Auditorias Realizadas a Empresas Petr

INFORME FINAL

UNIDAD DE FISCALIZACIÓN, SEGUIMIENTO Y CONTROL

AUDITORIAS REALIZADAS

A LAS

EMPRESAS PETROLERAS

(Julio 2006 – Marzo 2007)

La Paz, Abril 2007

NOTA INTERNA UFSC-MDP-003/2007 Página 1 de 111

Dirección: Calle Mercado Esq. Independencia Nº. 401 Telf.: 591-3- 3321573 Fax.: 591-3-3332881 E-mail: hidrocarburo-scz @hotmail.com

NOTA INTERNA UFSC-MDP-003/2007 A: Lic. Carlos Villegas Quiroga MINISTRO DE HIDROCARBUROS Y ENERGIA DE: Ing. Enrique Mariaca Bilbao COORDINADOR DE AUDITORIAS A EMPRESAS PETROLERAS UNIDAD DE FISCALIZACION, SEGUIMIENTO Y CONTROL Lic. Miguel Delgadillo Pacheco CONSULTOR Ref.: INFORME FINAL DE RESULTADOS DE LAS AUDITORIAS A EMPRESAS

PETROLERAS Fecha: La Paz, 27 de abril de 2007 Señor Ministro:

Me es grato elevar a vuestra consideración el informe final de los resultados alcanzados por las auditorias realizadas a las empresas petroleras. Es necesario e importante recalcar que la responsabilidad de la realización de las auditorías, con los trabajos de campo y la supervisión permanente de profesionales especialistas, es de responsabilidad exclusiva de las siete empresas consultoras conforme a contrato.

El trabajo de evaluación que efectuaron los Consultores asignados a la Unidad de Fiscalización, Seguimiento y Control (UFSC), se realizó en cumplimiento de las responsabilidades profesionales contenidas en sus contratos. El informe que presentamos responde a la sistematización realizada de los informes finales de auditoría y las estadísticas solicitadas por la UFSC a las empresas auditoras.

I. ANTECEDENTES

El Decreto Supremo N° 28701 de 1ro. de mayo de 2006, que en el parágrafo III) del Art. 4° dispone que el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) determinará, caso por caso y mediante auditorias, las inversiones realizadas por las compañías, así como sus amortizaciones, costos de operación y rentabilidad obtenida en cada campo. Los resultados de las auditorias servirán de base a YPFB para determinar la retribución o participación definitiva correspondiente a las compañías en los contratos a ser firmados en ejercicio de la soberanía nacional, obedeciendo el mandato del pueblo boliviano expresado en el Referéndum Vinculante del 18 de julio del 2004 y en aplicación estricta de los preceptos constitucionales, nacionalizando los recursos naturales hidrocarburíferos del país, por tanto el Estado recuperó la propiedad, la posesión y el control total y absoluto de estos



recursos. Por otro lado, el parágrafo I) del Art. 3ro. indica que sólo podrán seguir operando en el país las compañías que acaten inmediatamente las disposiciones del DS N° 28701, hasta que en un plazo no mayor a 180 días desde su promulgación, se regularice su actividad, mediante contratos, que cumplan las condiciones y requisitos legales y constitucionales.

Para viabilizar el acatamiento de lo establecido en el parágrafo mencionado del DS N° 28701, el Supremo Gobierno de la nación promulgó el DS 28722 del 24 de mayo de 2006 que autoriza al MHE a contratar bienes, servicios generales y de consultaría, así como la realización de las auditorías necesarias, para la ejecución y cumplimiento de lo dispuesto en el DS N° 28701, estableciendo además que estas contrataciones se realizaran bajo la modalidad de contratación por excepción; y por medio del DS N° 28771 del 28 de junio de 2006 se establecen los mecanismos para la realización de las auditorias. Mediante Resolución Ministerial N° 120/2006 del 5 de junio de 2006, se crea la Unidad de Fiscalización, Seguimiento y Control (UFSC), dependiente de la Dirección General de Exploración y Producción del Viceministerio del mismo nombre del MHE, con el objeto de proceder a la determinación, caso por caso, de las inversiones realizadas por las compañías que operan en el país, así como sus amortizaciones, costos de operación y rentabilidad obtenida en cada campo, conforme dispuso el DS Nº 28701, con sede en el ciudad de Santa Cruz. Para el cumplimiento de los decretos supremos mencionados el MHE dispone la realización de 11 auditorías a 56 campos petroleros operados por 10 empresas petroleras, de acuerdo a la siguiente relación:

N° Operador Campos

1 Petrobras-Bolivia SA Sábalo y San Alberto

2 Repsol YPF E&P Bolivia SA

Margarita, Itatiqui, Cambeiti, Monteagudo, Surubi, Surubi-BB, Surubi Noroeste y Paloma

3 BG Bolivia Corporation, Sucursal Bolivia Escondido, Ibibobo, La Vertiente, Los Suris, Palo Marcado y Taiguati

4 Petrobras Energy SA Colpa y Caranda

5 Vintage Petrol Naranjillos, Ñupuco, Porvenir y Chaco Sur

6 Plus Petrol Bolivia Corporation SA Barredero, Bermejo, Tajibo, Huayco, Madrejones, Río Seco, Jacobo y Toro

7 Chaco SA Vuelta Grande, Bulo Bulo, Carrasco, Carrasco FW, Los Cusis, Kanata, Kanata Norte, Kanata FW, San Roque, Humberto Suárez R., Montecristo, Patujusal y Patujusal oeste

8 Andina SA Río Grande, Sirari, Víbora, Yapacani, La Peña, Los Sauces, Guairuy, Camiri, Arroyo Negro, Los Penocos y Cascabel

9 Total SA Itau e Incahuasi

10 Transredes SA Transporte (4 concesiones)



Es necesario e importante recalcar que los resultados alcanzados en el proceso de auditoria, se basan exclusivamente en la información recabada de la auditoría realizada a los 56 campos, no tomándose en cuenta las inversiones en los campos no auditados, así como las inversiones realizadas por las empresas petroleras en otros campos en calidad de socios. Por razones que desconocemos el MHE omitió la realización de auditorías, a campos y bloques petroleros operados por empresas petroleras en actual explotación, cuyo detalle es el siguiente:

N° Operador Campos/Bloques

1 Andina SA Boquerón, Cobra, Enconada, Palacios, Patujú y Puerto Palos

2 Chaco SA Caigua, Churumas, El Dorado, Junín, Katari, Los Monos, Percheles, San Ignacio, Santa Rosa, Santa Rosa Oeste y Palometas NW.

3 Plus Petrol Bolivia Corporation SA Tigre, Curichi y San Telmo

4 Dong Won Palmar

5 Matpetrol Tatarenda

6 Canadian Energy Warnes

7 Transredes SA Transporte (2 ductos)

8 Andina SA Bloques: Amboró Espejos y Sara Boomerang I

9 Repsol YPF Bloque: Tuichi

10 Repsol-BG-PAE Bloque: Caipipendi.

11 Total SA Bloques Ipatí y Aquio.

12 Petrobrás Bloques: Ingre e Irenda.

13 Petrobrás-Total Bloque: Río Hondo

14 Transredes SA Servicios de operación a Gas Trans Boliviano (GTB) SA (gasoducto Río Grande - Mutun), Gas Oriente Boliviano (GOB) Ltda. (gasoducto de exportación a Cuiaba) y opera el oleoducto Campero - Arica y la Terminal marítima de YPFB en Arica, República de Chile.

Los contratos de servicio que firmó el MHE con las Consultoras tenían un plazo de 90 días, excepto el contrato para auditar a Transredes SA, que fue de 120 días, el proceso se inició con la contratación por el MHE de la primera empresa Consultora (Petroconsult SRL), cuya labor comenzó el 14/07/06 y terminó con la contratación de la última Consultora (IFPC & CCAT) el 14/09/06, es decir, que de acuerdo a los plazos estipulados en los contratos la primera Consultora



(Auditoría a Petrobrás-Bolivia SA, campo San Alberto) debería haber entregado sus informes finales el 12/10/06 y la última (Auditoría a Transredes SA) el 26/12/06. De acuerdo a los contratos suscritos por el MHE con las empresas Consultoras, después de la recepción de los informes finales en la UFSC, se determinó un plazo de 20 días para que los fiscalizadores evalúen los informes finales y las empresas Consultoras reformulen y/o complementen dichos informes, en un plazo de 10 días, en consecuencia en la revisión y corrección de los informes finales se pactó mediante contrato un plazo de 30 días adicionales; que sumados a los plazos de entrega contractuales se tiene que la primera contratación debería concluir el 11/11/2006 y la última contratación el 25/01/07. Si a los últimos plazos se añaden el tiempo que las empresas petroleras perjudicaron al proceso con una lenta entrega de documentos y/o un retraso considerable de 20 a 25 días, más el tiempo que demoraron algunas consultoras en iniciar las auditorias, y/o el tiempo que demoraron en recomponer sus equipos de profesionales, o en otros casos, las observaciones y/o complementaciones realizadas por los profesionales multidisciplinarios de la UFSC que no fueron atendidas en el plazo de 10 días por las empresas consultoras, las auditorías a 10 años de operación de las empresas petroleras tuvieron un retraso de mas de 60 días. Se debe enfatizar que la UFSC ha desarrollado sus actividades con personal limitado, conformó 11 grupos para fiscalizar 11 auditorías, participando varios de sus profesionales en más de dos grupos y otros trabajaron en forma transversal, es decir, participaron en los 11 grupos. Este hecho sin duda alguna, hizo que los profesionales de la UFSC realicen los máximos esfuerzos para fiscalizar varias auditorías, con las limitaciones expuestas. De acuerdo a los términos de referencia y los contratos suscritos por el MHE con las empresas auditoras, el proceso estaba dirigido a Ejecutar una Auditoria Especial en las áreas: Económica, Financiera, Técnica y Ambiental de las actividades hidrocarburíferas desarrolladas por las empresa petroleras en 56 Campos, para determinar las inversiones realizadas por las mismas, sus amortizaciones, costos de operación, tributación, reservas de hidrocarburos, rentabilidad obtenida en cada Campo, medio ambiente y aspectos legales, en cumplimiento del articulo 4, parágrafo III, del Decreto Supremo 28701. El Servicio de Consultoría se efectuó por el periodo comprendido desde el inicio de actividades de las empresas petroleras hasta el 1 de mayo de 2006, aplicando en lo pertinente los criterios de materialidad, veracidad, integridad, prudencia y racionalidad. Los informes finales solicitados en los términos de referencia fueron: P 1 Inversiones realizadas en los Campos. P 2 Amortización/Depreciación de las Inversiones. P 3 Costos y Gastos de operación



P 4 Determinación de la Rentabilidad, Tasa Interna de Retorno y Valor Actual Neto. P 5 Verificación de la tributación efectuada. P 6 Cuantificación de las Reservas probadas y probables. P 7 Identificación de los pasivos ambientales en los campos y costos de mitigación. P 8 Valoración de los daños a las Comunidades y las personas, así como daños al patrimonio del

Estado generado por las actividades de las empresas petroleras. P 9 Especificación y comparación de las medidas establecidas en el estudio de impacto ambiental

y su respectivo cumplimiento en función a los cronogramas, identificando montos de inversión.

P 10 Cuantificación de los gastos efectuados en protección ambiental y relacionamiento socio- comunitario, desde el inicio de actividades.

Aunque no estuvo especificado en los términos de referencia y el contrato de servicios, la UFSC consideró necesario requerir dos informes adicionales, a saber: P 0 Informe Legal. P 11 Informe Ejecutivo Final. La relación de las empresas consultoras que se adjudicaron para la elaboración de las auditorias a las empresas petroleras, el número y fecha de las Resoluciones Ministeriales, monto, fecha de la firma del contrato de servicios (misma de la orden de proceder) y la fecha contractual de finalización se detalla en el cuadro que sigue:

RMNº

Fecha Monto BsN°

Fecha Or. Proc. Finalizac.

AE-02/06 Petroconsult SRL Petrobras-Bolivia SA149/200603/07/06 1.975.000 UFSC-015/06

14/07/06 14/07/06 12/10/06

AE-10/06 Baltic Control - Cryotec Aso. Total SA 166/2006

14/07/06 999.000 UFSC-037/0627/07/06 27/07/06 25/10/06

AE-05/06 Consul Sistem Aso. SRL Petrobras Energy SA 160/2006

12/07/06 2.560.000 UFSC-038/0628/07/06 28/07/06 26/10/06

AE-1-11/06 Delta Consult Ltda. Petrobras-Bolivia SA 165/200614/07/06

2.600.000 UFSC-039/0631/07/06

31/07/06 29/10/06

AE-03/06 Delta Consult Ltda. Repsol YPF E&P Bolivia SA

192/200604/08/06 3.240.000 UFSC-048/06

16/08/06 16/08/06 14/11/06

AE-04/06 Consul Sistem Aso. SRL

BG Bolivia Corporation, Sucursal Bolivia

194/200609/08/06 2.152.540 UFSC-078/06

18/08/06 18/08/06 16/11/06

AE-07/06 Tecnicontrol SRL Plus Petrol Bolivia Corporation SA

193/200604/08/06 2.650.000 UFSC-082/06

21/08/06 21/08/06 19/11/06

AE-06/06 Geodata Ltda. Vintage Petrol 197/200616/08/06 2.595.500 UFSC-094/06

25/08/06 25/08/06 23/11/06

AE-09/06 IFPC & CCAT Andina SA 200/200622/08/06 4.290.000 UFSC-097/06

31/08/06 31/08/06 29/11/06

AE-08/06 IFPC & CCAT Chaco SA 206/200606/09/06 4.290.000

UFSC-111/0614/09/06 14/09/06 13/12/06

AE-12/06 Tecnicontrol SRL Transredes SA 198/200616/08/06 1.999.955 UFSC-095/06

28/08/06 28/08/06 26/12/06

ContratoCodigoConvoc. OperadorConsultora



II. RESULTADOS ECONOMICOS-FINANCIEROS 1. RESERVAS CEDIDAS GRATUITAMENTE Consideramos que para iniciar nuestro análisis, se hizo necesario realizar una revisión de las reservas probadas remanentes de hidrocarburos que fueron cedidas a precio cero a las empresas petroleras Chaco y Andina el 21 de diciembre de 1996 (firmando el Contrato de Accionistas el 10 de abril de 1997, inicio de actividades de la capitalización). De acuerdo a la información reportada por YPFB en base a la certificación oficial realizada por la empresa De Golyer and Mac Naughton, alcanzaron a 125,6 millones de barriles de petróleo/condensado y de 3,2 trillones de pies cúbicos (Tpc) de gas natural, reservas que para ser monetizadas deben ser multiplicadas por sus respectivos factores de recuperación promedio de producción (0,55 petróleo y 0,65 gas natural), como se expone en el cuadro que sigue:

Cuadro 1. RESERVAS PROBADAS REMANENTES DE HIDROCARBUROS al 31 de diciembre de 1997

MMBls Prod.* MM$us MMMpc Prod.* MM$us

REPSOL 40,2 22,1 464,8 26,4 17,2 21 485,9

PETROBRAS SAL 0,7 0,4 8,5 124,8 81,1 100 108,3

PETROBRAS SAB 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0 0,0

TOTAL 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0 0,0

CHACO 43,8 24,1 505,9 1.193,8 775,9 954 1.460,3

ANDINA 36,0 19,8 415,8 1.566,4 1.018,2 1.252 1.668,2

VINTAGE 4,5 2,5 52,5 299,1 194,4 239 291,6

BG 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0 0,0

PETROBRAS E. 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0 0,0

PLUSPETROL 0,3 0,2 3,9 11,2 7,3 9 12,8

TOTAL 125,6 69,1 1.451,2 3.221,7 2.094,1 2.576 4.026,9

Petróleo/Condensado Gas NaturalOPERADOR TOTALMM$us

Fuente: Elaboración propia en base a información de YPFB.

El cuadro 1 demuestra que el valor total de reservas probadas cedidas a precio cero (0) a las empresas petroleras Chaco y Andina; incorporando las reservas de las demás empresas petroleras al año 1997, alcanzaron al valor de MM$us 4.027 compuesto de MM$us 1.451 en petróleo/condensado y 2.576 en gas natural. De este importe se beneficiaron fundamentalmente la operadora Andina con un monto de MM$us 1.668, seguido por la operadora Chaco con MM$us 1.460 y la operadora Repsol con MM$us 486. La valorización se efectúa con un precio internacional promedio WTI para 1997 de $us 21 por barril de petróleo y un precio de exportación a la Argentina de $us 1,23 por millar de pies cúbicos de gas natural.



Asumimos que las reservas probables representan para el año 1997 un 14,37% de las reservas probadas remanentes para el petróleo/condensado, de donde resulta que la suma del valor de reservas probadas y probables sería de MM$us 1.660. En lo referido a las reservas probadas de gas natural, las reservas probables representan para el año 1997 un 35,1% de las reservas probadas remanentes, por tanto, la sumatoria de ambas reservas alcanza a MM$us 3.480, haciendo un gran total de MM$us 5.140, que las empresas petroleras recibieron como un aporte no valorado por el Estado boliviano. Diferencias en la declaración de reservas Del análisis efectuado a los informes de reservas nacionales de hidrocarburos, se ha comprobado que las reservas declaradas en la licitación del año 1997 para la capitalización de YPFB, son menores a las reservas calculadas para el año 2006, en función de la producción acumulada desde la gestión 1997 al 2006, para las empresas petroleras Andina SA y Chaco SA, según el informe de reservas presentada por YPFB. Para confirmar lo mencionado partimos de las reservas probadas recuperables del año 2006 de las operadoras Chaco y Andina que suman 4,9 Tpc de gas y 278 MMBls de petróleo condensado, restamos la producción acumulada de gas de 2,1 Tpc y de petróleo de 238 MMBls, obtenemos la reserva remanente para el año 2006 de 2,8 Tpc y 38 MMBls. (Cuadro 2)

Cuadro 2. RESERVAS PROBADAS REMANENTES AL 30/04/2006

Reserva recuperable Producción acumulada Reserva remanente Operadora

Gas MMpc Pet. Cond. MBls Gas MMpc Pet. Cond.

MBls Gas MMpc Pet. Cond. MBls

Andina 3.025.436 206.674 1.431.490 188.765 1.594.759 16.376Chaco 1.924.944 71.580 693.021 50.020 1.231.923 21.560

TOTAL 4.950.380 278.254 2.124.511 238.785 2.826.682 37.936 Fuente: YPFB

El cuadro 3 muestra la producción acumulada del periodo abril 1997 a abril 2006.

Cuadro 3. PRODUCCIÓN ACUMULADA Del 11/04/1997 al 11/04/2006

Operadora Gas MMpc Pet. Cond. MBls

Andina 453.180 24.520 Chaco 619.470 47.930

TOTAL 1.072.650 72.450Fuente: YPFB



Sumando la producción acumulada de las operadoras Chaco y Andina con las Reservas Remanentes al 2006, obtendremos las reservas probadas entregadas a las empresas capitalizadoras el 11 de abril de 1997 de acuerdo al cuadro 4:

Cuadro 4. RESERVA ENTREGADA SEGÚN LICITACIÓN DE CAPITALIZACIÓN

Reserva recuperable al 30/04/2006

Producción acumulada

Reservas entregadas al 11/04/1997

Operadora Gas MMpc Pet. Cond.

MBls Gas MMpc Pet. Cond. MBls

GAS MMpc

Pet. Cond. MBls

Andina 1.594.759 16.376 453.180 24.520 2.047.939 40.896Chaco 1.231.923 21.560 619.470 47.930 1.851.393 69.490

TOTAL 2.826.682 37.936 1.072.650 72.450 3.899.332 110.386Fuente: YPFB

La información del cuadro 4 no concuerda con el informe nacional de reservas de hidrocarburos al 1º de enero de 1997, respecto a las reservas cedidas a las empresas Chaco y Andina, como se muestra a continuación.

Cuadro 5. RESERVAS CALCULADAS Y REPORTADAS

Reservas entregadas al 01/01/1997

Calculada Reportada Diferencia Calculado Reportada Diferencia Operadora

Gas MMpc Gas MMpc MMpc Pet. Cond. MBls

Pet. Cond. MBls MBls

Andina 2.047.939 1.533.000 514.939 40.896 31.666 9.230Chaco 1.851.393 1.224.900 626.493 69.490 46.097 23.393TOTAL 3.899.332 2.757.900 1.141.432 110.386 77.763 32.623

Fuente: UFSC Como se puede observar en el cuadro 5 las reservas reportadas al 01/01/1997 no concuerdan con lo calculado por la UFSC, por ejemplo: la empresa Chaco firmó un contrato de venta de gas natural a la Argentina, cuya reserva comprometida fue de 1.220.900 MMpc, cantidad igual que reporta el Informe Nacional de YPFB para 1997, lo que significa que las reservas entregadas en el año 1997 eran mayores a las declaradas por YPFB, por lo cual no se debe considerar el valor de 1.224.900 MMpc, sino el valor calculado por la UFSC de 1.851.393 MMpc para el año 1997, por basarse este calculo en datos reales de producción. De la misma manera ocurre con el caso de la empresa Andina, por lo que se concluye que las reservas reportadas por el Informe Nacional de Reservas de YPFB para el año 1997 no eran las adecuados, motivo por el cual no se debe tomar en cuenta, siendo el valor calculado el de 2,0 Tpc de gas.



Por lo tanto, en el año 1997 existió manipulación de reservas por parte de YPFB, porque además de ceder gratuitamente nuestras reservas de gas y petróleo, se manipuló los informes de reservas nacionales de hidrocarburos no tomando en cuenta 1.141.432 MMpc de gas y 32.623 MBls, que monetizados representan la suma de MM$us 1.289, en consecuencia el valor total que las empresas petroleras recibieron como un aporte gratuito del Estado boliviano en el año 1997 fue de MM$us 6.429. 2. INVERSIONES Las inversiones reportadas por las empresas petroleras desde el inicio de sus actividades hasta el 31 de abril de 2006, totalizan la suma de MM$us 3.047, en este monto solo se incluyen las inversiones activadas por las operadoras. Se evidencia que la empresa con mayor inversión fue Petrobrás Bolivia SA con MM$us 686 invertidos en los campos Sábalo y San Alberto, seguido de Repsol YPF y Chaco SA; la empresa con menor inversión fue Petrobrás Energy. Se debe destacar que las mayores inversiones reportadas después de los campos operados por Petrobras fueron: bloque Mamoré con MM$us 305 y campo Margarita con MM$us 247 operados por Repsol; campo Madrejones con MM$us 102 operado por Pluspetrol y Río Grande con MM$us 93 operado por Andina. La composición de la inversión reportada por los operadores se muestra en la gráfica 1:

Gráfica 1. INVERSION REPORTADA POR LOS OPERADORES (En MM$us)

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditoría.

La distribución de la inversión reportada por las empresas petroleras por año de MM$us 3.047, tiene un comportamiento ascendente hasta el año 2000, gestión en la que las operadoras invirtieron el 14% del total y posteriormente la tendencia fue decreciente, llama la atención que en el periodo de 4 meses de la gestión 2006, la inversión fue cercana a lo invertido en el año 1997. Se

588376

343343

330274

251231

114106

92

0 100 200 300 400 500 600

MM$us

REPSOL

CHACO

PETROBRAS SAB

PETROBRAS SAL

TRANSREDES

ANDINA

PLUSPETROL

TOTAL

BG

VINTAGE

PETROBRAS ENER. Total 3.047



debe entender que las auditorías se realizaron desde el inicio de actividades de las empresas petroleras, motivo por el cual se tienen en cuenta las inversiones realizadas antes del año 1997 por algunas operadoras. En el año 2003 la operadora Petrobrás realizó la mayor de las inversiones de todo el periodo auditado, totalizando la suma de MM$us 155. La inversión reportada por año fue la siguiente:

Gráfica 2. INVERSION REPORTADA POR LOS OPERADORES POR AÑO (En MM$us)

40 55

132

379 346

422385 379

315

242 228

123

050

100150200250300350400450

MM

$us

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

Años


Como resultado de los ajustes realizados por auditoría a las inversiones reportadas por las empresas petroleras, por distintos conceptos como ser: sobreprecios, proveedores no identificados, pagos a compañías vinculadas, pozos sin éxito, inversiones no útiles ni utilizables y otros, las empresas consultoras han determinado una disminución considerable en algunas de las inversiones efectuadas por las empresas petroleras, siendo la reducción más relevante la efectuada a la operadora Andina, cuya inversión reportada sufrió un ajuste del orden de MM$us 203, el segundo ajuste por orden de importancia se efectuó a la operadora Petrobrás para los campos Sábalo y San Alberto, totalizando la suma de MM$us 133, seguido por la operadora Repsol YPF con MM$us 99. La inversión total ajustada a las empresas petroleras por auditoría alcanzó al 31 de abril de 2006 a la suma de MM$us 2.288, no habiéndose considerado como inversión la suma de MM$us 759 por los conceptos mencionados. La gráfica 3 muestra la inversión ajustada por auditoría.



Gráfica 3. INVERSION AJUSTADA POR AUDITORIA (En MM$us)


Los ajustes anuales mas relevantes se realizaron los años 1999 y 2001. El comportamiento de las inversiones ajustadas por auditoria por año es el siguiente:

Gráfica 4. INVERSION AJUSTADA POR AUDITORIA, POR AÑO (En MM$us)

34 43

109

333

106

349

280319

276

218

164

56

0

50

100

150

200

250

300

350

MM

$us

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

Años


Las auditorias han reportado resultados contundentes en el ajuste que efectuaron a las inversiones, totalizando un monto de MM$us 759. Llama la atención que las empresas Andina y Chaco, que

489285284

274269

227183

7371

6767

0 100 200 300 400 500

MM$us

REPSOL

CHACO

PETROBRAS SAL

TRANSREDES

PETROBRAS SAB

PLUSPETROL

TOTAL

BG

ANDINA

VINTAGE

PETROBRAS ENER. Total 2.288



firmaron Contratos de Suscripción de Acciones y se obligaron a pagar a la sociedad, de acuerdo a la cláusula quinta, el monto de suscripción de $us 264.777.021 la empresa Petrolera Andina SA, y $us 306.667.001 la empresa Petrolera Chaco SA, empresas que no han cumplido con su obligación de efectuar la inversión, especialmente Andina que sólo invirtió MM$us 71. El promedio del ajuste de auditoria realizado a las 11 empresas petroleras es de MM$us 70 en todo el periodo. El ajuste efectuado por empresa se distingue en la gráfica 5:

Gráfica 5. COMPOSICION DE LA INVERSION AJUSTADA (En MM$us)

20399

9174

5956

4841

3925

0 50 100 150 200 250

MM$us

ANDINA

REPSOL

CHACO

PETROBRAS SAB

PETROBRAS SAL

TRANSREDES

TOTAL

BG

VINTAGE

PETROBRAS E.

Total 759


El total de las auditorías demuestran en sus resultados que las empresas petroleras no invirtieron los recursos comprometidos, habiendo en todos los casos, realizado importantes ajustes que se encuentran respaldados en los informes finales de auditoría. En la gráfica 6 se aprecia los ajustes versus la inversión reportada por las operadoras.



Gráfica 6. INVERSION REPORTADA VS. AJUSTADA (En MM$us)

0

100

200

300

400

500

600

700

MM

$us

Reportada Ajustada


De la información anterior resulta que el proceso de capitalización ha sido beneficioso para las empresas petroleras y negativo para los intereses del país. Si analizamos la relación de lo invertido (reportado y ajustado) en función de las reservas cedidas, tenemos como resultado general que en el año 1997 la relación de la inversión reportada por las empresas Repsol, Chaco, Andina y Vintage es de 3,7 a 1 y si nos referimos a las inversiones ajustadas la relación es de 5,5 a 1, es decir, por cada dólar invertido recibieron de recompensa 5,5 dólares, siendo las empresas mas beneficiadas Andina y Chaco que por cada dólar invertido recibieron 25 y 8 dólares, respectivamente en relación a las inversiones ajustadas, como se demuestra en el cuadro 6:

Cuadro 6. COMPARACION DE INVERSIONES Y RESERVAS – 1997 (En MM$us)

Reservas Inversiones Relación R/I OPERADOR

Probadas Probables Total Reportadas Ajustadas Reportadas Ajustadas

REPSOL 499 74 573 588 489 0,97 1,17

CHACO 1.758 512 2.270 376 285 6,04 7,97

ANDINA 1.370 395 1.765 274 71 6,44 24,86

VINTAGE 292 91 383 106 67 3,61 5,71

TOTAL 3.919 1.072 4.991 1.344 912 3,71 5,47

Fuente: Elaboración propia en base a información de YPFB.



Como es previsible, existe una relación directa entre la inversión y el descubrimiento de reservas de hidrocarburos, es decir, que el caudal de reserva descubierta es función de la inversión. No cabe duda que el Gobierno en la etapa de la mal llamada capitalización fue muy magnánimo con las empresas petroleras, que optaron por participar en las grandes cuencas de los Megacampos, campos que fueron descubiertos por YPFB gracias a una eficaz labor exploratoria de varios años, realizada por sus experimentados profesionales y a costos comparativamente menores de los actuales, tal como se determinó en los análisis de costos exploratorios. Sin duda alguna para que la actividad hidrocarburífera sea sostenible en el tiempo se requiere de importantes inversiones en exploración, con el objetivo de mantener o mejorar las reservas, lo que no ocurre en el caso boliviano que cedió gratuitamente sus reservas en la denominada capitalización. Esta premisa no fue cumplida por las empresas petroleras, porque de acuerdo a las inversiones reportadas por ellas mismas al 30 de abril de 2006, en la sumatoria de 10 empresas operadoras (menos Transredes), se invirtió el 60% en actividades de explotación y solamente el 40% en actividades de exploración, de un total de MM$us 2.717. La gráfica 7 es contundente, las empresas capitalizadoras Chaco y Andina centraron sus actividades en explotación, Chaco invirtió MM$us 352 en explotación y sólo MM$us 24 en exploración; Andina invirtió MM$us 249 en explotación y MM$us 25 en exploración; y Repsol MM$us 409 en explotación y MM$us 179 en exploración, es decir, las 3 operadoras son exclusivamente extractoras de nuestros recursos hidrocarburíferos.

Gráfica 7. INVERSION EFECTUADA POR LOS OPERADORES EN EXPLORACION Y EXPLOTACION

(En MM$us)


25

249

179

409

24

352

132

211

135

208 207

44

231

0

84

22 3359 40

74

050

100150200250300350400450

MM

$us

Exploración

Explotación



3. AMORTIZACIONES/DEPRECIACIONES En Bolivia se adopta el método del “esfuerzo exitoso”, que discrimina entre “gasto” o “inversión” en función de la etapa o fase de la Prospección, Exploración, Desarrollo o Producción, y para los efectos del cálculo del agotamiento del reservorio se utiliza el método de “Unidades de Producción”. Las plantas de gas y los equipos instalados en pozos correspondientes a los campos productores de petróleo y gas natural se depreciaron a través de un factor de agotamiento, que se calcula considerando la producción de gas y petróleo de cada campo productor con respecto a las reservas económicamente probadas existentes en el mismo. De acuerdo con el Decreto Supremo Nº 24051 (Reglamento del Impuesto a las Utilidades de Empresas), anexo al Articulo 22º, la tasa de depreciación para los pozos petroleros es del 20% anual, que ha estado vigente desde 1995 hasta la gestión fiscal concluida en marzo 2004, y a partir de abril del 2004 las compañías sometieron sus depreciaciones a la utilización del método de unidades de producción, contemplado por la Norma de Contabilidad N° 9 (Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados), en aplicación del Decreto Supremo Nº 27390 (Decreto Reglamentario a la Ley 2493). La auditoria ha reportado por concepto de amortizaciones/depreciaciones un total de MM$us 788 a las inversiones reportadas por las empresas petroleras. Si bien existen inversiones similares las amortizaciones/depreciaciones reportadas no tienen el mismo comportamiento. Al no haberse auditado a las empresas petroleras como tales, sino a los campos petroleros, las operadoras en algunos casos reportaron sus amortizaciones/depreciaciones de todas las empresas y no solamente de los campos por el sistema contable que adoptaron, razón por la cual existen diferencias importantes. La operadora Chaco registró la mayor amortización alcanzando a la suma de MM$us 172, seguida por Andina con MM$us 156, Repsol con MM$us 137 y Transredes con MM$us 56, considerándose las amortizaciones/depreciaciones más importantes reportadas como se muestra en la gráfica 8.



Gráfica 8. AMORTIZACION/DEPRECIACION REPORTADA POR LOS OPERADORES (En MM$us)


Los ajustes más importantes realizados por auditoría fueron a las operadoras Andina y Chaco, por el contrario la operadora Total por concepto de amortizaciones/depreciaciones no declara ningún valor, que es confirmada por auditoría, tal cual se constata en la gráfica que sigue:

Gráfica 9. AMORTIZACION/DEPRECIACION AJUSTADA POR AUDITORIA (En MM$us)

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditoría

1519796

413938

3534

2518

0

0 20 40 60 80 100 120 140 160

MM$us

REPSOL

CHACO

TRANSREDES

PETROBRAS SAB

PETROBRAS ENER.

PLUSPETROL

BG

PETROBRAS SAL

ANDINA

VINTAGE

TOTAL

Total 574

172156

1375654

4238

3534

240

0 50 100 150 200

MM$us

CHACO

ANDINA

REPSOL

TRANSREDES

PETROBRAS ENER.

PETROBRAS SAB

PLUSPETROL

BG

PETROBRAS SAL

VINTAGE

TOTAL

Total 748



De las 11 auditorías realizadas, 4 reportaron el mismo valor de las amortizaciones/depreciaciones declaradas por las operadoras con las efectuadas por la auditoría, otras 4 el ajuste fue menor. Llama la atención que la auditoría realizada a la operadora Repsol haya ajustado un monto mayor de MM$us 14 a lo reportado. (Gráfica 10).

Gráfica 10. COMPARACION DE AMORTIZACIONES/DEPRECIACIONES (En MM$us)

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditoría La diferencia entre las amortizaciones/depreciaciones declaradas por el operador y ajustadas por auditoría nos muestra la gráfica.

Gráfica 11. DIFERENCIA DE LAS AMORTIZACIONES/DEPRECIACIONES (En MM$us)

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditoría

156

0

96

35 3834 42

137

54

24

172

3941

18 25

97

151

02040

6080

100120140

160180200

MM

$us

Reportadas

Ajustadas

0 1

-14

015

6 0

75

131

0 0

-200

20406080

100120140

MM

$us



4. INVERSION NETA El objetivo principal del proceso de auditoria iniciado a las empresas petroleras es de conocer el monto real de la inversión neta realizada por las operadores en cada campo petrolero, razón por la cual depués de haber realizado un análisis exhaustivo de las inversiones declaradas por las empresas petroleras, efectuado los ajustes de auditoría y descontando la amortización efectuada por las operadoras, obtenemos como resultado las inversiones netas al 30 de abril de 2006, que se muestra en el cuadro 7.

Cuadro 7. INVERSION NETA AJUSTADA POR AUDITORIA (En MM$us)

Operador Ajustada Operador Ajustada Operador Ajustada

REPSOL 588 489 137 151 450 338PETROBRAS SAL 343 284 34 34 308 249PETROBRAS SAB 343 269 42 41 301 228PLUSPETROL 251 227 38 38 213 189CHACO 376 285 172 97 204 188TOTAL 231 183 0 0 231 183TRANSREDES 330 274 56 56 275 219VINTAGE 106 67 24 18 82 50ANDINA 274 71 156 25 118 46BG 114 73 35 35 79 37PETROBRAS ENER. 92 67 54 39 38 27

TOTAL 3.047 2.288 748 534 2.299 1.754

Inversión Amortización Inversión NetaOPERADOR

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditoría. Existe una gran diferencia de la relación de la inversión declarada por los operadores y la inversión neta ajustada por auditoría, que totaliza MM$us 1.293, la evolución de la información se la puede apreciar en la gráfica 12.



Gráfica 12. EVOLUCION DE LA INVERSION (En MM$us)

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditoría. La declaración de inversión efectuada por las empresas petroleras se aprecia en la gráfica 13.

Gráfica 13. EVOLUCION DE LA INVERSION REPORTADA (En MM$us)

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditoría La inversión ajustada por auditoría se la muestra en la gráfica 14.

0

100

200

300

400

500

600

700

MM

$us

Inversión OperadorInversión AjustadaInversión Neta OperadorInversión Neta Ajustada

92106114

231251274343343330

376

588

213

79 8238

301

118

308275204

450

0

100

200

300

400

500

600

700

MM

$us

Total

Neta



Gráfica 14. EVOLUCION DE LA INVERSION AJUSTADA POR AUDITORIA (En MM$us)

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditoría 5. COSTOS OPERATIVOS Los costos operativos de las empresas petroleras no presentan un patrón homogéneo. Petrobrás tiene reportados y ajustados costos asimétricos para dos megacampos: San Alberto (MM$us 253) y Sábalo (MM$us 653); las capitalizadas Andina y Chaco tienen cuantías de costos en orden superior a los megacampos, sin embargo se observa que Andina tiene una mayor volumen de costos. Los megacampos y las capitalizadas superan en ingresos la cuantía de MM$us 1.000 en orden de magnitud, la diferencia se establece en la eficiencia operacional. La prolijidad, sobretodo de las capitalizadas, a juzgar por la evidencia de los datos dista mucho de los postulados de una empresa moderna. (Gráfica 15). Consideramos que no es oportuno realizar un análisis detallado de los costos operativos de las empresas petroleras, porque la auditoría ha tropezado con serias limitaciones, por ejemplo las operadoras tienen distintos criterios contables; no llevan una contabilidad por campo como se menciona en los contratos suscritos, su contabilidad en muchos casos es integral de toda la empresa, motivo por el cual en los cotos operativos mencionados en la gráfica 15 existen distorsiones. Se debe mencionar que algunos de los costos determinados en la grafica incluyen costos administrativos. En el caso de Andina no reporto sus costos operativos.

489

284 274 269

73 71 67 67

183

285

227228219249188

338

275037 460

100

200

300

400

500

600

MM

$us

TotalNeta

189



Gráfica 15. COSTOS OPERATIVOS REPORTADOS Y AJUSTADOS (En MM$us)

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditoría 5. RENTABILIDAD a. PETROBRAS Campo San Alberto La rentabilidad histórica del campo San Alberto se ha estimado en base a la inversión de MM$us 348,8 y un costo operativo de MM$us 359,4 (escenario 1), y MM$us 253,3 (escenario 2), (Cuadro 8).

Cuadro 8. RENTABILIDAD HISTORICA SAN ALBERTO

Rentabilidad Escenario 1 (%) Escenario 2 (%) A las ventas 32,34 36,66 A las inversiones 99,42 112,69

La rentabilidad futura se estima en el cuadro 9, para el periodo 1997-2037 y además se realiza corriendo el VAN a una tasa de descuento del 8%, en base a los siguientes escenarios: a. Escenario I: Inversión alta, costo de producción alta, precio de venta de gas neto de transporte

$us 3,7 y regalías mas impuestos del 50%. b. Escenario II: Inversión eficiente calculada, costos de producción eficientes calculados, precio de

venta de gas neto de transporte $us 3,7 y regalías mas impuestos de 50%. c. Escenario III: Inversión eficiente calculada, costos de producción eficientes calculados, precio

de venta de gas neto de transporte $us 5 y regalías mas impuestos de 82% desde el inicio.

56

800

0

237

56120

95

667

485359

0

540

253

800

969

276

653

0

200

400

600

800

1.000

1.200

MM

$us

Reportados

Ajustados



d. Escenario III: Inversión eficiente calculada, costos de producción eficientes calculados, precio de venta de gas neto de transporte $us 5 y regalías mas impuestos de 82% de forma escalonada.

Cuadro 9. RENTABILIDAD FUTURA SAN ALBERTO

La Renta Petrolera (Government Take) estimada para del campo San Alberto se establece en el concepto “Total Impuestos y Regalías”. Los montos señalados para los cuatro escenarios varían de MMM$us 7,02 (escenario 1), MMM$us 7,07 (escenario 2), MMM$us 13,14 (escenario 3), y MMM$us 13,02 (escenario 4). (Cuadro 9). Campo Sábalo La rentabilidad histórica estimada para el campo Sábalo se ha estimado con los siguientes indicadores y criterios: a) TIR Renta Petrolera: 47,44% (Rentabilidad del Campo sin tomar en cuenta la carga impositiva

relacionada). b) TIR Flujo Financiero A: 31,48% (Rentabilidad que toma en cuenta la carga impositiva directa, es

decir IDH y Regalías). c) TIR Flujo Financiero B: 16,04% (Rentabilidad que toma en cuenta la carga impositiva directa –

Regalías e IDH- y calculada –IUE, Surtax y posición neta de IVA).

CONCEPTOCASO I MM$US.

CASO II MM$US.

CASO III MM$US.

CASO IV MM$US.

