental desde campos del Sur. A la fecha el proyecto se encuentra en la fase de Pre inversión y se prevé una inversión 0,1 MM$us en 2012 y 0,6 MM$us 2013.

Reconversión ONSZ -1 a Líquidos El Oleoducto Carrasco Cochabamba (OCC) fue convertido temporalmente a gasoducto en el 2009 hasta la conclusión del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC). Se espera la conclusión del GCC durante la gestión 2012 por lo que se está programando la restitución de la capacidad de transporte de hidrocarburos líquidos del OCC a 16.200 BPD para el primer semestre del 2013. Esta capacidad será utilizada para evacuar los líquidos producidos en la zona del trópico del departamento de Cochabamba y el Norte del departamento de Santa Cruz y de esta manera aliviar la operación del OSSA 1, que tendrá un mayor régimen de operación esperado con el ingreso de producción incremental desde campos del Sur. El objeto de la reconversión del ONSZ -1, es el de crear las facilidades para transportar el crudo producido en los campos del Norte como ser Víbora, Sirari, Yapacaní hasta la Estación Carrasco. Este proyecto se encuentra en la Fase de Pre inversión y se prevé una inversión de 0,7 MM$us para 2013.

109

Flexibilización Vuelta Grande. El proyecto tiene por objeto la construcción de una línea de aproximadamente de 1,8 km. con 10" de diámetro y facilidades adicionales de medición a fin de permitir la entrega desde el GYRG (Ex-Yabog) a la Planta Vuelta Grande de hasta 20 MMpcd de gas natural (húmedo), para luego recibir hasta 100 MMpcd de gas natural (seco) de dicha Planta y entregarlos al sistema de YPFB Transporte – Ducto GYRG, y de esta manera contribuir a la política de desarrollo energético nacional, permitiendo que la Planta de Vuelta Grande opere al 100% de su capacidad, ayudando a reducir el déficit de GLP en Bolivia con la satisfacción de la necesidad del mercado interno en el menor tiempo posible. Este proyecto se encuentra en la Fase de Pre inversión y se prevé una inversión de 1,8 MM$us para 2012.

Propanoducto El proyecto de construcción de un propanoducto permitirá para evacuar el GLP de la Planta de Separación Gran Chaco hasta los mercados de comercialización, sin embargo a la fecha, aún se está en etapa de definición de los mercados de destino del GLP.

3.2.4 Plantas de separación de líquidos

Dentro de la Estrategia de Recuperación de Combustibles Líquidos, se encuentran la ejecución del Proyecto de Planta de Extracción de Líquidos de Río Grande y la Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco, proyectos que se encuentran en la fase de inversión y que entrarían en operación en 2013 y 2014 respectivamente.

Cuadro N° 48

Inversiones en Plantas de Separación de Líquidos (MM$us)

MM$US 2012 2013 2014 Total

Planta Río Grande 59,2 28,1 - 87,2

Planta Gran Chaco 214,6 202,5 83,1 500,3

Total 273,8 171,3 6,8 451,9

Fuente: YPFB-GNPSL.

La inversión que se prevé para ambas plantas hasta su puesta en marcha alcanza los 451,9 MM$us. Para la gestión 2012 se prevé una inversión de 273,8 MM$us.

Planta de Separación de Líquidos de Río Grande El proyecto de la Planta de Separación de Líquidos de Río Grande se encuentra en la fase de Inversión IPC y Puesta en Marcha. Esta planta está destinada a procesar 5,7 MMPCD del volumen de Gas Natural que será enviado con destino al mercado de Brasil, logrando recuperar el excedente de energía con el que se exporta.

110

Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco. El proyecto de la Planta de Extracción de Líquidos de Gran Chaco se encuentra en la fase de Inversión y tiene por objetivo procesar hasta 1059 MMPCD de Gas Natural que será enviado al mercado de Argentina, logrando recuperar el excedente de energía con el que se exporta.

3.2.5 Comercialización

Dentro de la etapa de comercialización, se vienen realizando una serie de proyectos a cargo de YPFB que implican un cambio profundo de implementación de nuevos sistemas constructivos y mecánicos conforme a normas establecidas. Desde la gestión 2010 se viene ejecutando el Proyecto de implementación de Estaciones de Servicio. En la gestión 2011 se comenzó con la implementación del Proyecto de Modernización de Carruseles para engarrafado de GLP y el Proyecto de Implementación de Plantas Recalificadoras de Cilindros de GLP. Para el 2012 se tiene programado el inicio del Proyecto Renovación de plantas engarrafadoras de GLP y el Proyecto Upgrade de Plantas de Almacenaje. Los montos de inversión previstos a lo largo del próximo quinquenio son:

Gráfico N° 45

Inversiones – Comercialización


21,7

8,1

1,9 1,4

-

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

2012 2013 2014 2015

MM

$u

s

Proyectos de Estaciones de Servicio Proyectos de Recalificadoras

Proyecto Carruseles Proyecto Engarrafado

TOTAL

111

Proyecto Estaciones de Servicio El proyecto de modernización de Estaciones de Servicio de YPFB consiste en la demolición y reconstrucción de Estaciones de Servicio para poder expender los hidrocarburos al consumidor final cumpliendo con toda la normativa nacional e internacional vigente, además de implementar por primera vez la venta de GNV.

Proyecto Recalificadoras La operación principal de la planta de recalificación, se circunscribe a la recepción de garrafas utilizadas, éstas son sujetas de inspección técnica y pruebas de calidad, a objeto de poder determinar su inutilización o reparación para su reingreso a la circulación con nuevo empadronamiento de recalificación por 10 años, de acuerdo con los requisitos de la norma boliviana NBE 51-2001. Todos los procedimientos, tanto de inutilización como de recalificación se realizan de acuerdo con las normas de calidad vigentes y esto permite dotar al mercado de un número mayor de garrafas alargando su vida útil, lo que implica una disminución en los costos debido a que la alternativa es la reposición con nuevas garrafas cuyo costo es mayor.

Proyecto Carruseles Este proyecto tiene como objetivo adquirir Nuevos Carruseles de Engarrafado de GLP a fin de modernizar las Plantas de Engarrafado de Palmasola, Valle Hermoso y Senkata y poder incrementar la capacidad de producción y así satisfacer las necesidades futuras de la población.

Proyecto Plantas de engarrafado La renovación de las plantas engarrafadoras de GLP es necesaria ya que las mismas prácticamente han cumplido con su vida útil. Este proyecto exige la renovación inmediata de sistemas, equipos, accesorios y tanques de almacenamiento así como el mantenimiento preventivo y correctivo para garantizar el funcionamiento de las plantas con todas las normas de seguridad, así como el cumplimiento del reglamento sobre construcción y operación de plantas engarrafadoras de GLP garantizando de esta manera el principio de continuidad.

4. EJE DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL

4.1 ESTRATEGIAS DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL

Para lograr el objetivo de abastecer de gas natural al mercado interno, es necesaria la planificación de la entrada en operación de nuevos proyectos, ante los requerimientos de gas natural crecientes que afectan significativamente los compromisos asumidos por YPFB, y de la capacidad de transporte del mercado interno.

112

Estrategia 1: Planificación de abastecimiento de gas natural al mercado interno Esta estrategia plantea planificar el ingreso de volúmenes adicionales a ser consumidos en el mercado interno, a fin de realizar una programación anual, mensual y diaria de los volúmenes puestos a disposición del mercado interno, de tal manera que todos los requirentes tengan una asignación, la cual podría variar de acuerdo a la estacionalidad del consumo o mantenimiento programado, entre otros. Estrategia 2: Incremento de manera planificada de la cobertura de gas natural

La estrategia tiene como objetivo incrementar de forma planificada la cobertura de gas natural en el sistema domiciliario, comercial e industrial en las ciudades más pobladas del país y en ciudades intermedias, desarrollando el sistema convencional de distribución de gas natural por ductos y el sistema de distribución virtual de gas natural, sus indicadores y metas se muestran a continuación.

Cuadro N° 49 Estrategia, Indicador y Meta

Estrategia Indicador Meta al 2016

Incremento de manera planificada de la cobertura de gas natural en el sistema domiciliario, comercial e industrial.

Poblaciones Beneficiadas 123

Red primaria en metros 697.700

Red secundaria en metros 4.547.700

Instalaciones internas 520.000

Comprende también el desarrollo de “usuarios potenciales”, entre los que se cuentan los comerciales e industriales, esta acción tiene dos fines: reducir subsidios y generar ingresos acelerados para promover el retorno de las inversiones, con una estrategia sencilla que pretende paralelamente invertir en el desarrollo de este tipo de instalaciones. El Gráfico N° 47, muestra un ejemplo de esta situación al promover la instalación acelerada de 100 usuarios comerciales.

Gráfico N° 46 Resultados del Incentivo a las Instalaciones Comerciales Gratuitas por parte de YPFB

N° Usuarios

N° de GLP por Usuario / Año

Bs. de GLP / Año

MPC / Año

Bs. de GN / Año

Ahorro por Usuario / Año

Subvención por el

Estado / Año

Ahorro Total / Año

100 72.109 1.622.449 31.800 576.534 1.045.915 2.307.483 3.353.398

Usuarios Acumulativo Comercial Conservador

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5

20 40 60 80 100

113

Fuente: YPFB – GNRGD.

Estrategia 3: Incremento de la capacidad de transporte de gas natural para el mercado interno Se prevé realizar expansiones en el sistema de transporte de gas natural del mercado interno, que respondan a la proyección de producción y demanda de gas natural establecida por YPFB Corporación.

Cuadro N° 50

Estrategia, Indicador y Meta

Estrategia Gasoducto Indicador Meta al 2016

Incremento de la

capacidad de transporte

de gas natural para el

mercado interno.

GCC

MMpcd de capacidad de

transporte de gas natural

120,0

GAA 109,1

GTS 29,4

GTC 49,2

GSP 10,7

GVT 64,0

DGPI 92,0

GYRG 530,0

Para lograr el objetivo de abastecer de gas natural al mercado de exportación con los volúmenes de producción excedentes, se plantean las siguientes estrategias. Estrategia 4: Negociación con clientes del mercado externo Llevar adelante un proceso de negociación con los clientes del mercado de exportación, al más alto nivel, a objeto de ajustar las nominaciones a los volúmenes excedentes con los que cuente Bolivia.

1.729.602

4.867.347 10.060.194

2.882.670

8.112.245 16.766.990

Bs de GN Bs de GLP Ahorro total

Sin incentivo / 5 años

Incentivo YPFB / 5 años

114



Negociación con los clientes del mercado externo.

Negociación cliente mercado externo

2

Estrategia 5: Incremento de la capacidad de transporte de gas natural para el mercado externo Las expansiones en el sistema de transporte de gas natural al mercado externo, responden a la proyección de producción y demanda de gas natural definida por YPFB Corporación.



Incremento de la capacidad de transporte de gas natural para el mercado externo.

MMmcd de capacidad de transporte de gas natural

32,9

4.2 INVERSIONES EN EL EJE DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL

En el eje de abastecimiento de gas natural, sus inversiones están relacionadas con la distribución de gas natural por redes a cargo de YPFB Casa Matriz, y con transporte a cargo de la empresa YPFB Transporte y de la empresa Gas TransBoliviano, el detalle de las inversiones se muestra a continuación.

Gráfico N° 47

Inversiones en el Eje de Abastecimiento de Gas Natural 2012 -2016


2012 2013 2014 2015 2016

GTB SA 17,4 16,6 10,4 5,8 4,9

YPFB Transporte SA 309,1 126,5 162,8 181,4 99,2

YPFB Casa Matriz 165,9 124,2 116,3 108,7 112,0

Total general 492,4 267,2 289,5 295,9 216,1

492,4

267,2 289,5 295,9

216,1

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Mill

on

es

de

$u

s

115

El total de las inversiones 2012 - 2016 en el eje de abastecimiento de gas natural es de $us 1.561,1 Millones. Para la gestión 2012 se cuenta con financiamiento de $us 314,1 Millones, mientras que $us 178,3 Millones se encuentran en gestión de financiamiento, sumando ambas cifras una programación total de $us 492,4 Millones. 4.2.1 Distribución de gas natural por redes

La distribución de gas natural bajo la premisa primero para los bolivianos, permitirá el desarrollo de las potencialidades económicas, sociales y ambientales del pueblo boliviano, en virtud a este mandato se ha identificado las siguientes inversiones.

Gráfico N° 48

Inversiones Programadas YPFB Casa Matriz 2012 – 2016

Fuente: YPFB.

Las inversiones en la distribución de gas natural por redes para el período 2012 - 2016 son de $us 627,1 Millones, tienen el objeto de apoyar el cambio de la matriz energética a nivel urbano y rural, fomentando la expansión de redes de distribución y promoviendo el uso masivo del gas natural como sustituto de otras fuentes energéticas en el mercado interno, para lo cual se han establecido los proyectos que se desarrollan a continuación.

Proyecto sistema convencional de distribución de gas natural por ductos Este proyecto busca el incremento de la cobertura de gas natural a través del sistema convencional de distribución de gas natural por ductos, de esta forma en las metas de instalaciones internas se incluye el desarrollo de instalaciones comerciales e industriales, de acuerdo al siguiente cuadro.

165,9

124,2 116,3

108,7 112,0

2012 2013 2014 2015 2016

Mill

on

es

de

$u

s

116

Cuadro N° 53 Metas del Proyecto de Distribución de Redes de Gas

Indicador Meta al 2016

Poblaciones beneficiadas 98




Para ejecutar este proyecto es necesario realizar los trabajos que se detallan más adelante, los mismos se pueden apreciar en el Gráfico Nº 50, de esta forma se desarrolla el sistema convencional de distribución de gas natural por ductos.

Tendido de red primaria.

Instalación de estaciones distritales de regulación (si corresponde).

Instalación de CityGate (si corresponde).

Tendido de red secundaria.

Instalación de acometidas.

Instalación de gabinete de regulación doméstico.

Instalación interna.

Operación y Mantenimiento del sistema.

Gráfico N° 49 Croquis de Distribución de Gas Natural

117

Proyecto Sistema Virtual de Distribución de Gas Natural Licuado (SVDGL) El principal objetivo del presente proyecto consiste en establecer un sistema virtual de distribución, para poder llevar gas natural a cualquier rincón del país acorde con la política del Gobierno de masificar el consumo de gas natural en beneficio de la población y sustituir los combustibles líquidos que se importan, las metas del proyecto se detallan a continuación.

Cuadro N° 54 Metas del Proyecto Sistema Virtual de

Distribución de Gas Natural Licuado

Indicador Meta al 2016

Poblaciones beneficiadas 25




Mediante el sistema virtual se plantea una forma de acceder a las localidades más alejadas a través del gas natural licuado, esta alternativa implica la construcción de una Planta de Licuefacción de Gas Natural Líquido de 200 ton/día e inicialmente instalar hasta 25 estaciones de regasificación, tendido de redes de acero y asimismo llegar a poblaciones muy alejadas.

Gráfico Nº 50

Sistema Virtual de Distribución de Gas Natural Líquido

4.2.2 Transporte de gas natural

Las inversiones en el sistema de transporte de gas natural responden a la proyección de producción y demanda de gas natural definida en YPFB Corporación.

118

YPFB Transporte De acuerdo al destino del producto final, se distinguen dos tipos de inversión: expansiones del sistema de gas mercado interno y expansiones del sistema de gas mercado exportación. Las inversiones en el Sistema de Transporte de Gas Mercado Interno responden al crecimiento esperado en la demanda de gas natural de diferentes sectores. Es posible distinguir dos tipos de inversiones principales:

Expansión en ductos troncales que alimentan a los gasoductos de transporte al mercado interno principalmente Gasoducto Yacuiba Río Grande (GYRG), Gasoducto Taquiperenda Cochabamba (GTC) y Sistema Norte (GCY y GYC).

Expansión en gasoductos terminales que se conectan a las troncales, particularmente Gasoducto al Altiplano (GAA), Gasoducto Sucre Potosí (GSP), Derivada Gasoducto Parque Industrial (DGPI), Gasoducto Villamontes Tarija (GVT).

Las inversiones en el Sistema de Transporte de Gas Mercado Exportación responden a los requerimientos de transporte definidos en el contrato de suministro de gas natural entre ENARSA y YPFB suscrito en la gestión 2006 y que representa un crecimiento gradual, acompañando los incrementales esperados en la producción. Las inversiones principales se concentran en el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA). En el siguiente gráfico se muestran las inversiones requeridas, sin embargo la ejecución real deberá considerar una priorización en la ejecución, en función a la capacidad de financiamiento de estos proyectos por YPFB Transporte.

Gráfico N° 51 Inversiones Programadas YPFB Transporte 2012 – 2016

Fuente: YPFB Transporte20.

Las inversiones para el período 2012 - 2016 en YPFB Transporte son de $us 878,9 Millones. En la gestión 2012 se tiene programado $us 309,1 Millones, de los cuales $us 130,7 Millones disponen de financiamiento, mientras que $us 178,3 Millones se encuentran en gestión de financiamiento.

20

Los datos no incluyen intereses ni IVA.

309,1

126,5

162,8 181,4

99,2

2012 2013 2014 2015 2016

Mill

on

es

de

$u

s

119

Proyectos de YPFB Transporte La cartera de proyectos de YPFB Transporte S.A. considera expansiones del sistema actual, no considera la construcción de nuevos gasoductos, ya que la expansión hacia nuevas zonas será realizada en primera instancia a través de gasoductos virtuales a cargo de la GNRGD, los principales proyectos se explican brevemente a continuación.

Gráfico N° 52 Expansiones Programadas por Gasoducto 2012 - 2016


1. Gasoducto Carrasco – Cochabamba (GCC) Tramo 2.

El objetivo de la construcción de este gasoducto es atender la demanda incremental de los mercados de Cochabamba, Oruro, La Paz, Sucre y Potosí, transportando el gas requerido juntamente con el Gasoducto al Altiplano (GAA) hasta Huayñakhota y alimentando a la cabecera del Gasoducto Taquiperenda-Cochabamba (GTC) en el tramo Huayñakhota – Tarabuco. Una vez concluido el Tramo 2 de 78 km. de longitud y 16" de diámetro se completará la totalidad del Gasoducto Carrasco Cochabamba y se podrá transportar hasta 120 MMpcd.

2. Gasoducto al Altiplano (GAA)

Esta ampliación tiene la finalidad de atender la demanda de los mercados de La Paz, Oruro y usuarios intermedios, el proyecto se ejecuta por fases.

120

GAA Fase III B: Incremento de la capacidad de transporte de 43,9 MMpcd a 54,3. MMpcd en el tramo Huayñakhota – Senkata. El proyecto considera la construcción de:

- Una línea paralela de 12” de diámetro y 14 km de longitud en el tramo Huayñakhota –

Parotani. - Instalación de una nueva Estación de Compresión con 4 unidades en Huayñakhota. - Instalación de una tercera unidad de compresión en la Estación de Sica Sica.

GAA Fase III C: Incremento de la capacidad de transporte de 54,3 MMpcd a 68,5 MMpcd en el tramo Parotani – Senkata. El proyecto contempla la construcción de: - Una línea paralela de 10” de diámetro y 15 km de longitud en el tramo Sica Sica – Senkata. - Una línea paralela de 12” de diámetro y 36 kilómetros de longitud en el tramo Parotani –

Pongo. GAA Fase IV: Incremento de la capacidad de transporte de 68,5 MMpcd a 73,3 MMpcd en el tramo Parotani – Senkata, en una primera etapa; y a 89,1 MMpcd en la segunda etapa. El proyecto contempla la construcción de: Primera etapa - Una línea paralela de 12” de diámetro y 9 km de longitud en el tramo Huayñakhota –

Parotani. - Una línea paralela de 12” de diámetro x 6 kilómetros de longitud en el tramo Pongo –

Totoroco. Segunda etapa - Una línea paralela de 12” de diámetro x 8 kilómetros de longitud en el tramo Sica Sica –

Senkata. - Nueva estación de compresión Totoroco con cuatro unidades. - Instalación de una nueva unidad de compresión en la estación Sica Sica (4ta. Unidad). - Instalación de una nueva unidad de compresión en la estación Huayñakhota (5ta. Unidad).

GAA Fase V: Incremento de la capacidad de transporte de 89,1 MMpcd a 109,1 MMpcd en el tramo Parotani – Senkata. El proyecto contempla la construcción de: - Instalación de una nueva unidad de compresión en la estación Totoroco (5ta. Unidad). - Instalación de una nueva unidad de compresión en la estación Sica Sica (5ta. Unidad). - Instalación de una nueva unidad de compresión en la estación Huayñakhota (6ta. Unidad).

3. Expansión Gasoducto Tarabuco Sucre (GTS)

El objetivo del proyecto es el de atender la creciente demanda de los mercados de Sucre y Potosí, incrementando la capacidad de transporte del GTS de 20 MMpcd a 29,4 MMpcd. El proyecto consiste en la construcción de una línea paralela de 10” de diámetro y 18 km de longitud a la llegada de la Estación de Qhora Qhora.