Inversiones totales 348,83 289,90 288,90 289,90

Ingresos totales 11.722,92 11.722,92 15.482,31 15.482,31Menos:costos de producion 1.193,59 992,02 992,02 992,02Regalias e impuestos 5.861,46 5.861,46 12.695,50 12.531,47UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS 4.667,87 4.869,44 1.794,80 1.958,82Menos:I.U.E. 25% 1.166,97 1.217,36 448,70 489,71UTILIDAD DESPUES DE IMPUESTOS 3.500,90 3.652,08 1.346,10 1.469,12

Rentabilidad a las ventas 30% 31% 9% 9%

Tasa intena de retorno TIR 40% 44% 25% 32%

Flujo neto de fondos 4.175,30 4.160,13 1.854,15 1.977,17

Valor actual de los fonfos netos 1.636,35 1.591,04 776,68 881,20

Valor actual neto VAN 1.287,52 1.301,14 486,78 591,30

Años p/recuperar la inversión 4 4 6 4

Total Impuestos y regalias 7.028,43 7.078,82 13.144,20 13.021,18% Respecto a los ingresos totales 59,95% 60,38% 84,90% 84,10%

ESTADO DE RESULTADO PROYECTADOS A 40 AÑOS



La rentabilidad futura, para el periodo 2007-2019, se ha estimado a través del VAN (a diferentes tasas de descuento) de la Renta Petrolera, en diferentes escenarios y con base en la producción y lreservas estimadas, y, observa las incertidumbres naturales de esta industria, sobre todo con los escenarios futuros en especial en relación a las estimaciones de producción, de CAPEX, de OPEX, de precios y de niveles de carga impositiva. Los resultados son los siguientes:

Cuadro 10. RENTABILIDAD FUTURA SABALO

ESCENARIO DE PRODUCCION

TASA DE ACTUALIZACIÓN

APLICADA

VALOR ACTUAL NETO de la Renta Petrolera

(MM$US) 0% 12.964

15% 5.250 BASE

20% 4.211

0% 17.899

15% 6.700 MAXIMA

20% 5.230

La Renta Petrolera estimada para el campo Sábalo se encuentra entre MMM$us 11,51 en el escenario BASE, y MMM$us 16,02 en el escenario MAXIMO. b. PLUSPETROL La rentabilidad histórica para la empresa Pluspetrol se ha estimado a través de los siguientes indicadores:

Cuadro 11. RENTABILIDAD HISTORICA PLUSPETROL

Rentabilidad 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

TIR (%) -119,8 -151,7 -179,6 -13,7 -373,1 -84,6 -197,5 -156,3 -566,2 9,1 Utilid. Neta (MM$us) -3,4 -9,7 -45,9 -0,5 -11 -2,8 -11 -6 -16,2 3,8

La rentabilidad futura se presenta en los cuadros 12, 13 y 14 en base a los principales campos operados por la empresa Pluspetrol y los siguientes criterios: a) Inversiones en pozos, ampliaciones en la planta de gas y líneas de flujo básicamente. b) Precios de proyección para el petróleo y gas utilizando el valor actual del petróleo WTI y del

Gas Natural con ajustes de precios según una proyección semilog para cada serie de precios. c) Tasas de impuestos a la producción por regalías (32%) e IDH (18%) así como el impuesto a las

utilidades de empresas (IUE) vigentes. Los Escenarios diseñados son los siguientes:



a) Escenario 1.Campo Tacobo (inversión adicional de MM$us 4).

Cuadro 12. CAMPO TACOBO INVERSION ADICIONAL MM$us 4

VPN Tasa de Descuento VPN MM$us VPN 7,0 68,9 VPN 8,5 66,8 VPN 10,0 60,4 VPN 11,5 56,5

b) Escenario 2. Campo Tacobo (inversión adicional MM$us 24).



c) Escenario 3. Campo Tajibo (Inversión adicional MM$us 15).



c. BG BOLIVIA La rentabilidad histórica ha sido estimada frente a diferentes tasas de descuento, con los siguientes resultados:

Cuadro 15. RENTABILIDAD HISTORICA BG

Escenarios Tasa de descuento (%) VAN MM$us 1 5,00 -34,01 2 7,00 -33,50 3 9,00 -32,81 4 10,75 -32,12 5 12,75 -31,24 6 15,00 -30,19 7 16,00 -29,71 8 18,00 -28,77 9 20,00 -27,77 10 50,00 -16,01

La rentabilidad futura se establece sobre los siguientes supuestos:



La empresa vende gas natural y líquidos respectivamente. Para el precio del gas natural se ha considerado un precio de alrededor de $us/Mpc 4,78 (ó $us 5 el millón de BTU en frontera) y para los líquidos se ha tomado el valor de la gasolina o condensado de$us/Bls 27,1. Estos valores son los que presentan en su información del requerimiento especial y pueden representan una buena aproximación a los valores futuros que percibirá la empresa. a) Las series de información de Plan Estratégico de BGB, son ajustados para hacer algunos

análisis de sensibilidad b) La demanda presentada corresponde al contrato de exportación GSA, y representa mas del

65% de la demanda total para BGB, Contratos interrumpibles con COMGAS, así como mayores volúmenes de mercado nuevo CONGAS a partir del año 2011. La suma de estos contratos genera la demanda total que llega a su nivel máximo con 61 MMPCD hasta el año 2011, después de ese periodo la demanda se reduce a niveles de 20 MMPC/D y después a volúmenes menores.

A partir de las premisas mencionadas la rentabilidad futura estimada para BGB es la siguiente:

Cuadro 16. RENTABILIDAD FUTURA BG

Escenarios Tasa de descuento (%) VAN MM$US 1 5,00 4,22 2 7,00 2,34 3 9,00 0,93 4 10,75 0,00 5 12,75 -0,81 6 15,00 -1,42 7 16,00 -1,72 8 18,00 -2,09 9 20,00 -2,36 10 50,00 -2,73

d. REPSOL- MARGARITA La estimación de la rentabilidad histórica del campo Margarita tiene las siguientes consideraciones:

a) La TIR de la Renta Petrolera no se puede obtener por la comercialización del campo que se inicio en enero del 2005, siendo los demás años inversiones y gastos.

b) La TIR del Flujo Financiero A, toma en cuenta la carga impositiva directa (Regalías e IDH), de acuerdo a los resultados obtenidos en el flujo de caja, la tasa interna de retorno no puede ser obtenida debido a que los saldos de caja obtenidos durante la ejecución de la inversión han sido negativos en la mayoría de las gestiones.

c) La TIR del Flujo Financiero B, toma en cuenta la carga impositiva directa (Regalías e IDH) y calculada (IUE, Surtax), de acuerdo a los resultados obtenidos en el flujo de caja, la tasa interna de retorno no puede ser obtenida debido a que los saldos de caja obtenidos durante la ejecución de la inversión han sido negativos en la mayoría de las gestiones.



La rentabilidad futura del campo Margarita se ha estimado en base al siguiente escenario, y presenta los siguientes resultados:

Cuadro 17. RENTABILIDAD FUTURA CAMPO MARGARITA-REPSOL

Escenario de producción

Tasa de actualización

aplicada

Valor Actual Neto En base al flujo de Renta Petrolera

(MM$us) 0% 12.007

15% 4.166

Base 20% 3.152

La Renta Petrolera del campo Margarita, para el escenario BASE es de MMM$us 11,83. e. ANDINA La rentabilidad histórica estimada para cada campo de la empresa Andina fue estimada mediante el VAN y la utilidad absoluta. Esta debe leerse como el resultado sin ajuste frente a una tasa de descuento. El resultado es el siguiente:

Cuadro 18. RENTABILIDAD HISTORICA ANDINA

CAMPOS VAN (8%) MM$us UTILIDAD ABSOLUTA MM$us Arroyo Negro -7,62 -7,79 Camiri -0,05 -10,22 Cascabel -0,39 -0,47 Guairuy 1,05 0,41 La Peña - Tundy -5,00 8,84 Los Sauces 6,98 14,76 Río Grande 28,50 100,40 Sirari 15,29 19,36 Víbora -9,74 16,98 Yapacani -32,81 -22,51

TOTAL -3,79 119,76

La rentabilidad futura, estimada para el periodo 2007-2016, en base a las reservas reportadas de cada campo de Andina, en diferentes escenarios de inversión, y la utilidad absoluta para los tres escenarios de inversión es la siguiente:

Cuadro 19. RENTABILIDAD FUTURA ANDINA

CAMPOS (VAN 8%)

Inversión 0% MM$us

Inversión 10% MM$us


Utilidad Absoluta MM$us

Arroyo Negro -2,51 -3,36 -4,21 -13,07 Camiri -3,21 -3,21 -3,21 -12,69 Cascabel - -0,01 -0,02 - Guairuy 0,24 0,23 0,22 -0,85 La Peña - Tundy 1,18 -2,58 -6,34 -4,81 Los Sauces 1,73 1,39 1,05 1,59



Río Grande 75,26 67,50 59,74 60,54 Sirari -7,99 -9,44 -10,90 -22,91 Víbora 20,92 15,02 9,12 -10,85 Yapacani -19,11 -21,40 -23,69 -44,09

TOTAL 66,51 44,14 21,76 47,41 f. CHACO La rentabilidad histórica estimada para cada campo de la empresa Chaco fue estimada mediante el VAN y la utilidad absoluta. Esta debe entenderse como el resultado sin ajuste frente a una tasa de descuento. El resultado es el siguiente:

Cuadro 20. RENTABILIDAD HISTORICA CHACO

CAMPOS VAN (8%) MM$us UTILIDAD ABSOLUTA MM$us Bulo Bulo 29,16 95,75 Carrasco 34,84 41,92 Chimore 1 -4,69 37,80 Humberto Suárez Roca -4,83 -12,14 Los Cusis 3,63 9,98 Montecristo -0,32 -3,44 Patujusal 15,71 28,78 San Roque 5,40 -0,70 Vuelta Grande 75,30 94,40 TOTAL 154,2 292,35

La rentabilidad futura, estimada para el periodo 2007-2016, en base a las reservas reportadas de cada campo de Chaco, en diferentes escenarios de inversión, y la utilidad absoluta para los tres escenarios de inversión es la siguiente:

Cuadro 21. RENTABILIDAD FUTURA CHACO

CAMPOS (VAN 8%)




Utilidad Absoluta MM$us

Bulo Bulo 81,48 75,05 55,75 60,63 Carrasco 9,68 6,08 -4,75 2,73 Chimore 1 32,53 29,60 20,80 23,67 Humberto Suárez Roca - - - - Los Cusis 3,56 1,17 -6,00 -0,03 Montecristo - - - - Patujusal 6,67 2,98 -8,08 -8,10 San Roque 2,29 1,89 0,67 -0,05 Vuelta Grande 85,17 83,89 80,02 78,71 TOTAL 221,38 200,66 138,41 157,56

g. VINTAGE La rentabilidad histórica no fue estimada por la auditora. La rentabilidad futura de los campos de Vintage Petroleum se realizó sobre las siguientes premisas:



a) Escenario 1 (Conservador):

1. Los ingresos generados están representados por los mercados en firme existentes actualmente (GSA – Brasil, Emdigas y Gas & Electricidad).

2. Todos los contratos de VPB finalizan en la gestión 2009. 3. La proporción de ventas de petróleo respecto del gas producido (YELD) se mantiene

invariable desde 2005. 4. Los precios de venta a los mercados interno y externo están dados por los contratos

firmados. 5. La proporción de gastos operativos se mantiene constante respecto de la gestión 2005.

b) Escenario 2 (Prudente): Excepto el punto 2 del Escenario 1, forman parte los otros puntos

mencionados y se incluyen adicionalmente: 1. A partir de la gestión 2007 se asignan volúmenes para exportación a la Argentina en la

misma proporción en que se participa en el GSA – Brasil (aproximadamente 2,5%). La misma proporción se utiliza para la distribución de los volúmenes por campo.

2. La producción de los campos se encuentra en función del mercado, tomando en cuenta la producción máxima proyectada de acuerdo con los informes técnicos.

c) Escenario 3 (Agresivo): Excepto el punto 2 del Escenario 1, forman parte los otros puntos

mencionados y se incluyen adicionalmente: 1. Los ingresos generados están representados por la producción máxima esperada para

todos los campos operador por Vintage. Supone la capacidad de generar mercados para todos los volúmenes producidos.

La rentabilidad futura fue estimada para los años 2007 al 2009 en el escenario 1 y del 2007 al 2026 para los escenarios 2 y 3, en los campos de Vintage Petroleum que presenta los siguientes resultados:

Cuadro 22. RENTABILIDAD FUTURA VINTAGE

CAMPOS (VAN 10%)

Escenario 1 MM$us

Escenario 2 MM$us

Escenario 3 MM$us

Chaco Sur -5,53 -5,18 1,19 Naranjillos -9,21 86,05 82,90 Ñupuco -10,48 -10,49 -11,34 Porvenir -0,005 -0,005 -0,005 GLOBAL -25,30 70,39 72,70 TIR GLOBAL (%) N/A 28,55 27,65



TOTAL La rentabilidad histórica no ha sido estimada por la auditoria por que los campos Itau e Incahuasi no se encuentran en producción. La rentabilidad futura de los campos se estima asumiendo las siguientes premisas: a) Se asume un esquema de explotación para ambos campos, estimando montos de inversión,

producción, costos operativos e impuestos. Con estas variables, se determinó la posible rentabilidad de ambos campos mediante el método estadístico de Monte Carlo.

b) El precio de referencia es $us. 5 el MBTU. La rentabilidad futura presenta los siguientes resultados:

Cuadro 23. RENTABILIDAD FUTURA CAMPO ITAU-TOTAL

Regalías + Parámetros Económicos de Empresa Utilidades no descontadas, MMM$

Impuestos TIR RUI @ 10% VAN, MMM$ TDP, años Empresa Estado % Estado

82.0% Negativo -1.08 -0.21 No se paga 0.00 0.00 0.0%

65.0% 1.9% -0.50 -0.10 25.0 0.00 3.10 100.0%

50.0% 8.4% -0.14 -0.03 19.1 0.53 2.66 83.2%

44.3% 10.0% 0.00 0.00 18.0 0.72 2.48 77.4%

30.0% 13.1% 0.33 0.07 17.1 1.20 2.03 62.9%

18.0% 15.2% 0.61 0.12 16.4 1.60 1.63 50.4%

Cuadro 24. RENTABILIDAD FUTURA CAMPO INCAHUASI-TOTAL

Regalias + Parametros Economicos de Empresa Utilidades no descontadas, MMM$

Impuestos TIR RUI @ 10% VAN, MMM$ TDP, años Empresa Estado % Estado

82.0 Negativo -0.86 -0.09 No se paga 0 0 0.0%

70.0 1.2% -0.46 -0.05 24.7 -0.03 2.58 101.0%

54.5 10.0% 0 0 20.6 0.3 2.25 86.4%

40.0 14.9% 0.44 0.05 19.3 0.72 1.88 72.5%

30.0 17.3% 0.74 0.08 18.8 0.96 1.63 62.9%

18.0 19.7% 1.1 0.11 18.5 1.28 1.32 50.8%

h. PETROBRAS ENERGIA La rentabilidad histórica ha sido estimada frente a diferentes tasas de descuento. Los resultados son los siguientes:



Cuadro 25. RENTABILIDAD HISTORICA CAMPO COLPA/CARANDA-PESA

Escenarios Tasa de descuento (%) VAN MM$us 1 5,00 -1.34 2 7,00 -3,22 3 9,00 -4,37 4 10,75 -4,96 5 12,75 -5,31 6 15,00 -5,44 7 16,00 -5,45 8 18,00 -5,36 9 20,00 -5,21 10 50,00 -2,67

La rentabilidad futura se establece sobre los siguientes supuestos: a. La empresa vende gas natural y liquidos respectivamente. Para el precio de gas natural se ha

considerado un precio de $us 5 el millon de BTU en frontera y para los liquidos se ha tomado el valor de la gasolina en $us 169 el m3 de liquidos.

b. El costo de transporte del gas natural es de $us 0,41 el mpc en mercado interno y 2,4. El costo de transporte del gas natural es de $us 0,41 el mpc en mercado interno y 2,48 el mpc en mercado externo.

c. La producción se incrementa desde 2007 hasta 2009 y a partir de ese momento se produce una disminución hasta 2015 y la declinación se hace permanente hasta 2029. La producción aumenta de 2007 hasta 2010 y luego comienza una disminución hasta el 2029.

A partir de las premisas mencionadas la rentabilidad futura estimada para Petrobrás Energía es la siguiente:

Cuadro 26. RENTABILIDAD FUTURA CAMPO COLPA/CARANDA-PESA

Escenarios Tasa de descuento (%) VAN MM$us 1 5,00 9,96 2 7,00 5,40 3 9,00 2,12 4 10,75 0,00 5 12,75 -1,79 6 15,00 -3,09 7 16,00 -3,72 8 18,00 -4,50 9 20,00 -5,07 10 50,00 -5,94

i. TRANSREDES La rentabilidad histórica de Transredes ha sido estimada a 14,87% de tasa de retorno aprobada por la Superintendencia de Hidrocarburos. Los principales indicadores son VAN, TIR y porcentaje de amortización actualizada.



La rentabilidad tiene dos escenarios. Estos son los siguientes: a) Escenario 1. Inversiones reportadas por Transredes sin ajustes. De igual forma no se contabiliza

la Cuenta Diferida reconocida por el ente regulador.

Cuadro 27. RENTABILIDAD HISTORICA TRANSREDES – ESCENARIO 1 Flujo de CajaCONSOLIDADO

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Flujo de Caja Neto -53.651.052 1.088.780 -15.606.213 -45.431.090 -26.723.625 19.754.981 -6.832.245 6.345.881 -14.439.884 5.534.563Flujo Acumulado -52.562.271 -68.168.484 -113.599.574 -140.323.199 -120.568.218 -127.400.463 -121.054.582 -135.494.466 -129.959.903Flujo de Caja Descontado -53.651.052 -52.703.215 -64.530.479 -94.503.691 -109.852.295 -99.974.875 -102.948.757 -100.544.142 -105.307.473 -103.718.108

VAN -103.718.108TIR -57,73%

Flujo de Caja Neto -53.651.052 -60.540.183 -85.148.721 -143.241.425 -191.265.050 -199.951.183 -236.516.168 -265.340.242 -319.236.220 -361.172.083-61.628.963 -69.542.508 -97.810.336 -164.541.425 -219.706.163 -229.683.924 -271.686.123 -304.796.336 -366.706.646 -414.878.371

-414.878.371

Valor Actualizado Inversion Inicial 871.330.948 Amortizacion Actualizada 52% b) Escenario 2. Inversiones reportadas por Transredes con ajustes de MM$us 95,2. De igual forma

no se contabiliza la Cuenta Diferida reconocida por el ente regulador.

Cuadro 28. RENTABILIDAD HISTORICA TRANSREDES – ESCENARIO 2 Flujo de CajaCONSOLIDADO

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Flujo de Caja Neto -53.651.052 2.405.934 -12.734.071 -31.261.267 -26.723.625 61.682.519 -5.173.537 11.804.378 -14.439.884 33.328.274Flujo Acumulado -51.245.117 -63.979.188 -95.240.455 -121.964.080 -60.281.561 -65.455.098 -53.650.720 -68.090.604 -34.762.330Flujo de Caja Descontado -53.651.052 -51.556.567 -61.207.161 -81.831.816 -97.180.421 -66.339.382 -68.591.275 -64.118.297 -68.881.628 -59.310.718

VAN -59.310.718TIR -7,28%

Flujo de Caja Neto -53.651.052 -59.223.029 -80.763.564 -124.034.373 -169.201.909 -132.679.714 -157.582.724 -169.210.897 -208.812.442 -206.534.578-61.628.963 -68.029.493 -92.773.106 -142.478.284 -194.362.233 -152.409.187 -181.015.275 -194.372.558 -239.862.852 -237.246.270

-237.246.270

Valor Actualizado Inversion Inicial 871.330.948 Amortizacion Actualizada 73%



III. RESULTADOS TECNICOS 1. RESERVAS Las reservas probadas determinadas por De Golyer Mac Nauthon al primero de enero del 2005 era de 26.748109 MMPC de gas y 465.225 MBbls de líquido, sin considerar los campos en retención y otros campos que se encontraban en reservas. En base a los cálculos de las auditorias las reservas variaron al mes de abril del 2006, en aproximadamente en un 26% con respecto a la reservas probadas recuperables como se pude observar en el cuadro 29.

Cuadro 29. RESERVAS PROBADAS Y PROBABLES

La reserva remanente probada fue de 19,37 TCF de gas y de 374.837 Millones de barriles de liquido con una reserva remanente posible de 13,4 TCF de Gas y 405.486 Millones de barriles de liquido, el análisis de reservas por operadora y campos es como sigue: a. PETROBRAS BOLIVIA Campo San Alberto Produce de 3 reservorios: Icla, Huamampampa y Santa Rosa, siendo el principal reservorio Huamampampa por su alto potencial y alta reserva, en los tres reservorios se analizó las reservas mediante el método de balance de materiales, revelando un comportamiento típico de un reservorio volumétrico, sin mostrar un empuje del acuífero debido a que todavía no ha producido el 10% de sus reservas. La producción de los pozos tiene distintos niveles. En este campo se cerró el pozo SAL-13 a la producción en el nivel de Santa Rosa, debido al alto corte de agua, con la cual tenemos nuestra reducción en el factor de recuperación las cuales han afectado en un 36% del volumen. La caída de las reservas recuperables se debe principalmente:



1. La empresa certificadora determinó el factor de recuperación en base al análisis de fluido lo

cual se recomienda para reservorio volumétrico. 2. No se consideró la entrada de agua en los distintos niveles, ya que estos afectan los factores

de recuperación los mismos que han sido determinado por análisis nodal tomando en cuenta que cada pozo produce de 2 o mas niveles.

Cuadro 30. ANALISIS DE RESERVAS SAN ALBERTO Y SABALO

Campo Sábalo Este campo Produce de los siguientes niveles productores: Icla, Huamampampa, y Santa Rosa, siendo el principal nivel productor el reservorio Huamampampa, en este campo existe una reducción de su reserva de un 30% debido a las misma causales explicada en el campo San Alberto, en este campo en el estudio de modelaje del 2003 presentado por PETROBRAS muestra un cambio de fase o contacto de agua en el reservorio Icla demostrando que existe un empuje de agua, ya que antes no se conocía ningún contacto o LKG en este campo. Por otro lado hay una reducción de volumen In-Situ debido a la perforación del SBL-5 la cual cayo bajo estructuralmente delimitando el área del reservorio. El balance de Materiales para este campo y la determinación del factor de recuperación fueron realizados por el Ministerio de Hidrocarburo ya que la empresa Delta Cónsul nunca corrigió las observaciones de sus cálculos b. TOTAL BOLIVIA Al igual que los otros megos campos este campo tiene los mismos niveles productores, como se muestra en el cuadro 31 el decremento de reservas fue de 58 % en el reservorio principal. Uno de los puntos principal es la unitización de los campos ITAU y San Alberto debido a la directa comunicación entre ambos reservorios ya que la caída de presión en ambos campos son similares



los cuales son: 600 psi, para el campo Itau sin tener producción alguna, y el campo San Alberto tubo una caída de presión de 764 psi. En este campo se deberá desarrollar un solo modelo geológico para poder optimizar la producción, teniendo un mayor beneficio para el país. La determinación de reserva se la hizo en forma estadística por no contar con una gran información de datos ni de presión ya que este campo tiene 3 pozos, de los cuales 2 dos se encuentra cerrado en reserva y el tercer pozo esta cerrado debido a que el nivel de importancia es acuífero. El campo Incahuasi es necesario desarrollar para incrementar su reserva de delimitar el campo.

Cuadro 31. ANALISIS DE RESERVAS TOTAL BOLIVIA

c. REPSOL Esta empresa actualmente administra los campos Margarita, Monteagudo, Paloma, Surubi, Surubi Nor-Oeste, Cambeiti e Itatique, siendo el de mayor potencial el campo Margarita. Campo Margarita En este campo se realizó un análisis volumétrico por reservorio debido a que el balance de materiales no es representativo, solamente se tiene un volumen acumulado de producción del 6% lo cual no es confiable aun para la determinación de reserva ya que la energía predominante es por expansión de fluido, y no se manifiesta ningún comportamiento adicional, en este campo se analizo los datos obtenidos volumetricamente y con balance de materiales. Debido a su poca producción acumulada y la no manifestación de un avance del contacto de agua se mantuvo el factor de recuperación determinada por propiedades de fluido presentada por la empresa certificadora los datos obtenidos de los balance los estamos presentando en el cuadro 32. En el caso del campo Margarita la empresa no cumplió con la entrega de los cálculos volumétricos y los mapas solicitados.



Cuadro 32. ANALISIS DE RESERVAS CAMPO MARGARITA

Los demás campos que administra esta empresa son: Monteagudo, Paloma, Surubi, Surubi Nor-Oeste, Cambeiti e Itatique de los cuales los campos Monteaguado, Surubi, Paloma son antiguos y disponen de una gran cantidad de información y en realidad en estos campos no se realizo ningún ajuste a su reservas debido a que están en la etapa de declinación final. Los otros campos mas nuevos disponen de simulación matemática, y los últimos campos son pequeños, que no requieren de un gran estudio detallado, en el cuadro 33 mostramos el informe de reservas de estos campos adicionales.



Cuadro 33. ANALISIS DE RESERVAS DE LOS CAMPOS DE REPSOL (EXCEPTO MARGARITA)

d. ANDINA Esta es una de las empresas capitalizadas que más incrementó su reservas, en un 12% en los campos principales, como ser: Río Grande, Yapacani y Sirari realizando nuevas interpretaciones, las misma que fueron reducidas por la propia compañía en enero del 2006. Bajo estas circunstancia el análisis de reservas se lo realizó en base a la certificaron del año 1997 antes de la capitalización. Ya que estos datos son mas representativos, en el análisis se observó que no existe diferencia representativa entro lo calculado el año 1997 y la verificación realizada en el año 2006, debido a que se cuenta con información suficiente para estos cálculos, como se puede observar en el cuadro 34.



Cuadro 34. ANALISIS DE RESERVAS CAMPO MARGARITA

e. CHACO La segunda empresa capitalizada fue chaco la cual no presenta anormalidad en sus cálculos de reservas ya que la diferencia entre lo analizado y lo calculado por la empresa es mínima y no necesita de un estudio mas detallado como se puede observar en el cuadro 35.

Cuadro 35. ANALISIS DE RESERVAS CHACO



f. PLUSPETROL Esta empresa opera los campos: Bermejo, Toro, Tacobo, Huayco, Río Seco de los cuales los mas importante son Bermejo (Huamampampa) y Tacobo Huamampampa, para esta empresa se realizaron diferentes cálculos solicitados, tanto volumétrico como balance de materiales. Uno de los hechos mas importante fue la confirmación realizada en la determinación de reserva del campo Bermejo Reservorio Huamampamba, realizado por la UFSC, que mencionada un volumen recuperable de mayor a 400 BCF lo cual lo esta confirmando la empresa auditora determinando una reserva recuperable de 375 BCF, lo cual confirma a lo calculado. Esta compañía indica que se trata de un mega campo con niveles productores potenciales por encima del reservorio Huamampampa. Con el nuevo cálculo laoperadora ha incrementado sus reservas de 53 BCF a 375 BCF. La reducción de reservas en el campo Tacobo se debe a la reinterpretación de los espesores productores los cuales han resultado menores, ver cuadro 36.

Cuadro 36. ANALISIS DE RESERVAS PLUSPETROL

g. BG BOLIVIA El informe de reservas de gas y petróleo de los campos: Escondido, La Vertiente y Los Suris, los datos a analizar fueron proporcionados por las empresas BG y YPFB los cuales fueron analizados y estudiados validando las determinaciones de los volúmenes In-Situ, el análisis de fluido han sido validados con el programa de fluidos llamados PVT Hainengineering. En los campos Escondido, La Vertiente y Los Suris se realizaron el muestreo de 6 reservorio procediendo a realizarse el análisis de balance de materiales dándonos resultados similares ya que estos campos cuentan con mucha historia de producción y los datos necesario para recalcular su volumen también estos campos cuentan con estudios de simulación mas detallados con lo cual la probabilidad de error en los calculo disminuye considerablemente. Los resultados de los cálculos obtenido y la validación realizadas se presentan en el cuadro 37.



Cuadro 37. ANALISIS DE RESERVAS BG BOLIVIA

h. PETROBRAS ENERGIA Petrobrás Energía SA opera los campos de Colpa y Caranda. El estudio realizado esta basado en datos técnicos proporcionados por la empresa, y el análisis técnico de los profesionales. En estos campos se disponen de datos suficientes para cualquier estudio de determinación de reservas ya que se encuentran en su fase final de agotamiento y los datos obtenidos de reservas por las auditoras difieren muy poco con respecto a la certificadora debido a la cantidad de datos disponibles.



Cuadro 38. ANALISIS DE RESERVAS PETROBRAS ENERGIA

i. VINTAGE Esta compañía administra los campos: Naranjillos, Ñupuco, Chaco sur los cuales son los tres importante ya que el campo porvenir se encuentra cerrado para ser abandonado debido al agotamiento de sus reservas, no se realizó balance de materiales en ninguno de los tres campos debido a que la información obtenida de los levantamientos de presión de los últimos 6 años no son representativos, debido a problemas técnicos en la programación de prueba de la empresa operadora. Por lo tanto, la validación de las reservas se realizó mediante el método volumétrico validando los espesores productores y las áreas de los mismos.

Cuadro 39. ANALISIS DE RESERVAS VINTAGE



2. EXPLORACION Y EXPLOTACIÓN a. PETROBRAS BOLIVIA SA Campo San Alberto Se encuentra ubicado en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija en la Serranía de San Antonio, en el ámbito geológico del Subandino Sur. Es importante mencionar que la estructura de San Alberto corresponde a un lineamiento que se extiende desde la Republica Argentina, con los campos de Ramos, Agua Blanca y Macueta y se prolonga hacia el norte en el campo Itaú. YPFB en 1966 perforo el primer pozo, el SAL-X1. En 1989 YPFB valiéndose de esta información, perforo el pozo profundo SAL-X9, alcanzando la formación Huamampampa a 4.518,5 metros de profundidad y penetró 199 metros en la formación Huamampampa. Las pruebas de producción confirmaron el descubrimiento de un gran yacimiento de gasífero, mostrando además buena correlación con el pozo MACUETA-1001, perforado por YPF de Argentina. El pozo SAL-X9, permitió realizar una mejor valorización de las reservas de la estructura. Exploración Petrobrás inició la exploración en el Bloque San Alberto en la Fase-1, el 10 de octubre de 1996, en una área de 19,31 parcelas, que se redujo a 12,60 parcelas para exploración en el Fase 4 de exploración concluida el 9 de octubre de 2006. Petrobras realizó dos campañas de adquisición sísmica-2D: una en 1997 por intermedio de los servicios de UGA SA, levantando 208.74 km distribuidos en siete líneas, a un costo de $us 3.453.061; la segunda adquisición fue en 1999, mediante la compañía Veritas DGC LAND INC, registrando 108 km en cinco líneas a un costo de MM$us 2,79, es decir, solo la adquisición de 317,29 km tiene un costo de MM$us 5,75 que incluyendo los gastos de proceso y reprocesos especiales, asciende a MM$us 6,53 (a razón de 20.609 $us/km). En el bloque San Alberto se realizaron tres levantamientos geológicos entre los años 1997 y 1999, realizados especialmente a lo largo de las líneas sísmicas y algunos trabajos de geología de detalle. También se realizó 4 pozos exploratorios, certificados como Utes en YPFB, tres de ellos en el campo San Alberto (SAL-X10, SAL-X11 y SAL-X12) y otro en la parte oriental del bloque, denominado pozo de La Ceiba-X1 que alcanzo los 940 metros de profundidad. Las unidades de trabajo exploratorio comprometidas para las cuatro fases es de 4.322,93, pero la operadora realizo 8.052,06 Utes por concepto de sísmica-2D y pozos exploratorios, quedando un saldo a favor de PEB de 3.880,17 UTE.



Es conveniente aclarar que el pozo La Ceiba se encuentra dentro del área de exploración, por tanto las unidades de trabajo no deben ser consideradas en la presente auditoria. En consecuencia el saldo efectivo final es de 3645.17 UTE. Petrobras realiza la aclaratoria de comercialidad del los reservorios del campo San Alberto, el 14 de enero de 1999, cumpliendo al cabo de 5 años con la perforación de un pozo por parcela como dispone el reglamento de devolución y retención de áreas. El costo subtotal para exploración es MM$us 107,08 Explotación YPFB inició la producción de la arenisca Miller el año 1967 y concluyó en 1995. Luego del descubrimiento del yacimiento Huamapampa por YPFB mediante el Pozo SAL-X9 y SAL-X10, la operadora, en base a estudios sísmicos y geológicos, realizó la perforación de los siguientes pozos de desarrollo, especialmente para explotar los reservorios del Huamampampa, Icla y Santa Rosa: Pozo Prof. (m) Formaciones atravesadas Costo s/Auditoria SAL-13 5.220 Huamampampa.-Icla-Santa Rosa 29,1 MM$us. SAL-14 5.610 Huamampampa.-Icla-Santa Rosa 23,0 MM$us. SAL-X9 4.380-4.569 Huamampampa. (re-entry) 6,9 MM$us. El subtotal es de MM$us 182,1 y el total de la inversión es de MM$us 289,9. Petrobras inició su actividad productiva en diciembre del 2000 luego de profundizar el pozo SAL-X9, perforar el SAL-X10 y X11. Todos los pozos perforados por Petrobras son productores, 4 son de carácter exploratorio y 2 de desarrollo del campo. Existen cuatro niveles de reservorios en la Fm. Huamampampa (H-1, H-2, H-3 y H-4), tres niveles en el Icla (I-1, I-2 eI inferior y dos niveles en Santa Rosa. El pozo SAL-13 es el de mayor producción con 99,9 millones de pies cúbicos de gas por día. El total de gas natural producido en el campo fue de 427,33 MMPCD (pies cúbicos por día), que incluye el gas de venta, venteo, gas combustible, gas convertido a licuables y gas quemado. El Total líquidos producidos es 10.061,69 BPD (barriles por día) que incluye 494,55 BPD de agua. Facilidades de producción El campo San Alberto cuenta con una Planta de proceso, facilidades en boca de pozo, sistemas de recolección y ductos para el transporte de gas y líquidos a los sistemas troncales de exportación y al mercado interno. La Planta San Alberto en su Fase-1, fue puesta en funcionamiento el 8 de enero de 2001, posteriormente se instaló en paralelo otra planta o sea la Fase-2, con



características de diseño para adecuar la producción de gas para cumplir los requisitos con los contratos de venta al Brasil. Esta fue construida por Petrofac LLC de USA, el traslado y ensamblaje realizado por SADE Ingeniería & Construcciones de Argentina; tiene una capacidad de proceso de 13,2 MMm3/día (466 MMpcd). La producción actual del campo proviene de 6 pozos, las líneas de recolección convergen a un manifold, con capacidad de recibir la producción de hasta 12 pozos y compuesto por dos trenes, sistema de chanchos para limpieza de ductos y control de corrosión de las cañerías. La planta no llego a plenitud de su capacidad de diseño, el rendimiento inicial fue entre 40 y 50%, mejorando en el año 2005. El gasoducto San Alberto a campo Pajoso, tiene un extensión de 26 Km y un diámetro de 24”, con instalación de puentes de medición, lanza chanchos, indicadores de presión, temperatura y caudal registrados en la sala de control de la planta. El sistema de oleoducto de San Alberto a campo pajoso, tiene una extensión de 26 Km, 6,6252 “, provisto de todos los sistemas de control. Campo Sábalo Se encuentra ubicado en la Provincia Gran Chaco del departamento de Tarija, geológicamente en el ámbito de las sierras Subandinas, es un lineamiento estructural con dirección general Norte-Sur. El interés de exploración petrolera en esta zona del Subandino Sur, data de mucho tiempo atrás, cuando geólogos de la Standard Oil Company, realizaron estudios que comprendían la Serranía de San Antonio, durante los años 1928 a 1933. Posteriormente en la década del 50, geólogos de YPFB y de Chaco Petroleum, inician trabajos de prospección geológica en este cordón montañoso, concluyendo, que se trata de una zona con excelente trampa de tipo anticlinal, con todos los atributos para almacenar hidrocarburos en el subsuelo. YPFB realizó estudios específicos en los años 1987 a 1989, en el bloque San Antonio y las estructuras adyacentes, delimitando los anticlinales de Cuesta Vieja, Valverde y Salvación situados al sur del Río Pilcomayo y, al norte del mismo define el anticlinal de Tiyaguacua. Exploración La exploración del bloque se inicia en la Fase-1 el 10 de octubre de 1996 y concluye en la Fase-3, el 9 de octubre de 2003. El área original tenia una extensión de 23.75 parcelas (593.75 km2), seleccionándose 7,5 parcelas como área de comercialidad para el campo Sábalo, área que fue ampliada a 13,78 parcelas durante la Fase-3. El área de exploración fue devuelta en su integridad al finalizar esta última fase. Las actividades principales de la operadora, fueron la prospección sísmica-2D en tres periodos, 255 km en 1997, 51 km en 1999 y 229 km en 2001, realizándose en total 19 líneas sísmicas. De los 488



km de adquisición sísmica 2d, Petrobras certificó 125,75 km de líneas dentro del bloque y 153 km fuera del mismo, sumando 165 UTE. Los gastos de exploración sísmica-2D, geología y otros gastos suma 11,3 MM$us, por lo que, el costo promedio por kilómetro de sísmica 2D varia de 19213 a 23.100 $us. Los resultados de la adquisición, proceso e interpretación de la sísmica 2D, mapeo geológico, estudios de fracturas y geoquímica fueron elocuentes, al producir perfiles y mapas de diversa índole, que fueron el sustento para la perforación exploratoria. Se realizaron cuatro pozos exploratorios el SBL-X1, X2, X3 y X4. El SBL-5 es considerado por la operadora como el primer pozo de desarrollo del campo, empezó a perforarse el 28 de octubre de 2005, se encuentra en etapa final de evaluación, si bien los resultados iniciales fueron negativos, pero el side track realizado hacia el oeste, encontró en mejor posición estructural las areniscas productoras con buenas posibilidades de estar saturadas de hidrocarburos. La certificación total por sísmica y pozos exploratorios es de 6.968,44 UTE, menos 3.411,07 UTE comprometidas para las tres fases de exploración, queda un saldo de 3.555,37 UTE. Según la operadora el costo por perforación es de 123,7 MM$us, y según la auditora considerando los ajustes es de 118,6 MM$us. La inversión comprometida y no ejecutada es de 185,5 MM$us. La aplicación del DS Nº 26366, que permite la devolución de secciones a YPFB, ocasionando que existan varias parcelas incompletas, no pudiéndose exigir a la operadora la perforación de un pozo en las mismas. En total no se perforaron en 6 parcelas del campo Sábalo. La primera declaratoria de comercialidad fue el 5 de baril del 2000 para los descubrimientos en los reservorios de Huamapampa e Icla. Una segunda declaratoria de descubrimiento comercial fue el 30 de mayo de 2002 para niveles gasíferos de los reservorios correspondientes a la Formación Santa Rosa. Explotación En el Campo Sábalo se perforaron cuatro pozos exploratorios utilizando técnicas de perforación modernas y equipos de gran capacidad. Los reservorios están constituidos por areniscas cuarcititas de origen marino altamente fracturadas y separadas por niveles arcillosos. La porosidad de la matriz utilizada por D&M varia de 3,4 a 4,5% y la saturación de agua de 17% a 21%. La presión original del reservorio Huamampampa e Icla es de 7.403 psia a -3.014,5 m.



La presión del reservorio Santa Rosa es de 7.750 psia a -4.032,4 m. A continuación se indican los reservorios que fueron el objetivo de la perforación en cada pozo y también los reservorios que están en producción actual: Pozo Profundidad (m) Objetivo Producción SBL-X1 4443 Huamampampa-Icla Huam+Icla SBL-X2 5264 Huamampampa-Icla- S. Rosa Huam+Icla SBL-X3 3381 SBL-X3D 3089-4159 Huamampampa-Icla Huampam. SBL-X4 3924 SBL-X4D 3157-4260 Huamampampa-Icla Huampam. A partir del 17 de abril de 2003 entra en producción comercial el campo Sábalo. La producción acumulada desde noviembre de 2002 hasta junio de 2006 es la siguiente: Año Gas en MPC Condensado en Bbl 2002 717.198 12.197 2003 51.853.553 1.468.854 2004 131.390.867 3.713.042 2005 138.942.495 3.926.335 2006 71.113.039 1.987.227 TOTAL 394.017.152 11.107.655 Facilidades de producción Las principales facilidades que Petrobras implementó en el campo Sábalo, y que fueron verificadas durante la inspección del campo, son las siguientes: Las facilidades de superficie en los en las planchadas de los pozos X1, X2, X3, y X4, y los equipos instalados para cada pozo son: árbol de navidad de 6 válvulas, considerando que cada pozo tiene una producción media de 4 MMSCMD (141 MMPCD), calentador de gas tipo indirecto, antorcha para quema de gas, Bombas de inyección de Inhibidor de hidratos, bombas para inhibidor de corrosión en los pozos, trampa lanzadora de Chanchos, tanques de almacenaje de inhibidores. Entre los pozos y la planta, se ha tendido cables de fibra óptica, para monitorear o controlar la operación. Las líneas de recolección tienen un diámetro de 10” para los pozos SBL-X1, X2 y X3 y de 12” de diámetro para el pozo SBL- X4. La longitud total de estas líneas es de 30,8 km. El gasoducto de exportación tiene un diámetro de 28”, su presión de diseño es de 1.395 psig, con capacidad máxima de transporte de 20 MMSMCD y tiene una longitud de 19,75 km. El oleoducto para la exportación de gasolina y condensado es de 8” de diámetro, su presión de diseño es de 1.100 psig, la capacidad de transporte es de 18.000 BPD y tiene una longitud de 25,44 km.



Aproximadamente a 7 km de la planta, los ductos de exportación atraviesan la Serranía Aguarague por medio de un túnel de 2,1 km. de largo y un diámetro suficiente para permitir la inspección en vehículo. A 17 km de la planta en las cercanías del camino Villamontes-Tarija, se encuentra una estación de monitoreo de gas y la trampa receptora de gas de venta SP-2001, que cuenta con facilidades de drenaje, venteo y válvulas de seguridad diseñadas contra incendio. La planta de procesamiento de Sábalo tiene una capacidad de procesamiento de 13,4 MMm3/día (473,2 MMSCFD) recibe toda la producción del campo y esta ubicada a 2,5 km del pozo SBL-X2. b. REPSOL YPF Bloque Caipipendi - Campo Margarita El Campo Margarita está ubicado en la Provincia O´Connor del departamento de Tarija, dentro del Bloque de exploración Caipipendi que se extiende hacia Chuquisaca y Santa Cruz. Los primeros estudios de esta parte del Subandino Sur se realizan alrededor del año 1920, por la compañía Standard Oil of New Jersey, con levantamientos estructurales y estratigráficos, llegando a descubrir los campos de Sanandita, Bermejo y otros. En el año 1958 geólogos de YPFB también realizaron trabajos, especialmente en la serranía de Huacaya. En el año 1990 las Compañías Chevron (66,75%) y Pecten (33,25%), realizan una serie de estudios de geología regional, estratigrafía, estructural, geoquímica y sísmica 2D regional. La empresa petrolera Repsol YPF E&P Bolivia SA, se hace cargo de las operaciones del Bloque Caipipendi, luego de varias subrogaciones, que se realizaron entre 1990 y 2003. Exploración El área original del contrato del Bloque Caipipendi, ubicado en la zona no tradicional es de 258,75 parcelas (equivalente a 6468,75 km2) y su área actual de exploración es de 43 parcelas dividida en seis Sub-bloques y 34,96 parcelas seleccionadas para el campo Margarita. La actividad exploratoria según el contrato emergente de la conversión, se inicia en la Fase-2 el 1 de marzo de 1995 y terminara en la Fase-7 de exploración, el 5 de junio de 2007. El bloque fue estudiado con suficiente detalle por la Cia. Chevron, siendo complementado con levantamientos geológicos que se realizaron a lo largo de las líneas sísmicas, obteniéndose así un mapa geológico y varios cortes que sirvieron para definir la ubicación de los pozos con el apoyo de la sísmica 2D y 3D. En la Fase-2 se realizo un levantamiento aeromagnetometríco de 2.627 km, que fueron certificados por 656,75 UTE. Aplicando la Ley de Hidrocarburos Nº 3058, deberían certificarse 26,27 UTE.



El primer trabajo sísmico, fue el reprocesamiento 381,50 km de líneas antiguas. Posteriormente en las fases 3 y 5 se realizo la adquisición, proceso e interpretación de 400 Km. de sísmica 2D y 227 km2 de sísmica 3D. Toda la actividad sísmica fue certificada en YPFB por 1446,04 UTE. Durante las fases 2 y 3 se realizaron los pozos exploratorio MGR-X1, X2 y X3 que fueron certificados por 6.317,81 UTE. Las UTE comprometidas durante las cinco fases de exploración alcanzan a 5.738,54, habiendo realizado la operadora un total de 8.420,60 UTE, en consecuencia resulta un saldo a favor de la operadora de 2.682,06 UTE. Después de perforar el pozo MGR-X1 en la culminación Norte y de realizar las pruebas correspondientes, la operadora efectúa la declaratoria del descubrimiento comercial el 5 de mayo de 1999, seleccionando 34,96 parcelas para el campo Margarita. De las inversiones se dedujeron los costos por actividades que no corresponden al Campo Margarita, como los pozos Cuevo-C2, Huacaya-X1, Escondida-X1, sísmica fuera del campo, el pozo MGR-X2 que resulto seco, gastos improductivos en perforación y terminación de pozos MGR-X1, X3 y X4, y venta de hidrocarburos en etapa de pruebas, etc. Explotación El campo margarita cuenta con tres pozos en producción, el ultimo perforado es el MGR-X4, que entro en producción en octubre de 2006. La perforación del pozo Margarita-X1 comienza el 30 de agosto de 1997 y concluye el 27 de octubre de 1998 alcanzando una profundidad de 4.850 metros. El pozo fue clasificado como descubridor de nuevo campo como resultado de las pruebas de DST-1 y 2 que dieron 30 MMPCD de gas y 902 BPD de condensado, en reservorios de la Formación Huamampampa. El pozo Margarita-X2 perforado a 6,5 Km. al sur del pozo X1, inicia la perforación el 17 de enero de 1999 y concluye la terminación el 7 de diciembre de 1999, llegando a perforar hasta la parte superior de la formación Santa Rosa, con una profundidad final 4.870 metros. Los objetivos no se cumplieron debido a que fallas geológicas y repliegues en la formación Los Monos dieron lugar a que el reservorio Huamampampa se encuentre 649,5 metros más bajo que en el Pozo X1. Este hecho determino que los reservorios se encuentren en fase acuífera. La auditoria considera esta inversión no útil y será considerada como gasto. El pozo Margarita-X3 fue ubicado a 5,5 km, al noreste del pozo X1, inició la perforación el 21 de febrero de 1999 y concluye la terminación el 16 de febrero de 2000, alcanzando una profundidad de 5.445 metros. Las pruebas fueron exitosas para las formaciones Huamampampa y Santa Rosa, que en conjunto dieron 52,6 MMPCD de gas y 2.419 BPD de condensado de 48 grados API.



El 19 de febrero de 2003 se realizo un re-entry en el pozo MGR-X1 realizándose una perforación dirigida hasta los de 5018 metros de profundidad e instalándose el arreglo final el 21 de abril de 2003. Este pozo denominado MGR-X1STH dio como resultado en la prueba DST, 38,8 MMPCD de gas y 1.356 PPD de condensado en reservorios de la formación Huamampampa. El primer pozo de desarrollo del campo es el MGR-X4 ubicado a 6,5 km al norte del pozo X3, se inicia la perforación en octubre de 2003 y concluye el 2004, alcanzando una profundidad de 5.801 metros, clasificándose como productor de los niveles Huamampampa y Santa Rosa. El costo de perforación y terminación de pozos, es el siguiente: Proyecto Profundidad m. Costo sin IVA Costo Promedio $us/m POZO MGR X-1 4.850 34.720.405 7,15 POZO MGR X-2 4.870 20.216.134 4,11 POZO MGR X-3 5.445 20.172.903 3,70 La producción del Campo Margarita desde el inicio en septiembre de 2004 hasta el 30 de abril de 2006 es la siguiente: Gas: 32.182.560 MPC Gas combustible: 553.928 MPC Licuables: 194.012 MPC Gas quemado y venteado: 642.504 MPC Gasolina natural: 138.734 BBL Petróleo y condensado: 1.773.350 BBL Facilidades de Producción El yacimiento de Margarita, produce gas asociado, y para su explotación cuenta con tres pozos provistos de cabezal, válvulas de regulación eléctrica, medidor de flujo, panel de control de pozo, skid de generadores, compresores y de inyección de líquidos, paneles solares y sistemas de comunicación RTU. La producción de cada pozo llega a la planta por medio de un colector individual de 8” de diámetro. La Planta de margarita es una planta de acondicionamiento de gas natural (Control de Dew Point) y extracción de líquidos, con capacidad de proceso de 75 MMSCFD de gas, 5.000 PPD de condensado y 500 PBD de gasolina natural. Básicamente consta de un sistema de recepción de “chanchos” y el sistema de separación de gas y condensado, sistema de deshidratación, sistema de refrigeración de propano, sistemas de regeneración de glicol, sistema de estabilización y compresión. El gas residual es comprimido, previa depuración de cualquier líquido, enfriado a 128º F y luego es enviado hasta la línea de exportación del Campo Sábalo.



c. TOTAL Bloque XX - Tarija Oeste - Campo Itau La empresa petrolera Total Exploration Production Bolivie, adquirió el Bloque XX-Tarija Oeste, en fecha 6 de noviembre de 1997 de las empresas Tesoro Bolivia Petroleum Company y Zapata Exploration Company, quienes obtuvieron el bloque de YPFB, bajo un contrato de riesgo compartido en abril de 1978. El área original del contrato fue de 63 parcelas (1.575 km2). Durante la Fase-3 la operadora selecciona 9,96 parcelas (249 km2) para el Campo Itaú, declarado en retención por 10 años a partir del 3 de diciembre de 2002. Exploración La serranía en la que se encuentra el Bloque XX- Tarija Oeste, fue estudiada por la Standard Oil Company y también por geólogos de YPFB en el año 1963, quienes recomiendan la perforación de pozos exploratorios en las culminaciones de Achiralito y San Alberto. En 1965 YPFB perforó un pozo en la culminación de Achiralito, que es una estructura contigua a Itaú, con objetivos someros y en busca preferencial de líquidos, los resultados del pozo fueron negativos en cuanto a descubrimiento de hidrocarburos. En el año 1989, YPFB perforo el pozo SAL-X9, que penetra hasta la formación Huamampampa, y descubre reservas importantes de gas en esta formación geológica, esto motivo el interés especialmente de compañías extranjeras, mientras que YPFB, era sometido a mayor carga impositiva y privación de créditos principalmente para la exploración. Total E&P inicia sus actividades exploratorias el 29 de julio de 1996 en la Fase-1, y concluye el periodo de exploración al terminar la Fase-3, realizando operaciones de prospección geológica de superficie, sísmica 2D, magneto telúrica y reprocesamiento de líneas sísmicas antiguas. Durante el periodo julio/97 a enero/98, se levantaron cuatro líneas sísmicas 2D transversales y una longitudinal, cubriendo un total de 183,92 km., de los cuales selecciono 108,55 km dentro y fuera del bloque, que validan con 151,04 UTE. El costo por cada kilómetro de adquisición resulta de $us 22.639, considerado aceptable por la dificultad de las operaciones en zonas de topografía abrupta y difícil perforación de pozos para la colocación del explosivo, usado como fuente de energía en el método de sísmica de reflexión. En 19 julio de 1998, la compañía de servicios UGA, realiza la Línea Test-98-09 de 18 km. de longitud, registrando con diferentes parámetros de emisión y recepción, generándose varias líneas de la misma posición en el terreno. Por ser una línea de prueba, el costo es de 36.155,11 dólares el km. de registro. En la gestión 2001 la Cia. Veritas DGC, levanto 188,45 km de sísmica 2D, a un costo



de 29.613 $us/km, considerado aceptable por la auditora, debido al trabajo adicional de procesamiento de la información en el campo y al empleo de parámetros mas caros y costosos, que en la campaña realizada anteriormente. Total E&P en el periodo 1998 a 2004, perforó el pozo exploratorio Itaú-X1A hasta los 5.777 m de profundidad, el pozo Itaú-X2 perforado hasta 6.095 m, y el Itaú-X3 perforado hasta 5.940 m. El pozo Itaú-X1 fue abandonado cuando se encontraba a una profundidad de 992 metros, por hundimiento del terreno de la planchada, debiéndose desplazar el equipo 22 m para la perforar un nuevo pozo, el Itaú-X1A. Por lo tanto el pozo Itaú-X1 no fue considerado en las inversiones. El total de unidades de trabajo, certificadas por actividades de prospección superficial de hidrocarburos es de 1.327,38 UTE. El total de unidades de trabajo certificadas por los tres pozos exploratorios es de 9.594,84 UTE. Es decir, se certificaron 10.922,22 UTE, y las obligaciones comprometidas durante las tres fases de exploración fue de 4.200 UTE, por consiguiente la operadora realizó un excedente de 6.722,22 unidades de trabajo exploratorio, que no pueden ser consideradas bajo ningún concepto, en futuros contratos por haber concluido el periodo de exploración al terminar la Fase-3, el 28 de julio de 2003. Explotación Los pozos exploratorios Itaú-X1A e Itaú-X2 son productores de gas y condensado. El pozo Itaú-X3 considerado como de avanzada y ubicado a 17 kilómetros hacia el norte del pozo Itaú-X2, fue abandonado por encontrarse los niveles productores en fase acuífera. El área seleccionada para el campo Itaú es de 9,96 parcelas, es decir 249 km2, encontrándose actualmente como Área de Retención, por tanto la operadora tiene la opción hasta el 3 de diciembre de 2012, para efectuar la declaratoria de comercialidad de los reservorios Huamampampa, Icla y Santa Rosa. No tiene la obligación de perforar un pozo por parcela, por ser área de retención y también porque no existe en el mapa matricial de cuadrículas petroleras, ninguna parcela completa. En consecuencia el campo Itaú, no cuenta con ninguna facilidad de producción hasta la fecha y tampoco se realizaron inversiones adicionales en exploración y/o explotación. Bloque Ipati - Campo Incahuasi En noviembre de 1997, YPFB suscribió un Contrato de Riesgo Compartido, con la empresa Tecpetrol Internacional Inc. (actualmente Tecpetrol de Bolivia) y la Petrolera Argentina San Jorge S.A. para explorar el Bloque Ipati. En marzo del año 2003 Tecpetrol subrogó el 80% de sus



acciones del contrato de riesgo compartido existente entre Tecpetrol e YPF a favor de Total E&P Bolivia, participación que la transforma en operadora del Bloque. Los primeros trabajos exploratorios en esta zona los realiza la compañía Standard Oil en la década de los 20. Entre los años 1963 y 1964 YPFB perfora los pozos Aquio-X1, Lagunillas-X1 y Pincal-X, todos con objetivos someros. Tecpetrol perforo los pozos Curuyuqui-X1001 y la Montaña-X1001, también someros y con resultados negativos en la búsqueda de hidrocarburos. Exploración En el Bloque Ipati comienza la Fase-1 de exploración el 24 de noviembre de 1997 y concluye en la Fase-4 el 23 de noviembre de 2007. Se realizaron trabajos de exploración mediante magnetometría, gravimetría, sísmica 2D, y el pozo exploratorio La Montaña-X1001. También se perfora el pozo Incahuasi-X1 que se encuentra en la parte Norte del bloque Ipati, en una estructura geológica compartida con el Bloque Aquio, que se encuentra situado en forma adyacente hacia el norte y también operado por Total E&P. también durante la Fase-1, se realizaron levantamientos aeromagnéticos, aerogravimetricos y aeromagnéticos de alto detalle como el Ismap. En total se levantaron 16.691,88 Km., con lo que consiguieron certificar en YPFB 3.939,67 UTE. Consideramos que se realizo un uso excesivo de estas actividades, con el solo propósito de cumplir obligaciones. La valorización de las UTE en dólares, significaría la inversión de 19,6 MM$us. La compañía Veritas DGC en el año 2003 realiza la registración de la línea sísmica T03-IP01 de 24 km de longitud. La distancia entre estaciones fue de 12,5 metros y la distancia entre puntos de explosión cada 25 metros. Los parámetros de registración dieron lugar a un costo muy elevado de 82.490,00 $us/km, es decir casi cuatro veces más del costo promedio, para el mismo trabajo en el subandino sur. En total se adquirió 265.18 km de líneas sísmicas 2D, certificándose en YPFB 196,87 UTE. La compañía Geoambiente Limitada realiza en el año 2003, levantamientos geológicos en la serranía de Incahuasi y también sobre la línea sísmica T03-IP01. El costo total por este trabajo y otros realizados entre 1997 a 2001, según la operadora es de 40.4531 $us. En mayo de 2003 la compañía Geosistem SRL realiza la medición en 35 estaciones magneto telúricas MT-TDEM y 94 estaciones de gravedad, sobre la línea sísmica T03-IP01, con la finalidad de apoyar en la interpretación geológica del subsuelo, que es muy complejo en Incahuasi y en razón a que los métodos geofísicos de gravimetría y magneto telúrica, son sensitivos a estructuras profundas, podrían ser útiles en este caso particular. El costo total para este proyecto es de 958.354,84 $us, según información referencial el costo aproximado por este trabajo podría ser mas bajo, o sea de 375.000 $us, aproximadamente.



Según los registros contables de Total E&P este proyecto está considerado como inversión en el Bloque Tarija Oeste, sin embargo la empresa Geosistem confirmó que este trabajo se realizo en el Bloque Ipati. Por este motivo la inversión correspondiente es incluida en el campo Incahuasi. En el Bloque se perforaron los pozos La Montaña-X1001 perforado hasta 2.754 metros (666,20 UTE) y también se perforo el pozo Curuyuqui-X1001 hasta 1979 metros de profundidad (436,01 UTE). Posteriormente en el año 2003, se inicia la perforación del pozo exploratorio Incahuasi-X1, ubicado casi en el límite entre los Bloques Ipati y Aquio. Este pozo, a pesar de alcanzar la profundidad programada, fue declarado pozo seco, por no encontrar hidrocarburos en ningún nivel. Los trabajos de reinterpretación geológica y geofísica, permitieron continuar con la perforación realizando un Side-track a 2.350 metros y desviar el pozo hacia el oeste, encontrando niveles productores de gas y condensado en la formación Huamampampa. El pozo alcanzo una profundidad de 5.600 m, certificándose en YPFB con 1.219,38 UTE. El costo del pozo Incahuasi-X1ST según la operadora es de 47.576.216 $us, aplicando los conceptos de útil y utilizable y de esfuerzo exitoso, se realizaron deducciones por un monto de 5.240.793 $us, por lo que el valor técnico, es de 42.335.423 $us. El total de UTE certificadas para el Bloque Ipati alcanza a 6458,13 y las obligaciones son de realizar 7.132,35 UTE durante las cuatro fases de exploración, por lo que existe un déficit de 674,22 UTE no realizadas por la operadora.Por tanto si se aplica la certificación de UTE conforme a la Ley de Hidrocarburos Nº 3058, es decir el kilómetro lineal de magnetometría a 0,01 UTE y el kilómetro lineal de gravimetría a 0,02 UTE, las unidades de trabajo por este concepto sumarian 190,25 UTE. Con lo que resulta que la operadora no habría realizado 4.443,64 UTE. Luego de realizar las pruebas de producción y seleccionar 15,05 parcelas para el campo Incahuasi, se declara como área de retención a partir del 19 de noviembre de 2004. Con un área remanente para exploración de 9,50 parcelas. d. BG BOLIVIA BG Bolivia comenzó a operar las concesiones de exploración y explotación que operaba la petrolera Tesoro en diciembre de 1999, a partir de esa fecha comienza a operar BG varias licencias de explotación y retención que contienen 6 campos de condensado y gas. Tesoro es una compañía petrolera americana que fue fundada en 1968 y comienza a operar en Bolivia en el año 1974; firma contrato de riesgo compartido con YPFB y entre 1977 y 1996 descubre los campos La Vertiente, Escondido, Ibibobo, Los Suris, Taiguati, Palo Marcado.BG Bolivia como filial perteneciente a BG Group empezó sus actividades en 1995 al adquirir activos de exploración, en diciembre de 1999 BG Bolivia Corporation Sucursal Bolivia, comienza a operar las concesiones de exploración y explotación de Tesoro Bolivia Petroleum Company. Los campos Palo



Marcado e Ibibobo se encuentran en retención y corresponden al bloque de exploración No. 20-Tarija Este. Exploración Los campos que opera BG Bolivia se encuentran en la llanura chaqueña situada al este de la faja del Sub Andino Sur, presenta series geológicas desde el cambrico hasta el cuaternario. La exploración empezó el año 1960 mediante YPFB que perfora los pozos Palo Marcado X1 X2, actualmente abandonados. Luego la empresa Chaco Petroleum Inicia actividades el año 1971, perforando el pozo La Vertiente X1 que fue abandonado por no encontrarse niveles de interés La empresa Tesoro Bolivia Petroleum Company inicia actividades el año 1974 y llego a perforar 28 pozos descubriendo los campos antes mencionados. En diciembre de 1999 los campos descubiertos son operados por BG Bolivia hasta la fecha, perforando 3 pozos: Los Suris-5 en el año 2001-2008, el pozo Mistol X1 el 2003 que resulto seco y el pozo La Vertiente-11 el año 2005. Con lo que alcanza a un total de 34 pozos perforados en los campos que opera BG Bolivia. Se realizaron trabajos de adquisición sísmica 3D entre los años 1997 a 1998, alcanzado a 494 km2, parte de los cuales fueron certificados con UTE en YPFB, también se adquirió 153 km de sismica 2D en las áreas Ibibobo-Yuquirenda y agua rica. En los años 2004 a 2005 se realizo el reprocesamiento sísmico-3D del campo Palo Marcado. Los reservorios se encuentran en las formaciones Petaca, Yecua, Cangapi, San Telmo y Chorro que producen gas y condensado.BG Bolivia dentro del proceso de conversión de contratos de la Ley 1689 heredo obligaciones equivalentes a 2.906,84 UTE de las cuales fueron certificadas por YPFB 2.910,52 quedando un saldo a favor de la empresa de 3,68 UTE Explotación BG Bolivia cuenta con tres bloques de explotación: El bloque La Vertiente con una superficie de 375 m2, contiene a los campos La Vertiente, Escondido y Taiguati, la producción en el campo La Vertiente comienza en agosto de 1978 y en el campo Escondido en octubre de 1989. El campo Taiguati se encuentra con muy baja producción de petroleo (3 a 5 BPD) y alto corte de agua. El bloque de explotacion Los Suris tiene 50 km2 el cual comenzó a producir en agosto de 1999. En tanto en el Bloque XX-Tarija Este se descubrieron 2 campos el campo Ibibobo con 3,54 parcelas como área de retención, tiene hasta 10 años a partir del 8 de julio de 2003 para efectuar la declaratoria de comercialidad. De igual manera los pozos Palo Marcado X3 y X4, permitieron



realizar la declaratoria de comercialidad del campo el 27 de junio de 2003, seleccionando un área de 2,5 parcelas. Los pozos productores en el campo La Vertiente son LVT-5, 6, 9 y 11, en el campo Escondido son el EDD-2, 4, 5 y 6, en el campo Los Suris el LSR-1 y 3, y en el campo Taiguati en pozo TGT-2. Para la recuperación de líquidos y gas de los pozos y trasladarlos a la planta de tratamiento de gas La Vertiente, ubicada a 18 km de la ciudad de Villamontes. Se instalo líneas de recolección y de flujo con una longitud total de 51 km, aproximadamente. En 1978 empieza la etapa productiva del campo La Vertiente y Taiguati por lo que se realizaron las facilidades de producción, baterías de almacenaje y posteriormente debido a la venta de gas a la republica argentina se instala una planta de Dew Point con una capacidad de 60 MMPCD. En el año 2001 BG Bolivia al existir mercado para el gas tanto nacional e internacional (COMGAS a la ciudad de Sao Paolo-Brasil), decide ampliar la planta construyendo una procesadora de Dew Point de una capacidad de 100 MMPCD, con un punto de roció a @35ºF y 640 PSI. La empresa BG realizo la expansión de la planta La Vertiente a un costo de MM$us 15,125 mediante contrato llave en mano con la empresa Petrofac LLC. El sistema de recolección es controlado a través de un sistema automático Scada, operado desde la sala de control de la planta La Vertiente. d. PLUSPETROL

Bloque Yacuiba - Campo Madrejones

En 1997 en el proceso de licitación de áreas libres de exploración, Pluspetrol nomino y se adjudico con una participación del 100%, 5 bloques exploratorios: Yacuiba, Entre Ríos, Río Seco, Arenales y San Isidro. En 1998 obtuvo los bloques Colibrí y Parapeti y finalmente en el año 1999 se adjudica el bloque Candua. Los nueve bloques representan una extensión de 2 millones de hectáreas y se comprometió realizar una inversión de MM$us 208. El Bloque Yacuiba, se encuentra ubicado en la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija, limitando hacia el sur con el campo Madrejones de Argentina. Entre los años 1950 a 1960, se ha desarrollado esta estructura somera, siendo productora de hidrocarburos especialmente la formación Tupambi en la parte sur del prospecto, es decir en territorio Argentino. El sector boliviano fue estudiado por el Dr. Aniello Ruso, la producción de los pozos perforados, fue muy baja y con muy alto corte de agua, debido a que la culminación de la estructura se encuentra en lado argentino, recomendándose no realizar ninguna perforación en la parte boliviano.



Exploración En el bloque Yacuiba, la Fase-1 de exploración se inicia el 8 de diciembre de 1997 y concluye el 12 de septiembre de 2001. En este bloque se realizo el descubrimiento comercial del reservorio Huamampampa, seleccionando la operadora 10 parcelas para explotación del Campo Madrejones. Las actividades exploratorias se iniciaron con la adquisición de sísmica 3D, realizándose 240,29 km2, certificando por este concepto 1.461,84 UTE. El costo por este trabajo es de $us 6.557.591. Posteriormente realizo la perforación de tres pozos exploratorios, con el siguiente detalle:

Pozo Profundidad (m)

fecha terminación

UTE certificadas Costo ($us) Estado

MDB-X1001 4.369 1-oct-99 1.550,92 20.620.782 Abandonado MDB-X1001A 5.650 17-may-01 1.805,50 31.809.787 En reserva MDB-X1002 5.546 25-feb-02 1.576,76 27.306.663 En reserva

TOTAL 15.565 4.933,18 79.737.232 Las obligaciones en unidades de trabajo para la fase-1, fueron de 9.016 UTE, y la Cia. Pluspetrol certifico 7935,02 UTE, resultando un incumplimiento de 1.620,98 UTE no ejecutadas. La operadora consiguió ampliar la Fase-1 en 279 días, debido al descontrol del pozo X1001. Para conocer la racionalidad de los costos de perforación de los pozos, se eligió el más costoso, el Madrejones-X1001A, siendo su objetivo extinguir el pozo MDB-X1001, que se encontraba descontrolado e incendiado. Observando y comparando 28 ítems (como costo perforación por día, fluidos de perforación, registros, control direccional, etc.), en otros pozos similares efectuados en Bolivia y en Sud América, se concluye que sus gastos son razonables. Excepto el costo por cementación y costo de los trépanos, que son muy elevados. Explotación En el campo Madrejones se invirtieron 6.515.558 $us., en instalaciones de superficie, como la planta de tratamiento de gas-A, Oleoducto madrejones, planta de tratamiento de CO2, líneas de recolección de pozos X1001A y X1002, sistema de medición y Hidrolavadoras de alta presión. Se construyó el gasoducto Yabog – Planta de 12” de diámetro y 11 km de longitud y el gasoducto de la Planta – Campo Duran de 12” de diámetro y una longitud de 8,15 km. Ambos gasoductos tuvieron un costo de $us 4.150.640.



Se dispone de una Planta de compresión que consta de dos compresores Ajax de 75 MMPCD de capacidad con succión de 900 psi y 1300 psi de descarga. Existen tres puntos de medición de gas de alta tecnología, uno en el Kilómetro Cero, a la salida de la Planta y en Campo Duran. Para manejar la producción del campo Madrejones, se contaba con una planta de proceso con todas las facilidades para el tratamiento y almacenamiento de los hidrocarburos líquidos. A partir del año 2004 el campo fue cerrado, por este motivo muchos de los equipos fueron trasladados a la Planta que se instalo en Tacobo. Los pozos productores fueron el MDB-X1001A y MDB-X1002, que cuentan con todas las instalaciones superficiales y líneas de flujo de 6” de diámetro. Bloque San Isidro - Campos: Tajibo y Tacobo El Bloque San Isidro esta ubicado en el departamento Santa Cruz de la Sierra a 120 km al Sur de la ciudad. La actividad exploratoria comienza en 1958 con la ejecución por parte de YPFB de un levantamiento gravimétrico y que ajustado luego con la sísmica en la década del 60, permitió la ubicación y perforación del pozo Curichi-X1, con resultados negativos. Posteriormente YPFB realiza 600 km de sísmica 2D con sus propias brigadas, luego del proceso e interpretación, determina la perforación exploratoria en el anticlinal de Tacobo (1978), mediante el Pozo TCB-X1, que descubrió hidrocarburos en la Formación Iquiri. Las pruebas de producción dieron 378 BBL/día de condensado de 55º API y 4,37 MMPCD de gas. Posteriormente declino la presión y aumento el agua determinando su abandono. En 1981 se perforó los pozos TCB-X2 y TCB-X3, ambos pozos fueron abandonados por los resultados negativos. El TCB-X4 perforado hasta los 4.296 metros, encontró gas y condensado en areniscas de la formación Chorro. Posteriormente entre 1983 y 1985 se perforaron los pozos Curichi-X2, San Isidro-X1, Amirí-X1 y Amirí- X2, todos con resultados negativos. El bloque San Isidro fue adjudicado a Pluspetrol en noviembre de 1977 con una extensión de 35,5 parcelas. Exploración Las estructuras de Tacobo y Curichi han sido estudiadas por YPFB desde los años 1970 a 1980, realizándose programas sísmicos complementarios mediante las brigadas de propiedad de YPFB, también se menciona la presencia de gas y condensado en la formación Chorro en los pozos Tacobo-X4 y X1. La actividad exploratoria en el Bloque San Isidro se inicia con la Fase 1 el 8 de diciembre de 1997 y finaliza en la Fase-2 el 7 de diciembre de 2002, con la obligación de realizar 9.376 UTE. La operadora realiza en la Fase 1, 8.836,56 km de magnetometría y gravimetría, que son certificadas



en YPFB por 1988,22 UTE y también realiza 574,39 km2 de sísmica 3D y 39,18 km de sísmica 2D, por estos dos trabajos certifican 2.937,82 UTE. La exploración en el Bloque San Isidro por parte de Pluspetrol se inicia con la Fase-1 el 8 de diciembre de 1997 y termina en la Fase-2 el 7 de diciembre de 2002. El área original fue de 35,5 parcelas, comprometiéndose a invertir en exploración 9.376 UTE. En la Fase-1 realiza 6.627,28 km, de aeromagnetometría y 2.209,28 km de aerogravimetría, ambas actividades certificadas en YPFB por 1.988,22 UTE. Durante las Fases 1 y 2 se realiza la adquisición sísmica 3D en 574,39 km2, dentro y fuera del bloque y sísmica 2D en 39,18 km., dentro y fuera del bloque. El total de unidades certificadas por este concepto es de 2.937,82 UTE. También realiza 4 pozos exploratorios que a continuación se detallan:


fecha terminación

UTE certificadas Costo ($us)

TJB-X1 3.602 2-ago-00 1.077,12 4.650.965 Tacobo-X1001

5.800 18-jul-01 2.996,00 24.887.174

Curichi-X1001 2.200 18-dic-01 500,00 1.469.424 TOTAL 11.602 4.573,12 31.007.563

Con la interpretación sísmica se logra definir la estructura de Tajibo y se define la perforación del Pozo TJB-X1 cuyo objetivo era probar la presencia de hidrocarburos en las formaciones Petaca, Tacurú, San Telmo y Escarpment. Las pruebas dieron positivo para la formación Petaca que produjo 76.747m3/día de gas y 1,81 m3/día de condensado. Se han calculado reservas recuperables del orden de 17 BCF. Actualmente el pozo Tajibo-X1 se encuentra cerrado y en reserva El procesamiento e interpretación de la Sísmica 2D y 3D en el campo Tacobo dio lugar a la ubicación y perforación del pozo TCB-X1001. Las pruebas de formación confirmaron la presencia de un reservorio de gas y condensado en la formación Huamampampa, con 39,01 MMPCD de gas y 170 BPD de condensado, con presión de cabeza de 10050 psi. Explotación El pozo TCB-X1001 inicio su producción en abril de 2005, en forma estable con un promedio de 132 BOPD, 35 MPCD y 63 BPD de agua. El fluido producido por este pozo es transportado a la Planta de proceso a través de una línea de flujo de 6” de diámetro y 1 km. de longitud.



La Planta de Tacobo consta de un separador horizontal, sistema de remoción de CO2, sistema de deshidrtatcion y remoción de hidrocarburos líquidos. El flujo de gas sale de la Planta Dew Point, para el sistema de medición y posterior entrega al gasoducto. Los hidrocarburos líquidos ya estabilizados son almacenados en tanques. Antes de pasar el gas al gasoducto, en el puente de medición se determinan los datos de presión, temperatura, caudal acumulado e instantáneo mediante medidor de flujo ultrasónico y también se obtiene el poder calorífico del gas. La línea de transporte Tacobo- Yabog, mediante un ducto de 12” de diámetro entrega a producción de gas al Gasoducto Yabog para la exportación. Bloque O’connor-Huayco - Campo: Huayco Los primeros trabajos geológicos en el área estuvieron a cargo de las Stándar Oil company, quienes efectuaron estudios regionales de geología estructural y estratigrafía. A finales de los años 50, YPFB realizo el primer trabajo geológico de detalle, recomendándose la perforación del pozo RSL-X1, en la zona del Río Salado, que fue abandonado por problemas en la perforación, por este motivo se perforo el RSL-X2, también abandonado por resultar seco. YPFB, en los años 70 realiza trabajos de levantamientos geológico, estratigráfico, estructural y reinterpretación de la información de los pozos abandonados en “Rió salado”. Como resultado de estas nuevas interpretaciones, se perforo el pozo Huayco-X1 el año 1981 con resultados positivos, encontrando hidrocarburos en las formaciones Los Monos y Huamampampa. Por falta de infraestructura e instalaciones al finalizar la etapa de pruebas se deja el pozo en reserva, con arreglo de producción. En el año 1997 Pluspetrol se adjudica el bloque iniciando los trabajos de exploración convencionales. Exploración El bloque tiene solo una Fase de exploración, que se inicia el 8 de diciembre de 1997 y concluye el 7 de diciembre de 2000. Con la finalidad de cumplir las 5.488 UTE comprometidas, Pluspetrol realiza actividades de exploración mediante adquisición, proceso e interpretación magnetométrica de 6.156,79 km y de igual manera 1.361,29 km de aerogravimetria. Por los dos trabajos certifican 1.745,64 UTE, que fueron ejecutados a un costo de 211.329,00 $US. También certifica entre el 5/02/99 y el 30/11/00, los levantamientos de sísmica 2D y 3D, que equivalen a 1.518,24 UTE. Se realizaron los siguientes pozos exploratorios:


fecha terminación

UTE certificadas Costo ($us)

HYC-X1001 2.764 11-oct-98 669,20 5.743.870 HYC-X1002 2.605 17-ene-99 621,50 3.903.865

LJT-X1 2.784 14-jun-99 675,20 3.437.517



ISIRI-X1 1.800 321,60 1.891.133 TOTAL 9.953 2.287,50 14.976.385

La operadora se compromete a realiza 5.488 UTE, certificando en YPFB un total de 5.551,38 UTE, resultando un saldo a favor de Pluspetrol de 63,38 UTE. El pozo HYC-X1001 fue perforado a 2 km, al Sur del pozo Huayco-X1, las pruebas de formación dieron resultados positivos en la arenisca Huayco. El pozo HYC-X1002 perforado en enero de 1999, las pruebas realizadas en las formaciones Los Monos y Huamampampa determinaron la presencia de gas en volúmenes no comerciales Al final de la Fase-1 concluye el periodo d exploración y devuelve a YPFB 17,5 parcelas. Continua el contrato con el área de explotación, con 3 parcelas seleccionadas para el Campo Huayco. Bloque Río Seco - Campo: Río Seco Exploración El bloque Río Seco operado por Pluspetrol, inicia la Fase-1 el 8 de diciembre y concluye el 7 de diciembre del 2000, tiene una extensión de 15 parcelas y se compromete a realizar una inversión equivalente a 6.288 UTE. Realiza levantamientos de 2973,44 km, de magnetometría y gravimetría, que fueron certificadas en YPFB por 642,20 UTE. Como trabajo importante realiza la prospección Sísmica 3D de 441,30 km2, equivalente a 2.261,04 UTE. Las UTE comprometidas fueron de 6.288 y se realizaron 6.317,84 UTE, resultando en consecuencia 29,84 UTE a favor de Pluspetrol. Al concluir la Fase-1, la operadora devuelve 7,5 parcelas de exploración y continua con el contrato de explotación correspondiente al campo Río Seco, con 7,5 parcelas. Luego de la interpretación sísmica y geológica, se logro definir una estructura al tope de la formación Escarpment, proponiéndose la perforación del Pozo RSC-X-1001, cuyo objetivo era investigar las formaciones carboníferas hasta la profundidad de 2.200 metros. Se realizaron cuatro pozos exploratorios que a continuación se detallan:


fecha terminación

UTE certificadas Costo ($us) Estado

RSC-X1001 2.227 25-sep-99 508,10 3.032.316 Productor RSC-X1002 2.901 15-oct-00 710,30 2.026.217 Aband.tempRSC-X1003 3.013 29-nov-00 747,28 3.724.109 Aband.tempRSC-W-X1 4.690 17-ago-00 1.448,92 9.123.224

TOTAL 12.831 3.414,60 17.905.866



El pozo Río Seco-X1001 resulto productor de la formación San Telmo con 9.500 metros cúbicos de gas por día. El pozo Río Seco-X1002, quedo pendiente la ejecución de las pruebas de producción y terminación del pozo, se coloco un tapón mecánico de abandono transitorio en 2.164 metros. En el pozo Río Seco-X1003 también se encuentran pendientes la terminación y evaluación de pozo La inversión en exploración en el bloque Río Seco fue de $us 26.814.381 Bloque Bermejo - Campos: Bermejo, Toro Y Barredero

Pluspetrol Bolivia Corporation SA inicio sus operaciones en Bolivia en octubre de 1990 en el área de Bermejo, donde instalo una planta de gas con capacidad de 50 MMPCD y construyo un gasoducto de 12” de diámetro y 28 km. de longitud para exportar a la Argentina el gas de los yacimientos profundos del Campo Bermejo, es decir del pozo BJO-X44. El área del bloque es de 4 parcelas y esta conformado por los campos: Bermejo, Toro y Barredero. Campo Bermejo Los primeros trabajos exploratorios los realiza la Compañía Standard Oil Company. En agosto de 1924 se concluye la perforación del BJO-X1, con resultados negativos. En 1924 se perfora el pozo BJO-X2, alcanzando una profundidad de 602,5 m con resultados positivos al encontrar petróleo en la formación Tarija de edad Carbonífera, con una producción inicial de 1.500 BPD, luego la misma compañía perfora seis pozos, con producciones variables de petróleo y gas. En marzo de 1937 se rescinde contrato con la Standard, pasando todos los bienes al estado para ser administrado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos. Entre el año 1943 y 1966, se inicia en forma intensiva la perforación de 39 pozos de desarrollo, habiendo alanzado una producción máxima de 594 BPD con 21 pozos productores en 1962. Por el gran interés de conocer el potencial hidrocarburífero en niveles mas profundos, se realiza el pozo BJO-X42 el año 1968 y el BJO-X43 el año 1981, ambos con resultados negativos. El 2 de febrero de 1983 se inicia la perforación del pozo BJO-X44, la misma que concluye el 19 de mayo de 1986, encontrándose dos niveles productores de gas de la Fm. Huamampampa (areniscas-I de 3.526 - 3.546 m y la arenisca-II de 3.600 – 3.663 m), con resultados altamente positivos. La areniscas I y II, entran en producción en forma conjunta a partir del febrero de 1995, con producciones muy variables. En cuanto a la producción de los niveles superiores del campo, han presentado una alta producción de agua y una caída en la producción de petróleo, especialmente el BJO-2, que es el que aporta el 80% de la producción del campo.



El campo cuenta con una batería donde llega la producción de los pozos BJO-2, 7, 10 y 34. La producción del BJP-X44 se conduce a la planta por un ducto de 6” de diámetro y 7 km. de longitud. La función principal de la Planta de Bermejo, es remover los hidrocarburos líquidos. El gas es utilizado como combustible y parte para la comercialización en el mercado interno (Entagas, Ende) y también para la exportación. Campo Toro Actualmente el campo Toro tiene 14 pozos activos, que producen petróleo de 23.4º API de la Fm. Tarija. La producción en marzo de 2006 fue de 106 BOPD y 0 MMPC de gas, con 318 BPD de agua. Existe una batería de 2500 bbl de capacidad, que solo realiza la función de recolección y bombeo del crudo producido en el campo, que es transportado parar su tratamiento en la Batería de Bermejo, a través de de un oleoducto de 3” de diámetro y 9 km. de longitud. Pluspetrol construyo en Toro, una planta de tratamiento de agua de la quebrada El Arrazayal, para un proyecto de recuperación mejorada del Campo. El agua es enviada a un sistema de filtrado y luego almacenada en tanques, para su posterior inyección en los pozos a un caudal de 100 m3/día aproximadamente. Actualmente esta planta esta siendo sub-utilizada, los pozos inyectores solo sirven para eliminar las aguas de producción del campo. 3. EQUIPOS DE SUPERFICIE Y PLANTAS DE GAS Como parte del trabajo de fiscalización, se realizaron visitas a las principales plantas de gas en los campos petroleros en compañía de especialistas de las firmas auditoras. A continuación se hace una breve relación de las visitas a campos petroleros. a. ANDINA Víbora tiene dos plantas de gas, una de 30 MMPCD instalada por YPFB, y otra de 60 MMPCPD

instalada por Andina. A fines del año 2006 las plantas estaban procesando un total de 57 MMPCD. El contenido de excedentes de GLP en el gas tratado es alto.

Sirari tiene dos plantas, una de 20 y otra de 30 MMPCD. Al gasoducto se envían 30 MMPCD y el resto se reinyecta a los pozos. El mantenimiento en general es deficiente. El contenido de excedentes de GLP es bastante alto.

En Yapacaní la planta de gas instalada por YPFB procesa 30 MMPCD. Además existe una planta nueva de gas completa con capacidad de 35 MMPCD de gas, en ubicación contigua, que está siendo alquilada por ANDINA a la firma Hanover, que recupera gasolina natural. El contenido de excedentes de GLP es bajo.



Los Penocos (1 pozo) tiene una batería de separación y produce 200 BPD de crudo de 34ºAPI. Arroyo Negro (1 pozo) tiene un separador y produce 16 BPD de crudo de 33ºAPI. En Río Grande se procesa el gas proveniente de tres bloques: Río Grande, Boomerang y Sur.

Existen dos plantas instaladas por YPFB: una de Re-inyección de 60 MMPCD, que no está reinyectando gas a los pozos “por falta de gas”; y una de Absorción de 180 MMPCD que procesa gas de Río Grande, de Los Sauces y del sur. Además hay nueva planta de re-compresión de donde se envía 70 MMPCD de gas al Altiplano, y el resto al Brasil.