121

4. Expansión Gasoducto Taquiperenda Cochabamba (GTC)

El objetivo de este proyecto es el de atender la creciente demanda de los mercados de Sucre y Potosí, incrementando la capacidad de transporte en el GTC. GTC Fase 1: Incremento de la capacidad de transporte de 29,4 MMpcd a 32,6 MMpcd en el tramo Taquiperenda-Tarabuco. El proyecto considera la construcción de:

- Una línea paralela de 16” de diámetro x 42 kilómetros de longitud en el tramo Cerrillos –

Torrepampa. - Una línea paralela de 16” de diámetro x 27 kilómetros de longitud en el tramo Torrepampa -

Tarabuco. - Instalación de una nueva unidad de compresión en la estación Cerrillos (Traslado de Entre

Ríos). - Instalación de una nueva unidad de compresión en la estación Torrepampa (Traslado de

Parotani). GTC Fase 2: Incremento de la capacidad de transporte de 32,6 MMpcd a 36,6 MMpcd en el tramo Taquiperenda-Tarabuco. El proyecto considera la construcción de: - Una línea paralela de 16” de diámetro x 68.5 kilómetros de longitud en el tramo

Taquiperenda – Cerrillos. - Una línea paralela de 16” de diámetro x 19.5 kilómetros de longitud en el tramo Cerrillos –

Torrepampa. - Una línea paralela de 16” de diámetro x 29.5 kilómetros de longitud en el tramo Torrepampa

– Tarabuco. - Instalación de una nueva unidad de compresión en la estación Cerrillos (Traslado de

Parotani). - Instalación de una nueva unidad de compresión en la estación Torrepampa (Traslado de

Parotani). GTC Fase 3: Incremento de la capacidad de transporte de 36,6 MMpcd a 49,2 MMpcd en el tramo Taquiperenda-Tarabuco. El proyecto considera la construcción de: - Una línea paralela de 16” de diámetro x 40 kilómetros de longitud en el tramo Taquiperenda

– Cerrillos. - Una línea paralela de 16” de diámetro x 48 kilómetros de longitud en el tramo Cerrillos –

Torrepampa. - Una línea paralela de 16” de diámetro x 17.5 kilómetros de longitud en el tramo Torrepampa

– Tarabuco. - Instalación de una nueva unidad de compresión en la estación Cerrillos (Traslado de

Parotani). - Instalación de una nueva unidad de compresión en la estación Torrepampa (Traslado de

Parotani).

5. Expansión Gasoducto Sucre Potosí (GSP) El objetivo del proyecto es el de atender la creciente demanda del departamento de Potosí.

122

GSP Fase 1: Incremento de la capacidad de transporte de 6,8 MMpcd a 9,9 MMpcd para Potosí. El proyecto considera la construcción de: - Una línea paralela de 8” de diámetro x 55,5 kilómetros de longitud a la llegada a Potosí. - Instalación de una nueva unidad de compresión en la estación Qhora Qhora (Traslado de

Entre Ríos). GSP Fase 2: Incremento de la capacidad de transporte de 9,9 MMpcd a 10,7 MMpcd para Potosí. El proyecto considera la construcción de: - Variante de 8” de diámetro x 10 kilómetros de longitud en el Tramo Sucre – Potosí a la salida

de Sucre.

6. Ampliación Gasoducto Villamontes Tarija (GVT)

El objetivo del proyecto es el de incrementar la capacidad de transporte de Gas Natural del gasoducto GVT desde 13,8 MMPCD hasta 64 MMpcd. El alcance del proyecto considera la construcción de: - Una línea paralela de 10” de diámetro x 23,53 kilómetros de longitud en el tramo Palos

Blancos – Tacuarandi. - Una línea paralela de 10” de diámetro x 7,43 kilómetros de longitud en el tramo Entre Ríos –

San Diego. - Una línea paralela de 10” de diámetro x 4,69 kilómetros de longitud en el sector denominado

Narváez. - Una línea paralela de 10” de diámetro x 10,67 kilómetros de longitud en el tramo Canaletas

hasta Abra el Cóndor. - Instalación del Puente de Regulación y Medición en la Terminal El Portillo.

7. Expansión Sistema Norte

El proyecto permitirá, cumplir los requerimientos de los usuarios de la zona de Carrasco, GCC y el proyecto de Industrialización, con gas natural producido en el sur de país, dadas las condiciones de declinación de la producción del norte. El alcance del proyecto considera: - Una línea paralela de 16” de diámetro x 44 kilómetros de longitud en el tramo Carrasco –

Yapacaní. - Construcción de una nueva Estación de Compresión en Colpa.

8. Expansión Derivada Gasoducto Parque Industrial (DGPI)

El objetivo del proyecto es incrementar la capacidad de transporte del DGPI de la siguiente manera: - Luego del incremento de MOP: de 72 MMpcd a 83 MMpcd. - Luego de la adecuación del PRM en Guaracachi: de 83 MMpcd a 92 MMpcd.

123

9. Gasoducto de Integración Juana Azurduy – GIJA Fase II

El objetivo del proyecto es el de exportar Gas Natural al mercado argentino, de acuerdo al incremental previsto de la demanda y la adenda al contrato suscrito con ENARSA, y proveer de gas natural a la futura Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco, mediante la construcción de una Estación de Compresión que será alcanzada con la implementación del proyecto en sub fases detalladas a continuación: - Subfase II-A: incrementa la capacidad de compresión de 13 a 24 MMmcd. Construcción de la

Estación de Compresión y 2 Turbocompresores (2013). - Subfase II-B: incrementa la capacidad de compresión de 24 a 36 MMmcd. Instalación del 3er

Turbocompresor (2014). - Subfase II-C: Instalación del 4to Turbocompresor como respaldo a la capacidad de

compresión instalada (2015). La Fase II permitirá instalar una capacidad de transporte de hasta 32,9 MMmcd, considerando una unidad de compresión en Stand By, bajo las condiciones actuales de presiones de entrega. De este volumen 27,7 MMmcd son para exportación a la Argentina y 5,2 MMmcd es el requerimiento de la futura Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco.

10. Expansión Sistema Sur

Fase I: La Fase I de este proyecto tiene como objetivo incrementar la capacidad de transporte en el Gasoducto Yacuiba - Río Grande (GYRG) de 485 MMpcd a 510 MMpcd, además de dar confiabilidad al sistema a través de la implementación de 3 unidades de respaldo en las Estaciones de Compresión, de forma tal que se asegure el transporte de los volúmenes proyectados hasta el año 2013. El proyecto está dividido en etapas que consideran el siguiente alcance:

Etapa 1: - Instalación de una nueva unidad de compresión en la estación Caigua. - Instalación de una nueva unidad de compresión en la estación Taquiperenda. - Instalación de una nueva unidad de compresión en la estación Saipurú.

Etapa 2: - Una línea paralela de 30” de diámetro x 16 kilómetros de longitud en el tramo Caigua –

Taquiperenda. - Una línea paralela de 30” de diámetro x 16 kilómetros de longitud en el tramo Taquiperenda

– Saipurú. - Una línea paralela de 30” de diámetro x 27 kilómetros de longitud en el tramo Saipurú – Río

Grande.

Fase II La Fase II de este proyecto tiene como objetivo incrementar la capacidad de transporte del gasoducto GYRG entre Caigua y Rio Grande desde 510 MMpcd hasta 530 MMpcd para atender la

124

demanda proyectada del mercado interno y de exportación. El alcance del proyecto considera la construcción de: - Una línea paralela de 30” de diámetro x 12 kilómetros de longitud en el tramo Saipurú - Río

Grande. - Una línea paralela de 30” de diámetro x 10 kilómetros de longitud en el tramo Caigua –

Taquiperenda. Gas TransBoliviano YPFB Corporación, a través de la participación accionaria de YPFB Transporte S.A. en Gas TransBoliviano S.A. (GTB), transporta el gas natural que el país exporta por el Gasoducto Bolivia – Brasil. Las inversiones para el período 2012 – 2016 suman un total de $US 55,1 Millones, están enfocadas a asegurar la continuidad de operación del gasoducto, cumpliendo con las normas y estándares de la industria, así como también buscando la mejora continua en las instalaciones y equipos del sistema.

Gráfico N° 53

Inversiones Programadas Gas TransBoliviano 2012 – 2016

Fuente: Gas TransBoliviano.

Proyectos GTB Dentro de los proyectos especiales para el 2012 se contempla la conclusión del Nuevo Cruce Río Grande y el proyecto de Puntos de Interconexión para Yacuses, buscando cumplir las demandas del mercado interno, para el 2013 se realizará el punto de interconexión para Roboré. Asimismo se contempla para el periodo los siguientes proyectos:

17,4 16,6

10,4

5,8 4,9

2012 2013 2014 2015 2016

Mill

on

es

de

$u

s

125

Cuadro N° 55 Proyectos Gas TransBoliviano

Nombre del proyecto

Metas o resultados específicos

Objetivo del Proyecto Monto MM$us

Overhaul de equipos

Alta Confiabilidad y disponibilidad del sistema

El proyecto overhaul (mantenimiento mayor) tiene como objetivo cumplir con los intervalos de mantenimiento recomendados por el fabricante y mantenedor de los equipos de turbo-compresión, generadores y calentadores de gas y asegurar la disponibilidad operativa de las unidades.

30,6

Nuevo Cruce Río Grande

Alta Confiabilidad y disponibilidad del sistema

Finalizar la construcción del cruce alterno del gasoducto de GTB en el Río Grande, que opere como bypass en caso de emergencia o indisponibilidad del cruce existente por fuerza mayor.

2,0

Puntos de Interconexión

Nuevos puntos de entrega

Contar con la disponibilidad de dos puntos de transferencia de custodia a terceros dentro del mercado interno, que permita cubrir la demanda identificada en las poblaciones de Yacuses y Roboré.

0,8

Continuidad de Servicios

Alta Confiabilidad y Disponibilidad del Sistema

Mantener la continuidad del servicio a lo largo de todos los tramos del Gasoducto (no incluye Overhaul de equipos).

22,1

Total 55,5

Durante el periodo del plan quinquenal se ejecutarán mantenimientos mayores a las unidades de turbo compresión, dependiendo de su condición, horas de operación y volúmenes transportados, realizados para asegurar la disponibilidad de los equipos para cumplir con el contrato Bolivia-Brasil.

Proyecto Expansión Gasoducto GTB Para la gestión 2012 se tiene programado el inicio de actividades en la ejecución de la Ingeniería Conceptual del Proyecto Expansión Gasoducto GTB, que permitirá definir los niveles de inversión que se requieren. Este proyecto está enfocado a satisfacer la demanda de gas natural del Proyecto Siderúrgico Mutún, cuyo objetivo es la industrialización del hierro del Mutún (Provincia Germán Busch), proyecto que ha sido adjudicado por el Gobierno Boliviano a la empresa Jindal Bolivia S.A.

Por la ubicación del proyecto, Gas TransBoliviano S.A. sería el proveedor natural para dar el servicio de transporte de gas natural, ya que se puede aprovechar tanto la infraestructura actual, como los permisos ambientales y regulatorios con los que ya cuenta la empresa, resultando esto en ahorros de tiempo y costo para el desarrollo del proyecto.

5. EJE DE INDUSTRIALIZACIÓN

El Eje de Industrialización del gas natural tiene como objetivo impulsar el Proceso de Industrialización, desarrollando la transformación química 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. Este objetivo se logrará a través del desarrollo de las siguientes estrategias:

126

5.1 ESTRATEGIAS DE INDUSTRIALIZACIÓN

Estrategia 1: Producción de fertilizantes nitrogenados Entre los productos petroquímicos de gran demanda y comúnmente obtenidos a partir del gas natural, se encuentran el amoniaco y la urea, productos que se producen a partir del metano y son utilizados como fertilizantes, estos productos requieren de volúmenes relativamente bajos de gas natural para su elaboración, siendo este hidrocarburo la materia prima esencial del proceso. En esa línea la presente estrategia tiene como objetivo producir fertilizantes nitrogenados para atender la demanda del mercado interno y externo y su meta es:

Alcanzar una producción anual de urea en el rango de 325.000 a 650.000 toneladas a partir

del año 2015.

Para lograr operativizar la estrategia se ejecutará el proyecto de Planta de Amoniaco – Urea, cuya producción cubrirá la demanda del mercado interno con destino al sector agrícola en Bolivia. Los volúmenes excedentarios, mayores al consumo interno, serán destinados a la exportación. Estrategia 2: Producción de polietileno La cadena de valor del etano es muy extensa dando lugar a la obtención de una gran variedad de productos plásticos de múltiples aplicaciones y usos en diversos sectores de la economía. El polietileno sirve como materia prima para la elaboración de una gran variedad de productos plásticos, el contar con la producción de polietileno en Bolivia abrirá la posibilidad de iniciar la generación de medianas y pequeñas empresas dentro del rubro de la elaboración de productos plásticos, generando un mayor movimiento económico, un impulso al sector productivo y una mayor generación de empleo. La presente estrategia tiene por objetivo Producir polietilenos de diferentes características para atender la demanda del mercado interno y externo. En ese marco se tiene como meta lograr una producción de polietileno en el rango de 300.000 a 600.000 toneladas métricas anuales a partir del año 2016.

El detalle de la producción estimada se presenta a continuación:

125.000 a 250.000 toneladas métricas anuales de polietileno de alta densidad.

175.000 a 350.000 toneladas métricas anuales de polietileno lineal de baja densidad.

Para lograr operativizar la estrategia se ejecutará el proyecto de Planta de Etileno y Polietileno, cuya producción provendrá de la materia prima (etano) producida en la Planta de Separación de Gran Chaco.

127

Estrategia 3: Generación de condiciones para el desarrollo de la industria petroquímica en Bolivia YPFB Corporación, debe llevar adelante de manera efectiva y eficiente el desarrollo de la industrialización del gas natural. En ese marco, la presente estrategia plantea el importante desafío de generar condiciones para asumir la implementación, puesta en marcha y operación de las estrategias y proyectos planteados previamente, incluyendo acciones transversales (marco normativo, regulatorio, recursos humanos y financiamiento). Las metas a conseguirse hasta el año 2016 son:

Convenios de capacitación establecidos con al menos tres centros especializados en operación y mantenimiento de plantas petroquímicas al 2012.

Contar con dos complejos petroquímicos instalados y en operación productiva (Carrasco y Gran

Chaco) para el 2016.

Unidad especializada en la comercialización de productos petroquímicos consolidada en la GNPSL al 2012.

5.2 INVERSIONES 2012-2016 EN INDUSTRIALIZACIÓN

En el periodo 2012-2016 se realizarán inversiones importantes en la industrialización del gas natural en el país, las cuales están destinadas en su integridad al desarrollo de los proyectos de amoniaco-urea y etileno-polietileno. Las inversiones estimadas de ambos proyectos ascienden a 2.860 Millones de dólares en el quinquenio. Esta estimación es producto de la etapa de visualización de los proyectos, la misma será ajustada en los estudios de Ingeniería Conceptual, Básica y de Detalle.

Gráfico N° 55 Inversiones YPFB Corporación en el Eje de Industrialización

Fuente: Estimación de costos etapa de visualización de los proyectos. * El año 2012 se considera para el proyecto de Etileno -Polietileno 3,18 MM$us programados al 2012 más la necesidad de financiamiento (0,72 MM $us). Además, se debe considerar para esta gestión financiamiento adicional futuro con fuente BCB para el proyecto Amoniaco –Urea por $us 270,5 MM. No se considera el monto de 4,24 MM$us correspondiente a GTL.

2012 2013 2014 2015 2016

Amoniaco - Urea 300,0 300,0 229,5 0,0

Etileno - Polietileno 3,9 263,4 526,8 526,8 439,0

Total Industrialización 3,9 563,4 826,8 756,3 439,0

3,9

563,4

826,8 756,3

439,0

0100200300400500600700800900

MM

$u

s

128

Las necesidades de inversión para los dos proyectos de industrialización del gas natural a partir del año 2012 son crecientes hasta el año 2014 que alcanza el mayor nivel de inversión con $us 826,8 millones. Principales proyectos de industrialización

Proyecto Amoniaco – Urea El proyecto de amoniaco Urea será implementado en la región de Bulo Bulo Provincia Carrasco del Departamento de Cochabamba con una capacidad de producción en el rango de 325.000 a 650.000 toneladas de urea, con un consumo aproximado de 0,34 TCF de gas natural durante los 20 años de operación de la planta. Este proyecto será primer el desarrollo boliviano de petroquímica, que además de significar un salto cualitativo en la industria hidrocarburífera de Bolivia contribuirá a mejorar la productividad del sector agrícola en el país. A partir del amoniaco, además de la úrea, es posible producir una gama de fertilizantes y productos como el nitrato de amonio, bifosfatodiamónico, sulfato de amonio y otros que requieren fosfatos y sales de azufre. La producción de urea cubrirá la demanda del mercado interno ayudando a mejorar la productividad del sector agrícola en Bolivia, incrementando el desarrollo local de las regiones y contribuyendo a la seguridad alimentaria. Asimismo, los volúmenes excedentarios serán destinados a la exportación con la consecuente generación de divisas y mayores ingresos.

Proyecto Etileno – Polietileno El complejo petroquímico para la producción de etileno y polietileno será implementado en la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija, con una producción anual en el rango de 400.000 a 600.000 toneladas métricas anuales de polietilenos de diferentes calidades y características, con un consumo aproximado de etano de 756.000 toneladas año. El contar con la producción de polietileno en Bolivia abrirá la posibilidad de iniciar la generación de medianas y pequeñas empresas dentro del rubro de la elaboración de productos plásticos.

6. EJE DE GESTIÓN SOCIOAMBIENTAL Y RESPONSABILIDAD SOCIAL

El Eje de Gestión Socio Ambiental y Responsabilidad Social, tiene por objetivo estratégico viabilizar la ejecución de proyectos hidrocarburíferas en el ámbito socio ambiental. Teniendo por meta viabilizar todos los proyectos de YPFB Casa Matriz, para lo cual se plantean diferentes estrategias. 6.1 ESTRATEGIAS DE GESTIÓN SOCIOAMBIENTAL Y RESPONSABILIDAD SOCIAL

Estrategia 1: Gestión Socio Ambiental y de Recursos Naturales Consiste en establecer alianzas estratégicas continuas y con todos los actores del sector público, que tengan influencia en la gestión ambiental y social del sector hidrocarburífero, con el objetivo de

129

planificar actividades dentro de un marco de respeto y sobre todo permitir actuar de manera conjunta ante situaciones de potencial conflicto, con el objetivo central de viabilizar el desarrollo de las inversiones y ejecución de proyectos en beneficio de todos los bolivianos y bolivianas. En este sentido, al interior de la presente estrategia se desarrollarán los siguientes lineamientos de acción:

Impulsar la generación de un espacio de diálogo con las autoridades competentes para viabilizar los proyectos en tiempos efectivos.

Integrar en el proceso de desarrollo de la actividad hidrocarburífera desde sus primeras etapas, trabajando conjuntamente con la APG u organización representativa del área del proyecto, es decir que se integre a los pueblos indígenas a YPFB, para que éstos lleven a cabo las labores de relacionamiento comunitario.

El MHE deberá establecer una política de comunicación sobre los temas de actividades hidrocarburíferas e impactos ambientales reales en las zonas de influencia de esta actividad.

Coadyuvar a diferentes instituciones en el desarrollo de estudios claves que faciliten la toma de decisiones relacionadas al sector hidrocarburífero y a las actividades de YPFB (Evaluación Ambiental Estrategia, Planes de Manejo y otros).

Proponer instrumentos normativos e implementar procedimientos para la remediación de pasivos.

Estrategia 2: Responsabilidad Social Corporativa Consiste en generar en YPFB Corporación una cultura y una práctica de respeto de los valores éticos, a las personas, a las comunidades y al medio ambiente, a través de asuntos de Responsabilidad Social Corporativa, de beneficio para la empresa y las comunidades. El resultado de esta estrategia es establecer un marco de buena vecindad y colaboración mutua entre las comunidades y/o colectividades del área de influencia de los proyectos. Para operativizar esta estrategia, YPFB elaborará Planes de Desarrollo Local en forma participativa y consensuada con las comunidades y/o colectividades del área de influencia del proyecto. Uno de los componentes de los planes será un conjunto de necesidades traducidas en proyectos que serán ejecutados de acuerdo a un priorización y con la colaboración de actores públicos y privados. Para la ejecución de estos proyectos, YPFB buscará alianzas estratégicas que permitan distribuir las cargas operativas y financieras, de acuerdo a criterios sociales, de sostenibilidad y sectoriales. Estrategia 3: Diseño e Implementación de un Sistema de Gestión Integrada Con el objeto de estandarizar procedimientos de gestión en las actividades de YPFB Corporación, al menos en la fase de planificación, los lineamientos de acción que se proponen son:

Priorizar las actividades de YPFB para iniciar la fase de planificación.

Elaborar los requisitos establecidos en la norma respectiva en la fase de planificación.

Implementar los requisitos establecidos

130

Instrumentos Legales Para coadyuvar a la implementación de las estrategias del Eje de Gestión Socioambiental y Responsabilidad Social, se tienen los siguientes instrumentos normativos y operativos:

Nueva de Ley de Hidrocarburos Norma que respalda la gestión social y ambiental en función a nueva propuesta reglamentaria (se encuentra en revisión por MHE, YPFB y ANH).

Decreto Supremo Nº 1045 El Decreto autoriza a YPFB a realizar transferencias público – privadas a efectos de ejecutar la compensación financiera establecida en el artículo 119 de la Ley Nº 3058 de 17 de mayo de 2005, Ley de Hidrocarburos.

Instrumento legal en vigencia a partir del mes de noviembre de 2011, con la respectiva Reglamentación, que regula las transferencias publico – privadas destinadas a la compensación.

Proyecto de Decreto Supremo para Reglamentar la Compensación por Impactos Socioambientales para el sector Hidrocarburos Permitirá complementar y/o mejorar el D.S. 1045 con la incorporación de una metodología de valoración en base a criterios corporativos para establecer montos por concepto de Compensación y su respectiva fiscalización. Asimismo, esta norma permitirá homologar criterios de compensación con las empresas del sector, en materia de compensación por impactos socio ambientales.

Proyecto de Decretó Supremo de Responsabilidad Social Corporativa Instrumento que permitirá reglamentar el Art. 7 de la Ley No. 169, que autoriza a YPFB Casa Matriz, realizar transferencias de recursos a instituciones publico privadas, en el marco de la responsabilidad social corporativa. Adicionalmente, este instrumento legal estable los principales lineamientos a nivel corporativo sobre la responsabilidad social.

Decreto de Reglamento Ambiental Sector Hidrocarburos (RASH) Se elaborará en forma consensuada un reglamento sectorial el mismo que considerara pre-categorización, plazos eficientes y planes y programas, entre otros.

Decreto de pasivos ambientales El objetivo de este decreto que se encuentra en evaluación en el MHE es establecer procedimientos legales, administrativos técnico financieros para la remediación de pasivos de las ahora empresas nacionalizadas y de los pasivos del estados boliviano a cargo de YPFB.

131

Resolución Ministerial, para la tramitación de permisos de desmonte en la Autoridad de Bosques y Tierras (ABT) Se cuenta con una propuesta de Resolución Ministerial e Instructivo Operativo para viabilizar la ejecución de Actividades Obras o Proyectos (AOPs) con plazos de revisión por parte de ABT y requisitos aplicables al Sector Hidrocarburos (se encuentra en revisión por parte de MMAyA, sin embargo se observa falta de seguimiento y aceleración de parte de MMAyA y de MHE.

Decreto Reglamento INRA para Sector Hidrocarburos (RISH) Se cuenta con una propuesta, la misma da facultades al INRA para reconocer Función Económica Social en áreas bajo contrato hidrocarburífero (en revisión de propuesta en INRA y Viceministerio de Tierras y existe Predisposición de entes reguladores –MHE, MMAyA, INRA– y YPFB para su aprobación.

6.2 INVERSIONES EN GESTIÓN SOCIOAMBIENTAL Y RESPONSABILIDAD SOCIAL 2012-2016

La actividad petrolera en nuestro país se inició en 1912 con la perforación del primer pozo, desde entonces, se desarrolló sin ningún criterio ambiental, hasta la vigencia de la normativa ambiental (1996), por lo que ha generado una serie de pasivos hidrocarburíferos como pozos cerrados sin abandono técnico de seguridad, instalaciones accesorias y facilidades asociadas a los mismos, que en algunos casos se han constituido en pasivos ambientales, debido a las emanaciones de gas y petróleo en superficie que provocan deterioro ambiental. YPFB como brazo operativo del sector hidrocarburífero, no ha sido indiferente a la problemática ambiental derivada de la existencia de pasivos hidrocarburíferos y pese a la complejidad en la gestión de los mismos se encuentra actualmente realizando estudios de consultoría y proyectos de remediación ambiental. En esa línea, las inversiones programadas para el quinquenio 2012-2016 ascienden a 2,41 MM$us con la siguiente distribución.

Gráfico N° 56

Inversiones YPFB Corporación en Eje Socioambiental

Fuente: Gerencia Nacional de Seguridad, Salud, Ambiente y Social.

0,62 0,64

0,46

0,35 0,35

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

2012 2013 2014 2015 2016

Mill

on

es

$u

s

132

Principales proyectos en Gestión Socioambiental y Responsabilidad Social:

Mejoramiento de la Calidad Ambiental de Pozos Abandonados – Campo Sanandita, con una inversión previsto de 0,62 MM$us. Este proyecto se encuentra actualmente en ejecución.

Remediación y restauración Ambiental de pasivos hidrocarburíferos del Estado, con una inversión prevista de 1,79 MM$us. Este proyecto, depende de los resultados de estudios de consultoría actualmente en ejecución.

Entre los principales impactos de ejecución de los proyectos mencionados, generar estabilidad en el relacionamiento social entre YPFB, las poblaciones asentadas en áreas afectadas por pasivos ambientales, la asamblea del pueblo guaraní, que permitirá la continuidad en el desarrollo de actividades petroleras, en áreas potenciales y tradicionales de exploración y explotación petrolera. Dado que actualmente los conflictos sociales y amenazas de orden social ante los problemas ambientales derivados de la existencia de pasivos ambientales, están poniendo en riesgo la ejecución de actividades hidrocarburíferas. Las inversiones básicamente se traducen en actividades de tratamiento de suelos y aguas contaminadas, revegetación, reconstitución de suelos, limpieza general del sitio, retiro, reutilización, reciclaje o disposición final adecuada de residuos, entre las más importantes. En el caso de la de Responsabilidad Social, la Corporación está elaborando una propuesta que será objeto de validación y aprobación de los diferentes niveles de YPFB Corporación.

7. EJE DE CAPACIDAD DE GESTIÓN

Con el objetivo de optimizar la capacidad de gestión y el Ambiente de Negocio en la Corporación, para contribuir al cumplimiento de los objetivos y las inversiones establecidas para la corporación, se plantean las siguientes estrategias, actividades y metas en el corto y mediano plazo. 7.1 ESTRATEGIAS EN CAPACIDAD DE GESTIÓN

Estrategia 1: Lineamientos corporativos para el Sistema de Administración de Personal La presente estrategia tiene el objetivo de determinar políticas y lineamientos corporativos para la Administración del Sistema de Administración de Personal, mismo que presenta las siguientes actividades: En el corto plazo:

• Establecimiento de una Estructura de Cargos homogénea a nivel corporativo. • Políticas y lineamientos de retención de personal. • Establecimiento de Programas de Capacitación. • Evaluación de los efectos directos que trajo el Programa de Capacitación para la persona y

para la corporación.

133

En el mediano plazo:

• Establecimiento de Planes de Formación. • Evaluación de los efectos directos que trajeron los planes para la persona y para la

corporación. • Implementación de Procesos y Procedimientos homogéneos de dotación y movilidad del

Recurso Humano a nivel corporativo. Las metas a conseguir son:

• Aprobar un Reglamento Interno de Personal Corporativo, que incluya todas las políticas y lineamientos para administración del recurso humano.

• Desarrollar y aprobar la normativa para la Administración de Recursos Humanos Corporativa. Estrategia 2: Articulación de sistemas de información a nivel corporativo YPFB Corporación posee infraestructura tecnológica y sistemas de información diversos ya implementados en Casa Matriz y Empresas Subsidiarias, por lo que se requiere encarar la integración y articulación de los mismos a nivel corporativo. La integración generará una serie de beneficios, como ser: optimización de actividades comunes o coincidentes, manejo de información en tiempo real y oportuno. Se realizarán las siguientes actividades: En el corto plazo:

Inventario y análisis de los sistemas de información existentes en la corporación.

Definición de los canales de comunicación corporativos.

En el mediano plazo:

Articulación, integración o desarrollo de sistemas de información corporativa. Con la ejecución de estas actividades se logrará desarrollar una herramienta informática integral para el Sistema de Información Corporativo. Estrategia 3: Apropiación del PEC en los componentes de la corporación Uno de los elementos esenciales en la mejora de la planificación a nivel corporativo es la apropiación y aplicación de los lineamientos estratégicos contenidos en el Plan Estratégico Corporativo. Para lograrlo, se prevé implementar paulatinamente el Sistema de Planificación Corporativo, el mismo que implicará:

• Desarrollar e implementar el Sistema de Seguimiento y Control a la Planificación Corporativa. • Lograr la articulación de los planes estratégicos y los planes operativos.

134

Estrategia 4: Marco normativo sobre márgenes, precios y tarifas y regulación Tiene por objetivo contribuir a garantizar la sostenibilidad de la cadena, a través de la revisión y generación de propuestas para marco normativo incluyendo la actualización de márgenes, precios y tarifas; así como la regulación transitoria hasta su vigencia.

Para asegurar el desarrollo y sostenibilidad de todos los eslabones de la cadena de hidrocarburos, es necesario que cada una de las actividades que la componen, cuente con tarifas, márgenes y precios actualizados, que permitan cubrir los costos de operación y generar utilidades razonables, en el marco de una gestión racional, prudente y eficiente, y que al mismo tiempo posibiliten el acceso a los bienes o servicios producidos, por parte de los consumidores o usuarios de los mismos, al menor precio posible. Se tiene previsto proponer alternativas normativas acorde a las necesidades y naturaleza de la corporación. Estrategia 5: Diseño e Implementación del Modelo de Gobierno Corporativo y Estructura Corporativa, acorde a la naturaleza y las necesidades del sector Se tiene previsto realizar las siguientes actividades:

En el corto plazo Establecer los lineamientos y políticas referidas a la Administración del Sistema de Organización Administrativa.

En el mediano plazo Establecer un Modelo de Gobierno y Estructura Corporativa.

Con lo cual se logrará desarrollar e implementar un modelo de gobierno y estructura corporativa.

Estrategia 6: Ampliación de la infraestructura de YPFB Corporación Paralelamente al fortalecimiento dela capacidad de gestión de YPFB, se realizará una ampliación de la infraestructura física de sus ambientes, de tal manera de generar las condiciones necesarias que garanticen los mayores beneficios para YPFB y el Estado Boliviano. 7.2 INVERSIONES 2012-2016 EN CAPACIDAD DE GESTIÓN

Uno de los grandes retos que afronta YPFB desde la nacionalización de los hidrocarburos es el de mejorar su Gestión Corporativa de tal manera de contar en el mediano y largo plazo con procesos de gerenciamiento y administración eficientes, que garanticen la maximización de los beneficios a favor del Estado boliviano. En esa línea, las inversiones en este eje están concentradas principalmente en proyectos de restructuración corporativa y de generación de infraestructura. Las inversiones estimadas en el quinquenio 2012-2016 ascienden a 18,2 MM$us. La distribución anual será de la siguiente manera:

135

Gráfico N° 57 Inversiones YPFB Corporación en Eje de Gestión Corporativa

Fuente: Fichas de Proyecto, GNPIE - YPFB Corporación.

Principales proyectos en Capacidad de Gestión:

Proyecto Fortalecimiento y Reestructuración de YPFB Corporación

que tiene previsto el desarrollo y la implementación de un Modelo de Gobierno y Estructura

Corporativa dirigida a viabilizar y mejorar la implementación de las políticas y directrices

institucionales definidas por Casa Matriz, así como la articulación, seguimiento, control y

evaluación efectiva de las operaciones de cada una de las empresas subsidiarias.

Proyecto de Construcción del Edificio Instituto de Capacitación, Investigación y Albergue

Petrolero

Tiene como objetivo construir la infraestructura física, en función a los requerimientos

conceptuales en el convenio Marco con la Organización de Estados Iberoamericanos (OEI) de tal

manera que se acomode a los requerimientos funcionales, morfológicos, espaciales y tecno-

constructivos actuales. Las principales actividades a realizarse en el edificio son: Capacitación,

Investigación, Museos, Archivos, Biblioteca y Albergue.

Otros proyectos

Asimismo como parte de este Eje se ejecutarán los proyectos: Construcción del Edificio Santa

Cruz – VPNO, construcción de edificio de regional de redes de gas (El Alto, Potosí, Chuquisaca y

Santa Cruz) y construcción del edificio de Villamontes – VPACF.

2012 2013 2014

Capacitación 0,04 1,6 1,6

Gobierno corporativo 3,10 2,55 0

Infraestructura 5,84 2,46 1,01

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10M

illo

ne

s d

e $

us

8,98

6,61

2,61

136

8. RESUMEN DE INVERSIONES 2012 - 216

Las inversiones que deben realizarse en toda la cadena de hidrocarburos en Bolivia, para el periodo 2012 - 2016, ascienden a $us 10.106,9 millones. Su distribución por años y por eslabón de la cadena de hidrocarburos se presenta en el cuadro siguiente.

Gráfico Nº 58 Inversiones YPFB Corporación y Operadoras Privadas 2012 -2016

por Eslabón de la Cadena

Fuente: YPFB Corporación. * El Programa de Inversiones 2012 tiene prevista una inversión de $us 2.050,7 MM, monto inferior en $us 370,7 MM al señalado en el cuadro debido a los siguientes ajustes:

- Los proyectos de industrialización Etileno –Polietileno y Urea Amoniaco con $us 271,2 MM. - Incluye proyecto de upgrade plantas de almacenaje de $us 1,9 MM. - El requerimiento de financiamiento en Transporte y Almacenaje de $us 245,7 MM. - El ajuste en las plantas de separación de líquidos pasando de $us 411,3 MM a $us 273,8 MM (-137,5). - El ajuste de la inversión en exploración y explotación, pasando de $us1.186,43 MM a 1.180,68 MM según PTPs aprobados

(-5,7). - No se considera el monto de $us 4,2 MM de GTL.

2012 2013 2014 2015 2016

Exploración 16,86 301,1 304,3 280,3 156,8

Explotación 21,66 908,8 582,3 311,4 107,3

Separación de Líquidos 274,39 230,6 83,1 - -

Transporte 230,21 255,1 305,7 286,1 161,6

Refinación 165,89 126,6 94,9 63,1 13,5

Industrialización 9,00 563,4 826,8 756,3 439,0

Almacenaje 950,47 22,3 11,7 7,5 3,2

Distribución de GN por Redes 273,81 124,2 116,3 108,7 112,0

Comercialización 57,51 8,1 1,9 1,4 -

Socioambiental 0,62 0,6 0,5 0,3 0,3

Gestión 419,72 6,6 2,6 - -

Total general 2.420,1 2.547,5 2.330,2 1.815,3 993,8

2.420,1* 2.547,5

2.330,2

1.815,3

993,8

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

Mill

on

es

de

$u

s

137

De esta inversión programada, 77% corresponden a YPFB Corporación, como se muestra a continuación.

Gráfico Nº 59 Composición de las Inversiones 2012 - 2016 por Tipo de Empresa


De la fracción correspondiente a YPFB Corporación, la participación de las inversiones de cada empresa se muestra a continuación, en la que se prevé que Casa Matriz participe con 53,6% de las inversiones en el próximo quinquenio.

Gráfico Nº 60

Composición de las Inversiones 2012 -2016 por Empresa de YPFB Corporación


YPFB Subsidiarias

3.601,9 36%

YPFB Casa Matriz

4.161,5 41%

Operadoras 2.343,5

23%

YPFB Andina SA 7,72%

YPFB Chaco SA 7,07%

YPFB Petroandina

7,87%

YPFB Refinacion SA

4,58%

YPFB Transporte SA

13,73% YPFB Logistica

SA 4,62%

YPFB Aviacion SA

0,09%

GTB SA 0,71%

YPFB Casa Matriz 53,60%

138

Los eslabones de la cadena con mayor participación en las inversiones 2012-2016 son Industrialización, Explotación, Transporte y Exploración.

Gráfico Nº 61 Distribución porcentual de Inversiones por Eslabón de la Cadena


La Inversión en exploración se incrementará notablemente en razón a los siguientes aspectos: i) el año 2012 se suscribirán contratos de servicios petroleros que, previa aprobación de la Asamblea Legislativa Plurinacional, deberán entrar en aplicación de la presente gestión; ii) como resultado de las rondas de promoción de la exploración en Bolivia, así como la licitación de áreas exploratorias se pretende la asignación de nuevos contratos con compromisos en UTE y en proyectos de perforación según corresponda. Conviene indicar que la mayor parte de las inversiones asociadas al desarrollo de los prospectos exploratorios que resulten exitosos, se verán reflejadas después del año 2015, lo cual nos indica que las inversiones en desarrollo tenderán a incrementarse nuevamente a partir de ese año.

Exploración 10,48%

Explotación 19,11% Refinación

4,59%

Transporte 12,26%

Almacenaje 9,85%

Industrialización 25,67%

Separación de Líquidos 5,82% Comercialización

0,68% Distribución de GN por Redes

7,27%

Socioambiental 0,02%

Gestión 4,24%

139

Las inversiones específicas a ser implementadas en cada una de las actividades de la cadena de hidrocarburos, tienen distintas programaciones de acuerdo a los proyectos que se desarrollaron a lo largo del presente documento. En ese sentido, a continuación se puede observar un resumen de la programación de inversiones, según los ejes estratégicos.

Gráfico Nº 62 Inversiones YPFB Corporación y Privados 2012 - 2016 por Eje Estratégico

Fuente: YPFB Corporación. * El Programa de Inversiones 2012 tiene prevista una inversión de $us 2.050,7 MM, monto inferior en $us 370,7 MM al señalado en el cuadro debido a los siguientes ajustes:

- Los proyectos de industrialización Etileno –Polietileno y Urea Amoniaco con $us 271,2 MM. - Incluye proyecto de upgrade plantas de almacenaje de $us 1,9 MM. - El requerimiento de financiamiento en Transporte y Almacenaje de $us 245,7 MM. - El ajuste en las plantas de separación de líquidos pasando de $us 411,3 MM a $us 273,8 MM (-137,5). - El ajuste de la inversión en exploración y explotación, pasando de $us1.186,43 MM a 1.180,68 MM según PTPs aprobados

(-5,7). - No se considera el monto de $us 4,2 MM de GTL.

De la distribución porcentual por eje estratégico, los que abarcan las mayores inversiones son Industrialización de Gas Natural y Producción de hidrocarburos, seguidos de Abastecimiento de Gas Natural, Abastecimiento de Hidrocarburos Líquidos y Exploración.

2012 2013 2014 2015 2016

Exploración 230,2 301,1 304,3 280,3 156,8

Producción 950,5 908,8 582,3 311,4 107,3

Abastecimiento de Líquidos 463,1 499,7 324,1 171,0 74,2

Abastecimiento de Gas 492,4 267,2 289,5 295,9 216,1

Industrialización del gas natural 274,4 563,4 826,8 756,3 439,0

Gestión Socioambiental 0,6 0,6 0,5 0,3 0,3

Gestión Institucional 9,00 6,61 2,6 - -

Total general 2.420,1 2.547,5 2.330,2 1.815,3 993,8

2.420,1 * 2.547,5

2.330,2

1.815,3

993,8

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

Mill

on

es

de

$u

s

140

Gráfico Nº 63 Distribución Porcentual de Inversiones por Eje Estratégico


Exploración 12,59%

Abastecimiento de Gas 15,45%

Gestión Institucional

0,18%

Industrialización del gas natural

28,30%

Abastecimiento de Líquidos

15,16%

Producción 28,30%

Gestión Socioambiental

0,02%

141

PARTE V: ESTRATEGIA DE FINANCIAMIENTO

1. DIAGNÓSTICO DEL FINANCIAMIENTO

A fines de la gestión 2009, se aprobó el Plan de Inversiones 2009-2015, el cual asciende a US$ 11.292,2 MM. Dicho monto tomó en cuenta, tanto las inversiones de las empresas operadoras privadas que se desarrollan en el Upstream, como las inversiones de YPFB Corporación. De esta cuantía de inversiones, el 67% corresponden a YPFB Corporación (YPFB Casa Matriz y sus Empresas Subsidiarias) y 33% a las operadoras privadas. En términos generales, la proporción de las inversiones con financiamiento asegurado se estimaban en un 65% del total y la proporción de las inversiones que carecían de financiamiento asegurado ascendía al 35%; financiamiento que debía ser gestionado en el horizonte de los 7 años de duración del Plan.

Gráfico N° 64 Esquema General del Financiamiento Plan de Inversiones 2009 – 2015

CONSOLIDADO NACIONAL (en MM de US$) 11,292.2

Recursos Propios 5,590.7

Donación 60.0

Crédito Externo 285.0

Otros 423.6

Crédito BCB 1,000.0

Por Financiar 3,933.0

Fuente: Plan de Inversiones 2009-2015 YPFB.

La principal fuente de financiamiento para los proyectos del Plan son los recursos propios de las empresas (Operadoras Privadas, Empresas Subsidiarias y Casa Matriz). Los recursos del crédito del Banco Central de Bolivia, fueron destinados de manera prioritaria al financiamiento de las Plantas de Separación de licuables de Río Grande y Gran Chaco. Los proyectos que no tenían financiamiento, corresponden a las actividades de Industrialización, Transporte y Refinación en ese orden de importancia. Desde la gestión 2009 hasta el 30 de junio del 2011 (fecha de corte del diagnóstico de financiamiento), las inversiones que estaban programadas dentro del plan de inversiones ascienden a $us. 2.735 MM de los cuales se ejecutaron el 40.16% (US$ 1,098.57 MM). Pesan en este importe ejecutado las inversiones realizadas por las empresas operadoras privadas y las empresas subsidiarias del Upstream. Los importes no ejecutados en este período corresponden a los proyectos de Plantas de Separación de Líquidos de Gran Chaco y Rio Grande, que debieron comenzar en la gestión 2009, proyectos de transporte como el GAA y el GCC que precisaron un aporte de capital de

49%

1% 2% 4%

9%

35%

RecursosPropios

Donación

Crédito Externo

Otros

Crédito BCB

142

YPFB Casa Matriz y, sobre todo, proyectos del área de Industrialización que no fueron ejecutados por YPFB por haber sido transferidos a la EBIH a fines del 2009.

Cuadro N° 56 Programación y Ejecución de Inversiones, por Fuente de Financiamiento

2009 al 30 de junio 2011

Fuentes de Financiamiento

Programado 2009 al 30 de junio 2011

(MM US$)

Ejecutado 2009 al 30 de junio 2011

(MM US$)

Cumplimiento (%)

Consolidado 2,735.49 1,098.57 40.16%

Por Financiar 618.17 0.00 0.00%

Crédito BCB 942.48 82.61 8.77%

Otros 169.53 42.81 25.25%

Emisión de deuda 0.00 0.00 0.00%

Crédito Interno 0.00 10.38

Crédito Externo 185.00 0.00 0.00%

Donación 15.19 0.00 0.00%

Recursos Propios 805.13 962.76 119.58% Fuente: Dirección Nacional de Inversiones y Financiamiento (DNIF).