De las plantas se recuperan de 150 a 250 TMD de GLP y 1.400 BPD de gasolina natural y condensado. El gas producido es bastante seco y no contiene excedentes de licuables, sin embargo por Río Grande pasan dos gasoductos que vienen de Colpa y del sur del país, con gas muy rico en GLP, que se mezcla con gas de las plantas de Río Grande para luego ser exportado al Brasil por Mutún y San Matías. En Río Grande es muy evidente el descuido y falta de mantenimiento preventivo, orden y limpieza, y existen algunos residuos de equipos de YPFB, en total abandono en su lugar original. Varios de los equipos, incluyendo dos torres fraccionadoras y un cargadero de GLP no están siendo utilizados. Buena parte de las instalaciones nuevas realizadas por Andina se hicieron con equipo usado. En todas las plantas se ha modificado en mayor o menor grado, el sistema de instrumentación para el registro de datos y control remoto de las operaciones. b. PETROBRÁS ENERGÍA Desde un inicio PESA indicó que no daría información electrónica no-publicada, que no tendríamos acceso a cierta información confidencial, y que nos darían información necesaria, siempre que esto no rompa su procedimiento establecido. La planta de Caranda con capacidad de 27 MMSCFD de gas, consiste esencialmente en una

instalación que incluye separadores de alta, media y baja presión, con recuperación parcial de licuables, torre de contacto para secado con glicol, y un sistema de recompresión de donde se envía gas a la planta de Colpa para su tratamiento final.

La planta de gas de Colpa, que fue instalada hacen unos 37 años, tiene equipos para el secado del gas, reducción de CO2, recuperación de gasolina natural y GLP. La planta está siendo operada para recuperar un 15 a 20% del GLP recuperable.

La planta de Caranda y la de Colpa están siendo operadas por Hanover, una compañía de servicios contratada por Andina.

Se observó que las antorchas de quema de gas en las plantas, son de longitud pronunciada y de color amarillento con visos negros, causada por la combustión no solo de gas y licuables livianos sino también de los relativamente pesados, lo que indica que las plantas están sobrecargadas.



En ambas plantas PESA ha modificado el sistema de instrumentación para un registro y control remoto, ha reforzado el sistema de seguridad y contra incendios y ha mejorado substancialmente el aspecto estético, sin embargo, es preocupante el hecho de que especialmente la planta de Colpa hasta la fecha no haya sido modificada para mantenerla al día con tecnología de punta, ocasionando así una operación ineficiente y costosa para el país. c. PETROBRAS BOLIVIA (Campos Sábalo y San Alberto) En nuestras visitas se nos informó que Petrobrás no podría darnos información escrita, pero que sí podríamos tomar fotografías y notas sobre lo que quisiéramos. La Planta de Gas de San Alberto fue instalada por Petrobrás el año 2001, y tiene a capacidad

de 460 MMPCD. y el gas procesado es enviado hacia Yacuiba, de donde parte del gas se exporta a Argentina y el resto se envía por Transsierra al gasoducto de exportación al Brasil.

La Planta de Gas de Sábalo fue instalada por Petrobrás el año 2003 y tiene una capacidad de 470 MMPCD, y el gas procesado es enviado normalmente por gasoducto de Transredes a Río Grande.

La gasolina natural con algo de componentes de GLP son enviados a las refinerías para su recuperación.

Ninguna de estas dos plantas cuenta con facilidades para recuperar el GLP separadamente de la gasolina natural, pero ambas están siendo operadas de modo que el gas procesado para exportación, contenga una cantidad considerable de componentes de GLP, superior a la requerida para que el gas cumpla con el poder calorífico mínimo contractual.

Ambas plantas cuentan con un reactor eliminador de mercurio proveniente de los pozos de campo.

En San Alberto se nos informó que realizan la calibración de las placas de orificio de los instrumentos de los puntos de fiscalización una vez al año, en presencia de fiscalizadores de YPFB “cuando están aquí”.

d. REPSOL-YPF REPSOL-YPF rehusó repetidas veces a proporcionarnos información cromatográfica del gas producido en sus plantas, a pesar de nuestras peticiones por escrito, y fue YPFB la que facilitó los datos necesarios. La planta de gas más significante es la de Margarita, que es de tipo modular con capacidad de

75 MMPCD, y fue instalada por REPSOL-YPF. A tiempo de la visita a Margarita estaban aumentando el volumen procesado de gas de 40 MMPCD a 75 MMPCD. La planta cuenta con equipos para tratamiento con glicol para secado de agua, enfriamiento “chiller” a propano para recuperar condensado y torre estabilizadora para gasolina natural. El gas procesado se envía por gasoducto a Transredes hacia Río Grande. Con el gas producido por Margarita desde



diciembre 2004 a abril, 2006 se exportó irregularmente al Brasil y a Argentina un total de 16.700 TM de GLP.

La planta de Paloma procesa gas de varios campos, produce 20 MMPCD de gas para la venta, rico en licuables, y mediante una unidad criogénica, GLP y 40 MMPCD de gas seco para re-inyección a pozos.

e. PLUSPETROL Madrejones sufrió un incendio que duró muchos meses, agotando sus reservas y causando una

pérdida enorme al país. Sin embargo tiene una planta de compresión de 75 MMPCD, que está operando a una capacidad de 35 MMPCD de gas proveniente de otros campos, produciendo un gas con alto poder calorífico, rico en GLP y gasolina natural.

Tacobo tiene una planta de gas de 35 MMPCD que produce un gas de alto poder calorífico. Estos campos producen un total de 40 MMPCD de gas y 376 BPD de crudo.

d. BG BOLIVIA La Vertiente tiene una planta original de 60 MMPCD y una nueva de 100 MMPCD, y

actualmente está procesando 45 a 48 MMPCD, con un excedente anual equivalente a 1,6 millones de garrafas de GLP en el gas producido.

Escondido tiene una batería que atiende 7 pozos, y los Suris otra que atiende 5 pozos e. VINTAGE Naranjillos tiene una planta de 15 MMPCD y produce un gas bastante seco. Porvenir produce 5 MMPCD de gas rico en licuables.



IV. RESULTADOS MEDIOAMBIENTALES 1. PASIVOS AMBIENTALES Se ha evaluado con visitas in situ los campos operados por las empresas petroleras, realizando importantes hallazgos de pasivos ambientales sujetos a ser remediados bajo programas específicos. El análisis se realizó en aplicación de los incisos a) y b) del Art. 46 del Reglamento General de Gestión Ambiental (RGGA), de la Ley de Medio Ambiente (Ley N° 1333). Asimismo se ha calculado montos estimados a ser considerados para su remediación ambiental. Los pasivos ambientales identificados, en su mayoría están distribuidos en: campamentos, caminos, fosas no restauradas, derrumbes en derechos de vía de ductos, canteras abandonadas y pozos considerados abandonados, los cuales deben ser sujetos a cierre técnico (Ley N° 3058 y RNTS) y a su posterior restauración ambiental de acuerdo al Art. 37 del Reglamento Ambiental para el Sector de Hidrocarburos (RASH). En el siguiente cuadro se resume los pasivos ambientales evaluados e identificados por Operador y campo, considerando además los montos aproximados para su remediación ambiental.

Cuadro 40. DETALLE DE PASIVOS AMBIENTALES

Nº Operador Campo Cantidad Monto

aproximado $us

Observaciones

1 Petrobrás Bolivia San Alberto 19 175.000

Proceder a la remediación inmediata, por ser procesos erosivos.

2 Pluspetrol Bolivia

Madrejones y Otros 80 1.713.756

Pozos: 50 abandonados, 18 por abandonar, y 12 en reserva.

3 Petrobrás Bolivia Sábalo 10 1.195.195

Áreas erosionadas con deslizamiento y erosión severa

4 Brithis Gas Bolivia

Escondido y otros 39 498.126 Erosiones y deslizamientos

5 Total Bolivia Itau e Incahuasi 16 133.927

Proceder a la remediación inmediata por ser procesos erosivos

6 Petrobrás Energía

Colpa y Caranda 29 1.063.720

29 Pozos abandonados sin restaurar ni Cierre Técnico.

7 Repsol YPF Margarita y otros 60 10.338.627 Áreas erosionadas y

deslizamientos

8 Vintage Bolivia

Naranjillos y otros 25 7.221.046 Incumplimientos al PASA

adecuaciones varias

9 Chaco SA Vuelta Grande y otros 50 2.750.450

Erosiones, cárcavas, deslizamientos y pozos abandonados.

10 Andina SA Río Grande y otros 153 30.261.800 151 Pozos abandonados,

reconocidos por Andina



SA y otros. Suelos contaminados por vertimientos de hidrocarburos.

2 Fosas de residuos empetrolados Camiri

11 Transredes SA

Ductos y Estaciones

Residuos empetrolados Sica Sica, Abandono Tiguipa, Estación CRC, CAR y YBA.

5.675.655

Pasivos heredados sin CERTIFICACION, suelos contaminados Sica Sica sin TRATAMIENTO, y DDV en mal estado.

TOTAL 485 61.027.302


Se ha constatado por los informes finales de auditoria ambiental, que la remediación de los pasivos demandaría un monto aproximado de $us 61.027.302; para lo cual se recomienda notificar al Organismo Sectorial Competente (OSC) y/o a la Autoridad Ambiental Competente (AAC) para proceder a la brevedad posible a la remediación de los pasivos ambientales claramente identificados, porque al tratarse en su mayoría de procesos erosivos los mismos podrían agravarse en la próxima época de lluvias, con deslizamientos en los taludes y probable formación de cárcavas, y el consiguiente deterioro del entorno ambiental. Por otra parte, en lo relacionado a los pozos abandonados identificados en las empresas petroleras: Petrobras Energia y Pluspetrol en su evaluación final, se debe considerar que estos se encuentran sujetos a ser validados en su programa de Abandono de Pozos y Reservorios a ser presentados a YPFB, para proceder a la restauración ambiental establecido en el Art. 37 del RASH, con el objeto de devolver a su originalidad las actividades intervenidas. Asimismo, la empresa petrolera Andina SA ha reconocido pasivos ambiéntales, mediante la firma de un acta en presencia de los fiscales de la UFSC del MHE, con la respectiva valorización para su remediación. 2. IMPACTO AMBIENTAL EN FUNCIÓN A SU CUMPLIMIENTO En general, en todas las auditorias realizadas a las diferentes compañías petroleras, se ha detectado irregularidades en el cumplimiento de la legislación ambiental durante sus actividades desarrolladas en el periodo auditado, es decir, desde el año 1997 al 2006. Es necesario mencionar que desde la promulgación de la Ley 1333 de Medio Ambiente hasta la aprobación de la reglamentación respectiva, ha permitido a las operadoras petroleras adecuarse a esta normativa, sin embargo, las auditorias ambientales en cumplimiento a la legislación ambiental han detectado anomalías que deberán ser puestas a consideración del organismo competente para su cumplimiento inmediato. Se menciona en forma muy resumida los principales incumplimientos de las operadoras:



a. PETROBRAS BOLIVIA Campo San Alberto • Se establecieron licencias ambientales en un total de 8, las cuales comprenden licencias para

perforación de pozos, intervención y desarrollo de campo. • La empresa efectúa un solo estudio de Impacto Ambiental Estratégico para varios proyectos

importantes, como: construcción de planta de gas, construcción de líneas de exportación y puesta en producción de varios pozos en una zona con diferentes ecosistemas, donde la variedad de los escenarios involucra zonas sensibles, como el Parque Nacional Agüaragüe, que representa un área natural de manejo integrado.

Campo Sábalo • Los hallazgos de auditoría mencionan incumplimiento a compromisos asumidos por Licencias

Ambientales de las líneas de recolección de pozos a la planta de gas y de líneas de transferencia de gasoducto y oleoducto; la implementación de medidas de mitigación, así como obras de control de erosión y revegetación asistida, asciende a un monto aproximado de $us 2.050.000.

• La implementación de medidas de mitigación para todos los proyectos del Campo Sábalo,

asciende a un monto estimado de $us 3.161.100. • Se ha evidenciado que la compañía, no cuenta con la Licencia Ambiental (EEIA) referente al

proyecto 2D - San Antonio (1997); por lo que contraviene el Art. 25 de la Ley 1333 de Medio Ambiente y debe ser sujeto a una sanción administrativa emitido por la Autoridad Ambiental Competente, de acuerdo al Art. 97 del RPCA.

• Las MM-PASA del Programa Sísmico 2D de 1999, afirma que no se afectará las reservas

ecológicas ni parques nacionales. No obstante se menciona que el proyecto ejecutado sobrepasa las dimensiones programadas, por lo que contraviene lo establecido en el Art. 96 del Reglamento de Gestión Ambiental de la Ley 1333 de Medio Ambiente.

• La operadora ha incumplido los procedimientos establecidos en el proceso de auditoria,

especialmente en lo que se refiere a la aplicación del PASA para el proyecto del tendido de líneas de recolección y transferencia (Quebrada Los Monos), por lo que contraviene el Art. 96 del RPCA y debe ser sujeto a sanción administrativa emitido por la Autoridad Ambiental Competente, de acuerdo al Art. 97 del RPCA.



• Debido a la fragilidad del área (Serranía de San Antonio), se recomienda a la Autoridad Ambiental Competente (AAC), establezca una auditoria socio ambiental específica en forma inmediata para la línea de transferencia en el Cruce del Túnel y sus inmediaciones; como así también en la Quebrada Los Monos, lugar donde la contingencia de abril de 2006, ha tenido consecuencias de proporciones considerables. De esta manera se podrá evaluar en su real dimensión los impactos ambientales negativos ocasionados por la construcción del túnel.

b. PLUSPETROL BOLIVIA • Se comprobó que las licencias ambientales de todos los proyectos nuevos que ha realizado

Pluspetrol se encuentran en norma. Se verificó también que los pozos antiguos que actualmente se encuentran operando en los campos Bermejo y Toro, no contaban con la respectiva Declaratoria de Adecuación Ambiental, que por ley obligaba a presentar hasta el año 1997, como indica el Reglamento de Gestión Ambiental en relación al plazo de adecuación. Se debe exigir que la empresa realice la correspondiente Auditoria Ambiental en el menor plazo.

c. BG BOLIVIA • Los resultados mas relevantes de la auditoria ambiental al igual que las anteriores empresas,

esta referida a que no cuenta con documentación ambiental registrada, habiendo contravenido en varias oportunidades el cumplimiento de presentar los Monitoreos Mensuales de Construcción al OSC y la AAC., tanto de pozos como de la Planta La Vertiente, ubicada en el Municipio de Villa Montes.

• Intervención sin Licencia actualizada del cruce del Pilcomayo del ducto que conecta los campos

al sur del río Pilcomayo. d. TOTAL BOLIVIA • Esta empresa petrolera ha actuado dentro de los márgenes que provee la Ley de Medio

ambiente y sus Reglamentos, de acuerdo al análisis de auditoría. • Esta operadora ha obtenido un total de 12 licencias ambientales en toda la cadena

hidrocarburifera, es decir, desde estudios sísmicos, perforación de pozos. Mayormente de Categoría II y III respectivamente, asimismo ha cumplido con todas los monitoreos ambientales por campo desarrollados por la operadora TEBP.

e. PETROBRAS ENERGY • La auditoría ha determinado que si bien desde el año 2000 al 2006 ha desarrollando

actividades con la obtención de Licencias Ambientales para cada una de sus actividades,



habiendo obtenido 130 Licencias Ambientales para: intervención de pozos, perforación y adecuaciones varias en las plantas de Colpa y Caranda, sin embargo, la empresa petrolera no ha cumplido con el Plan de Monitoreo establecido en el Manifiesto Ambiental de las Plantas Colpa y Caranda, especialmente en el tema de mediciones de gases en forma semestral y de las aguas de descarga.

• La remediación ambiental para el estado de suelos contaminados según el contrato suscrito

con YPFB con costos de $us 275.000, esta a la fecha de conclusión de la auditoria presenta volúmenes cuantificables de remediación en la Planta CARANDA, habiendo determinado aproximadamente una cantidad de 3.500 m3, se debe mencionar que el plazo para remediar era de solamente 3 años habiéndose concluido en el año 2005.

f. REPSOL • Aun es mas complicado el tema de cumplimiento a la legislación ambiental por parte de la

operadora, debido a que en varios campos se ha verificado contravenciones sujetos de sanciones administrativas, que deben ser sujetos de investigación por la Autoridad Ambiental Competente.

• El campo Cambeiti no cuenta con Licencia Ambiental, es decir, el manifiesto Ambiental exigido

en el Art. 116 de la Ley de Medio ambiente, lo cual contraviene a lo establecido en el Art. 97 del Reglamento General de Gestión Ambiental y se deberá establecer la sanción previa determinación por delitos o contravenciones incurridas por la empresa operadora. Para la determinación de las infracciones se deberá considerar la aplicación de los Art. 94 al 97 del RGGA.

• En el campo Itatique, la auditoría ha determinado que es necesario realizar una auditoria

especial para establecer los volúmenes de lodos micro encapsulados e iniciar la restauración inmediata del área, para revertir procesos erosivos que actualmente se está suscitando en la planchada y camino de acceso.

• En el campo Margarita se determinó la falta de documentación que evidencie la autorización de

construcción de líneas de recolección de los diferentes pozos productores, en tal sentido se recomienda que el OSC y la AAC deberán notificar por escrito estas anomalías detectadas en la auditoria a la operadora.

• En el campo Monteagudo no se ha evidenciado la existencia del Manifiesto Ambiental en

aplicación al Art. 116 de la Ley 1333 de Medio Ambiente, en tal sentido se recomienda poner en conocimiento del OSC para verificar las anomalías detectadas durante el proceso de auditorias.



g. VINTAGE • No cumplieron con la normativa en el manejo de desechos líquidos de aguas de formación, y

con los manejos y disposiciones de residuos sólidos industriales, es más ni lo mencionan. • No realizaron el inventario de emisiones a la atmósfera. • La auditoria recomienda que el OSC debe iniciar un proceso por incumplimiento del inciso i) del

artículo 169 del RPCA, del Manifiesto Ambiental de la Planta de Naranjillos. • La infracción establecida en el artículo precedente deberá ser evaluada y sancionada por la

Autoridad Ambiental Competente, de acuerdo a lo establecido en la Ley de Medio Ambiente (Art. 99) y el Reglamento General en Gestión Ambiental (Art. 96).

• Estas y otras aseveraciones de auditoría son similares para las Baterías de Ñupuco, la Planta

de Porvenir y Manifiesto Ambiental del Campo Chaco Sur. Por otra parte, se debe tener en cuenta en cuenta que en el caso de las plantas de Naranjillos y Porvenir, desde el año 1997 al año 2006, la empresa operadora no ha presentado el inventario anual de emisiones a las Prefecturas de Departamento, como esta prescrito en el Art. 28 del RMCA contraviniendo lo establecido en el Art. 689 del mismo Reglamento.

h. CHACO SA • La operadora carece de evidencias de haber cumplido varias acciones establecidas en el Plan

de Aplicación y Seguimiento Ambiental y en los diferentes Estudios de Evaluación de Impacto Ambiental para los campos auditados.

• No se evidenciaron la frecuencia de los monitoreos ambientales según las distintas AOP’s para

cada campo auditado. i. ANDINA SA • Existe evidencia razonable para sostener que la empresa no está cumpliendo

administrativamente con las obligaciones legales derivadas de la Ley de Medio Ambiente y aprobadas por la autoridad competente.

• De lo expuesto, por carecer de evidencia objetiva, concluimos que la empresa tiene deficiencias

en el cumplimiento de la Ley N° 1333, en su Capítulo IV del Título III y Capítulo III del Titulo IV. • La empresa tiene un manejo discrecional de los PASA y de las frecuencias de los monitoreos

ambientales.



• Ante un reclamo legal, la empresa no puede asegurar el proveer la documentación que

corresponda, a consecuencia que su base de datos y archivo documental no es íntegra. j. TRANSREDES SA Se concluye que los proyectos: Edificio Nuevo de Transredes, Overhaul de la estación Oconi,

Adecuación Chorety, fueron realizados fuera del marco legal ambiental, por lo que contravino el inciso a) del Art. 169 del RPCA de la Ley 1333 de Medio Ambiente.

Existe incumplimiento con los incisos a) y b) del numeral 1) del Art. 67 del RMCA de la Ley de

Medio Ambiente 1333, al no haber renovado la Licencia Ambiental posterior a la adecuación de los 5 años de haber obtenido la licencia en el año 1999.

La empresa Contratista SERLIMP que realiza el servicio de manejo de Residuos Peligrosos

para TRANSREDES, no cuenta con la Licencia Respectiva para el manejo de estos materiales establecidos en el Reglamento para Actividades con Sustancias Peligrosas. De tal manera al ser el operador principal, contraviene el art. 15 del RASP y el art. 52 del mismo reglamento.

Con referencia a Monitoreos Ambientales establecidos en el Plan de Adecuación de los

manifiestos Ambientales, TRANSREDES no ha presentado los informes solicitados de los años 2000 al 2005, por lo que contraviene al inciso j) del Art. 169 del RPCA.

La empresa no ha dado cumplimiento a las recomendaciones del Plan de Aplicación y

Seguimiento Ambiental, para el sistema de ductos y oleoductos (mantenimiento). Por lo tanto, la empresa TRANREDES está sujeto de ser sancionada por la Autoridad

Ambiental Competente, de acuerdo a lo establecido en los Art. 96 y 97 del RGGA.



V. CONSIDERACIONES LEGALES Para una mayor comprensión de lo que significó el proceso de capitalización se realiza un análisis de los contratos que se efectuaron durante el proceso. 1. CONTRATOS DE RECUPERACION MEJORADA Antes de los contratos de Asociación, la empresa Pluspetrol Corporation Bolivia, en el año 1990 firmó con YPFB contratos de recuperación mejorada, luego todas las empresas auditadas que operaron antes de los Contratos de Riesgo Compartido, realizaron contratos de Recuperación Mejorada y de Operaciones Petrolíferas suscritos con YPFB el 3 de agosto de 1990, para la realización de tareas de exploración y explotación de hidrocarburos, esta figura de contrato fue aprobado por el Gobierno Nacional mediante Decreto Supremo Nº 22568 de 3 de agosto de 1990. 2. CONTRATOS DE ASOCIACION Estos contratos fueron realizados por una parte con YPFB, y en lo que respecta a los activos aportados fue un monto estimado de las inversiones, ya que las actas de conciliación de cuentas o de valoración de dichos activos no se encuentra ni en las empresas auditadas, tampoco en YPFB, se realizaron sin la valuación técnica previa, lo que no permite establecer con precisión cuanto significaba lo invertido por el Estado boliviano hasta esa fecha. Durante la ejecución de la auditoria se evidenció la existencia de un “acta de entrega de campo” la que aparentemente reflejaría todos los bienes aportados por YPFB hasta la fecha de la suscripción del Contrato, sin embargo, dicha acta no pudo ser ubicada, hablamos en todas las empresas auditadas. 3. CONTRATOS DE RIESGOS COMPARTIDOS Todas las empresas que han sido auditadas, han firmado este tipo de contrato. Esta figura jurídica aparece en la Ley de Inversiones, N° 1182 de 17 de septiembre de 1990, Capítulo V, Artículos 16 al 19, determinando que los contratos no tienen personalidad jurídica. Esta modalidad de contrato es establecida en la Ley N° 1689, de 30 de abril de 1996, Ley de Hidrocarburos en su Título IV, los mismos han cumplidos en forma debida con relación a las UTE´s certificadas por YPFB, y a la devolución de parcelas, en este aspecto se ha dado cumplimiento a dichos contratos. Por el tema de incumplimientos, sobre impuestos en el IUE, art. 139 CPE y art. 4 de la Ley 1689. Estos contratos fueron producto de la capitalización, para la exploración y explotación de las empresas, que por los antecedentes legales se puede identificar las siguientes nulidades:



Falta de Aprobación del Poder Legislativo El artículo 59 de la Constitución Política del Estado en sus numerales 5 y 7, sostiene que son atribuciones del Poder Legislativo autorizar y aprobar los contratos relativos a la explotación de las riquezas naturales, además de autorizar la enajenación de bienes nacionales, departamentales, municipales, universitarios y todos los que sean de dominio público. El Art. 136 CPE señala: "Son de dominio originario del Estado, además de los bienes a los que la ley les da esa calidad, el suelo y el subsuelo con todas sus riquezas naturales, las aguas lacustres, fluviales y medicinales, así como los elementos y fuerzas físicas susceptibles de aprovechamiento". Por su parte, el Art. 139 de la CPE establece: "Los yacimientos de hidrocarburos, cualquiera que sea el estado en que se encuentran o la forma en que se presente, son del dominio directo inalienable e imprescriptible del Estado. Ninguna concesión o contrato podrá conferir la propiedad de los yacimientos de hidrocarburos. La exploración, explotación, comercialización y transporte de los hidrocarburos y sus derivados, corresponden al Estado. Este derecho lo ejercerá mediante entidades autárquicas, o a través de concesiones y contratos por tiempo limitado, a sociedades mixtas de operación conjunta o a personas privadas, conforme a ley". Por tanto, se puede determinar que estos contratos de riesgos compartidos no fueron aprobados por el congreso nacional, por lo tanto, no nacieron nunca y son viciados de nulidad. Si se encuentran viciados de nulidad los contratos de riesgo compartido, también se encontrarán viciados los demás contratos posteriores a la firmas de estos Contratos de Riesgo Compartido, como ser los contratos denominados Back to Back. 4. CONTRATOS DE SERVIDUMBRE VOLUNTARIAS Por el análisis de los resultados de las diferentes empresas auditoras, se puede determinar los siguientes hallazgos, las diferentes empresas petroleras auditadas incumplieron de acuerdo a las leyes bolivianas: Necesidad de inscripción de gravamen en Derechos Reales Se evidencia que ninguno de los contratos suscritos en lo que respecta a las servidumbres con los propietarios de fundos sirvientes no se encuentran inscritos en Derechos Reales (DDRR), si bien dichos contratos tienen efectos entre las partes, el derecho se ve amenazado ya que éstos derechos no surtirían efectos frente a terceros, con sus consecuencias legales que dicha situación implica.



Si bien se consensuaron el precio por la servidumbre con cada uno de los propietarios de los fundos servidos, en el resultado de la mayoría de las auditorias, después del análisis de dichos contratos de servidumbre, existen diferencias en la compensación otorgada a uno u otro fundo por el mismo espacio de terreno servido, dentro del mismo área, por ello el Instituto Nacional de Reforma (INRA) debió reglamentar los precios por áreas así se evitaría estas irregularidades, en ese sentido la compensación otorgada no guarda relación ni por hectárea ni por zona ya que en algunas ocasiones es demasiada elevada y en otros casos demasiada bajo. Reparo Tributario por Transacción El Impuesto a las Transacciones grava todos los ingresos brutos obtenidos por cualquier actividad lucrativa o no, dentro del comercio, industria, ejercicio de la profesión, alquileres de bienes, prestaciones de servicios y otros. (Art. 72 Ley No. 843 Ley de Reforma Tributaria del 20 de mayo de 1986). En los contratos de servidumbre antes descritos, los propietarios de fundos sirvientes que han obtenido lucro por la transmisión onerosa de sus derechos a favor de las empresas auditadas, se encuentran alcanzados y hacen pasibles al pago del Impuesto a las Tansacciones (IT) y que en caso de no hacerlo la administración tributaria podría afectar a las empresas que incumplieron, lo cual legalmente se puede analizarse como un hallazgo. 5. CONTRATOS BACK TO BACK Para cumplir los compromisos de exportación de gas natural a la República del Brasil y a la República de Argentina, como Agregador y encargado de distribuir según su participación en los diferentes bloques petroleros los volúmenes de gas pertenecientes a los cargadores, YPFB suscribió contratos denominados Back to Back con Andina, Petrobras y Total, contratos correspondientes al Contrato de Riesgo Compartido suscrito para la exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos. Encontrándose viciado de nulidad el Contrato de Riesgo Compartido suscrito para la operación de los campos petroleros conforme se ha establecido en el informe final legal presentado por las diferentes auditoras, se determina que este vicio también afecta de manera directa a los Contratos Back to Back. 6. CONTRATO DE REDUCCIÓN DE VOLATILIDAD DE PRECIOS DE GAS NATURAL En fecha 30 de octubre de 2002, la empresa Petróleo Brasileiro SA y la Empresa Petrolera Andina SA suscriben un Contrato para la Reducción de Volatilidad de Precios (Hedging) en la venta del Gas Natural al mercado del Brasil.



Heiding El Hedging constituye un instrumento financiero que se deriva del valor futuro de un activo subyacente (Gas Natural) a través del cual se busca eliminar el riesgo ocasionado por la fluctuación del precio de dicho activo, creados para la gestión del riesgo permitiendo separar los riesgos y controlarlos de forma más precisa. El espíritu de este contrato siempre es acotar posibles pérdidas. En la parte considerativa del Contrato se establece que es interés de Petrobrás minimizar las consecuencias financieras derivadas de la divergencia entre los criterios de formación del precio del contrato YPFB-Petrobras y de los contratos de venta de gas natural para el mercado brasilero. Por su parte, también se considera el hecho de que ANDINA busca protección con relación a las variaciones de precio del contrato YPFB-Petrobras, reflejadas en el contrato Back to Back, de forma de reducir la volatilidad de sus resultados. En este sentido, el objeto del Contrato fue establecer un mecanismo contra las variaciones del precio del gas del contrato YPFB-Petrobras para las cantidades de gas de Andina, a través de: a) de la fijación de un Precio de Ajuste para el gas natural comprado y vendido entre Partes y, b) del pago de una Diferencia Obtenida. Mediante este acuerdo se estableció que en caso de que en un determinado periodo del Precio YPFB (obtenido de las facturas emitidas por YPFB) sea superior al Precio de Ajuste (precio que se estableció de acuerdo a fórmula consensuada por las partes), Andina debería pagar a Petrobrás la Diferencia Obtenida y, por su parte, si el Precio YPFB sea inferior al Precio de Ajuste, Petrobrás debería pagar a Andina la Diferencia Obtenida. Se estableció un multa de 2% con un interés del 1% al mes, pro rata die, computados hasta la fecha efectiva del pago, en caso de atraso de una de las partes en el pago de la Diferencia Obtenida que le corresponda a la otra, producto de este Contrato. Todo pago a ser efectuado en base a este Contrato será hecho con la deducción y/o retención de los Tributos de ley que correspondan. En enero del año 2006, ante la excesiva onerosidad que venía significando para Andina la suscripción del citado contrato debido al incremento constante del Precio YPFB, esta decide dar por terminado el Contrato cuyos pagos ya había interrumpido hace un año atrás. El citado Contrato afectó económicamente de manera significativa a Andina, con sus consecuencias en la futura distribución de utilidades a sus socios y pagos impositivos por este concepto. Esta situación fue puesta en conocimiento y aprobada por el Directorio de Andina en fecha 25 de julio de 2006.



7. CONTRATOS DE COMPRA VENTA DE HIDROCARBUROS De acuerdo a los resultados de auditoria, estos contratos de compra venta de hidrocarburos, fueron aprobados por la Superintendencia de Hidrocarburos lo cual hace presumir que cumplieron a cabalidad con los pasos legales para el efecto. 8. CONTRATO DE COMPRA VENTA DE GAS NATURAL A LA ARGENTINA Dicho contrato fue suscrito en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra – Bolivia en fecha 18 de mayo del 2004, con un tiempo de duración de 6 meses desde la fecha de inicio del servicio y bajo ley boliviana, en donde se tiene como partes integrantes del Contrato a: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, en su carácter de Vendedor y Petrobrás Argentina SA, en su carácter de Comprador. Como antecedente principal que dio nacimiento al Contrato mencionado fue que, en fecha 21 de abril de 2004, en la ciudad de Buenos Aires – Argentina, los Gobiernos de la República de Bolivia y de la Argentina suscribieron un Convenio Temporario de Venta de Gas Natural entre la República de Bolivia y la República de la Argentina. El Contrato tiene como única finalidad la Venta de Gas Natural por parte de Bolivia a la Argentina, para que ésta lo utilice única y exclusivamente para su mercado interno. El comprador se obligaba a pagar al Vendedor la cantidad mínima de 132 millones de metros cúbicos (obligación Take or Pay) de gas por el Precio resultante de sumar Gas Exhausto (0,98 US$/MMBTU) más monto variable de componentes licuables y tarifa transporte, la misma que es aplicable por el transportador en Bolivia para la exportación de Gas, convertida a unidades de Energía. Se estableció que el precio de los licuables contenidos en la corriente de gas y en exceso al Poder Calorífico Superior al Gas Exhausto, en lo referente a GLP, Gasolina Natural y Condensados, se determinarían mensualmente de acuerdo a lo establecido al Anexo B. 9. CONTRATO DE COMPRA VENTA DE GAS A LA REPUBLICA DEL BRASIL El Contrato de Compra Venta de Gas a la República del Brasil fue suscrito en fecha 16 de agosto de 1996 entre YPFB como Vendedor y Petróleo Brasileiro SA como Comprador, con una duración de 20 años computables del Inicio del Suministro (Considerada como la fecha de inicio de las entregas una vez el Gasoducto esté concluido y en condiciones para operar). Petrobras se comprometió a realizar acciones para obtener financiamiento para la construcción del Gasoducto con la participación de los socios de las compañías de transporte (Gasoducto desde Río Grande - Bolivia hasta Paulinia - Brasil, con un diámetro de 37” y desde Paulina hasta Canoas con un diámetro menor). Para la implementación inmediata se suscribió un “Contrato de Pago Anticipado”, relativo al pago anticipado de tarifas de transporte de Gas. Petrobras se comprometió



a concretar contratos de compra-venta en el mercado brasilero. YPFB se comprometió a adoptar por si mismo o por terceros las medidas necesarias para el desarrollo del sistema de producción del Gas en Bolivia. Se estableció como Punto de Entrega la frontera boliviano – brasileña. Pozo por Parcela Por otro lado, merece atención también, la aplicación de la reglamentación a la Ley de Hidrocarburos Nº 1689 de 30 de abril de 1996, en materia de “perforación de un pozo por parcela”. En ese sentido, en vigencia de la Ley de Hidrocarburos Nº 1689, se aprobaron el Reglamento de Devolución y Retención de Áreas, mediante DS N° 24335 de 19 de julio de 1996 y el Reglamento de Delimitación de Áreas, mediante DS Nº 24398 de 31 de octubre de 1996, cuyos artículos 10 y 8, respectivamente, fueron modificados posteriormente a través del DS Nº 26366 de 24 de octubre de 2001. 10. EMPRESAS CAPITALIZADAS Por las auditorias que se realizaron a las empresas capitalizadas: Andina SA, Chaco SA y a la empresa transportadora de hidrocarburos Transredes SA, se determinó los siguientes hallazgos de auditoria: Por los Contratos de suscripción de acciones y contratos de Administración y por el compromiso de inversión se puede establecer que hubo incumplimiento. El objeto de estos contratos es el compromiso de inversión, reservas, pasivo ambientales, activos fijos. De acuerdo al análisis de las reservas, la sociedad suscriptora debió realizar los esfuerzos razonables para lograr un nivel de reservas nunca inferior a las del año anterior a la suscripción, lo cual se ha incumplido. En consecuencia, los hechos referidos pueden ser calificados como incumplimientos desde el siguiente punto de vista: a) Que no se realizó la inversión dentro de los parámetros establecidos en contrato, existiendo mal

uso de los fondos e insuficiente inversión, según se pudo constatar del desarrollo y resultados de las auditorias.

b) Que no se mantuvieron las reservas conforme a las determinaciones contenidas en el contrato

de suscripción de acciones, que generó un incumplimiento en la administración, ya que se demostró que no ha existido la gestión necesaria para mantener o mejorar las reservas con relación al año anterior, conforme estada obligado en el contrato de suscripción de acciones.

Respecto a su evolución accionaría, por el análisis de los documentos de FUNDEMPRESA se pudo evidenciar que los representantes legales de las empresas auditadas eran a su vez o en otro



tiempo representantes de otras empresas vinculadas, como Maxus y Repsol YPF, esta ultima tiene un contrato de administración con la empresa Andina SA; por otro lado se encuentran los informes legales, por periodos la relación de los directores y síndicos, además de la composición accionaria, desde el inicio de sus actividades en Bolivia. 11. ADMINISTRADORAS DE FONDOS DE PENSIONES Según el análisis efectuado por las empresas auditoras se considera que los directores de las administradoras del fondo de pensiones no demostraron la diligencia necesaria a su condición de socios, y se limitaron a aprobar las propuestas realizadas. Sin embargo, al tratarse de un aspecto muy subjetivo que no puede ser demostrado con pruebas fehacientes, nos remitimos a realizar un resumen de algunas de las determinaciones asumidas con conocimiento de los representantes del Estado boliviano: • Aprobación de la emisión de bonos por parte de la empresa Andina para ingresar a la Bolsa de

Valores Boliviana. • Manifestaron su preocupación por el precio de exportación del gas al Brasil, por el acuerdo

existente entre Andina SA y Petrobras SA. • También expresaron preocupación sobre la cobranza “Take or Pay”, pactado entre YPFB y

Petrobras, manifestando la necesidad de presionar a YPFB para buscar la existencia de mayores utilidades.

• Observaron que ante la reducción de volatilidad del precio del gas natural, se permitió reactivar la demanda de los hidrocarburos; a pesar de que según estados financieros, esto significó costo para Andina SA.

• Manifiestaron preocupación por los distintos procesos Tributarios iniciados contra la empresa; el representante considera que la interpretación judicial es incorrecta, además de manifestar su reclamo por la campaña de medios

• Aprobaron la auditoría externa referida al contrato de administración de Andina S, con Repsol YPF SA.

• Aprobación de la decisión de no distribución de utilidades y dividendos para no afectar la disponibilidad de flujo en Andina SA, y así no perjudicar el normal accionar y ejercicio en cuanto a sus inversiones, operaciones y el pago de deudas

• Aprobación de las memorias anuales.