Todo lo señalado tiene un efecto directo sobre las fuentes de financiamiento que utilizan las unidades ejecutoras de YPFB Corporación. En principio, más de dos tercios de los saldos que no presentaban financiamiento correspondían a los proyectos de industrialización. En general, de los US$ 618,17 MM que se encontraban por financiar, el 66,3% correspondía a Industrialización, 19,6% al sector de Transporte, 6,1% Refinación, 3,4% Redes de Gas y 3,1% al área de Exploración. De manera particular, todo lo que corresponde a montos por financiar para Inversiones en industrialización no fueron gestionados por YPFB al haber sido transferida dicha cartera de proyectos a la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH). Concretamente los proyectos consignados eran: i) Amoniaco Urea de Carrasco $us 325 MM y el Proyecto GTL $us 85 MM. Con relación a los proyectos de Transporte, los que corresponden a YPFB Transporte encontraron financiamiento a través del aporte de capital de la Casa Matriz (aproximadamente $us 104 MM) a fines del 2009, créditos comerciales contratados por dicha empresa y recursos propios de YPFB Transporte. También se programó otros proyectos especiales de Líquidos que no fueron incluidos en la programación anual de las gestiones 2010 y 2011. Asimismo, en el área de Transporte, se aprecia dos proyectos de YPFB Logística, entre ellos Poliducto Cochabamba – Montero, que no tiene financiamiento por falta de liquidez de la empresa, tanto para financiar dicha inversión con recursos propios, como para apalancar recursos externos. Por otra parte, el requerimiento de financiamiento para Redes de Gas, fue recientemente conseguido a partir de la gestión 2011 de manera parcial a través de aportes del Tesoro General de la Nación (por $us.50 millones). Dentro de Redes de Gas, también se incluían proyectos de distribución para poblaciones alejadas a través del sistema Gas Virtual (Proyecto GNL), que no se ejecutó por el lento avance en la elaboración de los estudios de Pre-inversión. El financiamiento para los proyectos de refinación, no prosperó debido a la falta de estudios de pre inversión concluidos, que permitan gestionar financiamiento en la banca local o a través de emisión de títulos valores. Estos proyectos eran la Nueva Topping, las dos plantas de Isomerización

143

(Cochabamba y Santa Cruz) y la Nueva Refinería. Los proyectos para las plantas de isomerización y la nueva refinería serán concluidos en el primer semestre del 2012. En Almacenaje, tanto YPFB Logística como YPFB Aviación, tenían proyectos de incremento de capacidad que aún no fueron iniciados en su fase de Inversión, por falta de Estudios a nivel de Ingeniería Básica o Básica Extendida. Estos estudios de Pre-inversión no fueron realizados por falta de recursos económicos de las empresas; es así que las pocas inversiones que ejecutaron estas empresas se orientaron a garantizar la continuidad del servicio. YPFB Logística está concluyendo a fines del 2011 y principios del 2012 sus primeros estudios de pre-inversión para la adecuación de 3 plantas de almacenaje de combustibles líquidos y la construcción de la planta de Montero; YPFB Aviación está aún en proceso de elaboración de sus proyectos. En cuanto al uso del Crédito SANO 202/2009, una vez definidos y oficializados los procedimientos, además del marco normativo para la transferencia de los recursos del citado crédito, al 30 de junio de 2011, se ha desembolsado el 11,77% de los US$ 700 MM que es el monto vigente por contrato (Se descontó $us. 300 MM para ser ejecutados a través de la EBIH). Hasta ahora existen dos mecanismos para canalizar los recursos del Crédito BCB, diferenciados por los desembolsos que se realizan a proyectos de Casa Matriz y a las Subsidiarias de la Corporación. Los desembolsos a Casa Matriz, destinados a las Plantas de Separación de Líquidos de Gran Chaco y Rio Grande utilizan el mecanismo de transferencia directa para realizar pagos a proveedores de bienes y servicios una vez cumplidas las formalidades en el marco de los procedimientos y normativa que compete a una empresa estatal. En contraste, las transferencias a las Subsidiarias se realizan a través de la compra de títulos valores, instrumentos financieros contemplados en el Código de Comercio y en la Ley Financial, desde el año 2010. En el Plan de Inversiones, se había dispuesto en “otros” a las fuentes de financiamiento alterno y marginal. En efecto en la categoría mencionada se incluye parte del aporte de capital de YPFB Casa Matriz canalizado a YPFB Transporte para financiar los gasoductos: GCC Tramo 2 y GAA Fase 3b; igualmente en esta categoría se encuentra parte del uso de la asignación del Tesoro General de la Nación (TGN) para financiar una proporción de los proyectos de Redes de Gas. En general, el citado aporte de capital implica aproximadamente US$ 104 MM y la transferencia del TGN para la gestión 2011, supone US$ 50 MM. Al 30 de junio de 2011 se obtiene el cumplimiento del 25.25% de lo inicialmente programado, pero involucra el 28.54% de los recursos ahora disponibles. Cabe destacar que YPFB Transporte SA, es la única empresa de la Corporación que ha recurrido a la banca privada para financiar algunas inversiones por un monto de US$ 10.38 MM. Si bien es cierto, que actualmente YPFB Transporte SA, debe cumplir con un margen de apalancamiento determinado por la regulación, dicha normativa ha tenido cierta influencia para acceder a dichos créditos, los cuales han sido modestos con relación a las otras fuentes de financiamiento. En cuanto a las otras formas de financiamiento, cabe indicar que no ha sido necesario su requerimiento por las siguientes razones: En primer lugar, el crédito externo que se había previsto se enfocaba a financiar parte de los proyectos de industrialización, los cuales pasaron a la Empresa Boliviana de Hidrocarburos (EBIH)21.

21 A mediados de la gestión 2011, los proyectos de industrialización vuelven a ser de competencia de YPFB Casa Matriz, en vista de las mejores capacidades en YPFB para su ejecución.

144

En segundo lugar, la emisión de deuda a través del mercado de valores era una posibilidad prevista en el marco de un Programa de Emisiones, el cual se encontraba postergado. No ha sido posible la reactivación del citado Programa debido al escaso tiempo, ante el hecho de que la Ley Financial de 2011 establece que cualquier emisión de valores de una Empresa Pública requiere la autorización a través de un Decreto Supremo. Por otra parte, el financiamiento utilizando los recursos generados por las propias empresas ha destacado por sobre todas las otras fuentes de financiamiento, incluso ha superado lo estimado. Esto implica que las empresas han destinado el uso de sus recursos para aquellos proyectos prioritarios. Dentro de la categorización de uso de fuentes de financiamientos, los “recursos propios” han sido la principal fuente de financiamiento de los proyectos de la Corporación. Este sesgo tiene varias implicancias y causas que generaron este panorama de financiamiento, el cual se explica en el Cuadro N° 54.

Cuadro N° 57 Programación y Ejecución de Inversiones, por Uso de Fuentes

2009 al 30 de junio 2011

Uso de Fuentes Programado

2009 al 30 de junio 2011 (MM US$)


(MM US$)

Financiamiento de las inversiones con recursos propios

US$ 805.13 MM (22.42% de las inversiones programadas)

US$ 962.76 MM (87.63% de las inversiones ejecutas)

Financiamiento de las inversiones utilizando “otras fuentes” (BCB+CRE EXT+Donaciones+Otros)

US$ 1,312.2 MM (47.97% de las inversiones programadas)

US$ 125.4 MM (11.42% de las inversiones ejecutadas)

Fuente: YPFB - DNIF

Cuadro N° 58 Programación y Ejecución de Inversiones, por Tipo de Actividad

2009 al 30 de junio 2011

Uso de Fuentes Programado

2009 al 30 de junio 2011 (MM US$)


(MM US$)

Financiamiento en el Upstream con recursos propios

US$ 419.3 MM (53.39% de las inversiones programadas en el

Upstream)

US$ 626.9 MM (100% de las inversiones ejecutadas en el

Upstream)

Financiamiento en el Downstream con recursos propios

US$ 420.7 MM (21.57% de las inversiones programadas en el

Downstream)

US$ 335.9 MM (71.21% de las inversiones ejecutadas en el

Downstream) Fuente: YPFB – DNIF.

En un principio, los recursos propios debían financiar el 24.42% de las inversiones programadas de YPFB Corporación, situación que en realidad ha supuesto el 87.63% de las inversiones ejecutadas. El financiamiento con recursos propios se refuerza en las actividades en el Upstream tanto en las operaciones de exploración como desarrollo de campos, dado que se tenía programado invertir con esta fuente $us 419,3 MM, frente a lo ejecutado $us 626,9 MM. En general, en la ejecución de proyectos se ha evidenciado que las actividades hidrocarburíferas en el Upstream han sido financiadas con recursos propios, esto se debe a su naturaleza de alto riesgo. De acuerdo a la normativa vigente, la exploración es una actividad que se realiza a cuenta y riesgo de las

145

empresas, en este sentido, si la actividad exploratoria no tiene éxito, se generan pérdidas para la empresa operadora. El financiamiento de los proyectos en Upstream de YPFB Andina SA, YPFB Chaco SA, entre la gestión 2009 a junio de 2011, se ha realizado con la reinversión de sus utilidades y uso de sus flujos de caja. En otras palabras, tanto la caja generada en el mismo periodo, ha servido para financiar los proyectos en la misma gestión como para el siguiente año, cuando se produce la reinversión de las utilidades. Esta metodología de financiamiento ha permitido ejecutar el total de las inversiones de YPFB Andina SA ($us 318,7 MM) y YPFB Chaco SA ($us 194,6 MM). En cuanto al financiamiento de las inversiones de YPFB Petroandina SAM, esta se ha efectuado conforme al acuerdo de la Sociedad Anónima Mixta, entre YPFB y PDVSA. Entre la gestión 2009 a junio 2011, el aporte de capital de PDVSA reflejado en las inversiones acumuladas representan $us 113,6 MM. En síntesis, toda la inversión en el Upstream de YPFB Corporación (2009-junio de 2011) no ha requerido de otras fuentes de financiamiento que no haya generado el flujo de caja de las citadas empresas, desechando la opción de otras fuentes de financiamiento, sobre todo para el desarrollo de campos. El sesgo del uso de “recursos propios” también se evidencia en el Downstream, aunque con menor incidencia que en el Upstream, donde inicialmente se había programado que dichos recursos ocuparía el 21,57% de las fuentes utilizadas para financiar sus inversiones, en contraste del 71,21% ejecutado, respectivamente. En términos absolutos, lo programado supera a lo ejecutado en $us 84,8 MM. En síntesis en todas las actividades petroleras, desde la gestión 2009 a junio de 2011, el empleo de los recursos propios se ha acrecentado como principal fuente de financiamiento. Entre los principales logros en cuanto al financiamiento se pueden mencionar: - Se ha concretado, activado y canalizado el Crédito BCB a proyectos de inversión. - Se ha establecido reglamentos y manuales de procedimientos dentro de Casa Matriz para la

transferencia de recursos a los proyectos de YPFB Corporación. - Se ha logrado que parte de las inversiones de la gestión 2011 en Redes de Gas sean financiadas

por Tesoro General de la Nación. - YPFB Transporte S.A. ha logrado diversificar sus fuentes de financiamiento de corto plazo. - Se ha realizado en la gestión 2010 la primera emisión y compra de Bonos Privados de YPFB

Transporte con cargo al Crédito BCB. - Se ha realizado un incremento de capital en la gestión 2009 en la empresa YPFB Transporte con

la finalidad de financiar proyectos. - YPFB Logística cuenta con una nueva tarifa de almacenaje que hace sostenible las operaciones

de esta empresa en esta actividad. - Actualmente, está en proceso de revisión de tarifa de YPFB Transporte.

Por otra parte, los principales desaciertos fueron: - El Plan de Inversiones 2009-2015 se encontraba en función a proyectos en fase de visualización

y/o con estudios de preinversión en curso. - Los recursos propios han sido utilizados como fuente de financiamiento prioritaria y no se han

identificado recursos externos a las empresas para financiar más proyectos de inversión. - El Plan 2012 – 2015 no muestra agresividad en inversiones en exploración.

146

- La carencia de estructura de gobierno corporativo, no permitió la elaboración de una Estrategia de Financiamiento de la Corporación.

- Se precisa realizar una evaluación de las tarifas de todas las actividades petroleras, con la finalidad de hacer sostenible el financiamiento de los proyectos.

Entre las fortalezas de YPFB respecto al financiamiento se tienen: - Control de toda la cadena hidrocarburífera. - Patrimonio agregado de la corporación por encima de $us. 5 mil millones de dólares. Ratios

financieros adecuados de la mayor parte de las empresas. - Contratos para la venta de gas natural firmados con Brasil y Argentina. - Se cuenta con un Plan de Inversiones Corporativo; un Plan de Exploración 2011 – 2020 y un Plan

de Industrialización. - Experiencia en financiamiento a través de mercados de valores nacional en algunas subsidiarias

de YPFB antes de la gestión 2009 (YPFB Transporte y GTB). - Programa de capacitación de YPFB para mejorar las capacidades del personal.

Las oportunidades que se encuentran en el entorno para el financiamiento: - Existe liquidez en el mercado financiero nacional e internacional (aproximadamente $us. 1.984

MM hasta el 2015 en el escenario conservador en el mercado nacional, del cual podríamos acceder hasta un 20% como Corporación).

- Posibilidad de adquirir deuda considerando los flujos futuros en empresas subsidiarias con óptimos indicadores financieros.

- El Plan de Inversiones le da a YPFB una mejor posición para negociación de financiamiento. - El artículo 10 de la Ley 062 de 28 de noviembre de 2010 autoriza al BCB a realizar inversiones

hasta 1/3 de las Reservas Internacionales en empresas públicas productivas. - Esta en negociación una Estrategia de Financiamiento con el Gobierno Central para proyectos

Estratégicos de Industrialización. - Garantía soberana para proyectos de gran magnitud, sobre todo para el área de

industrialización. Entre las debilidades al interior de la Corporación, en cuanto al financiamiento se tienen: - Falta de estudios de pre-inversión de proyectos que no señalan con precisión los montos de

inversión en el mediano plazo. - Inexistencia de calificaciones de riesgo de la corporación y a nivel individual de todas las

empresas. - Carencia de manuales procesos y procedimientos y de certificaciones de calidad a nivel

corporativo. - Falta de automatización en el manejo de la información.

Entre las amenazas que podrían afectar el financiamiento se detectan: - Normativa nacional que dificulta la obtención de financiamiento (leyes y decretos supremos). - Excesiva burocracia (ejemplo, la emisión de bonos por empresas subsidiarias). - Baja inversión extranjera en el upstream, bajo nivel de utilización de recursos externos. - Ley de Hidrocarburos desactualizada al igual que toda la normativa relacionada.

147

- Ley de inversiones desactualizada. - Prima de Riesgo País alta que puede dificultar la obtención de financiamiento externo.

En función al análisis efectuado se identificaron los principales problemas:

Cuadro N° 59 Principales Problemas en el Financiamiento

Causas Problemática Efectos

Baja inversión en el sector de hidrocarburos en años previos a la nacionalización ($us 1.857 MM entre 2001 al 2005).

No existe experiencia en la ejecución de inversiones, como la elaboración de estudios de preinversión. No se han generado nuevas inversiones de magnitud en el sector.

Niveles bajos de reservas probadas de gas y petróleo y refinerías con capacidad limitada de procesamiento.

Insuficiente desarrollo de capacidades, para obtener oportunamente estudios de preinversión.

Imprecisión en el tema técnico que deriva en imprecisiones de estimaciones de Capex

Altas variaciones en los Capex y en la determinación de indicadores financieros de evaluación.

Inexistencia de análisis de riesgo en algunas empresas y a nivel corporativo.

Desconocimiento de la capacidad individual y de la corporación.

Bajo poder de negociación individual que podría compensarse aprovechado a nivel colectivo.

Carencia de procedimientos y procesos internos en Casa Matriz y a nivel corporativo.

La falta de certificaciones obstaculiza el potencial financiamiento (financiamiento internacional).

Decremento de la capacidad de negociación de financiamiento.

Falta de automatización de información y canales de comunicación.

Existe duplicidad en la información Retrasos en la oportunidad de la información.

Falta de agregación y simplificación de la información a nivel corporativo.

2. INVERSIONES 2012-2016

2.1 REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN

A partir de la información recibida en las “Fichas de Proyectos” remitidas por las empresas subsidiarias y las unidades ejecutoras de YPFB Casa Matriz, se elaboró la Matriz de Proyectos y financiamiento. A continuación se presenta la situación actual de financiamiento para el plan de inversiones 2012 – 2016 por actividad de la cadena hidrocarburífera. Se incorpora como supuesto, el financiamiento adicional anunciado del BCB para proyectos de Industrialización por un monto de $us. 1.307 millones, el cual será incluido en el Presupuesto General del Estado 2012. El monto total programado para el período 2012 – 2016 asciende a $us.10.106,92 MM, cuya composición por fuentes de financiamiento es la siguiente:

148

Gráfico N° 65 Situación de Financiamiento del Plan de Inversiones

Fuente: Elaborado en base a información proporcionada por YPFB – DNPO.

Como se observa en este gráfico, las necesidades de financiamiento para el plan de inversiones son altas. En el global, 30,76% del plan de inversiones no tiene financiamiento, 44,99% está cubierto por recursos propios de las empresas subsidiarias/operadoras, 16,94% está cubierto con recursos del Crédito del BCB, los recursos propios de YPFB cubren el 7,22% y tan solo el 0.10% corresponde a financiamiento del Tesoro General de la Nación para el proyecto de Redes de Gas Domiciliario. En la gestión 2011 el TGN aporto para Redes de Gas 50 millones de dólares, si bien para el 2012 este aporte bajo a 10 millones de dólares (para red domiciliaria de la Ciudad del Alto), es posible que en los próximos años siga financiando en alguna proporción las inversiones requeridas por ser un proyecto de alto impacto social.

Gráfico N° 66

Situación de Financiamiento del Plan de Inversiones 2012-2016 Por Actividad


44,99%

7,22%

16,94%

0,10%

30,76% EMPRESASUBSIDIARIA/OPERADORA

RECURSOS PROPIOS YPFB

BCB

TGN

SIN FINANCIAMIENTO

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

TGN Recursos Propios YPFB BCB Sin Financiamiento Empresa Subsidiaria/Operadora

149

Con relación al financiamiento por actividad, se observa que las etapas de exploración y explotación están siendo financiadas con recursos propios de las empresas subsidiarias y operadoras privadas, para plantas de separación el financiamiento está asegurado con recursos del BCB y recursos propios de YPFB, pero las otras actividades tienen un alto porcentaje sin financiamiento: Industrialización, Transporte, Refinación y Almacenaje, en ese orden de importancia.

Gráfico N° 67 Situación de Financiamiento del Plan de Inversiones 2012-2016 Por Año


En el gráfico anterior, se observa que para el 2012 el 10% no tiene financiamiento y 90% si tiene, el 2013 el 22% está sin financiamiento, el 2014 el 38% de las inversiones programadas no tiene financiamiento, el 2015 46% no tiene financiamiento y el 2016 58% no tiene financiamiento. A continuación se presenta un cuadro con los principales proyectos que no tienen financiamiento asegurado, por sector de la cadena.

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

2012 2013 2014 2015 2016

EMPRESA SUBSIDIARIA/OPERADORA RECURSOS PROPIOS YPFB BCB TGN OTROS SIN FINANCIAMIENTO

10%

9%

56%

24%%

22%

21% 38%

46%

58% 51%

41% 35% 30%

16%

11%

6%

5%

6%

13%

150

Cuadro N° 59 Requerimiento de Financiamiento

Sector Proyectos Principales Monto Sin

Financiamiento MM $us

Transporte Expansión Gasoducto Yacuiba Río Grande Fase I (GYRG Fase I)

151,15

Expansión Líquidos Sur Asociado al GIJA Fase II 25,80

Expansión GIJA Fase II 92,26

Gasoducto GTC Fase I 67,73

Gasoducto Sucre Potosí Fase I 21,48

Poliducto Cochabamba – Montero 159,22

Ampliación PVT 31,68

Refinación Unidades de Isomerización en CBBA y SCZ 151,15

Almacenaje Ampliación, Adecuación y Continuidad Operativa de Plantas de Almacenaje YPFB Logística

43,12

Plantas de Aviación 6,58

Industrialización Planta Etileno Polietileno 1.756,83

Otros proyectos 601,66

Total Sin Financiamiento 3.108,66

Fuente: Elaborado en base a información de DNPO.

2.2 FUENTES DE FINANCIAMIENTO DISPONIBLES

Actualmente YPFB ejecuta proyectos y las fuentes de financiamiento que utiliza son básicamente recursos propios de las empresas subsidiarias y recursos del préstamo que el Banco Central de Bolivia ha otorgado a YPFB por un monto de $us. 700 millones. Además de ello, los titulares de los contratos de operación encaran sus actividades son financiamiento propio. En general existen fuentes de financiamiento que la corporación ya ha utilizado o se encuentra utilizando y otras que están disponibles en el mercado nacional e internacional, pero que todavía no han sido utilizadas. A continuación se presenta la relación.

151

Cuadro N° 60 Fuentes de Financiamiento Disponibles

Fuente Descripción

Banco Central de Bolivia SANO 202/2009

Las condiciones del crédito son concesionales con una tasa de interés de 1% anual y 5 años de gracia. Los recursos están siendo utilizados en el financiamiento de proyectos de Plantas de Separación de Líquidos, proyectos de Transporte e Industrialización. Los recursos no son suficientes para cubrir la totalidad de las necesidades

Mercados locales (valores y banca)

Tienen condiciones de mercado plazos e intereses. Durante gestiones anteriores YPFB Transporte ha emitido bonos públicos los cuales han sido adquiridos en su totalidad por las AFPs, también han contraído deuda de la banca comercial. YPFB Casa Matriz no tiene ninguna experiencia en acceso al mercado de valores y tampoco en la obtención de crédito comercial. Para el futuro estas fuentes se presentan como alternativas realizables, ya que tienen respaldo normativo y además el mercado tiene alta liquidez.

Mercados internacionales (valores y banca)

Hasta la fecha ninguna de las empresas de YPFB Corporación ha acudido a mercados internacionales. Sin embargo, para las empresas petroleras son fuentes utilizadas en su financiamiento de proyectos.

Organismos Multilaterales

Sus condiciones pueden ser concesionales, entre ellos se puede mencionar al BID, Banco Mundial, Corporación Andina de Fomento, Banco Islámico para el Desarrollo, etc. Dentro de la corporación, la única empresa que tiene experiencia acudiendo a estos organismos es YPFB Transporte que tiene un crédito con BID y CAF, que a su vez han gestionado un crédito sindicado con un grupo de bancos. Por sus características, esta fuente es una opción importante para los proyectos de YPFB Corporación.

Recursos Propios YPFB y Empresas subsidiarias

Es la fuente que habitualmente ha sido utilizada y básicamente constituye reinversión de utilidades retenidas, esto influye en la no distribución de dividendos a los accionistas de las empresas subsidiarias. A fin de optimizar los recursos propios son una fuente para cofinanciar, con el objetivo de apalancar un mayor financiamiento externo.

Socios privados / acciones

Es una fuente de financiamiento a través de patrimonio, consiste en el aporte de capital de socios a empresas de la corporación para la ejecución de proyectos. La CPE permite a YPFB asociarse con socios privados o públicos, nacionales o extranjeros, siempre y cuando la participación de YPFB no sea menor al 51%

Agencias de Crédito a la Exportación (ECAs)

Son instituciones que trabajan con fondos públicos y/o privados que proveen préstamos y seguros respaldados por un gobierno a distintas empresas. Estos servicios facilitan las actividades comerciales en el extranjero, particularmente en los países en donde existen altos riesgos financieros y políticos. Sus condiciones pueden ser concesionales, pero presentan la desventaja de estar atadas a un proveedor del país que otorga el crédito.

Donaciones Esta fuente podría ser utilizada para financiar inversiones sociales.

Municipios y Gobernaciones

Los municipios y gobernaciones puedes cofinanciar proyectos sociales, tal como distribución de gas por redes.

TGN Esta fuente puede ser utilizada para financiar inversiones sociales que no son financieramente rentables, por ejemplo: distribución de gas por redes.

Fondo de Redes Fue creado para financiar la ampliación de redes de gas, por tanto su uso es exclusivo para este fin.

152

3. ESTRATEGIA DE FINANCIAMIENTO

Tiene por objetivo Gestionar el financiamiento a nivel corporativo para proyectos estratégicos que no cuenten con recursos asegurados para su ejecución dentro del Plan de Inversiones 2012 – 2016, a través de un apoyo sinérgico entre todas las empresas que conforman YPFB. Se define como proyectos estratégicos a todas aquellas inversiones que contribuyan al logro de los objetivos estratégicos definidos en el Plan de Inversiones, aquellos que vayan en beneficio de la sociedad y que contribuyan al crecimiento y fortalecimiento económico de las empresas que conforman YPFB. Para ello se proponen tres grupos de acciones estratégicas, que se resumen a continuación:

Cuadro N° 61 Acciones Estratégicas para el Financiamiento

Acción Estratégica Indicador Meta 2016

1. Gestionar el financiamiento a largo plazo para los Proyectos Estratégicos del Plan de Inversiones 2012 – 2016.

Matriz de Asignación de potenciales fuentes de financiamiento por proyecto.

Una cartera de fuentes de financiamiento consolidada.

Cartera de proyectos priorizada. Cronograma de intervención de proyectos.

Financiamiento Estructurado para los proyectos según cronograma de intervención.

Los proyectos estratégicos cuentan con una estructura de financiamiento definida.

Financiamiento gestionado (conjuntamente con el ejecutor).

Proyectos en curso con financiamiento contratado.

Tarifas/Márgenes de la cadena de hidrocarburos revisados.

YPFB Corporación mejora su capacidad de generación de utilidades.

2. Definir parámetros para una estructura óptima de capital para el financiamiento de inversiones en el Upstream y Downstream.

Política elaborada y aprobada. Política aplicada individualizada para inversiones del Upstream y del Downstream.

3. Desarrollar fuentes de financiamiento para financiar proyectos estratégicos y de conveniencia social.

Proyecto del Fondo de Inversión Corporativo elaborado y considerado a nivel Corporativo.

Decisión respecto a la implementación del Fondo de Inversiones hasta 2012.

Fuente: Elaboración propia DNIF.

153

3.1 GESTIONAR EL FINANCIAMIENTO A LARGO PLAZO PARA LOS PROYECTOS ESTRATÉGICOS DEL PLAN

DE INVERSIONES 2012 – 2016

Que tiene por objetivo contar con el financiamiento a largo plazo para dichos proyectos y consecuentemente, el logro de los objetivos estratégicos formulados, y consiste en:

• Definir las fuentes probables de financiamiento, para todas aquellas inversiones que no cuenten con recursos para su ejecución parcial o total, conforme a:

- La tipología del proyecto. - Características de la Unidad Ejecutora. - Resultados de los estudios de pre-inversión. - Beneficio que otorga a la sociedad y otros parámetros.

• Priorizar los proyectos según parámetros de financiamiento, rentabilidad económica, social y

capacidad de endeudamiento del ejecutor.

• Estructurar el financiamiento para los proyectos del plan, de acuerdo al cronograma establecido.

• Gestionar conjuntamente con el Ejecutor del financiamiento requerido para los proyectos del Plan.

• Apoyar a las subsidiarias, que así lo requieran, a mejorar su capacidad de generación de utilidades y que a mediano plazo le permita una adecuada estructura de capital.

La DNIF ha elaborado un Plan de Acción de Corto Plazo a objeto de realizar acciones concretas con relación a la gestión de financiamiento, según se describe en el Cuadro N° 64.

Cuadro N° 62 Financiamiento: Plan de Acción de Corto Plazo

Sector Proyectos Acciones

Refinación Plantas de Isomerización CBB y SCZ

Monitoreo y apoyo a las acciones que está realizando YPFB Refinación en su gestión de financiamiento. Actualmente, la empresa ha previsto realizar una emisión pública de bonos a través del mercado de valores nacional.

Industrialización Planta Amoniaco Urea

Asegurar de que el financiamiento del BCB esté incluido en la Ley Financial 2012.

Trabajar en la adenda al contrato SANO o en un nuevo convenio de conformidad a lo que definan las autoridades.

Planta Etileno Polietileno

Asegurar que el cofinanciamiento del BCB esté incluido en la Ley Financial 2012.

Iniciar las gestiones con potenciales financiadores para que cofinancien la inversión (posibles socios, banca internacional, organismos multilaterales, mercado de valores y capitales, etc.).

154

Sector Proyectos Acciones

Transporte – YPFB Logística

- Poliducto Caracollo – Cochabamba OCOLP II - Ampliación del Poliducto Camiri Sucre - Poliducto Villamontes Tarija

Análisis de fuentes de financiamiento:

Aporte de Capital de YPFB Casa Matriz.

Crédito de otras empresas subsidiarias.

Crédito del sistema financiero nacional.

Leasing Financiero.

Emisión de deuda.

Transporte YPFB Transporte

- Expansión líquidos asociados al GIJA - Ampliación de Gasoducto GVT

Conclusión de la segunda Emisión de Bonos Privados y desembolso de recursos a YPFBT.

Almacenaje – YPFB Logística

- Planta de Almacenaje de Montero - Adecuación de Plantas de Almacenaje

Análisis de fuentes de financiamiento:

Aporte de Capital.

Crédito de otras empresas subsidiarias.

Crédito del sistema financiero nacional.

Leasing financiero.

Almacenaje – YPFB Aviación

- Adecuación de Plantas - Ampliación de plantas - Compra Refullers

Retomar el Estudio de Revisión Tarifaria una vez concretada la compra de acciones a BP.

Análisis de fuentes de Financiamiento de sus proyectos que presentarán en el 2012, que actualmente se encuentran en fase de elaboración por la Empresa.

Distribución - Redes de Gas Domiciliario - Distribución GNL

Establecer límites de aportes de Casa Matriz con recursos propios para preservar la salud financiera de la empresa.

Negociación de aportes del TGN.

Reactivación del Fondo de Redes.

Analizar otras fuentes canalizadas por la GNRGD (Municipios y otros).

Cabe señalar que el Plan de Acción es una herramienta dinámica que se modifica en función a nuevos requerimientos, avance de estudios, logro de financiamiento, etc. 3.2 ELABORAR UNA POLÍTICA DE FINANCIAMIENTO A NIVEL CORPORATIVO

Cuyo objetivo es definir parámetros para una estructura óptima de capital para el financiamiento de inversiones en el Upstream y Downstream. En este sentido, se tiene previsto:

Lograr que en el mediano plazo, todas las empresas subsidiarias sean auto sostenibles financieramente (particularmente nos referimos a YPFB Logística y YPFB Aviación).

Conformar un Fondo de Financiamiento.

Lograr una estructura óptima de capital referencial para cada empresa de la corporación.

Clasificar los proyectos por su objetivo (social o rentable), por actividad de la cadena hidrocarburífera.

Diversificar mecanismos y fuentes de financiamiento, en el marco de la coyuntura vigente al momento de la toma de decisiones.

Promover el financiamiento y otro tipo de cooperación entre empresas al interior de la corporación.

155

Anticipar de manera oportuna las barreras que impiden el acceso al financiamiento, se requiere realizar análisis y evaluación de la normativa financiera vigente (Ley de Inversiones, Ley del mercado de Valores, Ley del Presupuesto General del Estado y otras) y su impacto en YPFB Corporación.

3.3 IMPLEMENTAR EL FONDO DE FINANCIAMIENTO CORPORATIVO

Con el propósito de desarrollar fuentes para financiar proyectos estratégicos y de conveniencia social. YPFB estudiará la conveniencia de implementar un fondo, para ello se estudiará las fuentes de alimentación del fondo, así como las inversiones hacia las que estará destinado. 3.4 ANÁLISIS DE LA SOSTENIBILIDAD

Con el objeto de que todas las actividades de la cadena hidrocarburífera estén aseguradas y no corran el riesgo de interrupción, es necesario efectuar el análisis de la sostenibilidad de las empresas de la corporación y elaborar propuestas de mejoramiento. Por otro lado, la sostenibilidad financiera otorgará a las empresas mejores condiciones de acceso al financiamiento externo (caso específico de las empresas YPFB Logística y Aviación).

156

ANEXOS

ANEXO A - ÁREAS EXPLORATORIAS

A1. Áreas Reservadas para YPFB

N° N° Área Reser-vada

Áreas De Exploración Departamento Fase Empresa Situación

1 1 MADRE DE DIOS PANDO 2 Disponible

2 2 RÍO BENI PANDO-LA PAZ-BENI 1b GTLI Contratos de servicios petroleros en negociación

3 3 MADIDI LA PAZ 1a YPFB Petroandina CEEAR

4 4 SÉCURE BENI-COCHABAMBA 1a YPFB Petroandina CEEAR

5 5 CEDRO SANTA CRUZ 2 Disponible

6 6 ALMENDRO SANTA CRUZ 1b GTLI Contratos de servicios petroleros en negociación

7 7 AZERO CHUQUISACA-SANTA CRUZ

1b Gazprom Contratos de servicios petroleros en negociación

8 8A CAROHUAICHO "8A" SANTA CRUZ 1b YPFB Corporación YPFB Corporación

9 8B CAROHUAICHO "8B" SANTA CRUZ 1b YPFB Corporación YPFB Corporación

10 8C CAROHUAICHO "8C" SANTA CRUZ 1b A definir Convenios de Estudio en negociación

11 8D CAROHUAICHO "8D" SANTA CRUZ-CHUQUISACA

1b YPFB Corporación YPFB Corporación

12 9 IÑAU CHUQUISACA-SANTA CRUZ

1a YPFB Petroandina CEEAR

13 10 SAUCE MAYU CHUQUISACA 2 Disponible

14 11 ITACARAY CHUQUISACA 1b GTLI Contratos de servicios petroleros en negociación

15 12 HUACARETA CHUQUISACA-TARIJA 2 Disponible

16 13 TIACIA CHUQUISACA-TARIJA 1a YPFB Petroandina CEEAR

17 14C AGUARAGUE CENTRO

TARIJA 1a YPFB Petroandina CEEAR

18 14N AGUARAGUE NORTE CHUQUISACA 1a YPFB Petroandina CEEAR

19 14SA AGUARAGUE SUR "A" TARIJA 1a YPFB Petroandina CEEAR

20 14SB AGUARAGUE SUR "B" TARIJA 1a YPFB Petroandina CEEAR

21 15 IÑIGUAZU TARIJA 1a YPFB Petroandina CEEAR

22 16 SAN TELMO TARIJA 1b Petrobras Convenios de Estudio en vigencia

23 17 COIPASA ORURO 2 Disponible

24 18 CORREGIDORES POTOSÍ 2 Disponible

25 19 BUENA VISTA CHUQUISACA 2 Disponible

26 20 CAMATINDI CHUQUISACA-TARIJA 1b YPFB Corporación YPFB Corporación

27 21 SANANDITA TARIJA 1b Easter Petroleum & Gas

Contratos de servicios petroleros en negociación

28 22 ASTILLERO TARIJA 1b Petrobras Convenios de Estudio en vigencia

29 23 SUNCHAL TARIJA 1b Petrobras Convenios de Estudio en vigencia

30 24 SAYURENDA TARIJA 2 Disponible

31 25 VILLAMONTES TARIJA 2 Disponible

32 26 ISIPOTE CHUQUISACA-TARIJA 1b Petrovietnam Convenios de Estudio en

157

N° N° Área Reser-vada


vigencia

33 27 CARANDAITI SANTACRUZ-CHUQUISACA-TARIJA

2 Disponible

34 28 BOYUIBE SANTA CRUZ-CHUQUISACA

1a YPFB Corporación YPFB Corporación

35 29 YOAI SANTA CRUZ-CHUQUISACA

1b Petrovietnam Convenios de Estudio en vigencia

36 30 CUPECITO SANTA CRUZ 1b GTLI Contratos de servicios petroleros en negociación

37 31 CHISPANI LA PAZ-COCHABAMBA-BENI

1a YPFB Petroandina CEEAR

38 32 LLIQUIMUNI LA PAZ 1a YPFB Petroandina CEEAR

39 33 CHEPITE LA PAZ 1a YPFB Petroandina CEEAR

40 34 ISARSAMA COCHABAMBA 1b YPFB Corporación YPFB Corporación

41 35 MANCO KAPAC COCHABAMBA 2 Disponible

42 36 SAN MIGUEL COCHABAMBA 1b YPFB Corporación YPFB Corporación

43 37 FLORIDA SANTA CRUZ 1b Pluspetrol Convenios de Estudio en vigencia

44 38 EL DORADO OESTE SANTA CRUZ 1b YPFB Corporación YPFB Corporación

45 39 ARENALES SANTA CRUZ 1b Pluspetrol Convenios de Estudio en vigencia

46 40 TAPUTA SANTA CRUZ 1b Pluspetrol Convenios de Estudio en vigencia

47 41 OVAI SANTA CRUZ 1a YPFB Corporación YPFB Corporación

48 42 ALGARROBILLA TARIJA 1b Petrovietnam Convenios de Estudio en vigencia

49 43 YUCHAN TARIJA 1b YPF Convenios de Estudio en vigencia

50 44 CASIRA POTOSÍ 1b A definir Convenios de Estudio en negociación

51 45 LA CEIBA TARIJA 1b A definir Convenios de Estudio en Negociación

52 46 CAPIGUAZUTI CHUQUISACA 1b YPF Convenios de Estudio en vigencia

53 47 RIO SALADO TARIJA 1b YPF Convenios de Estudio en vigencia

54 48 LA GUARDIA SANTA CRUZ 2 Disponible

55 49 IGUEMBE CHUQUISACA 2 Disponible

56 50 SAN MARTIN TARIJA-CHUQUISACA 1b YPFB Corporación YPFB Corporación

57 51 OKINAWA SANTA CRUZ 1b A definir Convenios de Estudio en Negociación

58 52 RODEO SANTA CRUZ 1b A definir Convenios de Estudio en Negociación

59 53 PILAR SANTA CRUZ 1b A definir Convenios de Estudio en Negociación

60 54 EL REMATE SANTA CRUZ 2 Disponible

61 55 NUEVO HORIZONTE SANTA CRUZ 2 Disponible

62 56 PUERTO GRETHER SANTA CRUZ 2 Disponible Fuente: YPFB.

158

A2. Áreas en Proceso de Reservar para YPFB

N° N° Área a Reservar


1 57 COBIJA PANDO 2 Disponible

2 58 MANURIPI PANDO 2 Disponible

3 59 TOROMONAS LA PAZ 1b YPFB Corporación YPFB Corporación

4 60 NUEVA ESPERANZA LA PAZ 2 Disponible

5 61 SAN FELIPE LA PAZ 2 Disponible

6 62 ENERO LA PAZ 2 Disponible

7 63 SAN BORJA BENI 2 Disponible

8 64 LITORAL COCHABAMBA 2 Disponible

9 65 IVIRZA COCHABAMBA 2 Disponible

10 66 MADRE SELVA SANTA CRUZ 2 Disponible

11 67 SAN SILVESTRE SANTA CRUZ 2 Disponible

12 68 LA TIGRA SANTA CRUZ 2 Disponible

13 69 MOROCOS SANTA CRUZ 2 Disponible

14 70 ABAPÓ SANTA CRUZ 2 Disponible

15 71 MENONITA SANTA CRUZ 2 Disponible

16 72 AVISPA SANTA CRUZ 2 Disponible

17 73 MONTEVERDE SANTA CRUZ 2 Disponible

18 74 TITA-TECHI SANTA CRUZ 2 Disponible

19 75 ABEJA SANTA CRUZ 2 Disponible

20 76 COLIBRÍ SANTA CRUZ 2 Disponible

21 77 FORTIN PAREDES SANTA CRUZ 2 Disponible

22 78 OTUQUIS SANTA CRUZ 2 Disponible

23 79 IZOZOG SANTA CRUZ 2 Disponible

24 80 ORIENTAL SANTA CRUZ 1b YPFB Corporación YPFB Corporación

25 81 PELÍCANO CHUQUISACA-SANTA CRUZ

2 Disponible

26 82 LAS MORAS SANTA CRUZ 2 Disponible

27 83 PETA SANTA CRUZ 2 Disponible

28 84 MIRAFLORES CHUQUISACA-SANTA CRUZ

2 Disponible

29 85 AYOREO SANTA CRUZ 2 Disponible

30 86 ALEGRÍA TARIJA 2 Disponible

31 87 EL CHORE COCHABAMBA 2 Disponible

32 88 YUARENDA TARIJA 2 Disponible

33 89 SANTA CATALINA BENI 2 Disponible

34 90 SAN ANDRES LA PAZ 2 Disponible

35 91 CHACARILLA LA PAZ 2 Disponible

36 92 TOLEDO LA PAZ - ORURO 2 Disponible

37 93 TOTORANI ORURO 2 Disponible

38 94 SANTA LUCIA ORURO 2 Disponible

39 95 GARCI MENDOZA ORURO 2 Disponible

40 96 RIO MULATO POTOSÍ 2 Disponible

41 97 COLCHANI POTOSÍ 2 Disponible

42 98 CASA GRANDE POTOSÍ 2 Disponible Fuente: YPFB.

159

A2. Áreas en Contratos de Operación con Actividad Exploratoria N° ÁREAS DEPARTAMENTO FASE EMPRESA SITUACIÓN

1 AQUIO SANTA CRUZ-CHUQUISACA

1a Total Contratos de operación

2 IPATI SANTA CRUZ-CHUQUISACA

1a Total Contratos de operación

3 IBIBOBO TARIJA 1a BG Group Contratos de operación

4 CURICHE SANTA CRUZ 1a PLUSPETROL Contratos de operación

5 TAJIBO SANTA CRUZ 1a PLUSPETROL Contratos de operación

6 TAJIBO SUR SANTA CRUZ 1a PLUSPETROL Contratos de operación

7 TACOBO SANTA CRUZ 1a PLUSPETROL Contratos de operación

8 GUAIRUY-SARARENDA SANTA CRUZ 1a YPFB Corporación Contratos de operación

9 RÍO GRANDE SANTA CRUZ 1a YPFB Corporación Contratos de operación

10 SARA BOOMERANG I SANTA CRUZ 1a YPFB Corporación Contratos de operación

11 SARA BOOMERANG III SANTA CRUZ 1a YPFB Corporación Contratos de operación

12 CARRASCO ESTE COCHABAMBA 1a YPFB Corporación Contratos de operación

13 VUELTA GRANDE CHUQUISACA 1a YPFB Corporación Contratos de operación

14 INGRE SANTA CRUZ 1b YPFB Corporación En proceso de devolución (Contrato operación Petrobras)

15 CHARAGUA SANTA CRUZ 1b YPFB Corporación En proceso de devolución (Contrato operación Repsol)

16 ITATIQUI SANTA CRUZ 1b YPFB Corporación Área devuelta (Contrato operación Repsol)

Fuente: YPFB.