VI. COMPOSIÓN ACCIONARIA RESUMEN 1. PETROBRAS-BOLIVIA SA Petrobras Bolivia SA en fecha 22 de abril de 1996, firmó un Contrato de Asociación con YPFB, reconociéndole una inversión de $us 12.000.000, comprometiéndose a invertir similar monto, para participar del negocio en un 50%. El 30 de abril de 1997, Petrobras Bolivia SA cede el 30% de su participación a favor de la empresa francesa Total E&P Bolivie, quedando la sociedad con la siguiente composición accionaria:

YPFB 50% Petrobras Bolivia SA 35% Total E&P Bolivie 15%

Los Contratos de Asociación en fecha 04 de agosto de 1997, se convierten en Contratos de Riesgo Compartido (CRC), con ello, la composición accionaría queda como sigue:

Petrobras Bolivia SA 35% Total E&P Bolivie 15% Andina SA 25% YPFB (AFPs) 24,46% Ex empleados de YPFB 0,54%

La inversión comprometida inicialmente por Petrobrás SA de MM$us 12 fue invertida de la siguiente manera: $us 9.085.604,68 en el Campo San Alberto y $us 3.712.225,45 en el Campo Antonio, incumpliendo el contrato. 2. PLUSPETROL BOLIVIA CORPORATION SA Las operaciones del grupo Pluspetrol en Bolivia, se iniciaron el 2 de abril de 1990 con la compañía Pluspetrol SA (Sucursal Bolivia), como sucursal de Pluspetrol SA empresa registrada en la República Argentina y subsidiaria a la vez de Pluspetrol Resources Corporation, sociedad formada bajo las leyes de Islas del Gran Cayman. El 7 de mayo de 1996 la empresa cambia de nombre a Pluspetrol Bolivia Corporation SA (Sucursal Bolivia), como sucursal de Pluspetrol Bolivia Corporation, empresa registrada bajo las leyes de Islas del Gran Cayman y subsidiaria a la vez de Pluspetrol Resources Corporation. La Dirección General de Registro de Comercio y Sociedades por Acciones de Bolivia, registra el 4 de noviembre de 1997 a la compañía Pluspetrol Bolivia Corporation SA, sociedad controlada por Pluspetrol Bolivia Corporation. La composición accionaria fue la siguiente:



ACCIONISTA ACCIONES PORCENTAJE Ramiro Moreno Baldivieso 598 99,66 Walker San Miguel Rodríguez 1 0,167 Carlos Merino Troche 1 0,167 TOTAL 600 100 Y posteriormente fue modificada por: ACCIONISTA ACCIONES PORCENTAJE Pluspetrol Bolivia Corporation 598 99,66 Pluspetrol Resources Corporation 1 0,167 Pluspetrol Exploración y Producción SA 1 0,167 TOTAL 600 100 El 19 de noviembre de 1998 se fusionan: por absorción de Pluspetrol SA (Sucursal Bolivia), como “sociedad incorporada” y Pluspetrol Bolivia Corporation SA (Sucursal Bolivia), como “sociedad incorporante”. El acuerdo definitivo de fusión por incorporación de Pluspetrol Bolivia Corporation SA (Sucursal Bolivia) en Pluspetrol Bolivia Corporation SA, se realizó el 20 de diciembre de 2000, con un capital pagado de Bs 140.200 por 1.402 acciones, con la siguiente composición: ACCIONISTA ACCIONES PORCENTAJE Pluspetrol Bolivia Corporation 1.400 99,86 Pluspetrol Resources Corporation 1 0,07 Pluspetrol Exploración y Producción SA 1 0,07 TOTAL 1.402 100 Esta composición accionaria de Pluspetrol Bolivia Corporation SA, en enero de 2001 modificó el capital autorizado a Bs 400.000.000 y un capital pagado de Bs 200.000.000, con los siguientes accionistas: ACCIONISTA ACCIONES PORCENTAJE Pluspetrol Bolivia Corporation 1.999.998 99,99 Pluspetrol Resources Corporation 1 0,00005 Pluspetrol Exploración y Producción SA 1 0,00005 TOTAL 2.000.000 100 En fecha 18 de agosto de 2005 la composición accionaria de Pluspetrol Bolivia Corporation SA, fue modificada mediante una “Reestructuración de la Sociedad por Absorción de Pérdidas Acumuladas,



Aumento de Capital pagado y Autorizado”, fijando un capital pagado de Bs 288.170.500 y un capital autorizado de Bs 576.341.000 ACCIONISTA ACCIONES PORCENTAJE Pluspetrol Bolivia Corporation 2.881.703 99,99 Pluspetrol Resources Corporation 1 0,00005 Pluspetrol SA 1 0,00005 TOTAL 2.881.705 100 Finalmente el 14 de septiembre de 2005, se consolida la reducción voluntaria de capital de la compañía para la absorción de pérdidas y, consiguientemente, se reestructura la composición accionaria en los siguientes términos: ACCIONISTA ACCIONES PORCENTAJE Pluspetrol Bolivia Corporation 1.999.998 99,99 Pluspetrol Resources Corporation 1 0,00005 Pluspetrol SA 1 0,00005 TOTAL 2.000.000 100 3. PETROBRAS-BOLIVIA SA El 22 de abril de 1996, YPFB y Petrobrás Bolivia SA (subsidiaria de Petrobrás SA) suscribieron dos contratos de Asociación para los Bloques San Alberto y San Antonio, al amparo de la Ley de Hidrocarburos N° 1194 de 1ro. de noviembre de 1996, ambos elevados a rango de Escritura Pública el 10 de octubre de 1996, es decir recién nace el contrato en la fecha de protocolización, dando como consecuencia que dichos contratos se rijan por la Ley de Hidrocarburos 1689, promulgada el 30 de abril de 1996. Con la promulgación de esta ley Petrobrás Bolivia SA optó por convertir el Contrato de Asociación para el Bloque San Alberto, suscribiendo en fecha 29 de julio de 1996, un Contrato preliminar de Conversión al Régimen de Riesgo Compartido dentro del plazo señalado en la Ley 1689 y el 32 de diciembre de 1997 se suscribió el Contrato de Riesgo Compartido definitivo entre YPFB, Petrobras y Andina, que fue elevado a rango de Escritura Pública en fecha 2 de marzo de 1998. La composición accionaria de Petrobrás Bolivia SA es la siguiente:

Petrobras Bolivia SA 35% Total E&P 15% Empresa Petrolera Andina SA 50%

Y los accionistas de Petrobrás Bolivia SA, al 4 de abril del 2006 tienen el siguiente paquete accionario:



Petrobras Bolivia Inversiones y Servicios SA 6.016.683 José Fernando de Freitas 6 Fernando Assumpcao Borges 6 Total 6.016.695 (100%)

4. BG BOLIVIA CORPORATION, SUCURSAL BOLIVIA La empresa es una sucursal de una sociedad constituida en el extranjero. En fecha 18 de septiembre de 1974 Tesoro Bolivia Petroleum Company constituyó una sucursal en Bolivia. Conforme se evidencia del Testimonio de traducción judicial, la casa matriz de la referida sucursal en Junta de Accionistas resolvió modificar su denominación de Tesoro Bolivia Petroleum Company a BG Bolivia Corporation (Sucursal Bolivia). En fecha 3 de mayo de 1995 la sucursal de la sociedad, British Gas Exploration and Production Limited, fue constituida en Bolivia bajo la denominación de British Gas Exploration and Production Limited - Sucursal Bolivia y en fecha 23 de julio de 1999, la casa matriz de la referida sucursal ha modificado su denominación de British Gas Exploration and Production Limited a BG Exploration and Production Limited, quedando modificada la denominación de su sucursal a BG Exploration and Production Limited - Sucursal Bolivia. El 02 de agosto de 1999 se modificó la denominación a BG International Limited Sucursal Bolivia, con un capital asignado de Bs 23.850. El 29 de junio de 2001 se fusionaron las sucursales de BG Bolivia Corporation Sucursal Bolivia y BG International Limited Sucursal Bolivia.. En sujeción al Art. 405 del Código de Comercio (Fusión) BG International Limited Sucursal Bolivia se incorpora sin liquidarse, a BG Bolivia Corporation Sucursal Bolivia. La Escritura de Constitución no es aplicable al presente caso ya que se trata de una sucursal de una empresa constituida en el extranjero. La equivalencia para ese ítem es la Escritura Pública de Contrato de Fusión de Sucursales celebrado entre BG Bolivia Corporation y BG International Limited Sucursal Bolivia. Por ende, los demás requisitos son aplicables para una sociedad constituida en Bolivia bajo cualquiera de las tipificaciones establecidas por el Código de Comercio. Estos cambios son acaecidos en territorio nacional, sin embargo, la operación también fue realizada (previamente) en las Islas Caimán, situación que se puede evidenciar del Certificado de Registro y Cambio de Nombre y Escritura de Constitución para BG Bolivia Corporation (Certificate of Registration and Change of Name and Memorandum and Articles of Association for BG Bolivia Corporation), el cual certifica la inscripción en Registro de Comercio de las Islas Caimán (Registrar of Companies, Caiman Islands, BWI) de Tesoro Bolivia Petroleum Company y el cambio de denominación de Tesoro Bolivia Petroleum Company a BG Bolivia Corporation.



5. TOTAL SA En fecha 22 de octubre de 1996 se determinó la Constitución e Inscripción de una sucursal en La Paz (Bolivia) de la empresa “Total Exploración Productión Bolivie”, Corresponde señalar que Total E&P Bolivie (de conformidad con el Art. 413 del Código de Comercio) es una empresa constituida en Francia conforme a las leyes de su constitución, que rigen su forma y existencia legal. En Bolivia se le reconoció capacidad jurídica, por lo que sus actividades en nuestro país quedan sujetas al Código de Comercio y demás leyes de la República. En fecha 18 de noviembre de 2002, la Empresa Tecpetrol Bolivia SA y Total Exploration Production Bolivia “TEPB”, en aplicación del Art. 19 de la Ley 1689, solicitaron a YPFB la respectiva autorización para que Tecpetrol Bolivia SA ceda el 80% de su participación, derechos y obligaciones a favor de la empresa Total Exploration Productión Bolivia. Mediante Resolución de Directorio Nº 016/2003 de 11 de marzo de 2003, YPFB otorga consentimiento expreso a dicha subrogación. La participación de las empresas en lo proindiviso y de responsabilidad solidaria del Bloque Ipati, queda establecida de la siguiente manera:

Total E&P Bolivie 80% Tecpetrol Bolivia SA 20%

Total E&P Bolivie, Sucursal Bolivia al 23 de agosto de 2005 tiene un capital Asignado de Bs 25.950 siendo su Representante Legal el Sr. Bitoun Pilles. 6. PETROBRAS ENERGY SA La empresa Petrobras Energía Sucursal Bolivia SA (PESA) opera el campo de Colpa y Caranda desde septiembre del 2003, habiendo cambiado la razón social de PECOM Energía SA y anteriormente se denominaba Pérez Companc SA. Esta ultima empresa ha operado desde el año 1989, cuando se firmó un contrato de recuperación mejorada de campos someros y ha sido la misma empresa entre 1989 y 2006, ya que no cambio su objetivo societario, que es la explotación de los campos de Colpa y Caranda. La empresa Petrobras Energía Sucursal Bolivia, pertenece a PESA cuya casa matriz está radicada en Argentina. El Holding de Petrobras, adquirió en el año 2003 el 56,8% de las acciones de PECOM Energía SA cambiando de razón social a Petrobras Energía SA, que tiene el siguiente paquete accionario:

Petrobras Energia SA (PESA) 100%



7. REPSOL YPF E&P BOLIVIA SA Al 31 de marzo de 2002, el Capital Social autorizado es de 6.520.000 y el Capital Social suscripto e integrado es de 3.260.000, equivalente a 32.600 acciones al valor nominal Bs. 100 cada una. La participación accionaría al 31 de marzo 2002 era la siguiente:

Accionistas Cantidades de Acciones Participación

Repsol Exploración SA Repsol Exploración Perú SA Repsol Exploración Colombia SA

31.948

326 326

98 %

1 % 1 %

Total 32.600 100 % Al 31 de marzo de 2003, el Capital Social autorizado es de 6.520.000 y el Capital Social suscripto e integrado es de 3.260.000, equivalente a 32.600 acciones al valor nominal Bs. 100 cada una. En fecha 24 de octubre de 2002, como parte del proceso de reorganización societaria del grupo REPSOL YPF dentro de Bolivia, Repsol Exploración SA, vendió sus acciones sobre la Sociedad hacia YPF Bolivia S.A. De esta manera, la participación accionaría al 31 de marzo de 2003 es la siguiente:

Accionistas Cantidades de Acciones Participación

Repsol Exploración SA Repsol Exploración Perú SA Repsol Exploración Colombia SA

31.948

326 326

98 %

1 % 1 %

Total 32.600 100 %

Al 31 de marzo de 2004, el Capital Social autorizado es de 1.198.494.000 y el Capital Social suscripto y pagado es de 599.247.000, equivalente a 5.992.470 acciones al valor nominal Bs. 100 cada una. La participación accionaría al 31 de marzo 2004 era la siguiente:

Accionistas Aporte Acciones %

Repsol YPF Bolivia SA 3.194.800 31.948 0,533136%

Repsol Exploración Perú SA 32.600 326 0,005440%

Repsol Exploración Colombia SA 32.600 326 0,005440% Maxus Bolivia Inc. Sucursal Bolivia 595.987.000 5.959.870 99,455984%

Total 599.247.000 5.992.470 100,000000% Nota.- Se observo que para la presente gestión ingreso a la sociedad Maxus Bolivia Inc. quien a la fecha es el socio mayoritario.



Al 31 de marzo de 2005 la sociedad se encuentra realizando los trámites requeridos para efectuar un incremento de capital con los aportes en especie entregados por Maxus Bolivia Inc. por un monto de MBs. 1.208.288,90. Producto del mocionado aporte de capital, Maxus Bolivia Inc. – Sucursal Bolivia es actualmente accionista de Repsol YPF E&P SA en directa proporción al valor de los bienes aportados. Al 31 de marzo de 2005, el capital social Autorizado es de MBs. 6.520 y el Capital suscrito y pagado es de MBs. 3.260 equivalente a 32.600 acciones al valor nominal de Bs 100 cada una. La Composición accionaría al 31 de marzo de 2005 después de la formalización de los aportes irrevocables es la siguiente:

Accionistas Capital Aporte

Irrevocables MBs

Cantidad de

Acciones Paticip.

%

Repsol YPF Bolivia S.A. 3.194,80 --- 31.948 0,263696%

Repsol Exploración Perú S.A. 32,60 --- 326 0,002691%Repsol Exploración Colombia S.A. 32,60 --- 326 0,002691%Maxus Bolivia Inc. Sucursal Bolivia (*) --- 1.208.288,90 12.082.889 99,730923%

Total 3.260,00 1.208.288,90 12.115.489 100,000000% (*) Los aportes irrevocables corresponden a los aportes en especie efectuados por Maxus Bolivia Inc. a través de los Bloques: i) Caipipendi por MBs. 612.302 ii) Mamoré por MBs. 595.987 durante la gestión 2004. los documentos societarios que sustenten dichos aportes, a la fecha aún se encuentran pendientes de formalización y registro en el servicio de Nacional de Registro de Comercio administrado por FUNDEMPRESA. De acuerdo a lo establecido en el código de Comercio Boliviano en sus artículos 169 y 171, la Sociedad solo puede pagar dividendos cuando: a) Ha establecido una reserva legal con un mínimo de 5% de las utilidades netas de cada periodo

hasta alcanzar el 50 % del capital pagado. b) Cuando sea aplicable, haya cubierto perdidas acumuladas de gestiones anteriores. Identificación de Casa matriz Repsol E&P Bolivia SA La casa Matriz de Repsol E&P Bolivia SA en Bolivia es Repsol YPF Bolivia SA, la cual a su vez hace parte del grupo Repsol YPF SA de España.



Maxus Bolivia Inc. Sucursal Bolivia (en adelante Maxus) Al ser Maxus una sucursal de una empresa extranjera, debidamente registrada bajo las leyes bolivianas, en Bolivia no cuenta con composición accionaría. Por su parte, Maxus Bolivia Inc., es la sociedad matriz de Maxus, sociedad extranjera que a su vez tiene como Casa Matriz a la sociedad boliviana Repsol YPF Bolivia SA, siendo esta ultima su único accionista. Según informes de Auditoria de las gestiones 1999 al 2004 presentados por la empresa no se menciona en ninguno de los mismos la composición accionaría del Patrimonio debido a que el capital del mismo esta conformado por aportes de la casa Matriz. Al 31 de marzo de 2003, en el informe de Auditoria no se menciona la composición accionaría. Por lo que se presume es la misma. COMPOSICION DE MARGARITA Antecedentes del Contrato de Riesgo Compartido En 2 de agosto de 1990 YPFB suscribió con CHEVRON INTERNATIONAL LIMITED BOLIVIA Y BG EXPLORATION AND PRODUCTION LIMITED, EL TITULAR un Contrato de Operación Petrolífera para efectuar trabajos en el Bloque Caipipendi (Margarita), elevado a escritura pública el 5 de noviembre de 1990. YPFB en cumplimiento del Art. 139 de la CPE y los Arts. 1 y 78 de la Ley de Hidrocarburos 1689 y del Reglamento de Devolución y Retención de Áreas aprobado por DS 24335 suscribió un contrato con el TITULAR de Conversión al Régimen de Riesgo Compartido.

CHEVRON INTERNATIONAL LIMITED BOLIVIA subrogó el 33,3% a favor de la empresa PECTEN BOLIVIA LIMITED aprobada por DS 23702 de 6 de enero de 1994. Posteriormente PECTEN transfirió a favor de CHEVRON el total de su participación con aprobación de YPFB con Resolución de Directorio 85/95 de 9 de agosto de 1995 aprobado por el DS 24508 de 26 de febrero de 1997 CHEVRON suscribió el contrato 12/97 de 12 de septiembre de 1997 con BG EXPLORATION AND PRODUCTION LIMITED cediéndole el 35% de su participación en el contrato mencionado. Conforme con las previsiones contenidas en el Art. 78 y concordante de la Ley de Hidrocarburos 1689, CHEVRON Y BG suscribieron un Contrato de Conversión a Riesgo Compartido el 29 de julio de 1996. En este marco legal se suscribió un contrato de exploración, explotación y comercialización para el Bloque Caipipendi (Margarita). Con la aprobación de YPFB resolución No. 33/98 de 19 de junio de 1998 BG subroga el 5% de su participación en el contrato a MAXUS con el contrato N° 18/98 de 21 de julio de 1998. Con autorización de YPFB con Resolución de Directorio N° 33/98 de 19 de junio de 1998 CHEVRON INTERNATIONAL LIMITED BOLIVIA suscribió el contrato de subrogación No. 19/98 de 22 de julio de 1998 con MAXUS, BG Y UNION TEXAS denominada actualmente ARCO DE BOLIVIA LIMITADA, por cambio de razón social, cediéndoles el 100% de su participación en el contrato, posteriormente ARCO DE BOLIVIA LIMITADA subroga



a favor de PAE E&P BOLIVIA LIMITED el 100% de su participación en el contrato, aceptada por todas las empresas del TITULAR mediante notas de 14 de enero y 14 de febrero de 2002.

El 12 de noviembre de 2003 MAXUS con nota GM-150/2003 solicita a YPFB autorización para subrogar el 100% de su participación en el contrato de riesgo Compartido a favor de REPSOL YPF E&P BOLIVIA SA, solicitud aceptada mediante nota GM-148/2003 de 13 de noviembre de 2003.

PAE Y BG por notas de 31 de diciembre de 2002 y BG BC-GM 1591/2003 de 17 de noviembre de 2003 acepan dicha subrogación y YPFB autoriza mediante Resolución Administrativa de Presidencia Ejecutiva No. 009/2004 de 2 de febrero de 2004.

Es así que MAXUS BILIVIA INC., transfiere el 100% de su participación (intereses, derechos y obligaciones derivados del contrato) a favor de REPSOL YPF E&P BOLIVIA SA.

La participación de las empresas que conforman el TITULAR es la siguiente:

Detalle Participación

REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A. 37,5% BG EXPLORATION AND PRODUCTION LIMITED 37,5% PAE E&P BOLIVIA LIMITED 25,0%

El objeto de este contrato, es suscribir entre YPFB y el TITULAR un contrato de Riesgo Compartido para la exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos en el área del Contrato, por el cual el TITULAR adquiere el derecho de propiedad de la producción de hidrocarburos que obtenga y de la disposición de la misma conforme a las previsiones de la Ley de Hidrocarburos 1689. Este Contrato no le confiere al TITULAR la propiedad de los yacimientos de hidrocarburos “in situ”. En caso de un Descubrimiento Comercial, el TITULAR tiene derecho a explorar en su área de explotación, de acuerdo a ley.

La vigencia y el plazo, del presente contrato de Riesgo Compartido tendrá como fecha de vigencia el 29 de julio de 1996 y tendrá una duración de 40 años a partir de la fecha efectiva del contrato de Operación original que es el 5 de noviembre de 1990. Este periodo podrá ser extendido en los casos previstos en el Art. 30 de la Ley de Hidrocarburos 1689, previo cumplimiento de las condiciones señaladas en el Capítulo V del Reglamento de Devolución y Retención de Áreas aprobado por DS 24335 y los Arts. 25 y 26 de la Ley de Hidrocarburos. En caso de declararse uno o más descubrimientos comerciales, el TITULAR podrá retener por un periodo adicional hasta otros siete años cumpliendo las formalidades de ley, hasta el 30% del área original de exploración.

El área del contrato, denominado BLOQUE CAIPIPENDI, se encuentra ubicado en la zona no tradicional, compuesta de 258,75 parcelas equivalente a 646.875 Hectáreas, como área de exploración. En abril 6, 1998, MAXUS BOLIVIA INC. y BG Exploration and Production Limited



firmaron el Joint Venture Agreement que regula las relaciones, obligaciones y derechos de los Socios del Bloque Caipipendi (Margarita).

El bloque Caipipendi (Margarita) inicia la producción comercial en enero 2005. COMPOSICION MONTEAGUDO Antecedentes del contrato de riesgo compartido En fecha 1ro de diciembre de 1997 YPFB, en cumplimiento del artículo 139 de la CPE suscribió con la empresa MAXUS BOLIVIA INC. Un Contrato de Riesgo Compartido para ejecutar trabajos en el campo Monteagudo que fue protocolizado ante la Notario María Luisa Lozada mediante la Escritura Pública 2197/97, constituyéndose MAXUS en el operador del Contrato.

A solicitud del TITULAR MAXUS BOLIVIA INC., YPFB mediante Resolución N° 33/98 de 18 de junio de 1998 aprueba la subrogación, suscribiéndose el Contrato 13/98 de 20 de julio de 1998 protocolizado ante la Notaria María Luisa Lozada por Escritura Pública 718/98 de 17 de agosto de 1998.

Mediante nota LEG 222/2003 de 24 de junio de 2003 MAXUS BOLIVIA INC, solicito a YPFB autorización para subrogar el 100% de sus derechos y obligaciones emergentes del Contrato, a favor de REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A., solicitud aceptada mediante nota LEG – 224/2003 de la misma fecha y por ANDINA PETROBRAS y PETROLEX por notas LEG-227/2003 de 24 de junio de 2003, PEB-GG-CT-168/2003 de 12 de junio de 2003 y PTX-256/2002 de 18 de diciembre de 2002.

YPFB mediante la Resolución Administrativa de Presidencia Ejecutiva 039/2003 de 14 de julio de 2003 da su consentimiento a esta subrogación por la que MAXUS BOLIVIA INC. Subroga y transfiere en lo pro indiviso el 100% de sus derechos y obligaciones contractuales derivadas del Contrato a favor de REPSOL YPF E&P BOLIVIA SA adquiriendo esta última en lo pro indiviso, el total de la participación de MAXUS BOLIVIA INC. Sucursal Bolivia que alcanza al 30% de los intereses, derechos y obligaciones establecidos en el Contrato de Riesgo Compartido.

La participación de las empresas que conforman el TITULAR es la siguiente:

Detalle Participación

REPSOL YPF E&P BOLIVIA SA 30% PETROLEX SA 30% PETROBRAS BOLIVIA SA 20% ANDINA SA 20%

El objeto, de este contrato es suscribir entre YPFB y el TITULAR un Contrato de Riesgo Compartido para la exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos en el área del



Contrato, por el cual el TITULAR adquiere el derecho de propiedad de la producción de hidrocarburos que obtenga y de la disposición de la misma conforme a las previsiones de la Ley de Hidrocarburos 1689. Este Contrato no le confiere al TITULAR la propiedad de los yacimientos de hidrocarburos “in situ”. Este contrato le otorga al TITULAR el derecho a explorar en su área de explotación, de acuerdo a lo establecido en la ley de hidrocarburos.

La vigencia y el plazo del presente contrato de Riesgo Compartido tendrán como fecha efectiva la de protocolización ante la Notaría de Fe Pública y tendrá una duración de 40 años a partir de la fecha indicada.

El área del contrato, denominado Campo MONTEAGUDO, está ubicada en la zona tradicional, compuesta de 1,20 parcelas, como área de explotación y exploración. COMPOSICION MAMORE Antecedentes del Contrato de Riesgo Compartido El 31 de julio de 1989 MAXUS BOLIVIA INC. suscribió un contrato con YPFB de Operación petrolífera para efectuar trabajos en el bloque MAMORE en cumplimiento del Art. 139 de la CPE, contrato que fue subrogado a BHP con aprobación y autorización del supremo Gobierno mediante DS 24191 de 18 de diciembre de 1995, protocolizado ante la Notaria especial de Minas y Petróleo escritura pública N° 22 de 15 de abril de 1996.

En cumplimiento de las disposiciones de la ley de hidrocarburos 1689,este contrato de operación, para su conversión al régimen de Riesgo compartido de acuerdo al Art. 78 de la citada ley fue dividido en dos uno para el bloque MAMORE de exploración y otro para el campo SURUBI de explotación, suscribiéndose el 11 de septiembre de 1997 el contrato de Riesgo Compartido N° 04/97 con fecha efectiva el 29 de julio de 1996 protocolizado ante la Notaria Maria Luisa Lozada con escritura pública N° 2105/97 el 13 de octubre de 1997 constituyéndose MAXUS en el Operador del contrato.

Posteriormente BHP BOLIVIANA DE PETROLEO INC. cambio de razón social a BHP BILLITON BOLIVIANA DE PETROLEO INC. SUCURSAL BOLIVIA con autorización del servicio Nacional del registro de Comercio mediante Resolución Administrativa No. 1732/2001 de 6 de diciembre de 2001.

YPFB a solicitud de MAXUS le autoriza a subrogar el 100% de sus derechos y obligaciones emergentes del contrato a favor de REPSOL YPF E&P mediante Resolución Administrativa LEG-151/2003 de 12 de mayo de 2003 y autorizada por BHP con nota GM-073/2003 de 10 de abril de 2003.



La participación que conforma el TITULAR es la siguiente:

Detalle Participación REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A. 100%

El objeto, del presente contrato es la ejecución de operaciones petrolíferas por el Contratista para YPFB dentro del Área del Contrato, para cuyo fin el Contratista utilizará sus propios recursos por su exclusiva cuenta y riesgo. Suministrará todo el capital, maquinaria, equipos, y tecnologías necesarios para la ejecución de Programas de Trabajo previstos para este Contrato, sin que YPFB o el Gobierno de Bolivia deban asumir riesgo alguno, ni efectuar erogaciones ni asumir responsabilidades para con el Contratista, por los gastos relativos a todos los trabajos que ejecuten o los resultados obtenidos de los mismos. El Contratista no adquirirá ningún derecho de propiedad sobre cualesquiera reservas de hidrocarburos “in situ” que pudieran ser descubiertos bajo el presente contrato, YPFB no transfiere al Contratista ninguno de los derechos que le han sido conferidos por la Ley General de Hidrocarburos, sin embargo, el Contratista tendrá derecho a extraer los hidrocarburos de la reservas descubiertas y de percibir en especie, en el Punto de Medición, aquella parte de la producción de hidrocarburos a la que tendrá derecho por concepto de retribución por las operaciones realizadas. El término del presente contrato, comenzará en la Fecha Efectiva, que es la fecha en la cual se suscriba por las partes, la Escritura Pública del presente contrato previa aprobación por el Supremo Gobierno mediante decreto supremo, y continuara ininterrumpidamente por un periodo total de 30 años a menos que sea terminado con anterioridad a la finalización del periodo acordado en este contrato. El periodo de exploración será de 4 años con un periodo adicional máximo de 3 años y el periodo de explotación será de 26 años a partir del día siguiente al último día del periodo de exploración.

El área del contrato, ha sido reducida de acuerdo con el Art. 75 de la Ley de Hidrocarburos, esta área se encuentra localizada en la zona no tradicional, compuesta por 162 parcelas como área de exploración y 10 parcelas como área de explotación. COMPOSICION CAMBEITI Antecedentes del contrato de riesgo compartido Mediante escritura pública de fecha 3 de noviembre de 1.998 se firmo el Contrato de Riesgo Compartido No 1021 de para la Exploración, Explotación y Comercialización de Hidrocarburos en el área del BLOQUE CAMBEITI otorgado ante la Notario Rebeca Mendoza Gallardo, en la ciudad de La Paz.



El 20 de agosto de 2001 MAXUS BOLIVIA INC. solicita a YPFB en cumplimiento del Art. 19 de la Ley 1689, autorización para Subrogar a favor de REPSOL YPF E&P BOLIVIA SA el 100% de su participación en las operaciones petrolíferas que viene desarrollando en Bolivia en el bloque CAMBEITI, solicitud aceptada por REPSOL YPF E&P BOLIVIA SA con nota GM-224/2001 de 20 de agosto de 2001.

El Directorio de YPFB, mediante resolución No. 39/2001 de 14 de septiembre de 2001 otorga el consentimiento para la subrogación de conformidad con el Art. 19 de la Ley 1689.

En consecuencia, MAXUS BOLIVIA INC. subrogó, cedió y transfirió en lo proindiviso el 100% de los intereses, derechos y obligaciones establecidos en el Contrato de Riesgo Compartido antes mencionados a la Sociedad Repsol YPF E&P Bolivia S.A. que se constituye en el Operador del Bloque. COMPOSICION ITATIQUI Antecedentes del contrato de riesgo compartido

En fecha 24, de septiembre de 1994 YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos) suscribió con YPF SA, un Contrato de Asociación petrolífera, para ejecutar trabajos en el Bloque Charagua el mismo que fue elevado a rango de Escritura Pública en fecha efectiva 23/02/95.

Testimonio Nº 11/1995 Fecha de protocolización: 23/02/95 Partes:

- REPSOL YPF BOLIVIA SA - YPFB

Posteriormente se realiza la conversión del Contrato de Asociación a un Contrato de Riesgo Compartido para la Exploración, Explotación y Comercialización de hidrocarburos en el campo Itatiqui de Charagua, bajo del régimen legal de la Ley de Hidrocarburos.

Testimonio Nº 217/98 Fecha de protocolización: 13/04/98 Partes:

- REPSOL YPF BOLIVIA SA - EMPRESA PETROLERA CHACO SA



Subrogaciones:

Subrogación que hace REPSOL YPF BOLIVIA S.A. a favor de Maxus INC.-Bolivia, GB Exploration and Production Limitd, Epec Ventures Bolivia Corporation y empresa petrolera Chaco.

Testimonio Nº 891/2000 Fecha de protocolización: 21/07/00

Con el expreso consentimiento otorgado por YPFB, YPF S.A. subroga, cede transfiere del total de sus intereses, derechos y obligaciones derivados del Contrato exponiendo a la fecha la siguiente composición:

MAXUS BOLIVIA INC. 20% BG EXPLORATION AND PRODUCTION LIMITED 20% EPEC VENTURES BOLIVIA CORPORATION 10% EMPRESA PETROLERA CHACO S.A. 50% TOTAL 100%

Subrogación que hace Maxus Bolivia Inc. a favor de Repsol YPF Bolivia SA del contrato de riesgo compartido suscrito con YPFB para el Bloque Charagua.

Testimonio Nº 610/2004 Fecha de protocolización: 01/10/04

Maxus, subroga y transfiere en lo proindiviso el 100% de sus intereses, derechos y obligaciones contractuales derivados del contrato a favor de Repsol YPF Bolivia SA los cuales a la fecha representaban el 20% del total de participación

A la fecha la composición es la siguiente:

MAXUS BOLIVIA INC. 20% BG EXPLORATION AND PRODUCTION LIMITED 20% EPEC VENTURES BOLIVIA CORPORATION 10% EMPRESA PETROLERA CHACO S.A. 50% TOTAL 100%

8. VINTAGE PETROLEUM BOLIVIANA LTD. El 13 de marzo de 1978 se constituye Canadian Occidental International Ltd. (COIL) como una Compañía Limitada bajo la Ley de Compañías de la Provincia de Alberta, Canadá, se reconoce la capacidad jurídica de COIL como Sociedad Anónima extranjera mediante la RS N° 144471 del 11 de enero de 1968.



El 4 de febrero de 1981 se protocoliza el Contrato de Transferencia, Asignación, Subrogación y Operación Conjunta sobre un Contrato de Operación Petrolífera del 12 de noviembre de 1980, suscrito entre YPFB, OBI y COIL, por el cual OBI le subroga a COIL el veinticinco por ciento (25%) de su participación en un Contrato de Operación, lo cual incluye los derechos y obligaciones del Contrato de Transporte y Compra-venta de Petróleo y Gas Natural del 8 de agosto de 1980. El 11 de agosto de 1988 el Directorio de Canadianoxy (Boliviana) Ltd. Casa Matriz (CBL), mediante Acta, autoriza la constitución de una Sucursal en la República de Bolivia. El 15 de agosto de 1988 se constituye CBL Sucursal Bolivia de acuerdo con las Leyes de las Islas Bermudas. El 19 de julio de 1989 se protocoliza la escritura de subrogación y transferencia de obligaciones y derechos contractuales (Contratos de operación de acuerdo al Decreto Ley N° 10170 del 28 de marzo de 1972 Ley General de Hidrocarburos) suscrita entre YPFB, OBI, COIL y CBL. Por este contrato, COIL le subroga a CBL el veinticinco por ciento (25%) de sus derechos, intereses y obligaciones en los tres contratos de operación del Área ubicada en las Provincias Cordillera, Luís Calvo y Gran Chaco. OBI y CBL (subsidiaria de Canadian Occidental Petroleum Ltd.) se mantienen como contratistas en los mencionados tres contratos de operación, constituyéndose a partir de la fecha de los respectivos contratos de operación en responsables y obligados solidariamente ante YPFB. Se establece que OBI continuará siendo la compañía operadora del grupo. El 29 de agosto de 1989 mediante Resolución Administrativa del RECSA se aprueba la fusión de las Sucursales CBL y COIL manteniendo la denominación de CBL. El 14 de abril de 1994, se protocolizan los documentos relativos al cambio de nombre de la Compañía OBI a Diamond Shamrock Boliviana Ltd. (DSBL), según se establece del Testimonio N° 40 del 18 de abril de 1994. El 27 de mayo de 1994 mediante Resolución Administrativa del RECSA N° 01464/94 se aprueba el cambio de Razón Social de OBI a DSBL. Por Testimonio N° 51 del 7 de julio de 1994, se establece que CBL cambió de denominación a Shamrock Ventures (Boliviana) LTD. (SVBL) y el 16 de julio de 1998, el RECSA aprueba el cambio de denominación, de SVBL a Vintage Petroleum Boliviana Ltd. (VPBL), donde esta empresa tiene el 100% del paquete accionario. 9. CHACO SA Empresa Petrolera Chaco Sociedad Anónima (Chaco S.A.), fue con constituida en el marco de la Ley de Capitalización de Empresas Publica, Nº 1544 de fecha 21 de marzo de 1994, mediante la cual, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), como sector publico, y sus trabajadores como sector privado, constituyeron una sociedad de economía mixta, “Empresa Petrolera Chaco



Sociedad de Economía Mixta” (Chaco SAM), a la que se transfirieron los activos de YPFB relacionados con la exploración y producción, y se le otorgaron concesiones para explorar y producir hidrocarburos. De esta manera se inicia un proceso de fraccionamiento de la cadena productiva.

• YPFB como sector público • TRABAJADORES como sector privado

Como consecuencia del Decreto Supremo 24409 del 14 de noviembre del 1996, el poder ejecutivo reconoce la personalidad jurídica de la Empresa Petrolera Chaco Sociedad de Economía Mixta (EPCHA SAM), mediante la resolución Nº 02-0904 7/96, de fecha 4 de diciembre de 1996. Se registró en la Dirección General de Registro de Comercio, obteniendo la matrícula comercial Nº 08039615/03, autorizada para realizar actos de comercio. En cumplimiento a la Ley de Capitalización, el Ministerio Sin Cartera Responsable de la Capitalización, convoca a licitación Internacional para la adjudicación de acciones de suscripción.

Como efecto de la Adjudicación, se conformó la Sociedad Anónima mediante resolución extraordinaria de accionistas del 10 de abril de 1996, cursante en el instrumento Nº 19/97 del 09 de mayo de 1997, debidamente protocolizado ante la notaria especial de Minas y Petróleo a cargo de la Dra. Maria Ester Vallejos del distrito de La Paz. La participación de sociedades y sus aportes, se detallan a continuación:

En conformidad con el Testimonio Nº 7072/96 de fecha 27 de noviembre de 1996, Chaco SAM., fue constituida con un capital autorizado de un mil seiscientos nueve millones novecientos treinta dos mil 00/100 Bolivianos (Bs. 1.609’932.000.-), equivalente a 16.099.320 acciones de Bs. 100 cada una. El Estado a través del Ministerio Sin Cartera Responsable de la Capitalización y el sector privado aportaron 8.049.660 acciones.

Como parte del proceso de capitalización, el Gobierno Boliviano realizó una licitación pública internacional, presentando la empresa Amoco Corporación, la oferta ganadora para la suscripción de 8.049.660 acciones restantes.

En fecha 10 de abril de 1997, Chaco SAM recibió el aporte de capital de la empresa Amoco Netherlands Petroleum Company, y el Ministerio Sin Cartera Responsable de la Capitalización transfirió sus acciones al Citytrust Bahamas para que ésta las entregara a las Administradoras de Fondos de Pensiones (en fideicomiso). Ese mismo día, mediante resolución tomada por la Asamblea General Extraordinaria de Accionistas de Chaco SAM, la sociedad de economía mixta se transforma en Sociedad Anónima, denominándose a partir de la fecha, Empresa Petrolera Chaco S.A.,



En fecha 10 de abril de 1997, Amoco Netherlands Petroleum Company transfirió las acciones de Chaco S.A. transfirió las acciones que obraban en su poder a Amoco Bolivia Oil and Gas AB. La Empresa Chaco S.A., tiene por objeto realizar actividades petroleras en Bolivia, en especial las actividades de exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos de conformidad con la Ley de Hidrocarburos y sus reglamentos.

Composición accionária Dentro de la composición accionaría, el 50% de la Empresa CHACO S.A. corresponde al socio capitalizador PAE, (a través de Amoco Bolivia Oil & Gas), el 49% administrado por las AFP’s Previsión SA, y Futuro de Bolivia SA, acciones que pertenecen a un gran grupo de bolivianos, mientras el 1% restante pertenece a ex trabajadores de YPFB y otros accionistas menores. La participación de los socios de la sociedad anónima, detallada anteriormente, es la siguiente:

ACCIONISTAS ACCIONES PORCENTAJE

Amoco Bolivia oil and Gas AB 8.049.660 50%

AFP Futuro de Bolivia SA 3.807.969 24,48%

AFP Previsión BBV SA 3.807.969 24,48%

Accionista Minoritarios 167.433 1,04%

TOTAL 100%

Identificación Legal de las Compañías Asociadas El socio capitalizador de Chaco SA, fue la Empresa Amoco Netherlands Petroleum Company, quien luego trasfirió sus acciones a su subsidiaria Amoco Bolivia Oil and Gas AB, comprometió una inversión de trescientos seis millones seiscientos setenta y seis mil un 00/100 dólares americanos ($US 306.676.001), a cambio de la suscripción del 50% de las acciones de la empresa que se hizo cargo de los activos de YPFB. Posteriormente, las acciones del socio capitalizador, fueron transferidas a Pan American Energy (PAE), una Empresa Petrolera Regional que concentra sus operaciones en el Cono Sur y que cuenta con una decisiva participación de capitales argentinos. PAE, es la segunda productora de hidrocarburos en Argentina y en nuestro país. Además de ser accionista de Chaco S.A., también tiene un 25% de las acciones en el contrato de riesgo compartido del bloque Caipipendi, que incluye el Mega campo Margarita. Chaco SA es propietaria y operadora de once (11) campos distribuidos en cuatro departamentos de nuestro país: Cochabamba, Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija.



También es dueña de la central Termoeléctrica de Bulo Bulo en el Chapare Cochabambino; tiene participación mayoritaria en la planta procesadora de GLP (Gas Licuado de Petróleo), Flamagas en la ciudad de Santa Cruz, y ENERSA SA, además de la Planta de Compresión de Gas de Río Grande (en sociedad con Andina SA, Petrobrás SA). Identificación de Casas Matrices, Dirección y Mandos Superiores Chaco – British Petroleum El 5 de diciembre de 1996, la estadounidense AMOCO se adjudicó el 50% de las acciones de la Empresa Chaco SA. Con la compra de Amoco por parte de BP, en 1998. Esta empresa llegó a poseer un 30% de la Empresa Petrolera Chaco SA, cuya propiedad comparte con Bridas Corporation (20%) y los fondos de pensiones en manos de las AFPs. El 31 de diciembre de 1998, BP completó la adquisición de Amoco en un precio de cincuenta y cinco millones de dólares, y así se creó la mayor compañía británica y la tercera empresa petrolera del mundo: BP Amoco Plc. es uno de los mayores productores y comercializadores privados de gas natural en América Latina y el Caribe y tiene importantes reservas en Argentina, Brasil, Bolivia, Colombia, México, Trinidad y Tobago y Venezuela. Esta transnacional es una de las siete empresas que han dominado el negocio del petróleo a nivel mundial. Figura en el 2do. Lugar en el Ranking de Fortune, con un patrimonio de 174.218 millones de dólares, unas 20 veces el PIB de Bolivia. Está presente desde hace muchas décadas en la explotación y comercialización de hidrocarburos en los países del golfo pérsico, especialmente en Irán y Arabia Saudita. La compañía fue formada en 1998, de la fusión de British Petroleum y de Amoco. Creció comprando Atlantic Richfield Company (ARCO) BP, probó reservas de 18,3 millones de barriles de óleo equivalentes, incluyendo grandes yacimientos en Alaska. Es el productor más grande de los Estados Unidos y también tiene una importante capacidad de refinación (3,4 millones de barriles diarios de capacidad). Posee 27.800 gasolineras en todo el mundo, incluyendo 14.700 en Estados Unidos. La Empresa Petrolera Chaco está integrada por: Amoco Bolivia Oil & Gas British Petroleum (BP) 50% AFPs, cada una con 24,48% 48,96% Carls Dividend Facility 0,13% Haciendas Ganaderas Chiquitinas 0,04% Otros 0,86%



Ahora Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) con las acciones, que antes estaba en poder de las (Administradoras de Fondo de Pensiones). Este consorcio también participa en Petroquímica Bolivia. La siguientes empresas son afiliadas del socio contralor Chaco SA, Amoco Bolivia Oil & Gas Aktiebolad que es la propietaria de las acciones de Empresa Petrolera Chaco SA; PAE Oil & Gas Bolivia Ltda, que es propietaria en un 100% de Amoco Bolivia Oil & Gas Aktiebolad y Panamerican Energy LLC, que es propietaria del 99,99972% de las acciones de PAE OIL & Gas Bolivia Ltda. 10. ANDINA SA ANDINA CORPORATION, es una sociedad constituida en Isla Caimán, Indias Británicas Occidentales, con domicilio en la calle South Church Street de la ciudad de George Town, Isla de Grand Caimán, con oficina en Argentina. A la fecha de la Licitación está distribuida sus acciones entre:

YPF International Ltd. 40,5% Perez Companc Internacional 40,5% Pluspetrol Bolivia Corporation 19,0%

YPF SA es una sociedad del Estado de la Argentina, con domicilio en Buenos Aires. REPSOL YPF SA, tiene su oficina en Buenos Aires y la central en España. En base a los antecedentes establecidos por la capitalización, se procedió a la constitución de la Sociedad de Economía Mixta que suscriben el sector Público y Privado de YPFB denominada “Empresa Petrolera Andina Sociedad de Economía Mixta” (EPAN SAM). EPAN SAM fue formada mediante Testimonio N° 7.071/96, de fecha 27 de noviembre de 1996. La Constitución de la Sociedad de Economía Mixta la suscriben entre: El SECTOR PÚBLICO, representado por la empresa YPFB, la cual a su vez se encuentra representada por su Presidente Ejecutivo, Arturo Castaños Ichazo, quien actúa en mérito a la Resolución de Directorio de fecha 14 de agosto de 1996 El SECTOR PRIVADO, representado por la Empresa Petrolera Andina Sociedad de Economía Mixta Los TRABAJADORES, representados por Marcela Escalante, Gonzalo Morato y por el Directorio, actuando como presidente Miguel Cirbian Krutzfeldt, Vicepresidente Carlos Sánchez Chavaría, y como Secretario Arsenio Zuleta Balderrama, Lorenzo Ortiz S., Asesor Jurídico.