160

ANEXO B - ABASTECIMIENTO DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

B1. Capacidad de Transporte de Hidrocarburos líquidos

Ducto Capacidad 2009

(BPD) Capacidad 2011

(BPD)

OCY (TPC-ETG) 26,500 26,500

OCY (ETG-ECH) 29,150 29,150

OCCH 3,000 3,000

OCSZ-2 28,600 28,600

ORSZ 4,500 4,500

PRSZ 3,200 5,880

OSSA-1 33,500 33,500

OSSA-2 18,000 18,000

OSCR 15,000 15,000

ONSZ-2 21,000 19,500

ONSZ-1A 5,000 5,000

ONSZ-1C 8,100 8,100

OCSC 30,000 30,000

PPF 3,200 6,000

OCC 16,200 0 Fuente: YPFB Transporte.

Capacidad 2009 2011

Transporte OCOLP I (BPD) 12.000 12.000

Transporte PCPV (BPD) 1.887 1.887

Transporte OCSZ - 1 (BPD) 3.648 3.648

Transporte PCS (BPD) 3.334 3.334

Transporte PSP (BPD) 2.579 2.579

Transporte PVT (BPD) 1.698 1.698

Transporte Total (BPD) 25.146 25.146


161

B2. Capacidad de Refinación

Capacidad 2009 2011

Unidades de Crudo RGEB 18.300 BPD 19.500 BPD

Unidades de Crudo RGV 25.300 BPD 25.300 BPD

Unidades Reformación Catalítica RGEB

6.600 BPD 6.600 BPD

Unidades Reformación Catalítica RGV

7.500 BPD 8.100 BPD


B3. Capacidad de Almacenaje


Porcentual (%) Avances

Almacenaje DO (m3) 75,396.27 76,128.47 1.0% Habilitación Tanque – 187 en Villamontes

Almacenaje GE (m3) 42,068.94 43,490.04 3.4%

Habilitación Tanque – 182 en Villamontes Habilitación Tanque – 5460 en Trinidad Habilitación Tanque – 525 en Tupiza Habilitación Tanque – 5512 en Riberalta

Almacenaje GP (m3) 474.50 474.50 0.0%

Almacenaje KN (m3) 5,224.00 5,224.00 0.0%

Almacenaje GB (m3) 2,988.10 2,988.10 0.0%

Almacenaje JF (m3) 3,762.24 3,762.24 0.0%

Almacenaje AV GAS (m3) 41.01 41.01 0.0%

Almacenaje GLP (m3) 8,176.10 8,176.10 0.0%


162

ANEXO C - ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL

C1. Capacidad de Gasoductos

Ducto Capacidad 2009

MMpcd Capacidad 2011

MMpcd

GCY 176,0 176,0

GYC 176,0 176,0

GCRG 270,0 270,0

GVK 9,0 9,0

GCVH 32,1 32,1

GCC 22,0 49,2

DGCM 16,0 16,0

D.G.P.I 72,0 72,0

GYRG 1 342,0 342,0

GYRG 2 456,0 456,0

GYRG 3 440,0 440,0

GYRG 4 485,0 485,0

GIJA - 459,0

GVT-1 13,8 13,8

GVT-2 5,7 5,7

GTC-1 21,0 21,0

GTC-2 20,0 20,0

GTC-3 10,0 10,0

GPC 40,3 40,3

GSP 5,2 6,8

GAA-1 75,0 75,0

GAA-2 35,4 51,6

GAA-3 31,5 44,0

GRGSC 86,4 86,4


163

C2. INSTALACIONES DE GAS DOMICILIARIO

Instalaciones Internas (en número de Predios)

PROYECTOS INVERSIÓN PARTICULAR PROYECTO 14.000+5.000

PROYECTO PUENTE

PROYECTO 39 K REDES DE GAS TOTAL

DEPTO. CIUDAD 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

LA PAZ

El Alto 1.395 4.297 2.411 - 650 8.174 16.040 30.917 34.190 21.451 119.525

La Paz 246 104 - 435 1.255 2.674 3.740 6.877 11.583 8.446 35.360

Viacha - - - - - - - - - - 369 300 135 101 22 1.768 1.052 3.747

Patacamaya 108 108

ORURO Oruro 219 3.500 1.102 2.344 1.099 917 1.727 5.981 6.188 5.049 28.126

POTOSÍ Potosí 464 4.099 1.390 1.051 1.520 964 1.427 2.922 3.031 3.149 20.017

Betanzos 104 104

CHUQUISACA

Sucre - - 1.354 797 1.388 11.351 2.478 3.372 3.877 24.617

Villa Abecia 25 - 25

Tarabuco - - - - - - - - 111 - 100 211

Monteagudo - - - - - - - - - - - - - 330 42 35 - 407

Muyupampa - - - - - - - - - - - - - - - 20 - 250 270

Camargo - - - - - - - - - - - - - - - 288 - 288

SANTA CRUZ

Santa Cruz 9.428 1.672 5.715 7.830 24.645

Camiri 44 2.000 - 93 307 697 135 642 - 1.024 4.942

Saipina 407 407

Warnes 129 129

Montero 43 43

Cotoca 377 377

Charagua - - - - - - - - - - - - 89 271 18 - - 378

COCHABAMBA

Cochabamba 23.138 750 4.335 11.417 39.640

Quillacollo 1.535 1.535

Punata 138 138

Sacaba 620 620

Tiquipaya 228 228

Chapare:Ivirgarzama 20 20

Chapare:Villa Tunari 34 34

Cliza 28 28

TOTAL 2.368 14.000 4.903 5.646 6.017 15.550 67.147 52.740 70.182 67.416 305.969 Fuente: YPFB – GNRGD.

164

Construcción de Red Secundaria (en metros)


PROYECTO PUENTE


DEPTO. CIUDAD 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

LA PAZ

El Alto 132.000 68.752 370.580 248.809 312.707 178.244 25.349 60.803 119.797 1.517.041

La Paz 2.460 - 28.629 40.524 38.037 48.328 43.038 121.234 127.160 449.410

Sica Sica 8.828 8.828

Patacamaya 688 688

Viacha - - - - - - - - - 0 - 5.250 7.240 9.763 10.147 2.347 0 4.230 38.977

Calamarca 1.805 1.805

ORURO Oruro 89.254 3.686 34.191 27.817 33.384 77.446 12.240 74.633 61.462 414.113

POTOSÍ Potosí 102.245 4.415 27.876 22.373 11.298 49.733 27.565 50.698 26.526 322.729

Betanzos 1.799 575 0 2.404 4.778

CHUQUISACA

Sucre - - - - - - - - - - - 16.266 25.760 3.539 134.401 2214 83400,35 60.493 326.073

Monteagudo - - - - - - - - - - - - - 878 1.741 1.183 0 3.802

Muyupampa - - - - - - - - - - - - - 3.958 - 0 0 2.500 6.458

Villa abecia - - - - - - - - - - - - - - 1.363 70 0 50 1.483

Tarabuco - - - - - - - - - - - - - - 852 408 0 520 1.780

Camargo - - - - - - - - - - - - - 1.580 - 0 450 2.030

Presto

4.600 4.600

SANTA CRUZ

Santa Cruz

235.136 23.515 168.328 188.860 615.839

Warnes - - - - - - - - - - - - - - - 7.500 0 7.500

Montero - - - - - - - - - - - - - - - 7.500 0 19.815 27.315

Camiri 36.737 6.513 - 8.061 2.629 7.411 18.257 3.570 0 1.255 84.433

Saipina 19.640 19.640

Mairana 16.300 16.300

La Guradia 15.333 15.333

El Torno 14.315 14.315

Savedra 7.500 7.500

Mineros 10.000 10.000

Santa Rosa 15.500 15.500

Charagua - - - - - - - - - - - - 8.571 0 8.571

165


PROYECTO PUENTE


DEPTO. CIUDAD 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

COCHABAMBA

Cochabamba 312.556 165.801 167.694 646.051

Quillacollo 38.269 38.269

Sacaba 8.750 8.750

Arbieto - Tarata 6.413 6.413

Chapare:Ivirgarzama 4.097 4.097

Chapare:Villa Tunari 2.702 2.702

Tiquipaya 797 797

TOTAL 360.236 85.826 0 490.853 375.152 431.126 1.070.003 157.074 724.897 958.751 4.653.919 Fuente: YPFB – GNRGD.

166

Construcción de Red Primaria (en metros)

PROYECTOS YPFB EMPRENDIMIENTO PRIVADO PROYECTO 14.000+5.000

PROYECTO PUENTE


DEPTO. CIUDAD 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

LA PAZ

El Alto 43.000 - - - - - - - - - 1.110 1.080 - 5.010 2.050 6.351 495 59.096

La Paz 19.800 - - - - - - - - - - - - 735 1.000 845 11.311 9.047 42.738

Sica Sica 540 540

Patacamaya 4.116 4.116

Viacha - - - - - - - - - - - - - 1.734 6.209 7.943

ORURO Oruro 29.300 - - - - - - - - - - 300 - 500 2.264 194 8.210 40.768

POTOSÍ Potosí 21.800 - - - - - - - - - - - - 3.200 2.322 27.322

Betanzos - - - - - - - - - - - - 2.020 2.020

SANTA CRUZ

Santa Cruz 74.756 735 52.283 55.801 183.575

Camiri 2.710 - - - - - - - - - - - - 2.710

Charagua - - - - - - - - - - - 130 130

Satelite Norte 4.960 4.960

Cotoca 9.000 9.000

Portachuelos 15.400 15.400

Montero 500 500

Saipina 1.000 1.000

Warnes 500 500

CHUQUISACA

Villa Abecia - - - - - - - - - - - - 0

Muyupampa 13.600 13.600

Lajas Tambo 3.500 3.500

Camargo - - - - - - - - - - - - 0

Tarabuco - - - - - - - - - - - - - - 882 882

Sucre 22.790 - - - - - - - - - - - - 1.000 2.829 4.280 700 31.599

COCHABAMBA

Cochabamba 102.421 33.579 19.437 1.491 156.928

Quillacollo 850 850

Chapare:Shinaota 1.233 1.233

167

PROYECTOS YPFB EMPRENDIMIENTO PRIVADO PROYECTO 14.000+5.000

PROYECTO PUENTE


DEPTO. CIUDAD 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Chapare:Chimore 1.668 1.668

TARIJA

El portillo - La Pintada 5.700 5.700

La Pintada-Valle de la Concepcion

11.800 11.800

Valle de la Concepcion-La Higuera

2.400 2.400

La Higuera - Calamuchita 3.000 3.000

Tabladita - San Andres 13.800 13.800

TOTAL 316.577 33.579 0 1.110 1.380 130 8.979 5.070 6.673 133.756 142.024 649.278 Fuente: YPFB – GNRGD.

168

Instalación de Estaciones Distritales de Regulación (en piezas)

PROYECTOS EMPRENDIMIENTO PRIVADO PROYECTO 14.000+5.000

PROYECTO PUENTE


DEPTO. CIUDAD 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

LA PAZ

El Alto 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 4 0 6 2 0 0 2 20

La Paz 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 3 0 6 3 19

Viacha 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 1

ORURO Oruro 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0 0 1 2 7

POTOSÍ Potosí 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 3

SANTA CRUZ

Santa Cruz 10 10

Camiri 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1

Charagua 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 1

CHUQUISACA Sucre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 1 5 8

COCHABAMBA Cochabamba 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7 7

TOTAL 14 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 5 1 12 5 0 8 30 77 Fuente: YPFB – GNRGD.

Instalación de City Gates (en piezas)

PROYECTOS EMPRENDIMIENTO PRIVADO PROYECTO 14.000+5.000

PROYECTO PUENTE


DEPTO. CIUDAD 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

LA PAZ

El Alto 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

La Paz 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Viacha 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

ORURO Oruro 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1

POTOSÍ Potosí 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

SANTA CRUZ Chorety 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1

Saipina 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1

CHUQUISACA Sucre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

COCHABAMBA

Sacaba 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1

Ivirgarzama 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1

San Isidro 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1

TOTAL 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 5 6 Fuente: YPFB – GNRGD.

169

APENDICES

APENDICE A – ESTRUCTURA PROGRAMÁTICA DEL PLAN DE INVERSIONES

EJE 1. EXPLORACIÓN

Objetivo Eje Estrategia Objetivo Estrategia Indicadores Metas

Incrementar los descubrimientos de hidrocarburos en áreas exploratorias sujetas a contratos en vigencia, contratos a ser suscritos y en áreas operadas por YPFB Corporación

Desarrollo de un nuevo ciclo exploratorio

Incrementar las reservas probadas de gas natural como de hidrocarburos líquidos a través de una eficiente y efectiva administración y cumplimiento de los Contratos petroleros en vigencia

TCF’s incorporados de nuevas reservas de Gas provenientes de descubrimientos Comerciales a través de los contratos de operación y de servicios petroleros.

5,59

TCF’s incorporados de nuevas reservas de gas natural provenientes de descubrimientos realizados a partir de los contratos de Exploración y Explotación de áreas reservadas (CEEAR) a favor de YPFB que se ha firmado con la empresa YPFB Petroandina.

2,2

MMBbls incorporados de nuevas reservas de Petróleo y condensado provenientes de descubrimientos comerciales que se hayan realizado bajo la figura de contratos de operación y contratos de servicios petroleros.

128,23

MMBbl incorporados de nuevas reservas Petróleo y condensado provenientes de descubrimientos comerciales realizados a partir de los Contratos de Exploración y Explotación de Áreas Reservadas a favor de YPFB (CEEAR) que se ha firmado con la empresa YPFB Petroandina.

68,38

Gestión permanente y sostenida de la actividad exploratoria

Lograr el desarrollo de actividades exploratorias en nuevas áreas hidrocarburíferas

Porcentaje de las áreas exploratorias reservadas a YPFB asignadas (ya sea bajo la modalidad de Convenios de Estudio, Contratos de Servicios Petroleros o en actividad exploratoria a cargo de YPFB Corporación)

50%

Número de nuevas compañías de prestigio y experiencia internacional al 2016 se encuentran desarrollando actividades exploratorias en Bolivia

15

Número de eventos eventos internacionales claves por año a los que asiste YPFB Corporación para promocionar las áreas de exploración reservadas a favor de YPFB

7

Apoyo a la gestión de exploración

Fortalecer la gestión integral de la exploración en Bolivia, en materia de fomento a la exploración tanto de líquidos y petróleo como de gas natural

Mecanismos de fomento a la inversión en exploración consolidados y en ejecución (Fondo de Fomento de Inversión Petrolera-FIP y Políticas de determinación de precios para el gas natural

2

170

EJE 2. PRODUCCIÓN


Incrementar los niveles de producción de hidrocarburos (gas y líquidos), para contribuir al abastecimiento del mercado interno y los compromisos de exportación

Incremento de producción (en gas y líquidos)

Incremento de producción (en gas y líquidos)

MMmcd gas disponible para ventas correspondIientes a reservas probadas (PD).

30,59

MMmcd de gas disponible para venta, provienentes de reservas probadas no desarrolladas (PND%).

26,41

MMmcd de gas disponible para venta, de reservas probables (P2%)

2,23

BPD de producción de hidrocarburos líquidos 56.057

Número de pozos intervenidos 100

Número de pozos en los que aplique la recuperación (elevación) artificial (4 por año)

20

Número de pozos perforados (35 al año) 175

MMPC de capacidad de planta en Yapacaní 100

MMPC de capacidad de planta en Margarita 420

MMPC de capacidad de planta en San Alberto 200

Campos con curva de performance de producción-IPR (4 por año)

20

Optimización de la producción en campos maduros y en declinación

Prolongar la vida productiva y optimizar la producción en campos maduros y en declinación (productores de gas y líquidos) y generar condiciones favorables para su explotación

Número de campos maduros evaluados 10

Número de Planes de Desarrollo para estos campos evaluados

10

Pozos con técnicas de elevación artificial realizados 4

Nùmero de campos con aplicación de recuperación secundaria

4

Inyectores para sistemas de recuperación secundaria a partir de pozos cerrados (3 por año)

15

Condiciones para el desarrollo de campos

Generar condiciones adecuadas para impulsar el desarrollo de campos, y contribuir a reducir la dependencia de los megacampos que actualmente tiene el país

Campos Aquio e Incahuasi en operación a partir de 2015

2

Porcentaje de reduccíón de incidencia de demora en proyectos y actividades

10%

Programa anual de mantenimiento (1 por año) 5

Generación y seguimiento de PDDs y PTPs

Generar PDDs y PTPs que respondan a las necesidades de YPFB

Porcentaje de reducción del diferencial entre la programación de los PTPs y su ejecución (igual o menor a)

15%

PDDs analizados y actualizados Al menos 10

PTPs analizados y con propuesta de YPFB 100%

171

EJE 3. ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS


Garantizar el continuo abastecimiento de hidrocarburos líquidos en el mercado interno y exportar la producción excedente.

Incremento en la capacidad de Refinación

Incrementar la capacidad de Refinación de YPFB Refinación

Capacidad instalada refinación en Mbpd 68,5

Establecimiento de facilidades logísticas de abastecimiento de GE, DO, GLP de origen internacional para el mercado interno

Establecer facilidades logísticas de abastecimento de combustibles deficitarios de orginen internacional para el mercado interno

Mm3/Mes de diesel oíl importado Un máximo de 91

Mm3/Mes de gasolina importada (2012-2014) De 23 a 35

TMD de GLP importado (2012) 125

Separación de combustibles líquidos de las corrientes de gas natural de exportación para abastecimiento del mercado interno y exportación de excedentes

Incrementar la recuperación de combustibles líquidos de las corrientes de gas natural de exportación a través de las Plantas de Separación

TMD de GLP Un máximo de 1.976

BPD de Gasolina Natural Un máximo de 1.541

BPD de Iso - pentano Un máximo de 945

% de GLP excedente con mercado seguro (al 2014). 100%

Incremento en la capacidad de transporte de hidrocarburos líquidos

Incrementar la capacidad de transporte de hidrocarburos y combustibles

Número de poliductos construidos 3

Número de poliductos ampliados 4

Incremento de capacidad de Almacenaje

Incrementar la capacidad de almacenaje de combustibles

Número de plantas de almacenaje construidas 2

Número de plantas de almacenaje ampliadas 16

Mejora de la Infraestructura de Comercialización de Combustibles Líquidos

Mejorar la infraestructura de Comercialización de Combustibles Líquidos

Número de estaciones de servicio implementadas 50

N° de Plantas de Engarrafado modernizadas 25

Número de Plantas Reparadoras y Recalificadoras de Cilindros de Acero para GLP implementadas (al 2013)

2

172

EJE 4. ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL


Abastecer de gas natural al mercado interno de manera prioritaria y planificada considerando los niveles de producción y facilidades de transporte.

Incremento de manera planificada de la cobertura de gas natural

Incrementar de forma planificada la cobertura de gas natural en el sistema domiciliario, comercial e industrial en las ciudades más pobladas del país y en ciudades intermedias, a través del sistema convencional de distribución de gas natural por ductos y el sistema de distribución virtual

Poblaciones Beneficiadas Redes de Gas 123

Red primaria en metros Redes de Gas 697.700

Red secundaria en metros Redes de Gas 4.547.700


Incremento de capacidad de transporte de gas natural para el mercado interno

Realizar expansiones en el sistema de transporte de gas natural, que respondan a la proyección de producción y demanda de gas natural para el mercado interno

MMpcd de capacidad de transporte de gas natural en Gasoducto Carrasco Cochabamba – GCC

120,0

MMpcd de capacidad de transporte de gas natural en Gasoducto al altiplano – GAA

109,1

MMpcd de capacidad de transporte de gas natural en Gasoducto Tarabuco Sucre – GTS

29,4

MMpcd de capacidad de transporte de gas natural en Gasoducto Taquiperenda Cochabamba - GTC

49,2

MMpcd de capacidad de transporte de gas natural en Gasoducto Sucre – Potosí – GSP

10,7

MMpcd de capacidad de transporte de gas natural en Gasoducto Villamontes – Tarija – GVT

64,0

MMpcd de capacidad de transporte de gas natural en Derivada Gasoducto Parque Industrial – DGPI

92,0

MMpcd de capacidad de transporte de gas natural en Derivada Gasoducto Gasoducto Yacuiba – Río Grande - GYRD

530,0

Abastecer de gas natural al mercado de exportación con los volúmenes de producción excedentes

Negociación con clientes del mercado externo

Llevar adelante un proceso de negociación con los clientes del mercado de exportación, al más alto nivel, a objeto de ajustar las nominaciones a los volúmenes excedentes con los que cuente Bolivia

Negociación cliente mercado externo 2

Incremento de capacidad de transporte de gas natural para el mercado externo

Realizar expansiones en el sistema de transporte de gas natural, que respondan a la proyección de producción y demanda de gas natural para el mercado externo

MMmcd de capacidad de transporte de gas natural 32,9

173

EJE 5. INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL


Impulsar la transformación química del gas natural para obtener derivados con valor agregado.

Producción de fertilizantes nitrogenados

Producir fertilizantes nitrogenados para atender la demanda del mercado interno y externo

Toneladas de producción anual de urea a partir del año 2015

325.000 a 650.000

Producción de polietileno Producir polietilenos de diferentes características para atender la demanda del mercado interno y externo

Toneladas métricas anuales de producción de polietileno (polietileno de alta densidad y lineal de baja densidad) a partir del año 2016

300.000 a 600.000

Toneladas métricas anuales de producción de polietileno de alta densidad

125.000 a 250.000

Toneladas métricas anuales de polietileno lineal de baja densidad

175.000 a 350.000

Generación de condiciones para el desarrollo de la industria petroquímica en Bolivia

Generar las condiciones necesarias para el desarrollo de la industria petroquímica en Bolivia de manera efectiva y eficiente

Convenios de capacitación establecidos con centros especializados en operación y mantenimiento de plantas petroquímicas al 2012

Al menos 3

Complejos petroquímicos instalados y en operación productiva (Carrasco y Gran Chaco) para el 2016

2

Unidad especializada en la comercialización de productos petroquímicos consolidada en la GNPSL al 2012

1

EJE 6. GESTIÓN SOCIOAMBIENTAL Y RESPONSABILIDAD SOCIAL


Viabilizar la ejecución de proyectos hidrocarburíferas en el ámbito socioambiental

Responsabilidad Social Corporativa

Generar en YPFB Corporación una cultura y una práctica de respeto de los valores éticos, a las personas, a las comunidades y al medio ambiente, a través de asuntos de Responsabilidad Social Corporativa, que incremente valor para la empresa y las comunidades

Plan de Responsabilidad Social Corporativo 1

Diseño e Implementación de un Sistema de Gestión Integrada

Estandarizar procedimientos de gestión socioambiental en las actividades de YPFB Corporación

Sistema de gestión integrada (fase de planificación ) 1

174

EJE 7. CAPACIDAD DE GESTIÓN


Optimizar la capacidad de gestión y el Ambiente de Negocio en la Corporación, para contribuir al cumplimiento de los objetivos y las inversiones establecidas para la corporación

Lineamientos corporativos para el Sistema de Administración de Personal

determinar políticas y lineamientos corporativos para la Administración del Sistema de Administración de Personal

Reglamento Interno de Personal corporativo aprobado y socializado

1

Norma para la Administración de Recursos Humanos Corporativa aprobada

1

Articulación de sistemas de información a nivel corporativo

Optimizar las actividades comunes o coincidentes, manejo de información en tiempo real y oportuno

herramienta informática integral para el Sistema de Información Corporativo desarrollada

1

Apropiación del PEC en los componentes de la corporación

Mejorar la planificación a nivel corporativo a través de la apropiación y aplicación de los lineamientos estratégicos contenidos en el Plan Estratégico Corporativo (PEC).

Sistema de Planificación Corporativa implementado 1

Marco normativo sobre márgenes, precios y tarifas y regulación

Proponer en el marco normativo los mecanismos para garantizar la sostenibilidad de la cadena, incluyendo la actualización de márgenes, precios y tarifas; así como la regulación transitoria hasta su vigencia

Propuestas de normativa remitidas para consideración de las instancias correspondientes

Al menos 10

Diseño e Implementación del Modelo de Gobierno Corporativo y Estructura Corporativa, acorde a la naturaleza y las necesidades del sector

Desarrollar e Implementar el Modelo de Gobierno Corporativo y Estructura Corporativa, acorde a la naturaleza y las necesidades del sector

Modelo de Gobierno y Estructura Corporativa implementado

1

175

APENDICE B – PROYECTOS DE INVERSIÓN 2012-2016 POR EJE ESTRATÉGICO

EJE EXPLORACIÓN

Estrategia Empresa Área / Proyecto 2012 2013 2014 2015 2016 Inversiones 2012 - 2016

Exploración en Campos Productores

BG Bolivia La Vertiente, Taiguati y Escondido 0,4 - - - - 0,4

Matpetrol Tatarenda 0,0 - - - - 0,0

Pluspetrol Bermejo y Otros 0,0 - - - - 0,0

YPFB Andina SA Sirari 20 8,6 - - - - 8,6

YPFB Chaco SA

Bulo Bulo Bloque Bajo YTT - - 7,0 - - 7,0

Caigua 5,9 1,4 - - - 7,3

Chimoré 25,0 16,0 - - - 41,0

Junin X1000 3,8 - - - - 3,8

Katari Norte R1 - - 16,0 - - 16,0

Katari Norte YTT - - 7,0 - - 7,0

Percheles Profundo - 25,0 - - - 25,0

Total Exploración en Campos Productores 43,8 42,4 30,0 - - 116,2

Un nuevo ciclo exploratorio

BG Bolivia Palo Marcado, Ibibobo (Bloque XX Este)

8,3 - - - - 8,3

Pluspetrol Tacobo y Otros 41,3 75,0 80,0 62,0 37,0 295,3

YPFB Andina SA Rio Grande 24,0 - - - - 24,0

YPFB Casa Matriz

Exploración, perforación prospecto Itaguazurenda

11,1 18,9 - - - 30,0

Intervención y re-habilitación del Pozo Itatiqui-X1

- 0,1 - - - 0,1

Perforación Exploratoria Pozo Cañadas-X1 o Chorritos-X1

- - - - - -

Perforación Exploratoria Pozo Laguna-X1

- 0,3 - - - 0,3

176

Estrategia Empresa Área / Proyecto 2012 2013 2014 2015 2016 Inversiones 2012 - 2016

YPFB Chaco SA

Carohuaicho A HPM - - 15,0 20,0 30,0 65,0

Carrasco Este X2 13,0 - - - - 13,0

Chaqueña Camatindi San Martín HMP

- - 25,0 - - 25,0

DRO X1001 0,9 10,0 - - - 10,9

Ingre HMP - - - 45,0 - 45,0

Lluviosa Bloque Bajo R1 - 16,0 - - - 16,0

Siripi Camatindi San Martín Iqu - - 12,0 - - 12,0

Vuelta Grande (VGR-X1001) 0,8 - - - - 0,8

YPFB Petroandina

Aguarague Centro - - 0,3 25,3 2,4 28,0

Aguarague Norte 0,6 29,9 2,4 25,0 16,2 74,1

Aguarague Sur A 30,4 20,8 30,0 1,2 - 82,4

Aguarague Sur B 0,4 21,3 11,2 30,0 1,2 64,1

Chepite 0,3 - - - - 0,3

Chispani 0,5 - - - - 0,5

Iñau 20,3 43,1 25,0 26,2 30,0 144,6

Iñiguazu 5,1 23,3 43,0 43,2 30,0 144,6

Lliquimuni 29,4 - - - - 29,4

Madidi - - - - - -

Secure - - - - - -

Tiacia 0,1 - 30,4 2,4 10,0 42,9

Total Un Nuevo Ciclo Exploratorio 186,4 258,7 274,3 280,3 156,8 1.156,6

Total Eje Exploración 230,2 301,1 304,3 280,3 156,8 1.272,7

177

EJE PRODUCCIÓN

Estrategia Empresa Campo/Proyecto 2012 2013 2014 2015 2016 Inversiones 2012 - 2016

Condiciones para el desarrollo de campos

PESA Colpa - Caranda 4,0 10,8 6,7 3,0 - 24,5

Total CEE Warnes 3,9 0,3 2,5 0,3 2,5 9,4

TOTAL E&P Bolivie

Aquío 3,0 40,5 98,5 61,0 - 203,0

Incahuasi (Ipati) 91,8 78,5 219,4 98,0 - 487,7

YPFB Chaco SA Aquio - 25,6 31,8 16,1 - 73,5

Total Condiciones para el desarrollo de campos 102,8 155,7 358,9 178,4 2,5 798,2

Incremento de producción

Petrobras

Itau 167,6 118,4 - - - 286,0

San Alberto 32,3 65,6 1,6 - 9,6 109,1

San Antonio 20,4 47,1 3,6 37,8 1,9 110,8

Pluspetrol Bermejo y Otros 0,0 - - - - 0,0

Tacobo y Otros 13,1 - - - - 13,1

Repsol YPF Caipipendi (Margarita) 326,5 297,9 79,0 1,0 2,2 706,6

Surubí - Paloma 1,0 - - - - 1,0

YPFB Andina SA

Boqueron 0,6 3,0 14,4 - - 17,9

Cobra - - 6,1 14,7 7,4 28,1

Enconada - - - - 10,6 10,6

Palacios - - - - 6,7 6,7

Patuju 1,2 1,6 6,6 6,6 - 15,9

Puerto Palos - - - - 10,7 10,7

Rio Grande 23,4 4,1 5,5 3,6 2,0 38,7

San Alberto 35,6 35,5 8,5 9,5 17,0 106,1

San Antonio 21,0 55,4 58,6 33,5 25,0 193,5

Sirari 1,2 11,2 14,5 2,3 0,8 30,0

Vibora 0,0 4,3 - - - 4,4

Yapacani 63,7 22,6 0,8 7,5 5,9 100,6

Planta de Río Grande 3,3 - - - - 3,3

YPFB Chaco SA

Bulo Bulo 11,8 16,1 0,1 0,1 0,1 28,2

Caigua 6,8 - - - - 6,8

Carrasco 3,2 - - - - 3,2

El Dorado Sur 53,8 10,1 0,1 0,1 0,1 64,2

Itau 8,0 5,3 0,5 0,4 0,2 14,4

Percheles 0,1 - - - - 0,1

Vuelta Grande 5,1 0,8 0,8 0,8 0,8 8,3

Soporte + Compresión Rio Grande 2,9 - - - - 2,9

Total Incremento de Producción 802,7 698,9 200,6 118,0 101,0 1.921,3

178

Estrategia Empresa Campo/Proyecto 2012 2013 2014 2015 2016 Inversiones 2012 - 2016

Optimización de campos maduros y en declinación

BG Bolivia

La Vertiente, Taiguati y Escondido 15,9 - - - - 15,9

Palo Marcado, Ibibobo (Bloque XX Este)

1,7 14,0 - - - 15,7

GTLI El Palmar 1,3 11,9 - - - 13,3

Matpetrol Tatarenda 1,9 0,4 1,5 1,5 1,5 6,9

Repsol YPF

Cambeití - - - - - -

Mamoré - - - - - -

Monteaguado - - - - - -

Vintage Naranjillos, porvenir, Ñupuco 3,4 16,7 7,6 6,9 1,8 36,4

YPFB Andina SA Campos Menores 0,5 0,1 - - - 0,6

Monteaguado - - - - - -

YPFB Chaco SA

El Dorado - 2,0 2,0 0,1 - 4,1

Humberto Suarez Roca 0,1 - - - - 0,1

Junin 7,7 1,5 - - - 9,2

Kanata 0,3 1,7 0,2 0,2 0,2 2,6

Los Cusis 0,1 3,0 - - - 3,1

Palometas NW 10,4 - 4,5 - - 14,9

Patujusal 0,2 - - - - 0,2

San Roque 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 1,0

Santa Rosa 1,2 2,6 6,8 0,1 0,1 10,8

Santa Rosa Oeste - - - 6,0 - 6,0

Total Optimización de Campos Maduros y en Declinación

45,0 54,2 22,8 15,0 3,8 140,8

Total Eje de Producción 950,5 908,8 582,3 311,4 107,3 2.860,3

179

EJE DE ABASTECIMIENTO DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

Estrategia Empresa Nombre del Proyecto 2012

2013 2014 2015 2016 Inversiones 2012 - 2016

Con Financiamiento


Incremento en la Capacidad de Almacenaje

YPFB Aviación SA

Adecuación de Plantas y Equipos 0,0 - - - - - 0,0


0,3 - 1,1 - - 0,6 2,1

Construcción de Estación de Servicio en nuevo Aeropuerto de la ciudad de COBIJA (CIJ) – PANDO.

- - 0,4 0,2 - - 0,6


- - 0,0 2,3 1,8 0,5 4,5

YPFB Logística SA

Adecuación Plantas de Almacenaje 0,5 0,4 1,2 1,4 1,2 0,4 5,1

Construcción Planta de Almacenaje en Montero

0,3 1,8 4,5 2,6 - - 9,2


Incremento de la capacidad de almacenaje en plantas YPFB Logística

0,1 6,2 8,5 4,8 3,8 - 23,4

Nueva Planta de despacho La Paz - 1,3 4,6 - - - 5,9

YPFB Transporte SA

Cargadero Arica 0,8 - - - - - 0,8

YPFB Casa Matriz

Upgrade de Plantas de Almacenaje 1,9 - 1,0 - - - 2,9

Total Incremento de Capacidad de Almacenaje 4,6 12,3 22,3 11,7 7,5 3,2 61,7

Incremento en la Capacidad de Refinación

YPFB Refinación SA

Adecuación del área A-300 RSCZ 11,6 - 0,3 - - - 11,9

Adecuación Parque GLP RCBA 1,6 - 4,6 - - - 6,1

Adecuación Parque GLP RSCZ 1,6 - 2,1 - - - 3,7

Adecuación Planta 12.500 BPD RCBA 1,3 - 20,5 - - - 21,8

Cambio tubos Platforming 0,6 - - - - - 0,6

Horno de Destilación 1-H-1001A RCBA.

5,9 - - - - - 5,9

Mejoras Planta Av Gas - - 0,1 0,5 - - 0,6

Nueva Refinería de Crudo Pesado 2,1 - - - - - 2,1

Nueva Turbina a GN - - 3,4 3,0 - - 6,4

Nuevo catalizador platforming A-303 2,9 - - - - - 2,9

Nuevo Reactor Hydrobon 1R-1201A 0,1 - - - - - 0,1

180

Estrategia Empresa Nombre del Proyecto

2012

2013 2014 2015 2016 Inversiones 2012 - 2016

Con Financiamiento


Nuevo Turbo Generador GN 0,3 - 4,4 - - - 4,7

Oficina Central 4,4 - - - - - 4,4

Proyectos Menores RCBA 7,8 - 4,9 - - - 12,7

Proyectos menores RSCZ 9,4 - 3,6 - - - 13,0

Revamp Unidad de Crudo Fase II RSCZ

4,2 - 1,5 - - - 5,7

Revamp Unidad de Crudo RCBA. 0,1 - 8,4 4,9 - - 13,4

Sistema Digital de Control Distribuido RCBA.

0,3 - 8,1 5,0 10,3 8,4 32,1

Unidad de Isomerización de Gasolina Liviana

1,0 - 31,5 36,6 10,4 1,1 80,6

Unidades de Isomerización de Gasolina Liviana RSCZ

1,0 - 26,5 35,7 8,4 1,0 72,6

Unidad de Lubricantes Cochabamba 0,1 - 1,3 1,7 1,6 - 4,6

Sistema de Control Distribuido RSCZ 1,0 - 4,0 2,5 2,5 3,0 13,0

Unidad de Residuos de Crudo RSCZ 0,2 - 1,5 5,0 30,0 - 36,7

Total Incremento de Capacidad de Refinación 57,5 - 126,6 94,9 63,1 13,5 355,6

Incremento en la Capacidad de Transporte de Hidrocarburos Líquidos

YPFB Logística SA

Adecuación de Esferas - - 0,5 2,7 - - 3,2

Adecuación PCSZ - - - - - - -

Ampliación PCS - 0,9 8,7 1,6 - - 11,2

Ampliación PSP - - - - - - -

Ampliación PVT - 2,1 21,8 7,8 - - 31,7

Continuidad Operativa Ductos 1,4 5,6 2,3 1,6 2,3 2,4 15,4


- - 2,5 31,2 18,2 2,6 54,5

OCOLP II 6" (INVERSO) - 2,3 3,7 3,1 - 2,5 11,6

Plan de Adecuación Ductos - 0,2 0,2 0,2 0,2 - 0,7

Poliducto Cbba-Montero - - 15,9 40,3 65,5 37,5 159,2

Poliducto Montero-Scz - - 1,0 19,1 0,4 - 20,6

YPFB Transporte SA

Adecuación OCC a Gas 0,1 - 0,6 - - - 0,7

Continuidad Operativa 17,0 - 22,1 12,8 12,4 12,5 76,8

Exp. Líquidos Sur Asoc. GIJA Fase 1 (*)

18,0 31,9 - - - - 49,9

Exp. Líquidos Sur Asoc. GIJA Fase 2 - 11,8 14,1 - - - 25,8

Exp. Líquidos Sur Asoc. GIJA Fase 3 - - 17,0 9,7 - - 26,7

181


2012

2013 2014 2015 2016 Inversiones 2012 - 2016

Con Financiamiento


Expansión líquidos Fase 1 (33 Mbpd) 0,1 - - - - - 0,1

Flexibilización Vuelta Grande 1,8 - - - - - 1,8

Reconversión ONSZ 1 a líquidos - - 0,7 - - - 0,7

Reversa sistema Norte - - 1,1 2,5 - - 3,6

Total Incremento de Capacidad de Transporte de Líquidos

38,5 54,7 112,1 132,5 98,9 57,5 494,2

Mejora de la Infraestructura de Comercialización de Combustibles Líquidos

YPFB Casa Matriz

Implementación de Estaciones de Servicio

5,0 - 4,4 1,9 1,4 - 12,7

Implementación de Plantas Reparadoras y Recalificadoras de Cilindros de Acero para GLP, Senkata y Valle Hermoso

3,1 - 0,1 - - - 3,3

Modernización Plantas de Engarrafado Senkata, Valle Hermoso y Palmasola

13,5 - 3,5 - - - 17,1

Total Mejora de Infraestructura de Comercialización de Hidrocarburos Líquidos

21,7 - 8,1 1,9 1,4 - 33,1

Separación de combustibles líquidos de las Corrientes de GN de Export.

YPFB Casa Matriz

Construcción de Planta de Extracción y Fraccionamiento de Licuables Tarija

214,6 - 202,5 83,1 - - 500,3

Construcción de una Planta de Extracción de Licuables en Río Grande

59,2 - 28,1 - - - 87,2

Total Separación de Líquidos 273,8 - 230,6 83,1 - - 587,5

Total Eje de Abastecimiento de Hidrocarburos Líquidos 396,0 67,0 499,7 324,1 171,0 74,2 1.532,1

182

EJE DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL


2013 2014 2015 2016 Inversiones 2012 - 2016

Con Financiamiento


Incremento de Capacidad de Transporte de GN para el Mercado Externo

GTB SA

Mantenimiento Mayor (Overhaul)

8,8 - 6,5 8,1 4,9 2,3 30,6

Nuevo Cruce Rio Grande 2,0 - - - - - 2,0

Proyectos de continuidad 6,3 - 9,7 2,3 0,9 2,6 21,8

YPFB Transporte SA

Expansión Gija Fase 1 0,4 - - - - - 0,4

Expansión Gija Fase 2 (*) 20,7 36,1 26,9 26,3 3,0 - 113,0

Total Incremento de Capacidad de Transporte Mdo Int

38,1 36,1 43,1 36,8 8,8 4,9 167,7

Incremento de Capacidad de Transporte de GN para el mercado Interno

GTB SA

Puntos de Interconexión – Mercado Interno

0,4 - - - - - 0,4

Puntos de Interconexión – Mercado Interno Yacuses

- - 0,3 - - - 0,3

YPFB Transporte SA

Ampliación GVT (*) 6,3 8,8 5,5 - - - 20,5

Expansión DGPI 0,3 - - - - - 0,3

Expansión GTS 6,8 0,4 - - - - 7,2

Expansión GYRG Fase 1 - 103,1 48,5 - - - 151,6

Expansión GYRG Fase 2 - - - 15,8 29,8 - 45,7

Expansión sistema Norte - - - 20,5 36,4 - 56,9

Flexibilización Norte - Fase2 - 1,0 - - - - 1,0

GAA 3b 1,3 - - - - - 1,3

GAA 3c 21,1 2,0 - - - - 23,1

GAA 4 7,3 18,2 15,5 0,4 - - 41,4

GAA 5 - - - 9,2 6,8 - 16,0

GCC T1 (*) - 5,4 - - - - 5,4

GCC T2 23,2 - - - - - 23,2

GSP Fase 1 - - 16,8 5,5 - - 22,3

GSP Fase 2 - - - 1,9 2,1 - 4,0

GTC Fase 1 - 3,4 6,7 60,4 - - 70,5

GTC Fase 2 - - - 7,7 87,7 - 95,4

GTC Fase 3 - - - - 3,7 89,9 93,5

Interconexión Santa Rosa 0,1 - - - - - 0,1

Total Incremento de Capacidad de Transporte Mdo Ext

66,7 142,3 93,2 121,5 166,6 89,9 680,2

183


2012

2013 2014 2015 2016 Inversiones 2012 - 2016

Con Financiamiento


Incremento de Manera Planificada de la Cobertura de GN en el Sistema Domiciliario, Comercial e Industrial

YPFB Casa Matriz

Distribución GNL 0,8 - - - - - 0,8

Distribución Redes de Gas GNRDG

110,7 - 86,3 100,8 108,0 107,1 512,9

Implementación Planta Gas Natural Licuado

54,3 - 37,9 15,5 0,7 4,9 113,3

Total Redes de Gas 165,9 - 124,2 116,3 108,7 112,0 627,1

Aplicar paquetes tecnológicos y TICs de manera uniforme en la corporación.