Como efecto de la adjudicación, se conformó la sociedad anónima mixta, la cual posteriormente fue convertida en sociedad anónima. La participación de sociedades y sus aportes, se detallan a continuación:

Andina Corporation 6.719.760 50,00% AFP Futuro de Bolivia 3.215.946 23,93% AFP Previsión 3.215.947 23,93% Accionistas minoritarios 287.867 2,14%

Por acuerdo de partes la sociedad tendría una duración de 99 años desde su constitución y fue aprobada por Decreto Supremo N° 24408, de 14 de noviembre de 1996. Fue constituida con un capital autorizado de Bs 1.343.952.000, capital del que los accionistas suscribieron y pagaron el monto de Bs 671.976.000. El capital se encontraba dividido en 6.719.760 acciones pagadas, de un valor individual de Bs 100 cada una. La división de aportación es la siguiente: El Sector Público aportó en valor de libros la suma de Bs 671.975.800, que equivale 6.719.758 acciones de Bs 100 cada una, mientras que el Sector Privado aportó la suma de Bs 200 equivalente a 2 acciones de Bs 100 cada una. El Estatuto establecía (entre otras cosas), la enajenación de la totalidad de la participación del sector público a favor del sector privado, manteniéndose como sociedad anónima de conformidad al Código de Comercio (Art. 25 del Estatuto). Al cierre de la capitalización (30/4/1997), la Sociedad de Economía Mixta se convirtió en Sociedad Anónima, de acuerdo a lo establecido en el Art. 25 del Estatuto de la Empresa Petrolera Sociedad de Economía Mixta, de fecha 10 de abril 1997, y el Art. 434 del Código de Comercio, mediante minuta de 30 de abril de 1997. El testimonio es denominado de Conversión de Sociedad de Reforma de estatutos de la Sociedad de Economía Mixta denominada Empresa Petrolera Andina Sociedad de Economía Mixta (EPAN SAM) en sociedad Anónima bajo el nombre de Empresa Petrolera Andina Sociedad Anónima (EPAN SA). Se pactó una duración de la sociedad por el plazo de 99 años, registrada en la Dirección de Registro de Comercio con Matrícula N° 13406. Según la memoria anual del 2001, el estado societario de Andina SA, al 1º de enero del 2001, ha sido modificado por efecto de la transferencia de todas sus acciones efectuada por los accionistas REPSOL YPF SA (Argentina), Perez Companc Internacional SA (Bolivia) y Pluspetrol Bolivia Corporation, a favor de YPF International Ltd., controlada por REPSOL YPF Santa Cruz SA, Bolivia, esta última se constituye en la nueva accionista por un 50% de la sociedad, unificando la participación capitalizadora en un solo socio.



11. TRANSREDES SA Transredes SA, Empresa de Transporte de Hidrocarburos SA, fue creada en mayo de 1997 bajo el proceso de capitalización del Estado, los activos de transporte propiedad del Estado que estaban a cargo de la empresa estatal del petróleo - YPFB fueron transferidos al sector privado. La empresa tuvo la siguiente evolución accionaria: Transportadora Boliviana de Hidrocarburos:

Al 27 de noviembre de 1996 Participación YPFB 100,0% Sector privado 0,0%

Transredes Sociedad Anónima Mixta:

Al 16 de mayo de 1997 Participación Cititrust (Bahamas) Limited 33,4% Trabajadores de YPFB 16,6% TR Holdings Ltd 50,0%

La composición societaria inicial de Transredes SA estaba compuesta por TR Holding ENRON y SHELL propietarios en el 50%, con control sobre la administración de la nueva empresa que invirtieron en sociedad MM$us 263,5, otros inversionistas de la empresa son: los Fondos de Pensiones Futuro y Previsión y los ex trabajadores de YPFB que compraron acciones. Transredes Sociedad Anónima:

A 27 de mayo de 1997 Participación TR Holdings LTDA 50% AFP Futuro de Bolivia S.A. 17% AFP Prevision BBV S.A. 17% Fondos de Inversión Privado y Trabajadores de YPFB 16%

Composición accionaria actual de Transredes SA:

A 30 de abril de 2006 Participación TR Holdings Ltda. FCC 50,00% AFP Futuro de Bolivia SA -FCC 15,39% AFP Previsión BBV SA 15,38% LAIF XIV Ltd. 9,66% Fondelec Pie de Monde 4,75% AFP Futuro de Bolivia 1,40% BBVA Previsión AFP SA -FCI 1,40%



Carlson Dividend Facility SA 0,13% Bonifaz Paz, Sergio Roberto 0,10% Lijeron, Soliz Francisco Hoffman 0,04% Otros (1.392 accionistas) 1,76%

Transredes SA, también proporciona servicios de operación a Gas Trans Boliviano (GTB) SA (la parte del gasoducto Bolivia – Brasil), Gas Oriente Boliviano (GOB) Ltda. (gasoducto de exportación a Cuiaba) y opera la línea para exportación de líquidos y la terminal de YPFB en Arica, República de Chile.



VII. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES La UFSC después de haber revisado, analizado y estudiado las 11 auditorías efectuadas a las empresas petroleras, concluye y recomienda lo siguiente: Se ha verificado que las empresas petroleras en el año 1997 recibieron importantes reservas

hidrocarburíferas de reservas probadas remanentes de hidrocarburos cedidas a 6 operadoras, en especial a las empresas capitalizadoras, la valoración de dichas reservas alcanza al valor de MM$us 4.026. Si se adicionan las reservas probables del año 1997, el Estado boliviano cedió un valor de MM$us 5.140. Se debe mencionar categóricamente que las empresas Chaco y Andina recibieron reservas a precio cero.

La producción de las empresas petroleras no se ha cuantificado debidamente en relación a sus

valores reales de venta, tanto del petróleo como del gas producidos. Como antecedente cabe señalar que las reservas de petróleo y gas licitadas el 21 de diciembre de 1996 fueron de: reservas de petróleo crudo 165 MMBls y de gas 5,96 Tpc. En fecha 10 de abril de 1997 al realizarse el cierre de las operaciones de YPFB y su traspaso, mediante un contrato de accionistas con las empresas Chaco SAM y Andina SAM en lo referente al manejo de la reservas entregadas, el contrato de accionistas mencionaba en su Art. 7.3 que “las reservas cuantificadas para el año en curso deben ser mayores o por lo menos iguales a las del año anterior”. Por otra parte, las empresas Chaco SA y Andina SA mes a mes se beneficiaron del petróleo y gas comercializado en el mercado interno como en el externo, y cuyos valores significaban un apoyo extraordinario a las inversiones comprometidas de ambas empresas; y por lo tanto, al haberse establecido que año a año no cumplieron con ese requisito esencial de mantener un nivel optimo de reservas de petróleo y gas, significó que su esfuerzo tecnológico fue muy escaso, pues al cabo de varios años Chaco apenas descubrió reservas de una vigésima parte de las recibidas, mientras que Andina contribuyó con mucho menos reservas, al punto que las reservas originales fueron agotadas.

Por estas razones se ha comprobado con datos y cifras, el incumplimiento total de los contratos

de exploración y explotación comprometidos por las compañías Chaco y Andina, por lo que estas dos empresas deben ser recuperadas por el Estado y/o YPFB en el 100% de su paquete accionario.

Se ha puesto en manifiesto un manipuleo indiscriminado de las reservas, evidenciando que un

total de 1,1 Tpc de gas y 72,5 MMBls de petróleo no han sido tomadas en cuenta en el Informe Nacional de Reservas de YPFB para el año 1997. La diferencia encontrada por la UFSC se basa en el cálculo de los datos reales de producción de las empresas petroleras Chaco y Andina y lo reportado oficialmente por YPFB, constituyéndose en un grave delito lesivo a los intereses del Estado boliviano.



La seguridad jurídica no sólo debe ser del Estado boliviano para las empresas inversoras, sino también el Estado boliviano debe exigir las garantías necesarias a las empresas inversoras.

Los compromisos de inversión de las empresas capitalizadoras no se cumplieron por parte de

las operadoras. Se debe crear en el seno de YPFB una Unidad especializada, multidisciplinaria para que

efectué una fiscalización imparcial, profesional y especializada, durante el año calendario, a todas las empresas hidrocarburíferas del país, las mismas que manejan los recursos naturales que pertenecen a todos los bolivianos, siendo nuestro único legado a las futuras generaciones.

El MHE también debe crear una Unidad de Fiscalización, con los mismos atributos de la de YPFB, más reducida y debe operar coordinadamente con la misma.

Se debe realizar anualmente auditorias para tener un mejor control de las inversiones y evaluaciones de las reservas. Se ha constatado que las auditorías externas encargadas por las empresas petroleras son poco confiables, parcializándose las mismas con los intereses de las petroleras.

Se debe implementar un Reglamento Contable para que todas las empresas petroleras

apliquen un sistema contable único, aspecto que facilitaría la fiscalización y control de las unidades correspondientes.

Los Contratos de Riesgo Compartido por no haber sido aprobados por el Poder Legislativo ni protocolizados por la Notaría competente por ley, así como por no ser registrados en el RECSA, carecen de valor jurídico y por lo tanto fueron anulados por el DS 28701, que se ampara en la Ley 3058.

Se sugiere la anulación de las Unidades de Trabajo para Exploración (UTE’s) en los futuros contratos, por no responder a los interesas de YPFB ni del país ni responder a una práctica universal en el sector.

Se espera que el proceso de auditoria concluido, cumpla con el objetivo de facilitar la toma de decisiones por el Gobierno nacional y cumpla el mandato del pueblo boliviano expresado en el Referéndum Vinculante del 08 de julio del 2004 y particularmente se cumpla el ofrecimiento del Supremo Gobierno de hacer públicos los informes de auditorias.

El seguimiento control y fiscalización a las empresas petroleras debe ser continuo y permanente, a través de las Unidades de Fiscalización antes propuestas y que esta previsto por el MHE. El Estado Nacional debe sentar presencia en las “ciudadelas” de los campamentos



petroleros, fiscalizando las labores operativas diarias en pozos, plantas y lugares de medición, tarea que debe realizarla las unidades de fiscalización sugeridas.

Se ha observado que en los nuevos contratos se realizó el reconocimiento de las Unidades de Trabajo Exploratorio (UTEs). Consideramos que estas deben ser valorizadas de acuerdo a la nueva Ley de hidrocarburos N° 3058 y conforme lo expuesto en los informes de auditoria.

Se debe realizar una auditoría integral económica financiera especialmente a las Empresas

capitalizadas, puesto que la actual auditoría está limitada a los campos petroleros operados por las mismas y no se auditó la empresa en su totalidad con sus inversiones y/o participaciones en otras empresas petroleras.

Se debe realizar una auditoría especial para determinar violaciones de las empresas petroleras en detrimento del Estado boliviano, a fin de establecer responsabilidades (administrativas, civiles y/o penales) de los funcionarios de: YPFB, Superintendencia de Hidrocarburos, Ministerio de Hidrocarburos y Energía y demás instituciones públicas relacionadas.

Se debe realizar una investigación de la empresa que realizó la revalorización técnica de activos fijos de YPFB para la denominada capitalización.

La industria extractiva de hidrocarburos contribuye con una rentabilidad superior que cualquier

industria podría representar, aún considerando que las inversiones muestran sobreprecios, gastos elevados de overhead gravados por la casa matriz y gastos administrativos excesivos y otros. Para el Estado boliviano a partir de la promulgación de la Ley 3058, se recupera la propiedad de los hidrocarburos en boca de pozo, ejerciendo su derecho propietario sobre la totalidad de los mismos, significando una desproporcionalidad aun todavía en la situación actual comparado con la contribución que recibe el Estado respecto a regalías, IDH, IVA, IT y IUE y otros impuestos indirectos como beneficiarios del exterior por remesas de utilidades al exterior y actividades parcialmente gravadas en el país, representando falta de equidad y reciprocidad para el Estado por parte de las operadoras.

Al ampliar la vida útil por efecto de cambios en los métodos de amortización que difieren de lo

establecido en la Ley 843 y que son totalmente permitidos por la legislación; sin embargo el cambio de método ocasiona un efecto menor en la carga por depreciación en el estado de resultados, situación que origina una ambigüedad que es aprovechada por las operadoras para sacar ventaja del vació normativo y utiliza la diferencia no cargada a resultados como un concepto deducible a la base imponible significando una menor cantidad percibida por el Estado en concepto del IUE.

Es necesario establecer una política de amortización clara, simple y comprobable a los efectos

de ejercer un control uniforme respecto a las amortizaciones de las inversiones en la industria



petrolera. Esta política deberá respaldarse con una norma jurídica que evite vacíos legales que son aprovechados por el sector petrolero.

Los megacampos San Alberto y Sábalo presentan rentabilidad histórica positiva. El megacampo

Margarita no reportó rentabilidad histórica por la apertura de sus operaciones recientes; de igual forma los campos Itaú e Incahuasi. La capitalizada Andina SA presenta rentabilidad histórica positiva en los campos Río Grande, Sirarí y Los Sauces; la capitalizada Chaco SA reporta rentabilidad histórica positiva en los campos Vuelta Grande, Carrasco, Bulo Bulo y Patujusal. Los campos operados por las empresas Pluspetrol y British Gas Bolivia presentan rentabilidad histórica negativa.

La auditoria detectó que las empresas Pluspetrol y BG Bolivia comercializaron su producción en

el mercado extranjero a precios inferiores a los precios de mercado interno, para su posterior comercialización a precios internacionales, de sus filiales y/o Casa matriz en la Argentina y el Brasil. Si la comercialización se hubiera realizado dentro de nuestras fronteras, se hubiera generado mayor ingreso para el país. Curiosamente las empresas Pluspetrol y BG Bolivia tienen reportados en sus estados financieros, perdidas anuales constantes con fuertes montos de préstamos de sus Casas Matrices.

La rentabilidad futura estimada para los principales megacampos presenta datos auspiciosos

para el país. Los megacampos San Alberto, Sábalo y Margarita generarían en el futuro una Renta Petrolera de más de MM$us 30.000. Las empresas capitalizadas a partir de sus datos de reservas establecen que tendrán una moderada rentabilidad futura. Andina SA cuenta con los campos Rió Grande y Víbora como campos de rentabilidad positiva; Chaco SA cuenta con los campos Vuelta Grande, Bulo Bulo y Chimoré como campos de rentabilidad positiva.

Se debe contratar una certificadora de reservas, para conocer a ciencia cierta las reservas

hidrocarburíferas que el país tiene al presente. El pozo San Alberto 10 perforado por Petrobrás, cometieron el error de emplear mano de obra

inexperta, al igual que una dirección técnica inadecuada, no supieron utilizar trépanos de diamantes en ciertas formaciones críticas, por lo que el costo total del pozo se elevó a un costo excesivo de cerca de MM$us 40. Atendiendo críticas de la parte boliviana tuvieron que cambiar su personal brasileño por boliviano, logrando bajar el costo del próximo pozo a MM$us 28 y el siguiente a MM$us 22.

Igualmente cometieron el error de adquirir una planta portátil de separación de gas licuado y

gasolinas fuera de las especificaciones requeridas por el Campo San Alberto, lo que ocasionó tres periodos de ajuste de las instalaciones, sin haber resuelto totalmente el problema, dando lugar a exportación de licuables en grado apreciable, contraviniendo el contrato de exportación de gas seco que se cita en el contrato respectivo.



La declaratoria de comercialidad del campo Margarita, fue varias veces observada por los

técnicos de la GGFA-YPFB, en lo referente a la excesiva extensión del campo y la devolución y retención de parcelas.

La operadora Repsol en aplicación al Decreto Nº 26366 no ha perforado 32 pozos en el Campo

Margarita conforme al reglamento de perforación de un pozo en cada parcela en el término de cinco años. Repsol al devolver secciones de parcela en casi todo el borde del campo Margarita dio lugar a la inexistencia de parcelas completas. El mencionado decreto perjudicó al país al evitar la inversión y la certificación de nuevas reservas probadas desarrolladas.

Las reservas calculadas por la certificadora DeGolyer and McNaugthon, están evidentemente

sobre-estimadas. Un análisis probabilístico y otro de balance de materiales determinan valores de reserva menores a los calculados.

Para reducir los costos de perforación de los pozos se recomienda disminuir los costos

operativos, acudiendo a compañías de servicio que ofrezcan precios más competitivos. También es necesario realizar análisis de suelos, con la finalidad de diseñar los cimientos y vaciados de cemento, de manera que soporten el peso y vibración del equipo de perforación, para evitar gastos indebidos y el abandono de pozos.

La suscripción del contrato de Reducción y Volatilidad de Precios (CRVP), firmado entre Andina

y Petrobras Brasil, afecta al negocio del campo San Alberto en MM$us 100,91. La auditora recomienda reforzar por parte del Estado la fiscalización en las operaciones de

campo, destinadas a la obtención de información para el calculo y control de reservas, tales como pruebas de pozo, pruebas de producción, registros y operaciones especiales.

Se debe negociar con Petrobras, para establecer un poder calorífico máximo por unidad de

volumen estándar (BTU/PCS o kcal/sm3). Para que este valor sea de manera tal que permita una flexibilidad operativa, para que la planta opere de la mejor manera posible, optimizando el tipo de gas de exportación y bajando el contenido de C02 a un máximo de 1,5%.

Analizar la posibilidad de invertir en una planta para extraer los componentes líquidos (propano

y butano) que contiene actualmente el gas de exportación. Se recomienda la obligatoriedad de implementar registros financieros consolidados por el

operador, exclusivas para cada campo. En la mayoría de los casos las plantas están siendo operadas de modo que el gas de

exportación contenga componentes de GLP superior a la requerida para que el gas cumpla con



el poder calorífico mínimo contractual, el excedente podría recuperarse en beneficio del país. Esta irregularidad representó una pérdida de MM$us 108,9 por exportación de gas al Brasil hasta el mes diciembre de 2005, y de MM$us 9,3 por la exportación a Argentina desde el mes de junio 2004 a noviembre 2006.

Para evitar esta pérdida tiene que establecerse en los contratos de venta un máximo poder

calorífico de 1.040 BTU/PC (9,54 Kcal/m3) para el contrato actual con Brasil, y 1.025 BTU/PC (9.120 Kcal/ m3) para el contrato actual con Argentina, y en todo caso incluir en los mismos el reembolso por parte del comprador de gas, de los excedentes de GLP y gasolina natural a un precio de 350 dólares por tonelada métrica, como anteriormente hacía YPFB en la venta de gas a la Argentina.

Los puntos de fiscalización, no cuentan con un sistema de seguridad que evite el manipuleo

irregular del instrumento medidor en ausencia del fiscalizador de YPFB. Es decir, el registro del volumen de gas procesado se deja en manos y a la buena fe del operador.

Hace falta que el fiscalizador de YPFB sea una persona proba, idónea, con capacidad de captar

e informar sobre cualquier operación inapropiada que realice la firma operadora. En varias plantas instaladas anteriormente por YPFB (como Colpa), las transnacionales no han

llevado a cabo un programa de modernización para dotarlas de tecnología de punta, y obtener la capacidad y calidad de gas requerida, estando mas bien siendo operadas con sobre-carga en forma ineficiente, con demasiados licuables en el gas tratado y demasiada quema de gas y licuables en la antorcha.

En los equipos aportados por YPFB a tiempo de la capitalización, se nota una tendencia por

parte de las capitalizadoras a practicar un mantenimiento correctivo y “overhaul”, en vez de preventivo y predictivo que permitiría la prolongación de su vida útil, dando la impresión de que el equipo está siendo operado a capacidad máxima y sin ningún cuidado, hasta que se acabe por desgaste.

Además de los aspectos económicos y financieros sobre las instalaciones y plantas de gas,

requeridos por el MHE, prácticamente todos los puntos de carácter técnico sobre las plantas de gas, observados en el presente informe, fueron incluidos en los informes preparados por las diferentes firmas auditoras.

Con el fin de minimizar la exportación irregular de GLP en el gas que se envía con el gas al

Brasil y a la Argentina, los contratos de venta de gas deberían claramente establecer las siguientes condiciones:



- El gas de exportación debe tener un Poder Calorífico mínimo de 1.000 BTU/PC (8.898 Kcal/MC), con un máximo de1.025 BTU/PC (9.121 Kcal/MC).

- El Poder Calorífico debe medirse de acuerdo al método ASTM-D 3588, a 60 ºF (en lugar de 68 ºF como se está haciendo en el caso del Brasil).

- Si por algún motivo en el gas se exportan excedentes de GLP y gasolina natural, estos deberán ser pagados por la compradora de gas al precio internacional de 350 $us/TM mínimo.

El precio del gas de exportación debería ser igual al precio internacional en Texas, teniendo el

comprador la ventaja de que a este precio referencial, no habría que agregársele el costo de transporte del gas desde Texas hasta Bolivia, como ocurre para combustibles líquidos.

Las variaciones en el precio del gas de exportación, deberían ser proporcionales a las de los

precios internacionales de referencia, y no a las variaciones de los precios de Fuel Oil y Diesel de tercera calidad.

Por otro lado, con el fin de que nuestro país aproveche razonablemente de sus recursos

naturales, las actividades de exploración, producción, plantas de gas y plantas de refinación, debieran modificar sus programas de trabajo y sistemas de procesos, para equilibrar la producción de crudo con la demanda de productos combustibles, de modo que no haya excedentes de crudo reconstituido que exportamos a precios muy bajos, ni la falta de GLP, Jet Fuel y diesel, que importamos a precios internacionales inflados con impuestos extranjeros.

Fuera de las observaciones anotadas en la sección pertinente, se encontraron hasta cinco

ductos paralelos de diversos diámetros, obviamente abandonados a su suerte en la misma orilla de carreteras, parcial o totalmente oxidados, sin soportes adecuados, en espera de algún accidente catastrófico causado por vehículos o maquinaria pesada, y siendo utilizados sin considerar la seguridad pública, ni la prolongación de su vida útil para cuando éstos sean revertidos al Estado.

Se observó que porciones considerables del derecho de vía están cubiertas con malezas, o

destruidas, sin señales de mantenimiento alguno, y en ciertos cruces de ríos con ductos sobre soportes en mal estado, inadecuados o atascados con ramas que en momentos de tormenta torrencial, pueden retener troncos y eventualmente causar aludes de graves consecuencias, detalles que muchas veces no pueden observarse mediante inspección por helicóptero.

Se recuerda que en los tiempos de YPFB se tenían recorredores a pié, y cuadrillas

permanentes de mantenimiento para conservar los derechos de vía y los ductos en buen estado, a fin de minimizar esta clase de peligros y prolongar su vida útil.



De las 11 consultoras que han concluido la auditoria, la mayor parte ha evidenciado incumplimiento a las adecuaciones de las Plantas y Estaciones, asimismo existe contravenciones en cuanto a la obtención de las Licencias Ambientales.

La mayoría de las operadoras no han presentado el Plan de Emisiones a las Prefecturas de

Departamento en aplicación al Art. 28 del RMCA. Las empresas que presentan Plantas de Proceso, no han presentado en forma semestral los

análisis de agua y de emisiones, en aplicación al RMCA y RMCH de la Ley 1333. Existe incumplimiento a varias acciones determinadas en los PASA’s de los EEIA’s (Líneas de

transferencia, pozos y otros). La mayor parte de las consultoras recomiendan que la AAC y el Organismo Sectorial

Competente OSC se pronuncien al respecto, por la delicadeza de los casos y el análisis respectivo por cada operadora.

Al haberse detectado irregularidades en la normativa ambiental en las auditorias ambientales

realizadas a las diferentes operadoras, el MHE a través del Organismo Sectorial Competente (OSC), deberá efectuar un mayor seguimiento a las actividades descritas en cada AOP’s (Actividad, Obra o Proyecto). Asimismo, se debe realizar un seguimiento oportuno antes, durante y después de cada actividad realizada por las compañías operadoras, teniendo en cuenta que la mayor parte de las actividades hidrocarburíferas se encuentran en TCO’s (Tierras Comunitarias de Origen).

Se deberá adecuar el sistema de consulta pública en aplicación a lo establecido en la Ley 3058,

para evitar en el futuro conflictos con las comunidades originarias. Por último, consideramos prudente incluir en este capítulo un análisis de conclusiones de las

empresas capitalizadas, transferencias irregulares y megacampos.

1. Empresas capitalizadas

Se reconoce dos empresas de Sociedad Anónima Mixta (SAM): Chaco SAM y Andina SAM, cada una de ellas con gran cantidad de campos descubiertos y productivos de YPFB, empresas en las que participaron trabajadores de YPFB como accionistas, transformándolas inmediatamente después de la capitalización en empresas de sociedad anónima. La otra empresa capitalizada de YPFB fue Transredes SAM, especializada en el servicio de transporte por ductos, oleoductos, gasoductos y poliductos, que al igual de las anteriores fue transformada a sociedad anónima.



En el caso de los campos capitalizados, en las bases de licitación del 21 de diciembre de 1996, se expuso que las reservas de petróleo y gas a ser transferidas a las empresas petroleras eran de 165 MMBls de petróleo y 5,96 TFC. En el negocio petrolero el patrimonio mas importante a considerar son las reservas de hidrocarburos y, extrañamente, en los documentos finales de cierre, firmados el 10 de abril 1997 al suscribirse el contrato de accionistas, se ignoraron las reservas de hidrocarburos y solo se consideró como patrimonio los activos transferidos a las empresas capitalizadas como: instalaciones, plantas, baterías de producción, tanques de almacenamiento y líneas de descarga, cuantificando su valor según lo registrado en los balances de la ultima gestión anual y en el stock de almacenes, es decir, en función al valor de libros. El patrimonio transferido fue de 264 MM$us a la empresa Andina SA y 300,7 MM$us a la empresa Chaco SA. La empresa de Transportes Transredes SA, se comprometió a invertir 315 MM$us, al igual que las anteriores en 8 años. Por otra parte, consideramos que las empresas Andina SA y Chaco SA han operado con falta de tecnología adecuada de buena administración, consiguientemente, estas empresas deben volver de inmediato al control de YPFB, sin ninguna indemnización por sus inversiones y al contrario en el caso de Andina SA, es deudora de un monto importante al Estado nacional. La empresa transportadora Transredes SA al recibir las operaciones de transporte por ductos, tenía planes inmediatos de ampliación de sus instalaciones para atender el suministro de carburantes en todas las regiones del país, especialmente en el área occidental (valles y altiplano), con en el suministro de gas natural, que por su abundancia y bajo precio impulsaría el desarrollo de estas regiones al suministrar gas natural en volúmenes importantes y a precios bajos, promoviendo la creación de industrias pequeñas y medianas y a la vez elevar el nivel de vida de las comunidades de campesinos indígenas originarios. Asimismo, Transredes SA incurrió en serias deficiencias en la protección del medio ambiente. Por ejemplo, en los años 1998-99 por negligencia en el mantenimiento del paso del oleoducto de exportación a Arica en el Río Desaguadero, dio lugar a la rotura del mismo ocasionando una fuerte contaminación de esas aguas, dañando las tierras ribereñas de múltiples cultivos y también a la ganadería asentada en sus márgenes. Debe mencionarse que YPFB notificó a Transredes que había detectado el deficiente estado del ducto en ese lugar, mostrando la tubería que debería ser cambiada al plazo más breve posible. También en el Salar de Uyuni, por operaciones deficientes de un ducto de gas no realizó el cambio de tubería, dando lugar a su rotura y consiguiente contaminación del medio ambiente, lo que ocasionó la muerte de 62 personas. Transredes no atendió el plan de desarrollo de ductos antes mencionado y las inversiones las destinó a fines secundarios en función de su interés empresarial.



Consiguientemente, esta empresa de transporte de hidrocarburos con gran valor estratégico, debe también ser revertida al Estado nacional y volver a la tuición de YPFB, cuantificando la inversión que hubiera realizado en aquellos sectores de interés nacional, para su pago en un periodo de 10 años, si corresponde. Es importante recordar que la empresa Tranredes firmo el 9 de diciembre de 1994 en Miami un Contrato Accidental de Accionistas. Media nte el cual se favorecía con un 40% en la futuras operaciones del gasoducto al Brasil, y se comprometía formalmente a obtener el financiamiento de este gasoducto calculado en MM$us 347. Es compromiso no lo cumplió al punto que Petrobrás en agosto de 1996 presento una oferta en firme para financiar el gasoducto y entregarlo llave en mano a YPFB, consiguientemente el contrato firmado en Miami, debió haber sido en ese momento cancelado, pero extrañamente se le permitió operar en Bolivia y participar como socia con la Shell en la licitación del 21 de diciembre de 1996 de todo el sistema de ductos de YPFB en el país. El Presidente Sánchez de Lozada antes de dejar el poder dispuso por Decreto la transferencia de la propiedad del oleoducto Bolivia-Brasil, construido por Petrobrás y de propiedad de YPFB al consorcio Enron-Shell, que había ganado la licitación del sistema. 2. Transferencias irregulares Las auditorias determinaron dos tipos de ilegalidades:

a) Existen concesiones de campos con el nombre de CONTRATOS DE RECUPERACION

MEJORADA, como los campos de: Colpa, Caranda, Bermejo, Toro, Barredero, Madrejones y otros. En la normativa de hidrocarburos del país solamente figuran contratos de: Operación, Asociación, Riesgo Compartido y Participación de la Producción; por lo que el denominado Contrato de Recuperación Mejorada no existe en la legislación como de concesión en la industria petrolera, se trata de un Contrato de Servicios de muy corto plazo para elevar la producción de hidrocarburos. Por lo tanto, esas concesiones son totalmente ilegales y se beneficiaron de las reservas de hidrocarburos que recibieron a precio cero.

b) Otros tipos de concesiones petroleras que fueron ilegalmente transferidos por YPFB a empresas y personas, quienes se beneficiaron irregularmente de las reservas de hidrocarburos que contenían esos campos. Esa situación se da en los campos de Monteagudo, Tatarenda y Warnes, siendo estas concesiones homologadas por Decreto Supremo, el cual debe ser abrogado por ser contrario a la ley de Hidrocarburos y la CPE.

Los campos transferidos bajo la modalidad de concesión no existen en la normativa legal vigente. Luego de establecer los valores de las reservas transferidas ilegalmente a esas



empresas, también corresponde su devolución de inmediato al dominio de YPFB y a la recuperación monetaria de esas reservas de hidrocarburos. Respecto a las transferencias ilegales de campos como: Monteagudo, Tatarenda, Warnes y otros, a empresas y ex funcionarios de YPFB, se debe determinar los valores monetarios que deberán ser acreditados a YPFB.

3. Megacampos YPFB investigó yacimientos hidrocaburíferos profundos situados a mas de 4.400 metros, y descubrió yacimientos de “Condensado de Gas” con la particularidad de estar a altas presiones y ser altamente productivos en gas natural acompañado de petróleo liviano y condensado. El primer pozo descubierto fue Bermejo X44 en el sur de Tarija y en una de las Serranías del Sub andino en el año 1982. Seguidamente YPFB investigó y perforó el pozo San Alberto en la Serranía de Aguarague, a la altura de Villamontes, cuyo pozo descubridor fue el San Alberto Nº 9, encontrando a una profundidad de 4.518 metros otro yacimiento de condensado de alta productividad en el año 1990. En septiembre de 1993, YPFB descubrió otro yacimiento de condensado en la estructura de Bulo Bulo del departamento de Cochabamba. YPFB en base a la información geológica disponible reinterpretó esta amplia cuenca de gas condensado, determinando la presencia de 5 líneas estructurales profundas de esta cuenca gasífera, con mas de 45 altos estructurales, y con posibilidades de hallar otras acumulaciones de condensado de gas. Como se menciona estos campos fueron descubierto por YPFB y las empresas petroleras que se adjudicaron esas estructuras, concretamente de la región vecina a Villamontes, no realizaron la costosa tarea exploratoria que es normal en la industria antes de descubrir un yacimiento productivo; tan solo utilizaron métodos sismológicos para la elección del mejor lugar para perforar. Ese fue el caso de San Antonio (Sábalo), Margarita, Itau e Incahuasi. Las estadísticas mundiales de la tarea exploratoria indican que de cada 10 pozos perforados en cuencas, resulta un pozo descubridor de yacimientos. En el caso de Bolivia esta estadística señala que de cada 7 pozos exploratorios uno solo es descubridor.

Ing. Enrique Mariaca Bilbao Lic. Miguel Delgadillo Pacheco COORDINADOR DE AUDITORIAS A EMPRESAS PETROLERAS CONSULTOR UNIDAD DE FISCALIZACION, SEGUIMIENTO Y CONTROL UFSC - MHE MDP

CUADROS ESTADISTICOS

Y

GRAFICOS

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006PETROBRAS BOL. 0 655.493 734.000 9.612.571 107.421.997 137.259.465 164.259.960 186.283.967 183.353.576 191.445.693 185.348.856 127.257.000San Alberto 0 655.493 734.000 9.612.571 71.808.551 101.646.019 98.295.230 97.139.099 95.661.566 96.300.539 94.130.037 57.025.000Sábalo 0 0 0 0 35.613.446 35.613.446 65.964.730 89.144.868 87.692.010 95.145.154 91.218.819 70.232.000REPSOL 21.276.368 29.659.071 40.239.000 49.178.051 133.473.411 166.046.574 164.628.191 161.562.324 160.727.338 162.904.057 158.788.419 175.737.772Margarita 0 0 0 9.683.879 91.337.494 145.479.683 145.439.691 145.439.691 145.439.691 148.447.037 147.072.659 146.694.919Surubí 21.276.368 18.248.462 21.789.000 19.965.451 20.670.152 11.290.001 10.857.865 9.138.529 4.284.818 3.936.085 3.263.731 21.182.000Surubí B. Bajo 0 0 2.210.000 2.210.000 0 0 0 0 0 0 0 0Surubí Norte 0 0 0 0 0 0 0 0 4.587.787 5.168.131 4.129.965 3.796.175Paloma 0 11.410.609 15.050.000 15.834.098 20.093.049 8.035.804 7.211.263 5.878.892 3.014.643 2.042.988 1.134.659 912.857Monteagudo 0 0 1.190.000 1.352.474 1.306.002 1.192.210 1.085.801 1.077.754 767.142 661.792 556.893 526.084Cambeiti 0 0 0 132.149 66.714 48.876 33.571 27.458 23.257 38.024 20.512 15.737Itatiqui 0 0 0 0 0 0 0 0 2.610.000 2.610.000 2.610.000 2.610.000BG 0 0 0 0 0 5.303.245 6.180.120 5.392.518 5.083.546 4.662.282 4.230.551 4.137.449Escondido 0 0 0 0 0 1.899.007 2.131.801 1.862.605 1.641.958 1.349.859 1.066.150 1.024.913Ibibobo 0 0 0 0 0 1.343.354 1.343.354 1.343.354 1.343.354 1.343.354 1.343.354 1.343.354La Vertiente 0 0 0 0 0 604.706 1.089.544 1.025.594 962.506 893.130 799.893 752.138Los Suris 0 0 0 0 0 989.826 1.155.110 700.654 675.417 621.212 566.427 562.317Palo Marcado 0 0 0 0 0 454.727 454.727 454.727 454.727 454.727 454.727 454.727Taiguati 0 0 0 0 0 11.625 5.584 5.584 5.584 0 0 0PETROBRAS ENER. 0 0 0 0 0 0 0 0 1.058.196 930.917 692.101 618.989Caranda 0 0 0 0 0 0 0 0 687.516 650.164 458.651 399.670Colpa 0 0 0 0 0 0 0 0 370.680 280.753 233.450 219.319VINTAGE 0 0 4.545.000 11.688.636 11.349.150 9.762.164 8.567.232 8.448.609 8.403.279 7.819.660 7.480.334 7.475.673Naranjillos 0 0 1.081.000 4.948.535 7.863.746 6.318.632 5.958.741 5.912.290 5.930.799 5.787.320 5.764.973 5.761.198Porvenir 0 0 54.000 52.000 24.362 8.854 10.886 6.756 5.189 3.110 2.872 2.872Chaco Sur 0 0 111.000 2.850.000 492.328 563.564 434.945 413.925 401.748 628.230 319.696 318.810Ñupuco 0 0 3.299.000 3.838.101 2.968.714 2.871.114 2.162.660 2.115.638 2.065.543 1.401.000 1.392.793 1.392.793PLUSPETROL 1.878.689 1.786.060 334.000 348.924 475.607 445.984 253.938 893.772 714.749 714.396 420.283 393.268Bermejo 1.878.689 1.786.060 287.000 235.897 275.041 245.418 52.407 24.540 25.149 28.702 5.043 15Tajibo 0 0 0 0 0 0 0 0 37.800 37.800 0 0Tacobo 0 0 10.000 10.000 10.000 10.000 10.000 346.400 456.591 456.591 415.240 393.253Huayco 0 0 0 66.027 66.027 66.027 66.027 66.027 66.027 66.027 0 0Madrejones 0 0 0 0 0 0 965 332.266 4.643 737 0 0Río Seco 0 0 37.000 37.000 124.539 124.539 124.539 124.539 124.539 124.539 0 0CHACO 0 0 43.797.000 34.704.950 23.921.057 28.062.167 26.834.209 27.199.782 23.539.258 23.880.418 21.618.843 20.922.068Vuelta Grande 0 0 9.706.000 7.823.442 5.813.397 4.448.887 4.141.259 3.851.106 3.360.368 3.136.775 2.926.815 2.864.193Bulo Bulo 0 0 6.690.000 5.805.000 7.265.134 14.070.659 13.656.787 12.595.762 11.695.447 10.277.765 9.373.326 9.108.008Carrasco 0 0 5.044.000 3.696.357 2.123.181 1.537.487 938.116 677.650 334.865 293.178 232.297 213.228Carrasco FW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Los Cusis 0 0 5.109.000 2.011.666 1.440.658 1.408.400 1.466.091 1.216.793 944.000 1.127.963 964.035 914.623Kanata 0 0 0 0 0 0 0 4.549.312 2.558.472 4.563.667 4.271.356 4.205.542Kanata Norte 0 0 0 0 0 0 0 0 1.118.918 1.949.185 1.681.788 1.541.414Kanata FW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0San Roque 0 0 6.696.000 6.296.592 1.734.129 1.547.960 1.507.026 1.251.711 1.224.985 1.205.843 1.187.023 1.180.848H. Suarez R. 0 0 133.000 116.871 120.775 122.016 71.304 49.176 42.994 29.071 0 0Montecristo 0 0 718.000 710.290 702.365 694.415 686.661 679.703 673.073 20.000 13.566 11.479Patujusal 0 0 9.701.000 8.244.732 4.721.418 4.232.343 4.366.965 1.996.314 1.445.130 1.045.445 779.056 701.003Patujusal Oeste 0 0 0 0 0 0 0 332.255 141.006 231.526 189.581 181.730ANDINA 0 0 35.998.892 32.755.101 43.551.587 40.823.412 37.069.006 28.221.609 25.529.870 19.859.724 18.287.959 17.860.390Río Grande 0 0 6.643.000 10.795.520 15.235.624 14.732.721 13.767.762 13.056.629 13.596.881 8.074.841 7.605.328 7.483.607Sirari 0 0 2.792.000 2.276.617 3.045.403 2.194.974 1.929.726 1.695.964 1.430.444 1.495.846 1.417.944 1.394.214Víbora 0 0 15.012.000 11.892.089 16.547.968 15.800.936 12.590.312 4.604.015 2.659.543 2.037.770 1.646.772 1.539.553Yapacaní 0 0 7.660.000 5.051.106 4.996.635 5.193.163 5.125.988 5.360.115 4.551.177 5.022.251 4.907.454 4.867.484La Peña 0 0 1.817.000 1.604.897 2.978.648 2.068.786 2.028.082 1.635.854 1.716.891 1.718.972 1.544.662 1.493.445Tundy 0 0 1.125.682 612.776 157.150 99.174 94.528 94.357 94.357 94.357 0 0Los Sauces 0 0 0 0 0 0 348.821 785.128 682.542 576.531 510.393 492.674Guairuy 0 0 23.597 40.000 112.000 92.172 83.376 63.454 32.750 63.127 27.745 9.689Camiri 0 0 896.613 436.382 439.937 350.276 264.293 183.086 97.340 186.691 108.779 83.722Arroyo Negro 0 0 0 0 0 71.323 49.477 34.464 25.369 17.526 11.233 9.429Cascabel 0 0 29.000 45.714 38.222 38.222 38.222 38.222 38.222 38.222 38.019 38.019Los Penocos 0 0 0 0 0 181.665 748.419 670.321 604.354 533.590 469.630 448.554TOTAL 0 0 0 0 65.459.648 47.089.628 62.722.532 62.559.664 49.575.130 49.218.582 49.218.582 49.218.582Itau 1/ 0 0 0 0 65.459.648 47.089.628 62.722.532 62.559.664 49.575.130 49.218.582 49.218.582 49.218.582Incahuasi 1/ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0TOTAL GENERAL 23.155.057 32.100.624 125.647.892 138.288.233 385.652.457 434.792.639 470.515.188 480.562.245 457.984.942 461.435.729 446.085.928 403.621.1911/ Campos en retención

CUADRO N° 1RESERVAS PROBADAS DE PETROLEO

(En barriles)