YPFB Transporte SA

Continuidad (proy especiales)/Tecnología Informática/Administración, Líquidos y Gas Natural

43,3 - 6,7 14,9 11,8 9,4 9,4

Total Aplicación de paquetes tecnológicos 43,3 - 6,7 14,9 11,8 9,4 9,4

Total Eje de Abastecimiento de Gas Natural 314,1 178,3 267,2 289,5 295,9 216,1 1.247,1

184

EJE DE INDUSTRIALIZACIÓN


2013 2014 2015 2016 Inversiones 2012 - 2016

Con Financiamiento


Producir fertilizantes nitrogenados para atender la demanda del mercado interno y externo

YPFB Casa Matriz

Construcción de la Planta Urea Amoniaco de Carrasco

270,5 - 300,0 300,0 229,5 - 1.100,0

Producir polietilenos de diferentes características para atender la demanda del mercado interno y externo

Construcción de un Complejo Petroquímico Etileno y Polietileno en el Gran Chaco

3,2 0,7 263,4 526,8 526,8 439,0 1.760,0

Total Eje de Industrialización 273,7 0,7 563,4 826,8 756,3 439,0 2.860,0

EJE DE GESTIÓN SOCIOAMBIENTAL Y RESPONSABILIDAD SOCIAL

Estrategia Empresa Nombre Del Proyecto 2012 2013 2014 2015 2016 Total General

Gestión ambiental y de recursos naturales de YPFB Corporación

YPFB Casa Matriz

Mejoramiento de la Calidad Ambiental de pozos abandonados

0,6 - - - - 0,6

Remediación de pasivos ambientales de responsabilidad del estado

- 0,6 0,5 0,3 0,3 1,8

Total Eje de Gestión Socioambiental y Responsabilidad Social 0,6 0,6 0,5 0,3 0,3 2,4

185

EJE DE GESTIÓN INSTITUCIONAL

Estrategia Empresa Nombre del Proyecto 2012 2013 2014 2015 2016 Total

General Determinar políticas y lineamientos corporativos para la Administración del Sistema de Administración de Personal.

YPFB Casa Matriz

Construcción Del Edificio Instituto de Capacitación, Investigación y Albergue Petrolero

0,0 1,6 1,6 - - 3,2

Diseño e Implementación del Modelo de Gobierno Corporativo y Estructura Corporativa, acorde a la naturaleza y las necesidades del sector

Fortalecimiento/Restructuración de YPFB Nacional

3,1 2,6 - - - 5,6

Fortalecimiento de infraestructura de YPFB

YPFB Aviación SA

Implementación de sistemas tecnológicos

0,02 0,02 - - - 0,04

Total YPFB Aviación 0,02 0,02 - - - 0,04

YPFB Casa Matriz

Construcción Edificio Regional Redes de Gas Chuquisaca.

0,3 - - - - 0,3

Construcción Edificio Regional Redes de Gas Potosí.

0,4 - - - - 0,4

Construcción Edificio Regional Redes de Gas Santa Cruz.

1,2 - - - - 1,2

Construcción Edificio Santa Cruz - VPNO

1,2 1,7 1,0 - - 3,9

Construcción de Edificio de la VPACF-YPFB en Villamontes

1,7 0,7 - - - 2,4

Edificio Regional Redes de Gas El Alto

1,1 - - - - 1,1

Total YPFB Casa Matriz 5,8 2,5 1,0 - - 9,3

Total Fortalecimiento de Infraestructura 5,9 2,5 1,0 - - 9,3

Total Eje de Gestión Institucional 9,0 6,6 2,6 - - 18,2

186

APENDICE C – PROYECTOS DE INVERSIÓN 2012-2016 POR ESLABÓN DE LA CADENA

EXPLORACIÓN

Empresa Área/ Nombre del Proyecto 2012 2013 2014 2015 2016 Total

BG Bolivia La Vertiente, Taiguati y Escondido 0,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,4

Palo Marcado, Ibibobo (Bloque XX Este) 8,3 0,0 0,0 0,0 0,0 8,3


Pluspetrol Bermejo y Otros 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Tacobo y Otros 41,3 75,0 80,0 62,0 37,0 295,3

YPFB Andina SA

Rio Grande 24,0 0,0 0,0 0,0 0,0 24,0

Sirari 20 8,6 0,0 0,0 0,0 0,0 8,6

YPFB Casa Matriz

Exploración, perforación prospecto Itaguazurenda

11,1 18,9 0,0 0,0 0,0 30,0

Intervención y re-habilitación del Pozo Itatiqui-X1

0,0 0,1 0,0 0,0 0,0 0,1

Perforación Exploratoria Pozo Cañadas-X1 o Chorritos-X1

0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Perforación Exploratoria Pozo Laguna-X1 0,0 0,3 0,0 0,0 0,0 0,3

YPFB Chaco SA

Bulo Bulo Bloque Bajo YTT 0,0 0,0 7,0 0,0 0,0 7,0

Caigua 5,9 1,4 0,0 0,0 0,0 7,3

Carohuaicho A HPM 0,0 0,0 15,0 20,0 30,0 65,0

Carrasco Este X2 13,0 0,0 0,0 0,0 0,0 13,0

Chaqueña Camatindi San Martín HMP 0,0 0,0 25,0 0,0 0,0 25,0

Chimoré 25,0 16,0 0,0 0,0 0,0 41,0

DRO X1001 0,9 10,0 0,0 0,0 0,0 10,9

Ingre HMP 0,0 0,0 0,0 45,0 0,0 45,0

Junin X1000 3,8 0,0 0,0 0,0 0,0 3,8

Katari Norte R1 0,0 0,0 16,0 0,0 0,0 16,0

Katari Norte YTT 0,0 0,0 7,0 0,0 0,0 7,0

Lluviosa Bloque Bajo R1 0,0 16,0 0,0 0,0 0,0 16,0

Percheles Profundo 0,0 25,0 0,0 0,0 0,0 25,0

Siripi Camatindi San Martín Iqu 0,0 0,0 12,0 0,0 0,0 12,0

Vuelta Grande (VGR-X1001) 0,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,8

YPFB Petroandina

Aguarague Centro 0,0 0,0 0,3 25,3 2,4 28,0

Aguarague Norte 0,6 29,9 2,4 25,0 16,2 74,1

Aguarague Sur A 30,4 20,8 30,0 1,2 0,0 82,4

Aguarague Sur B 0,4 21,3 11,2 30,0 1,2 64,1

Chepite 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3

Chispani 0,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,5

Iñau 20,3 43,1 25,0 26,2 30,0 144,6

Iñiguazu 5,1 23,3 43,0 43,2 30,0 144,6

Lliquimuni 29,4 0,0 0,0 0,0 0,0 29,4

Madidi 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Secure 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Tiacia 0,1 0,0 30,4 2,4 10,0 42,9

Total 230,2 301,1 304,3 280,3 156,8 1272,7

187

EXPLOTACIÓN Empresa Campo 2012 2013 2014 2015 2016 Total

BG Bolivia La Vertiente, Taiguati y Escondido 15,9 0,0 0,0 0,0 0,0 15,9

Palo Marcado, Ibibobo (Bloque XX Este) 1,7 14,0 0,0 0,0 0,0 15,7

GTLI El Palmar 1,3 11,9 0,0 0,0 0,0 13,3


PESA Colpa - Caranda 4,0 10,8 6,7 3,0 0,0 24,5

Petrobras

Itau 167,6 118,4 0,0 0,0 0,0 286,0

San Alberto 32,3 65,6 1,6 0,0 9,6 109,1

San Antonio 20,4 47,1 3,6 37,8 1,9 110,8

Pluspetrol Bermejo y Otros 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Tacobo y Otros 13,1 0,0 0,0 0,0 0,0 13,1

Repsol YPF

Caipipendi (Margarita) 326,5 297,9 79,0 1,0 2,2 706,6

Cambeití 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Mamoré 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Monteaguado 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Surubí - Paloma 1,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,0

Total CEE Warnes 3,9 0,3 2,5 0,3 2,5 9,4

Vintage Naranjillos, porvenir, Ñupuco 3,4 16,7 7,6 6,9 1,8 36,4

YPFB Andina SA

Boquerón 0,6 3,0 14,4 0,0 0,0 17,9

Campos Menores 0,5 0,1 0,0 0,0 0,0 0,6

Cobra 0,0 0,0 6,1 14,7 7,4 28,1

Enconada 0,0 0,0 0,0 0,0 10,6 10,6

Monteaguado 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Palacios 0,0 0,0 0,0 0,0 6,7 6,7

Patuju 1,2 1,6 6,6 6,6 0,0 15,9

Puerto Palos 0,0 0,0 0,0 0,0 10,7 10,7

Rio Grande 23,4 4,1 5,5 3,6 2,0 38,7

San Alberto 35,6 35,5 8,5 9,5 17,0 106,1

San Antonio 21,0 55,4 58,6 33,5 25,0 193,5

Sirari 1,2 11,2 14,5 2,3 0,8 30,0

Víbora 0,0 4,3 0,0 0,0 0,0 4,4

Yapacaní 63,7 22,6 0,8 7,5 5,9 100,6

Planta de Río Grande 3,3 0,0 0,0 0,0 0,0 3,3

YPFB Chaco SA

Aquio 0,0 25,6 31,8 16,1 0,0 73,5

Bulo Bulo 11,8 16,1 0,1 0,1 0,1 28,2

Caigua 6,8 0,0 0,0 0,0 0,0 6,8

Carrasco 3,2 0,0 0,0 0,0 0,0 3,2

El Dorado 0,0 2,0 2,0 0,1 0,0 4,1

El Dorado Sur 53,8 10,1 0,1 0,1 0,1 64,2

Humberto Suarez Roca 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1

Itau 8,0 5,3 0,5 0,4 0,2 14,4

Junin 7,7 1,5 0,0 0,0 0,0 9,2

Kanata 0,3 1,7 0,2 0,2 0,2 2,6

Los Cusis 0,1 3,0 0,0 0,0 0,0 3,1

Palometas NW 10,4 0,0 4,5 0,0 0,0 14,9

Patujusal 0,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2

Percheles 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1

San Roque 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 1,0

Santa Rosa 1,2 2,6 6,8 0,1 0,1 10,8

Santa Rosa Oeste 0,0 0,0 0,0 6,0 0,0 6,0

Vuelta Grande 5,1 0,8 0,8 0,8 0,8 8,3

Soporte + Compresión Río Grande 2,9 0,0 0,0 0,0 0,0 2,9

TOTAL E&P Bolivie

Aquío 3,0 40,5 98,5 61,0 0,0 203,0

Incahuasi (Ipati) 91,8 78,5 219,4 98,0 0,0 487,7

Total 950,5 908,8 582,3 311,4 107,3 2860,3

188

SEPARACIÓN DE LÍQUIDOS

Empresa Nombre Del Proyecto 2012 2013 2014 2015 2016 Total

YPFB Casa Matriz

Construcción de Planta de Extracción y Fraccionamiento de Licuables Tarija

214,64 202,54 83,1 0,0 0,0 500,3

Construcción de una Planta de Extracción de Licuables en Río Grande

59,17 28,1 0,0 0,0 0,0 87,2

Total 273,8 230,6 83,1 0,0 0,0 587,5

TRANSPORTE

Empresa Nombre del Proyecto

2012

2013 2014 2015 2016 Total Con

Financiamiento

Financia-miento a Gestionar

GTB SA

Mantenimiento Mayor (Overhaul) 8,8 0,0 6,5 8,1 4,9 2,3 30,6

Nuevo Cruce Rio Grande 2,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,0

Proyectos de continuidad 6,3 0,0 9,7 2,3 0,9 2,6 21,8

Puntos de Interconexión – Mercado Interno

0,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,4

Puntos de Interconexión – Mercado Interno Yacuses

0,0 0,0 0,3 0,0 0,0 0,0 0,3

YPFB Logística SA

Adecuación de Esferas 0,0 0,0 0,5 2,7 0,0 0,0 3,2

Adecuación PCSZ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Ampliación PCS 0,0 0,9 8,7 1,6 0,0 0,0 11,2

Ampliación PSP 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Ampliación PVT 0,0 2,1 21,8 7,8 0,0 0,0 31,7

Continuidad Operativa Ductos 1,4 5,6 2,3 1,6 2,3 2,4 15,4


0,0 0,0 2,5 31,2 18,2 2,6 54,5

OCOLP II 6" (INVERSO) 0,0 2,3 3,7 3,1 0,0 2,5 11,6

Plan de Adecuación Ductos 0,0 0,2 0,2 0,2 0,2 0,0 0,7

Poliducto Cbba-Montero 0,0 0,0 15,9 40,3 65,5 37,5 159,2

Poliducto Montero-Scz 0,0 0,0 1,0 19,1 0,4 0,0 20,6

YPFB Transporte SA

Adecuación OCC a Gas 0,1 0,0 0,6 0,0 0,0 0,0 0,7

Ampliación GVT (*) 6,3 8,8 5,5 0,0 0,0 0,0 20,5

Continuidad (proy especiales)/Tecnología Informática/Administración, Líquidos y Gas Natural

43,3 0,0 6,7 14,9 11,8 9,4 86,2

Continuidad Operativa 17,0 0,0 22,1 12,8 12,4 12,5 76,8

Exp. Líquidos Sur Asoc. GIJA Fase 1 (*)

18,0 31,9 0,0 0,0 0,0 0,0 49,9

Exp. Líquidos Sur Asoc. GIJA Fase 2 0,0 11,8 14,1 0,0 0,0 0,0 25,8

Exp. Líquidos Sur Asoc. GIJA Fase 3 0,0 0,0 17,0 9,7 0,0 0,0 26,7

Expansión DGPI 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3

Expansión Gija Fase 1 0,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,4

Expansión Gija Fase 2 (*) 20,7 36,1 26,9 26,3 3,0 0,0 113,0

Expansión GTS 6,8 0,4 0,0 0,0 0,0 0,0 7,2

Expansión GYRG Fase 1 0,0 103,1 48,5 0,0 0,0 0,0 151,6

Expansión GYRG Fase 2 0,0 0,0 0,0 15,8 29,8 0,0 45,7

Expansión líquidos Fase 1 (33 Mbpd)

0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1

189


2012

2013 2014 2015 2016 Total Con

Financiamiento


Expansión sistema Norte 0,0 0,0 0,0 20,5 36,4 0,0 56,9

Flexibilización Norte - Fase2 0,0 1,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,0

Flexibilización Vuelta Grande 1,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,8

GAA 3b 1,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,3

GAA 3c 21,1 2,0 0,0 0,0 0,0 0,0 23,1

GAA 4 7,3 18,2 15,5 0,4 0,0 0,0 41,4

GAA 5 0,0 0,0 0,0 9,2 6,8 0,0 16,0

GCC T1 (*) 0,0 5,4 0,0 0,0 0,0 0,0 5,4

GCC T2 23,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 23,2

GSP Fase 1 0,0 0,0 16,8 5,5 0,0 0,0 22,3

GSP Fase 2 0,0 0,0 0,0 1,9 2,1 0,0 4,0

GTC Fase 1 0,0 3,4 6,7 60,4 0,0 0,0 70,5

GTC Fase 2 0,0 0,0 0,0 7,7 87,7 0,0 95,4

GTC Fase 3 0,0 0,0 0,0 0,0 3,7 89,9 93,5

Interconexión Santa Rosa 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1

Reconversión ONSZ 1 a líquidos 0,0 0,0 0,7 0,0 0,0 0,0 0,7

Reversa sistema Norte 0,0 0,0 1,1 2,5 0,0 0,0 3,6

Total 186,6 233,1 255,1 305,7 286,1 161,6 1428,3

190

REFINACIÓN Empresa Nombre del Proyecto 2012 2013 2014 2015 2016 Total

YPFB Refinación SA

Adecuación del área A-300 RSCZ 11,6 0,3 0,0 0,0 0,0 11,9

Adecuación Parque GLP RCBA 1,6 4,6 0,0 0,0 0,0 6,2

Adecuación Parque GLP RSCZ 1,6 2,1 0,0 0,0 0,0 3,7

Adecuación Planta 12.500 BPD RCBA 1,3 20,4 0,0 0,0 0,0 21,7

Cambio tubos Platforming 0,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,6

Horno de Destilación 1-H-1001A RCBA. 5,9 0,0 0,0 0,0 0,0 5,9

Mejoras Planta Av Gas 0,0 0,1 0,5 0,0 0,0 0,6

Nueva Refinería de Crudo Pesado 2,1 0,0 0,0 0,0 0,0 2,1

Nueva Turbina a GN 0,0 3,4 3,0 0,0 0,0 6,4

Nuevo catalizador platforming A-303 2,9 0,0 0,0 0,0 0,0 2,9

Nuevo Reactor Hydrobon 1R-1201A 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1

Nuevo Turbo Generador GN 0,3 4,4 0,0 0,0 0,0 4,7

Oficina Central 4,4 0,0 0,0 0,0 0,0 4,4

Proyectos Menores RCBA 7,8 4,8 0,0 0,0 0,0 12,6

Proyectos menores RSCZ 9,4 3,6 0,0 0,0 0,0 13,0

Revamp Unidad de Crudo Fase II RSCZ 4,2 1,5 0,0 0,0 0,0 5,7

Revamp Unidad de Crudo RCBA. 0,1 8,4 4,9 0,0 0,0 13,4

Sistema Digital de Control Distribuido RCBA.

0,3 8,1 5,0 10,3 8,4 32,1

Unidad de Isomerización de Gasolina Liviana

1,0 31,5 36,6 10,4 1,1 80,6

Unidades de Isomerización de Gasolina Liviana RSCZ

1,0 26,5 35,7 8,4 1,0 72,6

Unidad de Lubricantes Cbba 0,1 1,3 1,7 1,6 0,0 4,7

Sistema de Control Distribuido RSCZ 1,0 4,0 2,5 2,5 3,0 13,0

Unidad de Residuos de Crudo RSCZ 0,2 1,5 5,0 30,0 0,0 36,7

Total 57,5 126,5 94,9 63,2 13,5 355,6

INDUSTRIALIZACIÓN


2012

2013 2014 2015 2016 Total Con

Financiamiento


YPFB Casa Matriz

Construcción de la Planta Urea Amoniaco de Carrasco

270,5 0,0 300,0 300,0 229,5 0,0 1100,0

Construcción de un Complejo Petroquímico Etileno y Polietileno en el Gran Chaco

3,2 0,7 263,4 526,8 526,8 439,0 1760,0

Construcción Planta de GTL 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Total 273,7 0,7 563,4 826,8 756,3 439,0 2860,0

191

ALMACENAJE


2012

2013 2014 2015 2016 Total Con

Financiamiento

Financiamiento a

Gestionar

YPFB Aviación SA

Adecuación de Plantas y Equipos 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0


0,3 0,0 1,1 0,0 0,0 0,6 2,1

Construcción de Estación de Servicio en nuevo Aeropuerto de la ciudad de COBIJA (CIJ) – PANDO.

0,0 0,0 0,4 0,2 0,0 0,0 0,6


0,0 0,0 0,0 2,3 1,8 0,5 4,5

YPFB Casa Matriz

Upgrade de Plantas de Almacenaje

1,9 0,0 1,0 0,0 0,0 0,0 2,9

YPFB Logística SA

Adecuación Plantas de Almacenaje

0,5 0,4 1,2 1,4 1,2 0,4 5,1

Construcción Planta de Almacenaje en Montero

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


Incremento de la capacidad de almacenaje en plantas YPFB Logística

0,1 6,2 8,5 4,8 3,8 0,0 23,4

Nueva Planta de despacho La Paz 0,0 1,3 4,6 0,0 0,0 0,0 5,9

YPFB Transporte SA

Cargadero Arica 0,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,8

Total 4,6 12,3 22,3 11,7 7,5 3,2 61,7

DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL POR REDES

Empresa Nombre del Proyecto 2012 2013 2014 2015 2016 Total

YPFB Casa Matriz

Distribución GNL 0,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,8

Distribución Redes de Gas GNRDG 110,7 86,3 100,8 108,0 107,1 512,9

Implementación Planta Gas Natural Licuado 54,3 37,9 15,5 0,7 4,9 113,3

Total 165,9 124,2 116,3 108,7 112,0 627,1

COMERCIALIZACIÓN


YPFB Casa Matriz

Implementación de Estaciones de Servicio 5,0 4,4 1,9 1,4 0,0 12,7

Implementación de Plantas Reparadoras y Recalificadoras de Cilindros de Acero para GLP, Senkata y Valle Hermoso

3,1 0,1 0,0 0,0 0,0 3,3

Modernización Plantas de Engarrafado Senkata, Valle Hermoso y Palmasola

13,5 3,5 0,0 0,0 0,0 17,1

Total 21,7 8,1 1,9 1,4 0,0 33,1

192

SOCIOAMBIENTAL


YPFB Casa Matriz

Mejoramiento de la Calidad Ambiental de pozos abandonados

0,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,6

Remediación de pasivos ambientales de responsabilidad del estado

0,0 0,6 0,5 0,3 0,3 1,8

Total 0,6 0,6 0,5 0,3 0,3 2,4

GESTIÓN INSTITUCIONAL


YPFB Aviación SA

Implementación de sistemas tecnológicos 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

YPFB Casa Matriz

Construcción Del Edificio Instituto de Capacitación, Investigación y Albergue Petrolero

0,0 1,6 1,6 0,0 0,0 3,2

Construcción Edificio Regional Redes de Gas Chuquisaca.

0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3

Construcción Edificio Regional Redes de Gas Potosí.

0,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,4

Construcción Edificio Regional Redes de Gas Santa Cruz.

1,2 0,0 0,0 0,0 0,0 1,2

Construcción Edificio Santa Cruz - VPNO 1,2 1,7 1,0 0,0 0,0 3,9

Construcción de Edificio de la VPACF-YPFB en Villamontes

1,7 0,7 0,0 0,0 0,0 2,4

Edificio Regional Redes de Gas El Alto

1,1 0,0 0,0 0,0 0,0 1,1

Fortalecimiento/Restructuración de YPFB Nacional

3,1 2,6 0,0 0,0 0,0 5,6

Total 9,0 6,6 2,6 0,0 0,0 18,2

2. Plan de Inversiones 2012-2016

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