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006PETROBRAS BOL. 0 39.472 26.369 361.929 2.597.175 4.545.044 7.421.199 8.212.687 8.134.953 8.013.231 7.943.588 8.119.916San Alberto 0 39.472 26.369 361.929 2.597.175 4.545.044 4.581.555 4.545.650 4.499.670 4.459.411 4.389.767 4.372.681Sábalo 0 0 0 0 0 0 2.839.643 3.667.038 3.635.283 3.553.820 3.553.820 3.747.235REPSOL 14.355 36.795 124.797 480.790 4.278.842 6.435.743 6.435.116 6.435.116 6.497.976 5.924.084 5.887.832 5.887.832Margarita 0 0 0 480.790 4.278.842 6.435.743 6.435.116 6.435.116 6.435.116 5.861.224 5.824.972 5.824.972Surubí 14.355 10.840 23.968 21.891 23.715 34.444 23.883 15.713 5.944 5.060 30.261 35.321Surubí B. Bajo 0 0 5.392 5.401 0 0 0 0 0 0 0 0Surubí Norte 0 0 0 0 0 0 0 0 6.155 3.742 3.742 2.985Paloma 0 25.955 70.659 67.069 88.628 77.587 86.535 82.366 69.308 72.242 64.120 63.124Monteagudo 0 0 24.778 37.950 38.548 35.739 34.593 8.264 7.099 6.915 6.115 5.417Cambeiti 0 0 0 1.756 2.006 1.686 1.409 1.141 1.058 1.068 1.068 1.068Itatiqui 0 0 0 0 0 0 0 0 62.860 62.860 62.860 62.860BG 0 0 0 0 0 361.186 389.898 327.778 313.045 290.249 275.767 262.028Escondido 0 0 0 0 0 158.321 158.205 134.462 125.496 113.265 105.265 98.763Ibibobo 0 0 0 0 0 17.125 17.125 17.125 17.125 17.125 17.125 17.125La Vertiente 0 0 0 0 0 52.860 77.092 72.463 67.705 62.841 59.265 52.028Los Suris 0 0 0 0 0 88.986 93.930 60.182 59.173 54.117 51.211 51.211Palo Marcado 0 0 0 0 0 42.901 42.901 42.901 42.901 42.901 42.901 42.901Taiguati 0 0 0 0 0 993 645 645 645 0 0 0PETROBRAS ENER. 0 0 0 0 0 0 0 0 184.382 169.010 131.020 82.893Caranda 0 0 0 0 0 0 0 0 132.922 122.888 95.420 58.897Colpa 0 0 0 0 0 0 0 0 51.460 46.122 35.600 23.996VINTAGE 0 0 299.059 572.383 714.119 652.917 643.952 636.493 628.090 597.666 591.790 587.179Naranjillos 0 0 162.516 384.606 564.215 508.627 501.217 497.611 494.048 473.881 471.200 467.832Porvenir 0 0 2.720 2.552 1.631 1.107 1.201 832 560 622 590 522Chaco Sur 0 0 0 15.475 0 0 0 0 0 0 0 0Ñupuco y Chaco B 0 0 133.823 169.750 148.273 143.183 141.534 138.050 133.482 123.163 120.000 118.825PLUSPETROL 70.509 67.959 11.192 27.147 36.836 36.243 50.138 172.761 150.418 150.191 15.250 399.263Bermejo 70.509 67.959 6.034 4.104 3.995 3.402 2.764 1.705 1.873 2.082 0 323.700Tajibo 0 0 0 0 0 0 0 0 12.252 12.250 15.250 17.000Tacobo 0 0 1.055 1.055 1.055 1.055 1.055 68.225 90.214 90.214 0 43.563Huayco 0 0 0 17.885 17.885 17.885 17.885 17.885 17.885 17.885 0 15.000Madrejones 0 0 0 0 0 0 14.533 71.045 14.293 13.859 0 0Río Seco 0 0 4.103 4.103 13.901 13.901 13.901 13.901 13.901 13.901 0 0CHACO 0 0 1.193.765 1.115.851 1.181.695 1.375.879 1.326.403 1.360.590 1.281.197 1.297.424 0 1.231.883Vuelta Grande 0 0 554.776 547.357 538.863 529.544 514.677 507.314 499.338 486.727 0 463.728Bulo Bulo 0 0 270.721 237.421 353.391 574.614 554.296 522.397 492.655 465.968 0 430.026Carrasco 0 0 104.459 81.301 47.444 33.426 23.457 24.386 26.034 32.484 0 29.954Carrasco FW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 276Los Cusis 0 0 5.769 3.464 2.969 2.611 2.199 1.830 456 508 0 378Kanata 0 0 0 0 0 0 0 109.991 67.166 78.271 0 75.177Kanata Norte 0 0 0 0 0 0 0 0 10.086 58.653 0 51.620Kanata FW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0San Roque 0 0 231.263 222.742 216.459 213.511 209.975 173.355 170.631 167.908 0 164.366H. Suarez R. 0 0 5.403 5.356 5.450 5.453 5.366 5.366 5.360 5.325 0 15.172Montecristo 0 0 8.847 8.743 8.638 8.528 8.420 8.335 8.253 240 0 120Patujusal 0 0 12.527 9.467 8.481 8.192 8.013 7.018 834 644 0 404Patujusal Oeste 0 0 0 0 0 0 0 598 384 696 0 662ANDINA 0 0 1.566.434 1.513.563 1.839.185 1.785.768 1.714.499 1.744.404 1.691.255 1.683.494 0 1.593.306Río Grande 0 0 465.373 496.248 720.974 696.545 655.831 626.594 611.425 603.811 0 569.155Sirari 0 0 178.920 171.050 164.890 155.848 159.671 149.748 144.050 163.316 0 152.525Víbora 0 0 187.727 173.657 283.042 280.673 224.510 223.302 209.729 193.437 0 171.518Yapacaní 0 0 702.617 643.086 639.137 632.038 631.777 673.038 660.400 660.412 0 646.718La Peña 0 0 28.710 27.091 28.813 18.652 18.916 15.447 15.532 15.825 0 15.192Tundy 0 0 345 169 236 113 76 73 73 73 0 0Los Sauces 0 0 0 0 0 0 21.076 53.731 47.761 43.865 0 37.430Guairuy 0 0 0 0 0 0 0 7 7 342 0 0Camiri 0 0 1.568 854 850 656 470 342 209 392 0 0Arroyo Negro 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Cascabel 0 0 1.174 1.408 1.243 1.243 1.243 1.243 1.243 1.243 0 0Los Penocos 0 0 0 0 0 0 929 879 826 778 0 768TOTAL 0 0 0 0 2.951.139 3.087.221 4.108.949 4.098.131 3.310.725 3.273.845 0 2.010.000Itau 1/ 0 0 0 0 2.951.139 3.087.221 4.108.949 4.098.131 3.310.725 3.273.845 0 2.010.000Incahuasi 1/ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0TOTAL GENERAL 84.864 144.226 3.221.616 4.071.663 13.598.991 18.280.001 22.090.154 22.987.960 22.192.041 21.399.194 14.845.247 20.174.3001/ Campos en retención

RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL(En millones de pies cúbicos)

CUADRO N° 2

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 TOTALPETROBRAS BOL. 0,0 0,0 2.065,0 22.124,4 48.286,2 94.811,1 112.118,5 124.260,3 165.293,9 49.949,4 21.954,0 44.583,4 685.446,2San Alberto 0,0 0,0 0,0 18.637,4 36.517,2 68.095,1 94.071,5 53.822,3 9.998,9 30.200,4 15.287,0 15.879,4 342.509,2Sábalo 0,0 0,0 2.065,0 3.487,0 11.769,0 26.716,0 18.047,0 70.438,0 155.295,0 19.749,0 6.667,0 28.704,0 342.937,0REPSOL 0,0 53.841,0 26.551,0 70.715,0 53.750,0 70.616,0 15.316,0 52.266,0 27.734,0 77.462,0 80.050,0 59.377,0 587.678,0Margarita 0,0 3,0 227,0 15.859,0 24.852,0 39.264,0 -7.700,0 23.274,0 8.187,0 58.488,0 45.807,0 38.592,0 246.853,0Bloque Mamoré 1/ 0,0 53.838,0 18.355,0 46.020,0 21.933,0 19.665,0 23.047,0 28.974,0 19.540,0 18.974,0 34.243,0 20.785,0 305.374,0Monteagudo 0,0 0,0 7.969,0 7.636,0 6.965,0 11.668,0 -33,0 12,0 7,0 0,0 0,0 0,0 34.224,0Cambeiti 0,0 0,0 0,0 1.200,0 0,0 19,0 2,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1.221,0Itatiqui 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6,0BG 0,0 0,0 11.721,6 26.624,4 19.176,5 511,2 22.620,2 10.456,9 7.599,7 3.161,4 11.611,9 528,1 114.011,8Escondido 0,0 0,0 2.603,0 8.323,1 1.620,3 0,0 5.218,0 2.824,1 271,0 468,5 3.030,3 -9,2 24.349,0Ibibobo 0,0 0,0 0,0 684,2 0,0 0,0 0,0 230,3 5.201,1 0,0 0,0 0,0 6.115,5La Vertiente 0,0 0,0 215,6 120,7 499,6 26,3 14.332,0 514,3 1.507,6 408,4 7.467,0 473,7 25.565,2Los Suris 0,0 0,0 1.114,2 12.478,7 6.061,9 46,6 2.318,7 5.592,0 76,7 2,5 0,0 0,0 27.691,3Palo Marcado 0,0 0,0 7.209,1 4.377,8 10.767,4 21,1 0,0 0,0 0,0 1.002,9 49,8 0,0 23.428,1Taiguati y otros 0,0 0,0 579,7 639,9 227,3 417,2 751,5 1.296,3 543,4 1.279,1 1.064,8 63,5 6.862,8PETROBRAS ENER. 11.994,9 289,9 6.397,2 32.714,2 10.066,7 4.067,5 4.802,8 8.154,8 613,5 3.932,1 4.327,3 4.677,3 92.038,1Colpa/Caranda 11.994,9 289,9 6.397,2 32.714,2 10.066,7 4.067,5 4.802,8 8.154,8 613,5 3.932,1 4.327,3 4.677,3 92.038,1VINTAGE 8.648,1 661,3 6.712,6 25.260,5 30.675,4 28.819,8 1.029,7 2.640,9 1.653,4 0,0 0,0 0,0 106.101,7Naranjillos 0,0 0,0 1.140,6 13.660,6 27.687,8 28.122,6 743,7 2.142,4 51,9 0,0 0,0 0,0 73.549,6Porvenir 1.229,0 -39,6 620,5 957,9 1.257,9 478,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 4.504,0Chaco Sur 364,6 196,6 1.748,4 9.342,3 1.626,3 218,9 286,0 498,5 1.601,5 0,0 0,0 0,0 15.883,1Ñupuco 7.054,5 504,3 3.203,1 1.299,7 103,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 12.165,0PLUSPETROL 2/ 19.159,0 17,0 3.381,0 58.726,0 22.800,0 61.075,0 55.474,0 9.736,0 591,0 12.908,0 7.238,0 -126,0 250.979,0Bermejo 19.159,0 17,0 3.381,0 11.550,0 -23,0 -4.137,0 -92,0 -6,0 -25,0 -1,0 547,0 -165,0 30.205,0Tajibo/Tacobo 0,0 0,0 0,0 8.934,0 1.068,0 13.851,0 13.520,0 589,0 546,0 10.461,0 9.627,0 82,0 58.678,0Huayco 0,0 0,0 0,0 18.623,0 6.939,0 76,0 1.544,0 40,0 63,0 67,0 67,0 23,0 27.442,0Madrejones 0,0 0,0 0,0 6.770,0 9.556,0 40.397,0 37.544,0 8.809,0 -133,0 2.024,0 -3.258,0 -131,0 101.578,0Río Seco y otros 0,0 0,0 0,0 12.849,0 5.260,0 10.888,0 2.958,0 304,0 140,0 357,0 255,0 65,0 33.076,0CHACO 0,0 0,0 41.416,5 52.893,5 31.648,7 41.408,9 50.892,9 34.362,6 44.628,6 21.850,7 54.578,7 2.169,4 375.850,8Vuelta Grande 0,0 0,0 208,4 209,5 144,0 2.271,4 1.400,8 3.500,0 4.351,8 3.584,4 847,5 15,3 16.533,1Bulo Bulo 0,0 0,0 2.262,4 22.424,0 18.776,9 34.460,4 2.267,2 132,5 2.750,4 156,5 61,5 0,6 83.292,3Carrasco 0,0 0,0 28.749,9 8.083,8 9.633,6 862,0 20.443,6 4.011,2 2.751,8 -1.203,3 5.955,9 1.646,1 80.934,7Carrasco FW 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Los Cusis 0,0 0,0 8.531,5 9.740,4 1.178,6 153,9 2.853,3 7.115,3 2.515,5 1.817,1 384,4 -3,4 34.286,5Kanata 0,0 0,0 5.293,4 23.075,0 95,3 28.463,7Kanata Norte 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Kanata FW 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0San Roque 0,0 0,0 45,3 17,0 835,8 308,7 160,1 241,7 2.466,7 -235,9 0,9 3.840,2H. Suarez R. 0,0 0,0 181,2 1.481,9 550,4 1.342,7 -696,2 590,8 1.035,7 7.927,8 1.992,9 -4,4 14.402,7Montecristo 0,0 0,0 6,2 0,0 1,0 1,1 0,0 0,0 0,5 0,0 0,0 8,7Patujusal 0,0 0,0 1.113,8 10.837,1 510,6 1.978,5 24.305,5 8.624,1 6.161,8 -6.084,0 188,8 -2,4 47.633,9Patujusal Oeste 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Chimoré 0,0 0,0 317,9 99,8 17,8 30,3 158,5 10.147,1 22.595,0 10.594,4 22.071,9 422,3 66.455,0ANDINA 0,0 0,0 24.946,9 39.801,3 65.313,6 33.339,9 45.061,0 24.268,4 14.747,7 13.199,4 12.272,1 656,1 273.606,3Río Grande 0,0 0,0 13.598,3 12.997,0 21.075,8 10.258,6 20.549,4 4.728,9 3.291,6 3.097,8 3.427,2 123,5 93.148,2Sirari 0,0 0,0 1.876,6 1.530,7 4.572,9 2.125,2 2.338,8 870,4 905,9 837,8 2.193,4 372,0 17.623,6Víbora 0,0 0,0 4.860,3 19.558,4 14.632,0 8.027,1 4.967,9 5.681,6 3.366,8 6.279,6 3.667,1 50,2 71.091,2Yapacaní 0,0 0,0 3.226,1 828,3 5.972,2 1.967,3 9.774,8 4.951,1 1.009,0 470,6 715,2 65,7 28.980,2La Peña/Tundy 0,0 0,0 1.385,6 4.587,5 14.004,8 8.603,5 2.902,5 6.526,4 5.997,6 1.242,3 1.951,2 35,4 47.236,9Los Sauces 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 200,3 3.005,5 1.424,3 15,4 49,1 2,1 0,0 4.696,6Guairuy 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 120,4 0,0 120,4A. Negro/Los Penocos 0,0 0,0 0,0 299,4 5.055,8 2.157,7 1.522,1 85,7 161,5 1.222,2 195,5 9,3 10.709,2TOTAL 0,0 0,0 7.276,8 34.534,4 29.481,0 44.535,9 10.602,6 28.535,1 35.242,1 31.100,7 6.847,9 2.831,4 230.987,9Itau 0,0 0,0 7.264,3 30.670,0 25.922,3 37.185,6 10.444,9 28.535,1 19.883,1 1.937,5 3.899,3 2.118,0 167.860,1Incahuasi 0,0 0,0 12,6 3.864,4 3.558,7 7.350,3 157,7 0,0 15.359,0 29.163,2 2.948,6 713,4 63.127,8TRANSREDES 0,0 0,0 1.910,8 15.418,8 34.850,8 42.875,5 67.462,0 84.661,3 16.498,6 28.882,7 29.284,7 8.506,2 330.351,5TOTAL GENERAL 39.802,0 54.809,2 132.379,5 378.812,6 346.048,8 422.060,8 385.379,6 379.342,3 314.602,6 242.446,5 228.164,7 123.202,9 3.047.051,41/ Incluye campos Surubí BM, Surubí Norte BM, Surubí BB y Paloma.2/ Mantiene registros contables por bloques petroleros por bloques

CUADRO N° 3INVERSIONES REPORTADAS POR EL OPERADOR

(En miles de dólares americanos)

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 TOTALPETROBRAS BOL. 0,0 -12.000,0 1.452,2 17.355,3 36.969,1 85.642,3 97.245,1 108.118,8 133.915,0 39.208,0 6.418,4 38.015,3 552.339,6San Alberto 0,0 -12.000,0 0,0 14.888,7 28.823,6 59.594,6 92.035,9 50.863,5 7.851,0 24.761,8 1.387,6 15.368,7 283.575,6Sábalo 0,0 0,0 1.452,2 2.466,7 8.145,4 26.047,7 5.209,2 57.255,3 126.064,0 14.446,2 5.030,8 22.646,6 268.764,0REPSOL 0,0 53.838,0 19.829,0 62.016,0 46.830,0 49.184,0 16.326,0 52.234,0 25.896,0 74.450,0 50.654,0 37.889,0 489.146,0Margarita 0,0 0,0 227,0 15.859,0 17.979,0 17.660,0 -6.690,0 23.242,0 6.349,0 55.476,0 16.411,0 17.104,0 163.617,0Bloque Mamoré 1/ 0,0 53.838,0 18.355,0 38.029,0 21.933,0 19.665,0 23.047,0 28.974,0 19.540,0 18.974,0 34.243,0 20.785,0 297.383,0Monteagudo 0,0 0,0 1.247,0 6.928,0 6.918,0 11.840,0 -33,0 12,0 7,0 0,0 0,0 0,0 26.919,0Cambeiti 0,0 0,0 0,0 1.200,0 0,0 19,0 2,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1.221,0Itatiqui 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6,0BG 0,0 0,0 7.490,2 17.013,3 12.254,0 326,7 14.454,5 6.682,1 4.856,3 2.020,2 7.420,2 337,4 72.854,9Escondido 0,0 0,0 1.663,3 5.318,5 1.035,4 0,0 3.334,4 1.804,6 173,2 299,4 1.936,4 -5,9 15.559,3Ibibobo 0,0 0,0 0,0 437,2 0,0 0,0 0,0 147,2 3.323,5 0,0 0,0 0,0 3.907,9La Vertiente 0,0 0,0 137,8 77,2 319,2 16,8 9.158,3 328,6 963,4 261,0 4.771,5 302,7 16.336,5Los Suris 0,0 0,0 712,0 7.974,0 3.873,6 29,8 1.481,7 3.573,4 49,0 1,6 0,0 0,0 17.695,1Palo Marcado 0,0 0,0 4.606,7 2.797,5 6.880,5 13,5 0,0 0,0 0,0 640,9 31,8 0,0 14.970,8Taiguati y otros 0,0 0,0 370,5 408,9 145,2 266,6 480,2 828,3 347,2 817,4 680,4 40,6 4.385,4PETROBRAS ENER. 8.477,4 289,9 6.397,2 27.226,7 6.854,6 2.219,0 -3.634,2 6.657,7 -4,7 3.897,2 3.673,1 4.677,3 66.731,1Colpa/Caranda 8.477,4 289,9 6.397,2 27.226,7 6.854,6 2.219,0 -3.634,2 6.657,7 -4,7 3.897,2 3.673,1 4.677,3 66.731,1VINTAGE 7.054,5 504,3 6.592,6 23.149,4 23.852,4 2.966,2 743,7 2.290,5 51,9 0,0 0,0 0,0 67.205,5Naranjillos 0,0 0,0 1.140,6 12.833,4 20.966,9 2.465,5 743,7 2.099,7 51,9 0,0 0,0 0,0 40.301,8Porvenir 0,0 0,0 607,0 786,1 1.257,9 478,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 3.129,4Chaco Sur 0,0 0,0 1.707,7 8.230,1 1.524,2 22,4 0,0 190,8 0,0 0,0 0,0 0,0 11.675,2Ñupuco 7.054,5 504,3 3.137,2 1.299,7 103,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 12.099,1PLUSPETROL 18.877,0 0,0 -1.234,5 43.705,0 19.461,8 64.220,9 54.444,1 8.625,1 332,8 12.247,3 6.360,8 138,0 227.178,3Bermejo 18.877,0 0,0 -1.267,6 41,8 40,4 43,5 46,4 46,0 46,9 47,9 220,7 -119,8 18.023,2Tajibo/Tacobo 0,0 0,0 7,6 8.526,8 645,4 13.667,0 13.063,4 364,1 300,4 9.832,4 9.301,6 205,9 55.914,5Huayco 0,0 0,0 8,9 16.770,2 5.965,3 221,8 1.361,9 34,2 34,9 35,6 36,7 38,3 24.507,7Madrejones 0,0 0,0 2,1 6.212,1 8.543,9 39.850,6 37.222,6 8.344,2 -102,4 2.052,5 -3.388,3 -88,7 98.648,7Río Seco y otros 0,0 0,0 14,5 12.154,2 4.266,7 10.438,0 2.749,9 -163,4 53,0 279,0 190,1 102,2 30.084,2CHACO 0,0 0,0 34.323,8 49.857,5 310,7 40.879,9 35.453,0 31.729,7 40.084,0 21.850,7 27.913,0 2.169,4 284.571,8Vuelta Grande 0,0 0,0 208,4 209,5 144,0 2.271,4 1.181,3 3.500,0 4.351,8 3.584,4 847,5 15,3 16.313,6Bulo Bulo 0,0 0,0 2.262,4 21.723,9 -10.129,7 34.106,0 2.267,2 132,5 2.750,4 156,5 61,5 0,6 53.331,2Carrasco 0,0 0,0 21.884,2 8.038,7 7.203,8 862,0 7.429,3 4.011,2 2.751,8 -1.203,3 5.955,9 1.646,1 58.579,7Carrasco FW 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Los Cusis 0,0 0,0 8.304,4 9.486,3 1.178,6 153,9 914,9 7.012,3 379,8 1.817,1 384,4 -3,4 29.628,3Kanata 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 5.293,4 2.974,1 95,3 8.362,8Kanata Norte 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Kanata FW 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0San Roque 0,0 0,0 45,3 17,0 834,2 308,7 160,1 241,7 2.466,7 -235,9 0,9 0,0 3.838,6H. Suarez R. 0,0 0,0 181,2 1.419,0 550,4 1.168,0 -696,2 590,8 773,9 7.927,8 1.992,9 -4,4 13.903,3Montecristo 0,0 0,0 6,2 0,0 1,0 1,1 0,0 0,0 0,0 0,5 0,0 0,0 8,7Patujusal 0,0 0,0 1.113,8 8.863,3 510,6 1.978,5 24.037,9 8.414,7 4.014,6 -6.084,0 188,8 -2,4 43.035,8Patujusal Oeste 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Chimoré 0,0 0,0 317,9 99,8 17,8 30,3 158,5 7.826,6 22.595,0 10.594,4 15.507,0 422,3 57.569,6ANDINA 2/ 0,0 0,0 24.946,9 39.801,2 -100.856,4 33.339,9 45.061,0 24.268,4 14.747,7 13.199,4 12.272,1 -35.663,9 71.116,2Río Grande 0,0 0,0 13.598,3 12.997,0 -39.829,9 10.258,6 20.549,4 4.728,9 3.291,6 3.097,8 3.427,2 -11.383,2 20.735,7Sirari 0,0 0,0 1.876,6 1.530,7 -5.622,7 2.125,2 2.338,8 870,4 905,9 837,8 2.193,4 -2.068,1 4.988,0Víbora 0,0 0,0 4.860,3 19.558,4 -35.260,1 8.027,1 4.967,9 5.681,6 3.366,8 6.279,6 3.667,1 -8.056,7 13.092,1Yapacaní 0,0 0,0 3.226,1 828,3 -6.838,0 1.967,3 9.774,8 4.951,1 1.009,0 470,6 715,2 -4.730,0 11.374,3La Peña/Tundy 0,0 0,0 1.385,6 4.587,5 -11.519,5 8.603,5 2.902,5 6.526,4 5.997,6 1.242,3 1.951,2 -6.861,7 14.815,5Los Sauces 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 200,3 3.005,5 1.424,3 15,4 49,1 2,1 -1.188,3 3.508,2Guairuy 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 120,4 -30,5 89,9A. Negro/Los Penocos 0,0 299,3 -1.786,1 2.157,7 1.522,1 85,7 161,5 1.222,2 195,5 -1.345,4 2.512,5TOTAL 0,0 0,0 5.627,0 26.944,3 23.017,9 34.896,8 8.207,5 22.062,2 28.216,0 25.884,2 5.480,4 2.234,1 182.570,3Itau 0,0 0,0 5.616,5 23.712,9 20.042,1 28.750,4 8.075,6 22.062,2 15.372,8 1.498,0 3.014,8 1.637,6 129.782,9Incahuasi 0,0 0,0 10,5 3.231,4 2.975,8 6.146,3 131,9 0,0 12.843,2 24.386,2 2.465,6 596,5 52.787,4TRANSREDES 0,0 0,0 3.825,4 25.908,3 37.023,4 35.407,6 12.075,4 56.810,2 27.685,6 25.613,2 43.532,2 6.241,3 274.122,6TOTAL GENERAL 34.408,9 42.632,2 109.249,9 332.977,0 105.717,3 349.083,2 280.376,2 319.478,7 275.780,6 218.370,2 163.724,1 56.038,0 2.287.836,31/ Incluye campos Surubí BM, Surubí Norte BM, Surubí BB y Paloma.2/ No incluye los campos Camiri y Cascabel

CUADRO N° 4INVERSIONES DEL OPERADOR AJUSTADAS POR AUDITORIA


1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 TOTALPETROBRAS BOL. 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 311,3 5.409,3 4.362,1 4.670,8 14.826,4 28.763,1 17.728,1 76.071,1San Alberto 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 311,3 5.409,3 4.362,1 4.602,8 6.304,4 10.878,1 2.256,1 34.124,1Sábalo 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 68,0 8.522,0 17.885,0 15.472,0 41.947,0REPSOL 0,0 0,0 0,0 0,0 72,0 319,0 10.181,0 29.565,0 13.372,0 12.612,0 20.777,0 50.476,0 137.374,0Margarita 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 195,0 2.437,0 446,0 91,0 2.540,0 11.205,0 16.914,0Bloque Mamoré 1/ 0,0 0,0 0,0 0,0 1,0 0,0 5.806,0 16.943,0 8.258,0 11.096,0 17.759,0 38.782,0 98.645,0Monteagudo 0,0 0,0 0,0 0,0 71,0 319,0 4.111,0 10.000,0 3.879,0 1.222,0 293,0 309,0 20.204,0Cambeiti 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 17,0 83,0 59,0 207,0 185,0 180,0 731,0Itatiqui 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 52,0 102,0 730,0 -4,0 0,0 0,0 880,0BG 0,0 0,0 23,9 113,5 410,7 2.171,7 2.977,8 5.303,3 8.352,8 8.308,1 3.149,4 4.594,6 35.405,7Escondido 0,0 0,0 0,0 20,9 250,3 250,3 250,3 1.053,0 1.792,1 1.585,0 1.483,0 1.841,4 8.526,1Ibibobo 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0La Vertiente 0,0 0,0 23,9 92,6 160,5 185,6 270,6 1.531,3 2.532,3 2.681,5 1.271,7 2.345,6 11.095,7Los Suris 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1.735,8 2.457,0 2.719,0 4.028,4 4.041,5 394,7 325,4 15.701,7Palo Marcado 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Taiguati y otros 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 82,2 82,2PETROBRAS ENER. 5.930,8 -984,6 1.713,0 4.819,7 4.361,3 4.815,9 1.765,5 8.551,0 7.053,2 2.938,5 7.419,0 5.279,5 53.662,7Colpa/Caranda 5.930,8 -984,6 1.713,0 4.819,7 4.361,3 4.815,9 1.765,5 8.551,0 7.053,2 2.938,5 7.419,0 5.279,5 53.662,7VINTAGE 0,0 452,0 1.071,6 1.593,8 4.530,0 7.814,7 2.089,7 2.217,8 1.592,8 1.563,2 1.047,2 0,0 23.972,9Naranjillos 0,0 0,0 0,0 0,2 66,6 840,4 609,2 609,2 577,8 304,5 731,3 0,0 3.739,2Porvenir 0,0 0,0 188,6 660,3 4.216,6 5.705,4 646,9 985,8 540,7 651,2 52,5 0,0 13.647,9Chaco Sur 0,0 0,0 0,0 0,0 222,2 749,3 494,4 349,2 231,6 237,5 208,8 0,0 2.492,9Ñupuco 0,0 452,0 883,0 933,4 24,6 519,6 339,3 273,7 242,8 369,9 54,6 0,0 4.092,9PLUSPETROL 0,0 0,0 0,0 636,6 584,4 649,3 522,9 3.869,5 9.276,2 4.620,3 3.849,8 14.077,6 38.086,6Bermejo 0,0 0,0 0,0 636,6 475,9 490,3 331,0 3.625,1 1.244,6 620,4 505,1 1.275,8 9.204,9Tajibo/Tacobo 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,0 4.531,0 4.532,0Huayco 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Madrejones 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 7.942,8 3.937,4 3.278,1 8.005,9 23.164,3Río Seco y otros 0,0 0,0 0,0 0,0 108,5 159,0 191,9 244,5 88,8 62,4 65,5 264,9 1.185,4EMPRESA CHACO 0,0 0,0 14.728,6 14.139,0 14.669,3 15.209,5 20.371,3 24.185,9 23.643,9 25.352,8 17.823,4 2.061,3 172.185,0Vuelta Grande 0,0 0,0 2.703,1 1.844,2 2.117,4 1.994,5 3.095,3 1.689,9 2.095,1 3.128,2 3.345,2 445,3 22.458,1Bulo Bulo 0,0 0,0 579,6 0,7 0,7 784,9 4.376,3 7.522,1 7.357,7 7.734,0 4.957,0 509,4 33.822,4Carrasco 0,0 0,0 5.536,5 3.348,1 3.820,8 4.019,6 2.005,0 3.030,2 2.716,4 3.417,6 2.344,3 184,1 30.422,7Carrasco FW 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Los Cusis 0,0 0,0 1.103,0 4.874,8 3.344,6 3.213,4 3.642,1 3.453,5 2.981,6 2.366,5 1.039,5 132,9 26.152,0Kanata 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Kanata Norte 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Kanata FW 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0San Roque 0,0 0,0 2.633,7 1.090,0 1.055,7 763,2 569,8 482,0 379,0 313,3 328,7 35,4 7.650,8H. Suarez R. 0,0 0,0 884,4 856,7 825,4 1.021,7 -1.139,2 -47,5 169,0 265,0 346,0 49,7 3.231,2Montecristo 0,0 0,0 83,7 33,4 481,9 3,4 -2,1 0,7 0,5 0,5 0,5 0,0 602,5Patujusal 0,0 0,0 1.204,6 2.091,2 3.022,9 3.408,8 7.824,1 7.762,3 6.653,7 5.369,8 2.432,9 312,6 40.083,1Patujusal Oeste 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Chimoré 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 292,6 1.290,8 2.757,9 3.029,3 391,7 7.762,4ANDINA 0,0 0,0 0,0 8.420,5 8.082,4 14.803,7 18.270,0 25.005,9 26.723,1 1.819,1 5.197,4 47.277,6 155.599,8Río Grande 0,0 0,0 0,0 2.294,8 2.202,7 2.544,0 4.708,3 8.106,3 8.296,1 183,4 437,2 13.438,1 42.211,0Sirari 0,0 0,0 0,0 711,2 682,7 2.128,6 2.461,8 2.390,2 2.286,4 13,3 75,8 2.822,8 13.572,9Víbora 0,0 0,0 0,0 2.146,8 2.060,6 5.693,0 6.147,6 6.359,2 8.066,6 91,2 141,7 9.789,9 40.496,6Yapacaní 0,0 0,0 0,0 396,5 380,5 337,6 136,3 131,6 1.087,7 18,3 46,1 4.416,7 6.951,3La Peña/Tundy 0,0 0,0 0,0 1.790,8 1.718,9 4.100,4 3.111,3 3.435,0 4.043,2 367,4 419,6 13.850,3 32.837,0Los Sauces 0,0 0,0 0,0 81,3 78,0 0,0 0,0 45,6 851,2 3,3 15,9 366,5 1.441,8Camiri 0,0 0,0 0,0 476,3 457,1 0,0 712,9 910,3 912,6 903,7 3.926,6 137,5 8.437,0Guairuy 0,0 0,0 0,0 59,5 57,1 0,0 120,0 251,6 199,9 207,9 12,9 177,0 1.086,0A. Negro/Los Penocos 0,0 0,0 0,0 463,4 444,8 0,0 871,6 3.376,1 979,5 30,6 121,6 2.278,7 8.566,3TOTAL 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Itau 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Incahuasi 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0TRANSREDES 0,0 0,0 2.780,6 4.840,6 5.162,0 5.680,9 6.407,9 6.765,5 7.182,6 6.456,0 7.594,3 2.716,1 55.586,5TOTAL GENERAL 5.930,8 -532,6 20.317,7 34.563,8 37.872,2 51.776,1 67.995,4 109.826,0 101.867,3 78.496,3 95.620,5 144.210,8 747.944,31/ Incluye campos Surubí BM, Surubí Norte BM, Surubí BB y Paloma.

AMORTIZACIONES Y DEPRECIACIONES REPORTADAS POR EL OPERADOR(En miles de dólares americanos)

CUADRO N° 5

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 TOTALPETROBRAS BOL. 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 311,3 5.409,3 4.362,1 4.668,8 14.582,0 28.250,1 17.284,4 74.868,0San Alberto 1/ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 311,3 5.409,3 4.362,1 4.602,8 6.304,4 10.878,1 2.256,1 34.124,1Sábalo 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 66,0 8.277,6 17.372,0 15.028,2 40.743,9REPSOL 0,0 0,0 0,0 0,0 72,0 18.423,0 14.695,0 22.225,0 16.263,0 15.617,0 18.348,0 45.262,0 150.905,0Margarita 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 -970,0 -1,0 2.634,0 273,0 91,0 2.687,0 9.595,0 14.309,0Bloque Mamoré 2/ 0,0 0,0 0,0 0,0 1,0 18.796,0 10.553,0 10.240,0 10.003,0 10.910,0 15.171,0 35.135,0 110.809,0Monteagudo 0,0 0,0 0,0 0,0 71,0 597,0 4.074,0 9.166,0 5.198,0 4.413,0 305,0 352,0 24.176,0Cambeiti 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 17,0 83,0 59,0 207,0 185,0 180,0 731,0Itatiqui 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 52,0 102,0 730,0 -4,0 0,0 0,0 880,0BG 0,0 0,0 23,9 113,5 410,7 2.171,7 2.977,8 5.303,3 8.352,8 8.308,1 3.149,4 4.594,6 35.405,8Escondido 0,0 0,0 0,0 20,9 250,3 250,3 250,3 1.053,0 1.792,1 1.585,0 1.483,0 1.841,4 8.526,2Ibibobo 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0La Vertiente 0,0 0,0 23,9 92,6 160,5 185,6 270,6 1.531,3 2.532,3 2.681,5 1.271,7 2.345,6 11.095,7Los Suris 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1.735,8 2.457,0 2.719,0 4.028,4 4.041,5 394,7 325,4 15.701,7Palo Marcado 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Taiguati y otros 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 82,2 82,2PETROBRAS ENER. 4.352,4 -722,6 1.257,1 3.537,1 3.200,6 3.534,3 1.295,7 6.275,4 5.176,1 2.156,5 5.444,6 3.874,5 39.381,6Colpa/Caranda 4.352,4 -722,6 1.257,1 3.537,1 3.200,6 3.534,3 1.295,7 6.275,4 5.176,1 2.156,5 5.444,6 3.874,5 39.381,6VINTAGE 0,0 451,9 1.071,6 1.593,8 1.564,7 3.996,1 2.626,9 1.658,7 1.387,3 1.579,4 1.205,4 498,8 17.634,7Naranjillos 0,0 0,0 0,0 0,2 86,7 434,9 536,0 401,0 488,8 542,5 596,6 230,4 3.317,2Porvenir 0,0 0,0 188,6 660,3 588,9 867,3 472,7 113,0 80,6 97,0 7,8 0,0 3.076,2Chaco Sur 0,0 0,0 0,0 0,0 552,4 2.256,4 1.332,3 916,1 616,0 632,0 555,6 162,2 7.023,0Ñupuco 0,0 451,9 883,0 933,4 336,6 437,5 285,9 228,6 202,0 307,9 45,4 106,2 4.218,3PLUSPETROL 0,0 0,0 0,0 636,6 584,4 649,3 522,9 3.869,5 9.276,2 4.620,3 3.849,8 14.077,6 38.086,6Bermejo 0,0 0,0 0,0 636,6 475,9 490,3 331,0 3.625,1 1.244,6 620,4 505,1 1.275,8 9.204,9Tajibo/Tacobo 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,0 4.531,0 4.532,0Huayco 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Madrejones 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 7.942,8 3.937,4 3.278,1 8.005,9 23.164,3Río Seco y otros 0,0 0,0 0,0 0,0 108,5 159,0 191,9 244,5 88,8 62,4 65,5 264,9 1.185,4CHACO 0,0 0,0 1.873,6 7.532,5 6.502,7 8.128,6 17.321,7 16.883,0 13.847,0 11.849,2 11.631,9 1.121,0 96.691,3Vuelta Grande 0,0 0,0 5,1 7,5 11,9 62,0 134,3 140,6 258,3 489,2 541,4 70,0 1.720,3Bulo Bulo 0,0 0,0 13,1 0,0 0,0 772,4 2.349,0 2.727,3 2.439,9 1.549,4 2.109,1 163,1 12.123,4Carrasco 0,0 0,0 971,9 2.143,7 1.768,1 2.015,6 1.832,8 2.085,3 2.160,7 1.090,2 1.971,7 222,2 16.262,2Carrasco FW 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Los Cusis 0,0 0,0 733,9 4.021,5 2.636,4 2.240,5 2.315,3 2.946,9 2.565,4 1.431,9 1.403,5 120,9 20.416,1Kanata 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 286,2 388,3 35,9 710,4Kanata Norte 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Kanata FW 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0San Roque 0,0 0,0 2,8 3,3 44,2 39,4 31,3 31,0 70,0 42,9 52,6 5,6 323,0H. Suarez R. 0,0 0,0 29,4 243,1 438,3 1.384,6 -65,3 362,1 152,5 954,7 1.033,8 97,8 4.631,1Montecristo 0,0 0,0 0,2 0,1 4,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 4,4Patujusal 0,0 0,0 117,3 1.113,3 1.599,7 1.614,1 10.724,3 8.408,7 4.821,5 2.832,2 2.558,0 202,7 33.991,8Patujusal Oeste 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Chimoré 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 181,1 1.378,7 3.172,4 1.573,6 202,8 6.508,6ANDINA 0,0 0,0 1.911,7 1.662,5 -1.677,7 46,1 2.068,9 3.623,6 4.783,0 5.703,4 6.946,1 298,9 25.366,4Río Grande 0,0 0,0 282,8 388,1 -279,4 -127,4 1.236,5 1.045,5 1.281,7 1.864,6 2.302,0 91,3 8.085,6Sirari 0,0 0,0 128,5 225,1 -155,5 -20,0 121,7 154,0 150,6 207,1 447,0 23,5 1.282,0Víbora 0,0 0,0 563,1 964,9 -699,0 -202,2 96,3 447,3 740,6 1.135,2 1.523,5 65,0 4.634,8Yapacaní 0,0 0,0 23,7 29,7 -18,9 -1,9 15,8 210,0 204,3 346,2 383,0 22,9 1.214,9La Peña/Tundy 0,0 0,0 103,2 822,2 -507,1 264,9 380,4 902,9 2.089,1 1.493,2 1.604,8 59,1 7.212,8Los Sauces 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 34,5 722,8 141,4 219,4 246,1 22,1 1.386,4Cascabel 0,0 0,0 810,5 -767,6 -0,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 42,4Camiri 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Guairuy 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0A. Negro/Los Penocos 0,0 0,0 0,0 0 -17,2 132,7 183,6 141,2 175,1 437,6 439,6 14,9 1.507,5TOTAL 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Itau 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Incahuasi 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0TRANSREDES 0,0 0,0 2.780,6 4.840,6 5.162,0 5.680,9 6.407,9 6.765,5 7.182,6 6.456,0 7.594,3 2.716,1 55.586,5TOTAL GENERAL 4.352,4 -270,7 8.918,5 19.916,6 15.819,5 42.941,3 53.326,1 70.966,0 70.936,9 70.871,8 86.419,5 89.727,9 533.925,91/ No se ajustaron debido a que las amortizaciones del operador están por debajo de los saldos reales acumulados.2/ Incluye campos Surubí BM, Surubí Norte BM, Surubí BB y Paloma.


CUADRO N° 6AMORTIZACIONES Y DEPRECIACIONES AJUSTADAS POR AUDITORIA

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 TOTALPETROBRAS BOL. 0,0 0,0 402,5 6.114,4 2.327,2 7.911,7 18.986,4 42.772,2 56.317,0 175.702,8 238.842,8 477.445,6 1.026.822,6San Alberto 0,0 0,0 402,5 5.863,1 2.317,3 7.715,7 16.497,5 36.449,1 49.430,3 69.925,8 74.213,8 96.673,1 359.488,3Sábalo 0,0 0,0 0,0 251,4 9,9 196,0 2.488,9 6.323,0 6.886,7 105.777,0 164.629,0 380.772,5 667.334,4REPSOL 0,0 0,0 1.915,0 5.623,0 12.862,0 -418,0 40.253,0 69.441,0 49.446,0 48.157,0 63.156,0 194.389,0 484.824,0Margarita 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2.152,0 2.300,0 450,0 122,0 7.571,0 74.092,0 86.687,0Bloque Mamoré 1/ 0,0 0,0 1.915,0 5.347,0 12.160,0 -663,0 32.072,0 53.783,0 40.585,0 42.907,0 53.542,0 117.314,0 358.962,0Monteagudo 0,0 0,0 0,0 273,0 693,0 251,0 5.808,0 12.845,0 7.118,0 3.655,0 1.381,0 2.275,0 34.299,0Cambeiti 0,0 0,0 0,0 0,0 9,0 -6,0 111,0 189,0 270,0 447,0 391,0 528,0 1.939,0Itatiqui 0,0 0,0 0,0 3,0 0,0 0,0 110,0 324,0 1.023,0 1.026,0 271,0 180,0 2.937,0BG 2/ 0,0 0,0 2.055,4 3.591,0 4.907,0 3.146,6 2.068,0 5.298,2 7.415,3 6.643,2 8.807,8 12.395,2 56.327,7Escondido 0,0 0,0 84,6 88,2 49,5 56,7 109,6 332,7 1.425,1 1.227,8 1.144,6 2.653,0 7.171,9Ibibobo 0,0 0,0 48,5 0,1 0,0 0,2 13,3 1,1 0,0 10,6 41,8 43,7 159,2La Vertiente 0,0 0,0 1.881,6 3.472,7 4.828,1 3.048,6 1.833,7 4.479,7 4.076,8 4.492,0 6.216,0 9.082,0 43.411,1Los Suris 0,0 0,0 16,2 17,6 17,0 39,7 71,4 465,2 1.589,0 889,6 1.325,7 580,4 5.011,8Palo Marcado 0,0 0,0 21,1 9,9 9,4 1,3 24,9 13,0 0,0 0,0 0,0 0,0 79,8Taiguati y otros 0,0 0,0 3,5 2,5 2,9 0,2 15,0 6,5 324,4 23,1 79,6 36,1 493,9PETROBRAS ENER. 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 8.117,6 275.999,9Colpa/Caranda 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 8.117,6 275.999,9VINTAGE 3.625,1 5.187,2 3.697,4 5.785,5 6.629,9 11.300,4 10.341,1 8.665,6 9.124,6 12.275,9 11.539,4 6.389,4 94.561,5Naranjillos 0,0 0,0 0,0 0,0 1.641,5 2.628,7 3.982,2 3.226,1 3.965,7 5.580,0 6.376,8 3.237,5 30.638,5Porvenir 2.717,4 2.468,8 1.452,2 2.764,9 1.850,8 1.883,2 1.429,2 1.205,6 1.218,1 1.248,2 838,6 299,2 19.376,3Chaco Sur 0,0 0,0 0,0 0,0 1.957,5 3.195,7 2.404,0 2.130,5 1.742,4 1.870,6 2.876,4 1.006,8 17.184,1Ñupuco 907,7 2.718,4 2.245,2 3.020,6 1.180,1 3.592,7 2.525,7 2.103,4 2.198,4 3.577,0 1.447,6 1.845,8 27.362,6PLUSPETROL 0,0 0,0 0,0 3.682,0 39.418,0 4.642,0 4.891,0 7.290,0 15.433,0 7.684,0 5.498,0 31.538,0 120.076,0Bermejo 0,0 0,0 0,0 3.010,0 2.630,0 1.192,0 1.287,0 4.295,0 2.194,0 1.551,0 1.173,0 3.066,0 20.398,0Tajibo/Tacobo 0,0 0,0 0,0 311,0 8.788,0 583,0 973,0 706,0 189,0 189,0 521,0 20.400,0 32.660,0Huayco 0,0 0,0 0,0 93,0 11.498,0 840,0 188,0 27,0 29,0 187,0 76,0 11,0 12.949,0Madrejones 0,0 0,0 0,0 175,0 6.656,0 1.042,0 1.830,0 2.095,0 12.948,0 5.591,0 3.656,0 8.050,0 42.043,0Río Seco y otros 0,0 0,0 0,0 93,0 9.846,0 985,0 613,0 167,0 73,0 166,0 72,0 11,0 12.026,0CHACO 0,0 0,0 64.487,1 67.940,3 59.763,7 72.868,4 87.487,9 93.645,8 94.893,4 101.893,9 142.215,6 14.639,4 799.835,6Vuelta Grande 0,0 0,0 13.873,2 15.672,4 20.072,3 24.449,2 27.209,3 18.816,6 20.017,9 23.939,9 34.098,6 4.123,2 202.272,6Bulo Bulo 0,0 0,0 1.773,5 2.930,8 -2.810,3 8.549,1 26.913,2 36.579,1 34.741,2 31.013,7 51.917,3 3.962,9 195.570,4Carrasco 0,0 0,0 28.050,3 26.843,7 19.075,9 15.410,0 6.842,0 8.953,9 8.844,3 9.367,6 12.501,4 1.407,7 137.296,8Carrasco FW 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Los Cusis 0,0 0,0 3.808,9 7.050,2 6.339,5 6.426,1 6.466,3 5.800,2 4.952,9 4.501,3 4.508,5 339,6 50.193,4Kanata 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Kanata Norte 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Kanata FW 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0San Roque 0,0 0,0 8.273,2 8.843,4 8.314,6 7.709,8 3.768,5 3.829,1 3.372,0 2.474,2 4.301,5 474,5 51.360,7H. Suarez R. 0,0 0,0 1.757 1.317 1.337 1.666 -317 158 359 726 2.485 250 9.737,7Montecristo 0,0 0,0 193,2 116,6 582,1 144,0 116,3 104,2 109,2 99,4 163,3 11,7 1.640,1Patujusal 0,0 0,0 6.751,8 5.143,0 6.853,1 8.514,3 16.482,3 16.394,2 12.705,8 10.179,3 9.477,4 737,2 93.238,3Patujusal Oeste 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Chimoré 0,0 0,0 5,8 23,5 0,0 0,0 6,7 3.010,2 9.791,5 19.592,7 22.762,8 3.332,3 58.525,5EMPRESA ANDINA 3/ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Río Grande 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Sirari 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Víbora 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Yapacaní 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0La Peña/Tundy 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Los Sauces 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Guairuy 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0A. Negro/Los Penocos 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Cascabel 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Camiri 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0TOTAL 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Itau (en retención) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Incahuasi, idem 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0TRANSREDES 3/ 0,0 0,0 12.338,6 24.957,5 26.516,1 28.291,1 27.087,3 26.753,7 28.166,9 27.228,5 27.200,1 8.784,3 237.324,1TOTAL GENERAL 27.978,0 29.540,1 109.248,9 142.046,7 176.776,9 152.095,2 215.467,6 278.219,4 285.149,3 403.938,2 521.612,7 753.698,5 3.095.771,41/ Incluye campos Surubí BM, Surubí Norte BM, Surubí BB y Paloma.2/ Incluye costos administrativos 3/ No reportado por la operadora 4/ Costos de administración

CUADRO N° 7COSTOS OPERATIVOS DE PRODUCCION REPORTADOS POR EL OPERADOR


1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 TOTALPETROBRAS BOL. 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 29,4 2.183,9 39.734,8 53.914,3 146.539,6 212.965,8 451.022,3 906.390,1San Alberto 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 36.089,2 47.172,4 44.381,2 50.939,3 74.752,3 253.334,5Sábalo 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 29,4 2.183,9 3.645,5 6.741,9 102.158,4 162.026,5 376.270,0 653.055,6REPSOL 0,0 0,0 1.915,0 13.883,0 28.817,0 41.361,0 53.923,0 62.279,0 52.194,0 50.490,0 58.405,0 176.513,0 539.780,0Margarita 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 113,0 727,0 2.634,0 278,0 86,0 7.999,0 59.751,0 71.588,0Bloque Mamoré 1/ 0,0 0,0 1.915,0 13.637,0 27.847,0 38.946,0 46.310,0 47.062,0 42.148,0 42.779,0 48.531,0 113.797,0 422.972,0Monteagudo 0,0 0,0 0,0 243,0 948,0 2.284,0 6.656,0 12.073,0 8.484,0 6.892,0 1.390,0 2.288,0 41.258,0Cambeiti 0,0 0,0 0,0 0,0 22,0 18,0 120,0 186,0 273,0 446,0 377,0 497,0 1.939,0Itatiqui 0,0 0,0 0,0 3,0 0,0 0,0 110,0 324,0 1.011,0 287,0 108,0 180,0 2.023,0BG 2/ 0,0 0,0 2.055,4 3.591,0 4.907,0 3.146,6 2.068,0 5.298,2 7.415,3 6.643,2 8.807,8 12.395,2 56.327,7Escondido 0,0 0,0 84,6 88,2 49,5 56,7 109,6 332,7 1.425,1 1.227,8 1.144,6 2.653,0 7.171,9Ibibobo 0,0 0,0 48,5 0,1 0,0 0,2 13,3 1,1 0,0 10,6 41,8 43,7 159,2La Vertiente 0,0 0,0 1.881,6 3.472,7 4.828,1 3.048,6 1.833,7 4.479,7 4.076,8 4.492,0 6.216,0 9.082,0 43.411,1Los Suris 0,0 0,0 16,2 17,6 17,0 39,7 71,4 465,2 1.589,0 889,6 1.325,7 580,4 5.011,8Palo Marcado 0,0 0,0 21,1 9,9 9,4 1,3 24,9 13,0 0,0 0,0 0,0 0,0 79,8Taiguati y otros 0,0 0,0 3,5 2,5 2,9 0,2 15,0 6,5 324,4 23,1 79,6 36,1 493,9PETROBRAS ENER. 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 8.117,6 275.999,9Colpa/Caranda 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 24.352,9 8.117,6 275.999,9VINTAGE 3.635,1 5.187,2 3.697,4 5.785,5 6.629,9 11.300,4 10.341,1 8.665,6 9.124,6 12.275,9 11.539,4 6.389,4 94.571,5Naranjillos 0,0 0,0 0,0 0,0 1.641,5 2.628,7 3.982,2 3.226,1 3.965,7 5.580,0 6.376,8 3.237,5 30.638,5Porvenir 2.727,4 2.468,8 1.452,2 2.764,9 1.850,8 1.883,2 1.429,2 1.205,6 1.218,1 1.248,2 838,6 299,2 19.386,3Chaco Sur 0,0 0,0 0,0 0,0 1.957,5 3.195,7 2.404,0 2.130,5 1.742,4 1.870,6 2.876,4 1.006,8 17.184,1Ñupuco 907,7 2.718,4 2.245,2 3.020,6 1.180,1 3.592,7 2.525,7 2.103,4 2.198,4 3.577,0 1.447,6 1.845,8 27.362,6PLUSPETROL 0,0 0,0 0,0 3.682,0 39.418,0 4.642,0 4.891,0 7.290,0 15.433,0 7.684,0 5.498,0 31.538,0 120.076,0Bermejo 0,0 0,0 0,0 3.010,0 2.630,0 1.192,0 1.287,0 4.295,0 2.194,0 1.551,0 1.173,0 3.066,0 20.398,0Tajibo/Tacobo 0,0 0,0 0,0 311,0 8.788,0 583,0 973,0 706,0 189,0 189,0 521,0 20.400,0 32.660,0Huayco 0,0 0,0 0,0 93,0 11.498,0 840,0 188,0 27,0 29,0 187,0 76,0 11,0 12.949,0Madrejones 0,0 0,0 0,0 175,0 6.656,0 1.042,0 1.830,0 2.095,0 12.948,0 5.591,0 3.656,0 8.050,0 42.043,0Río Seco y otros 0,0 0,0 0,0 93,0 9.846,0 985,0 613,0 167,0 73,0 166,0 72,0 11,0 12.026,0EMPRESA CHACO 3/ 0,0 0,0 64.487,1 67.940,3 59.763,7 72.868,4 87.487,9 93.645,8 94.893,4 101.893,9 142.215,6 14.639,4 799.835,6Vuelta Grande 0,0 0,0 13.873,2 15.672,4 20.072,3 24.449,2 27.209,3 18.816,6 20.017,9 23.939,9 34.098,6 4.123,2 202.272,6Bulo Bulo 0,0 0,0 1.773,5 2.930,8 -2.810,3 8.549,1 26.913,2 36.579,1 34.741,2 31.013,7 51.917,3 3.962,9 195.570,4Carrasco 0,0 0,0 28.050,3 26.843,7 19.075,9 15.410,0 6.842,0 8.953,9 8.844,3 9.367,6 12.501,4 1.407,7 137.296,8Carrasco FW 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Los Cusis 0,0 0,0 3.808,9 7.050,2 6.339,5 6.426,1 6.466,3 5.800,2 4.952,9 4.501,3 4.508,5 339,6 50.193,4Kanata 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Kanata Norte 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Kanata FW 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0San Roque 0,0 0,0 8.273,2 8.843,4 8.314,6 7.709,8 3.768,5 3.829,1 3.372,0 2.474,2 4.301,5 474,5 51.360,7H. Suarez R. 0,0 0,0 1.757,3 1.316,7 1.336,5 1.666,1 -316,8 158,3 358,6 725,8 2.484,8 250,3 9.737,7Montecristo 0,0 0,0 193,2 116,6 582,1 144,0 116,3 104,2 109,2 99,4 163,3 11,7 1.640,1Patujusal 0,0 0,0 6.751,8 5.143,0 6.853,1 8.514,3 16.482,3 16.394,2 12.705,8 10.179,3 9.477,4 737,2 93.238,3Patujusal Oeste 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Chimoré 0,0 0,0 5,8 23,5 0,0 0,0 6,7 3.010,2 9.791,5 19.592,7 22.762,8 3.332,3 58.525,5EMPRESA ANDINA 4/ 0,0 0,0 0,0 49.640,0 47.640,0 81.920,0 110.960,0 121.600,0 137.950,0 95.330,0 129.780,0 194.200,0 969.020,0Río Grande 0,0 0,0 0,0 17.110 16.420 20.890 35.070 49.160 46.330 35.560 49.220 66.670 336.430,0Sirari 0,0 0,0 0,0 6.480 6.220 12.590 18.360 18.610 18.550 8.900 15.540 22.250 127.500,0Víbora 0,0 0,0 0,0 14.470 13.890 33.370 40.210 34.440 37.280 27.440 34.920 47.530 283.550,0Yapacaní 0,0 0,0 0,0 4.510 4.330 4.440 4.670 4.070 16.550 10.920 14.710 24.020 88.220,0La Peña/Tundy 0,0 0,0 0,0 3.760 3.600 9.140 8.250 7.470 8.420 5.880 4.100 20.390 71.010,0Los Sauces 0,0 0,0 0,0 780 750 0 0 70 5.330 1.630 2.720 4.120 15.400,0Camiri 0,0 0,0 0,0 270 260 210 370 660 580 680 680 1.600 5.310,0Cascabel 0,0 0,0 0,0 1.030 990 170 1.980 4.960 2.300 1.450 1.870 4.660 19.410,0Guairuy 0,0 0,0 0,0 30 20 50 20 50 20 30 120 130 470,0A. Negro/Los Penocos 0,0 0,0 0,0 1.200 1.160 1.060 2.030 2.110 2.590 2.840 5.900 2.830 21.720,0TOTAL 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Itau 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Incahuasi 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0TRANSREDES 5/ 0,0 0,0 12.338,6 24.957,5 26.516,1 28.291,1 27.087,3 26.753,7 28.166,9 27.228,5 27.200,1 8.784,3 237.324,1TOTAL GENERAL 27.988,0 29.540,1 108.846,5 193.832,3 238.044,7 267.911,8 323.295,1 389.619,9 423.444,6 472.438,0 620.764,7 903.599,2 3.999.324,81/ Incluye campos Surubí BM, Surubí Norte BM, Surubí BB y Paloma.2/ Incluye costos administrativos 3/ IFPC indica que no es aplicable al opex de Chaco 4/ incluye gastos administrativos y otros 5/ Costos administrativos

CUADRO N° 8COSTOS OPERATIVOS DE PRODUCCION AJUSTADOS POR AUDITORIA


1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 TOTALPETROBRAS BOL. 0,0 0,0 402,5 829,4 1.906,2 8.292,0 1.932,0 6.667,9 7.286,9 11.380,2 10.654,4 16.044,6 65.395,9San Alberto 1/ 0,0 0,0 402,5 578,4 1.896,2 8.096,0 1.242,0 3.889,9 1.712,9 2.957,2 1.038,4 1.316,6 23.129,9Sábalo 0,0 0,0 0,0 251,0 10,0 196,0 690,0 2.778,0 5.574,0 8.423,0 9.616,0 14.728,0 42.266,0REPSOL 0,0 0,0 13.872,0 21.139,0 32.389,0 58.560,0 35.521,0 39.326,0 36.927,0 30.836,0 31.999,0 36.135,0 336.704,0Margarita 0,0 0,0 967,0 1.960,0 7.871,0 6.385,0 6.738,0 5.469,0 6.995,0 10.355,0 9.344,0 13.897,0 69.981,0Bloque Mamoré 2/ 0,0 0,0 12.875,0 18.190,0 21.254,0 46.059,0 13.401,0 26.854,0 21.586,0 15.469,0 18.529,0 18.573,0 212.790,0Monteagudo 0,0 0,0 0,0 780,0 2.757,0 5.618,0 13.976,0 4.605,0 6.199,0 4.272,0 2.985,0 2.340,0 43.532,0Cambeiti 0,0 0,0 0,0 0,0 138,0 323,0 728,0 340,0 602,0 -24,0 143,0 682,0 2.932,0Itatiqui 0,0 0,0 30,0 209,0 369,0 175,0 678,0 2.058,0 1.545,0 764,0 998,0 643,0 7.469,0BG 3/EscondidoIbiboboLa VertienteLos SurisPalo MarcadoTaiguati y otrosPETROBRAS ENER.Colpa/Caranda 4/VINTAGENaranjillos 4/PorvenirChaco SurÑupucoPLUSPETROL 4/BermejoTajibo/TacoboHuaycoMadrejonesRío Seco/Tacobo y otrosCHACO 0,0 0,0 30.876,2 19.600,5 24.353,2 33.865,2 28.142,5 25.193,8 4.967,3 32.218,2 34.312,7 2.808,8 236.338,6Vuelta Grande 0,0 0,0 6.059,5 2.736,8 5.728,7 6.261,5 5.114,1 4.483,7 147,1 5.984,3 6.044,6 590,3 43.150,6Bulo Bulo 0,0 0,0 967,3 503,1 2.739,3 7.556,7 9.540,9 9.749,5 3.339,7 9.372,2 12.161,4 782,5 56.712,7Carrasco 0,0 0,0 7.516,7 9.511,0 8.581,3 5.847,6 3.073,0 2.799,7 261,4 3.785,1 4.021,4 326,4 45.723,7Carrasco FW 0,0 0,0 0,0Los Cusis 0,0 0,0 1.315,1 2.044,9 1.702,7 1.839,9 1.689,3 1.499,9 -454,0 1.286,6 1.408,2 107,2 12.439,6Kanata 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Kanata Norte 0,0 0,0 0,0Kanata FW 0,0 0,0 0,0San Roque 0,0 0,0 3.915,2 1.986,7 2.159,3 1.836,7 1.295,1 1.652,1 -49,6 1.080,2 1.236,4 92,5 15.204,6H. Suarez R. 0,0 0,0 753,3 417,9 478,7 7.425,2 426,4 373,1 -30,3 527,1 810,4 76,5 11.258,2Montecristo 0,0 0,0 328,4 100,8 136,0 178,1 2.278,3 113,3 -27,3 88,0 77,3 5,6 3.278,4Patujusal 0,0 0,0 4.549,9 1.709,1 1.857,8 2.276,2 4.171,9 3.144,2 -348,0 2.284,7 2.730,9 199,8 22.576,5Patujusal Oeste 0,0 0,0 0,0Chimoré 0,0 0,0 5.470,6 590,2 969,4 643,3 553,6 1.378,3 2.128,4 7.810,1 5.822,2 628,2 25.994,2ANDINA 5/Río Grande SirariVíboraYapacaníLa PeñaLos SaucesGuairuyA. Negro/Los PenocosTOTAL 0,0 0,0 2.207,0 4.484,3 917,2 1.911,3 2.862,2 4.973,0 4.157,0 1.834,0 3.396,0 622,0 27.364,0Itau 0,0 0,0 2.207,0 4.484,3 917,2 1.911,3 2.862,2 4.973,0 2.566,0 440,0 1.823,0 246,0 22.430,0Incahuasi 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1.591,0 1.394,0 1.573,0 376,0 4.934,0TRANSREDES 5/ 12.338,6 24.957,5 26.516,1 28.291,1 27.087,3 26.753,7 28.166,9 27.228,5 27.200,1 8.784,3 237.324,1TOTAL GENERAL 0,0 0,0 59.696,3 71.010,7 86.081,6 130.919,6 95.544,9 102.914,4 81.505,1 103.496,9 107.562,2 64.394,7 903.126,61/ Incluido en costos operativos de producción.2/ Incluye campos Surubí BM, Surubí Norte BM, Surubí BB y Paloma.3/ 4/ Incluido en costos operativos de producción 5/ Informaión no proporcionada por el operador.

COSTOS ADMINISTRATIVOS REPORTADOS POR EL OPERADOR (En miles de dólares americanos)

CUADRO N° 9

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 TOTALPETROBRAS BOL. 0,0 0,0 402,5 578,4 1.896,2 8.125,0 1.628,0 5.896,9 7.445,9 11.624,2 7.999,4 9.463,6 55.059,9San Alberto 1/ 0,0 0,0 402,5 578,4 1.896,2 8.096,0 1.242,0 3.889,9 1.712,9 2.957,2 1.038,4 1.316,6 23.129,9Sábalo 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 29,0 386,0 2.007,0 5.733,0 8.667,0 6.961,0 8.147,0 31.930,0REPSOL 0,0 0,0 13.871,0 21.070,0 31.025,0 56.555,0 34.177,0 31.449,0 25.408,0 17.934,0 19.967,0 24.633,0 276.089,0Margarita 0,0 0,0 967,0 1.960,0 6.892,0 4.790,0 6.575,0 2.112,0 2.127,0 2.499,0 4.128,0 7.747,0 39.797,0Bloque Mamoré 2/ 0,0 0,0 12.874,0 18.190,0 21.254,0 46.059,0 13.077,0 25.230,0 17.559,0 11.895,0 13.430,0 14.478,0 194.046,0Monteagudo 0,0 0,0 0,0 777,0 2.521,0 5.383,0 13.412,0 2.931,0 4.559,0 3.017,0 1.830,0 1.633,0 36.063,0Cambeiti 0,0 0,0 0,0 0,0 138,0 323,0 715,0 280,0 541,0 -141,0 34,0 503,0 2.393,0Itatiqui 0,0 0,0 30,0 143,0 220,0 0,0 398,0 896,0 622,0 664,0 545,0 272,0 3.790,0BG 3/EscondidoIbiboboLa VertienteLos SurisPalo MarcadoTaiguati y otrosPETROBRAS ENER.Colpa/Caranda 4/VINTAGENaranjillos 4/PorvenirChaco SurÑupucoPLUSPETROL 4/BermejoTajibo/TacoboHuaycoMadrejonesRío Seco/Tacobo y otrosCHACO 0,0 0,0 30.876,2 19.600,5 24.353,2 33.865,2 28.142,5 25.193,8 4.967,3 32.218,2 34.312,7 2.808,8 236.338,6Vuelta Grande 0,0 0,0 6.059,5 2.736,8 5.728,7 6.261,5 5.114,1 4.483,7 147,1 5.984,3 6.044,6 590,3 43.150,6Bulo Bulo 0,0 0,0 967,3 503,1 2.739,3 7.556,7 9.540,9 9.749,5 3.339,7 9.372,2 12.161,4 782,5 56.712,7Carrasco 0,0 0,0 7.516,7 9.511,0 8.581,3 5.847,6 3.073,0 2.799,7 261,4 3.785,1 4.021,4 326,4 45.723,7Carrasco FW 0,0 0,0 0,0Los Cusis 0,0 0,0 1.315,1 2.044,9 1.702,7 1.839,9 1.689,3 1.499,9 -454,0 1.286,6 1.408,2 107,2 12.439,6Kanata 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Kanata Norte 0,0 0,0 0,0Kanata FW 0,0 0,0 0,0San Roque 0,0 0,0 3.915,2 1.986,7 2.159,3 1.836,7 1.295,1 1.652,1 -49,6 1.080,2 1.236,4 92,5 15.204,6H. Suarez R. 0,0 0,0 753,3 417,9 478,7 7.425,2 426,4 373,1 -30,3 527,1 810,4 76,5 11.258,2Montecristo 0,0 0,0 328,4 100,8 136,0 178,1 2.278,3 113,3 -27,3 88,0 77,3 5,6 3.278,4Patujusal 0,0 0,0 4.549,9 1.709,1 1.857,8 2.276,2 4.171,9 3.144,2 -348,0 2.284,7 2.730,9 199,8 22.576,5Patujusal Oeste 0,0 0,0 0,0Chimore 0,0 0,0 5.470,6 590,2 969,4 643,3 553,6 1.378,3 2.128,4 7.810,1 5.822,2 628,2 25.994,2ANDINA 0,0 0,0 0,0 1.098,0 1.054,0 0,0 0,0 1.494,0 8.977,0 3.882,0 3.010,0 16.781,0 36.296,0Río Grande 0,0 0,0 0,0 194,0 186,0 0,0 0,0 534,0 1.665,0 417,0 479,0 3.474,0 6.949,0Sirari 0,0 0,0 0,0 121,0 116,0 0,0 0,0 80,0 849,0 536,0 435,0 2.138,0 4.275,0Víbora 0,0 0,0 0,0 262,0 251,0 0,0 0,0 333,0 2.122,0 852,0 827,0 4.647,0 9.294,0Yapacaní 0,0 0,0 0,0 153,0 147,0 0,0 0,0 229,0 1.417,0 475,0 312,0 0,0 2.733,0La Peña/Tundy 0,0 0,0 0,0 126,0 121,0 0,0 0,0 129,0 1.183,0 230,0 445,0 2.234,0 4.468,0Los Sauces 0,0 0,0 0,0 40,0 39,0 0,0 0,0 66,0 381,0 153,0 43,0 722,0 1.444,0Camiri 0,0 0,0 0,0 133,0 128,0 0,0 0,0 84,0 778,0 921,0 301,0 2.344,0 4.689,0Cascabel 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 4,0 5,0 9,0Guairuy 0,0 0,0 0,0 52,0 50,0 0,0 0,0 39,0 582,0 159,0 49,0 931,0 1.862,0A. Negro/Los Penocos 0,0 0,0 0,0 17,0 16,0 0,0 0,0 0,0 0,0 139,0 115,0 286,0 573,0TOTAL 0,0 0,0 1.265,2 2.570,0 525,2 1.095,2 1.640,1 2.851,2 2.708,5 1.336,1 2.268,2 433,0 16.692,7Itau 0,0 0,0 1.265,2 2.570,0 525,2 1.095,2 1.640,1 2.851,2 1.471,2 252,0 1.045,2 141,0 12.856,3Incahuasi 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1.237,3 1.084,1 1.223,0 292,0 3.836,4TRANSREDES 5/TOTAL GENERAL 46.414,9 44.916,9 58.853,6 99.640,4 65.587,6 66.884,9 49.506,7 66.994,6 67.557,3 54.119,4 620.476,21/ Incluido en costos operativos de producción.2/ Incluye campos Surubí BM, Surubí Norte BM, Surubí BB y Paloma.3/ 4/ Incluido en costos operativos de producción 5/ Informaión no proporcionada por el operador.


CUADRO N° 10COSTOS ADMINISTRATIVOS AJUSTADOS POR AUDITORIA

CUADRO N° 11RESERVAS PROBADAS DE PETROLEO

(En barriles)

OPERADOR 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005* 2006PETROBRAS SAL 0 655.493 734.000 9.612.571 71.808.551 101.646.019 98.295.230 97.139.099 95.661.566 96.300.539 94.130.037 57.025.000PETROBRAS SAB 0 0 0 0 35.613.446 35.613.446 65.964.730 89.144.868 87.692.010 95.145.154 91.218.819 70.232.000REPSOL 21.276.368 29.659.071 40.239.000 49.178.051 133.473.411 166.046.574 164.628.191 161.562.324 160.727.338 162.904.057 158.788.419 175.737.772BG 0 0 0 0 0 5.303.245 6.180.120 5.392.518 5.083.546 4.662.282 4.230.551 4.137.449PETROBRAS ENER. 0 0 0 0 0 0 0 0 1.058.196 930.917 692.101 618.989VINTAGE 0 0 4.545.000 11.688.636 11.349.150 9.762.164 8.567.232 8.448.609 8.403.279 7.819.660 7.480.334 7.475.673PLUSPETROL 1.878.689 1.786.060 334.000 348.924 475.607 445.984 253.938 893.772 714.749 714.396 420.283 393.268CHACO 0 0 43.797.000 34.704.950 23.921.057 28.062.167 26.834.209 27.199.782 23.539.258 23.880.418 21.618.843 20.922.068ANDINA 0 0 35.998.892 32.755.101 43.551.587 40.823.412 37.069.006 28.221.609 25.529.870 19.859.724 18.287.959 17.860.390TOTAL 0 0 0 0 65.459.648 47.089.628 62.722.532 62.559.664 49.575.130 49.218.582 49.218.582 49.218.582

TOTAL 23.155.057 32.100.624 125.647.892 138.288.233 385.652.457 434.792.639 470.515.188 480.562.245 457.984.942 461.435.729 446.085.928 403.621.191

CUADRO N° 12RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL

(En millones de pies cúbicos)

OPERADOR 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006PETROBRAS SAL 0 39.472 26.369 361.929 2.597.175 4.545.044 4.581.555 4.545.650 4.499.670 4.459.411 4.389.767 4.372.681PETROBRAS SAB 0 0 0 0 0 0 2.839.643 3.667.038 3.635.283 3.553.820 3.553.820 3.747.235REPSOL 14.355 36.795 124.797 480.790 4.278.842 6.435.743 6.435.116 6.435.116 6.497.976 5.924.084 5.887.832 5.887.832BG 0 0 0 0 0 361.186 389.898 327.778 313.045 290.249 275.767 262.028PETROBRAS ENER. 0 0 0 0 0 0 0 0 184.382 169.010 131.020 82.893VINTAGE 0 0 299.059 572.383 714.119 652.917 643.952 636.493 628.090 597.666 591.790 587.179PLUSPETROL 70.509 67.959 11.192 27.147 36.836 36.243 50.138 172.761 150.418 150.191 15.250 399.263CHACO 0 0 1.193.765 1.115.851 1.181.695 1.375.879 1.326.403 1.360.590 1.281.197 1.297.424 0 1.231.883ANDINA 0 0 1.566.434 1.513.563 1.839.185 1.785.768 1.714.499 1.744.404 1.691.255 1.683.494 0 1.593.306TOTAL 0 0 0 0 2.951.139 3.087.221 4.108.949 4.098.131 3.310.725 3.273.845 0 2.010.000

TOTAL 84.864 144.226 3.221.616 4.071.663 13.598.991 18.280.001 22.090.154 22.987.960 22.192.041 21.399.194 14.845.247 20.174.300

CUADRO N° 13INVERSIONES REPORTADAS POR EL OPERADOR


OPERADOR 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 TOTALPETROBRAS SAL 0 0 0 18.637 36.517 68.095 94.072 53.822 9.999 30.200 15.287 15.879 342.509PETROBRAS SAB 0 0 2.065 3.487 11.769 26.716 18.047 70.438 155.295 19.749 6.667 28.704 342.937REPSOL 0 53.841 26.551 70.715 53.750 70.616 15.316 52.266 27.734 77.462 80.050 59.377 587.678BG 0 0 11.722 26.624 19.176 511 22.620 10.457 7.600 3.161 11.612 528 114.012PETROBRAS ENER. 11.995 290 6.397 32.714 10.067 4.068 4.803 8.155 614 3.932 4.327 4.677 92.038VINTAGE 8.648 661 6.713 25.261 30.675 28.820 1.030 2.641 1.653 0 0 0 106.102PLUSPETROL 19.159 17 3.381 58.726 22.800 61.075 55.474 9.736 591 12.908 7.238 -126 250.979CHACO 0 0 41.417 52.894 31.649 41.409 50.893 34.363 44.629 21.851 54.579 2.169 375.851ANDINA 0 0 24.947 39.801 65.314 33.340 45.061 24.268 14.748 13.199 12.272 656 273.606TOTAL 0 0 7.277 34.534 29.481 44.536 10.603 28.535 35.242 31.101 6.848 2.831 230.988TRANSREDES 0 0 1.911 15.419 34.851 42.876 67.462 84.661 16.499 28.883 29.285 8.506 330.352

TOTAL 39.802 54.809 132.379 378.813 346.049 422.061 385.380 379.342 314.603 242.447 228.165 123.203 3.047.051

CUADRO N° 14INVERSIONES DEL OPERADOR AJUSTADAS POR AUDITORIA


OPERADOR 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 TOTALPETROBRAS SAL 0 -12.000 0 14.889 28.824 59.595 92.036 50.864 7.851 24.762 1.388 15.369 283.576PETROBRAS SAB 0 0 1.452 2.467 8.145 26.048 5.209 57.255 126.064 14.446 5.031 22.647 268.764REPSOL 0 53.838 19.829 62.016 46.830 49.184 16.326 52.234 25.896 74.450 50.654 37.889 489.146BG 0 0 7.490 17.013 12.254 327 14.455 6.682 4.856 2.020 7.420 337 72.855PETROBRAS ENER. 8.477 290 6.397 27.227 6.855 2.219 -3.634 6.658 -5 3.897 3.673 4.677 66.731VINTAGE 7.055 504 6.593 23.149 23.852 2.966 744 2.291 52 0 0 0 67.206PLUSPETROL 18.877 0 -1.234 43.705 19.462 64.221 54.444 8.625 333 12.247 6.361 138 227.178CHACO 0 0 34.324 49.857 311 40.880 35.453 31.730 40.084 21.851 27.913 2.169 284.572ANDINA 0 0 24.947 39.801 -100.856 33.340 45.061 24.268 14.748 13.199 12.272 -35.664 71.116TOTAL 0 0 5.627 26.944 23.018 34.897 8.207 22.062 28.216 25.884 5.480 2.234 182.570TRANSREDES 0 0 3.825 25.908 37.023 35.408 12.075 56.810 27.686 25.613 43.532 6.241 274.123

TOTAL 34.409 42.632 109.250 332.977 105.717 349.083 280.376 319.479 275.781 218.370 163.724 56.038 2.287.836

CUADRO N° 15AMORTIZACIONES Y DEPRECIACIONES REPORTADAS POR EL OPERADOR


OPERADOR 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 TOTALPETROBRAS SAL 0 0 0 0 0 311 5.409 4.362 4.603 6.304 10.878 2.256 34.124PETROBRAS SAB 0 0 0 0 0 0 0 0 68 8.522 17.885 15.472 41.947REPSOL 0 0 0 0 72 319 10.181 29.565 13.372 12.612 20.777 50.476 137.374BG 0 0 24 113 411 2.172 2.978 5.303 8.353 8.308 3.149 4.595 35.406PETROBRAS ENER. 5.931 -985 1.713 4.820 4.361 4.816 1.766 8.551 7.053 2.938 7.419 5.280 53.663VINTAGE 0 452 1.072 1.594 4.530 7.815 2.090 2.218 1.593 1.563 1.047 0 23.973PLUSPETROL 0 0 0 637 584 649 523 3.870 9.276 4.620 3.850 14.078 38.087CHACO 0 0 14.729 14.139 14.669 15.210 20.371 24.186 23.644 25.353 17.823 2.061 172.185ANDINA 0 0 0 8.421 8.082 14.804 18.270 25.006 26.723 1.819 5.197 47.278 155.600TOTAL 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0TRANSREDES 0 0 2.781 4.841 5.162 5.681 6.408 6.765 7.183 6.456 7.594 2.716 55.587

TOTAL 5.931 -533 20.318 34.564 37.872 51.776 67.995 109.826 101.867 78.496 95.620 144.211 747.944

CUADRO N° 16AMORTIZACIONES Y DEPRECIACIONES AJUSTADAS POR AUDITORIA


OPERADOR 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 TOTALPETROBRAS SAL 0 0 0 0 0 311 5.409 4.362 4.603 6.304 10.878 2.256 34.124PETROBRAS SAB 0 0 0 0 0 0 0 0 66 8.278 17.372 15.028 40.744REPSOL 0 0 0 0 72 18.423 14.695 22.225 16.263 15.617 18.348 45.262 150.905BG 0 0 24 113 411 2.172 2.978 5.303 8.353 8.308 3.149 4.595 35.406PETROBRAS ENER. 4.352 -723 1.257 3.537 3.201 3.534 1.296 6.275 5.176 2.156 5.445 3.874 39.382VINTAGE 0 452 1.072 1.594 1.565 3.996 2.627 1.659 1.387 1.579 1.205 499 17.635PLUSPETROL 0 0 0 637 584 649 523 3.870 9.276 4.620 3.850 14.078 38.087CHACO 0 0 1.874 7.532 6.503 8.129 17.322 16.883 13.847 11.849 11.632 1.121 96.691ANDINA 0 0 1.912 1.662 -1.678 46 2.069 3.624 4.783 5.703 6.946 299 25.366TOTAL 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0TRANSREDES 0 0 2.781 4.841 5.162 5.681 6.408 6.765 7.183 6.456 7.594 2.716 55.587

TOTAL 4.352 -271 8.919 19.917 15.819 42.941 53.326 70.966 70.937 70.872 86.419 89.728 533.926

CUADRO N° 17COSTOS OPERATIVOS DE PRODUCCION REPORTADOS POR EL OPERADOR


OPERADOR 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 TOTALPETROBRAS SAL 0 0 402 5.863 2.317 7.716 16.498 36.449 49.430 69.926 74.214 96.673 359.488PETROBRAS SAB 0 0 0 251 10 196 2.489 6.323 6.887 105.777 164.629 380.772 667.334REPSOL 0 0 1.915 5.623 12.862 -418 40.253 69.441 49.446 48.157 63.156 194.389 484.824BG 0 0 2.055 3.591 4.907 3.147 2.068 5.298 7.415 6.643 8.808 12.395 56.328PETROBRAS ENER. 24.353 24.353 24.353 24.353 24.353 24.353 24.353 24.353 24.353 24.353 24.353 8.118 276.000VINTAGE 3.625 5.187 3.697 5.786 6.630 11.300 10.341 8.666 9.125 12.276 11.539 6.389 94.561PLUSPETROL 0 0 0 3.682 39.418 4.642 4.891 7.290 15.433 7.684 5.498 31.538 120.076CHACO 0 0 64.487 67.940 59.764 72.868 87.488 93.646 94.893 101.894 142.216 14.639 799.836ANDINA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0TOTAL 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0TRANSREDES 0 0 12.339 24.958 26.516 28.291 27.087 26.754 28.167 27.228 27.200 8.784 237.324

TOTAL 27.978 29.540 109.249 142.047 176.777 152.095 215.468 278.219 285.149 403.938 521.613 753.698 3.095.771

CUADRO N° 18COSTOS OPERATIVOS DE PRODUCCION AJUSTADOS POR AUDITORIA


OPERADOR 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 TOTALPETROBRAS SAL 0 0 0 0 0 0 0 36.089 47.172 44.381 50.939 74.752 253.334PETROBRAS SAB 0 0 0 0 0 29 2.184 3.646 6.742 102.158 162.027 376.270 653.056REPSOL 0 0 1.915 13.883 28.817 41.361 53.923 62.279 52.194 50.490 58.405 176.513 539.780BG 0 0 2.055 3.591 4.907 3.147 2.068 5.298 7.415 6.643 8.808 12.395 56.328PETROBRAS ENER. 24.353 24.353 24.353 24.353 24.353 24.353 24.353 24.353 24.353 24.353 24.353 8.118 276.000VINTAGE 3.635 5.187 3.697 5.786 6.630 11.300 10.341 8.666 9.125 12.276 11.539 6.389 94.571PLUSPETROL 0 0 0 3.682 39.418 4.642 4.891 7.290 15.433 7.684 5.498 31.538 120.076CHACO 0 0 64.487 67.940 59.764 72.868 87.488 93.646 94.893 101.894 142.216 14.639 799.836ANDINA 0 0 0 49.640 47.640 81.920 110.960 121.600 137.950 95.330 129.780 194.200 969.020TOTAL 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0TRANSREDES 0 0 12.339 24.958 26.516 28.291 27.087 26.754 28.167 27.228 27.200 8.784 237.324

TOTAL 27.988 29.540 108.846 193.832 238.045 267.912 323.295 389.620 423.445 472.438 620.765 903.599 3.999.325

CUADRO N° 19COSTOS ADMINISTRATIVOS REPORTADOS POR EL OPERADOR


OPERADOR 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 TOTALPETROBRAS SAL 0 0 402 578 1.896 8.096 1.242 3.890 1.713 2.957 1.038 1.317 23.130PETROBRAS SAB 0 0 0 251 10 196 690 2.778 5.574 8.423 9.616 14.728 42.266REPSOL 0 0 13.872 21.139 32.389 58.560 35.521 39.326 36.927 30.836 31.999 36.135 336.704BG 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0PETROBRAS ENER. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0VINTAGE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0PLUSPETROL 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0CHACO 0 0 30.876 19.600 24.353 33.865 28.142 25.194 4.967 32.218 34.313 2.809 236.339ANDINA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0TOTAL 0 0 2.207 4.484 917 1.911 2.862 4.973 4.157 1.834 3.396 622 27.364TRANSREDES 0 0 12.339 24.958 26.516 28.291 27.087 26.754 28.167 27.228 27.200 8.784 237.324

TOTAL 0 0 59.696 71.011 86.082 130.920 95.545 102.914 81.505 103.497 107.562 64.395 903.127

CUADRO N° 20COSTOS ADMINISTRATIVOS AJUSTADOS POR AUDITORIA


OPERADOR 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 TOTALPETROBRAS SAL 0 0 402 578 1.896 8.096 1.242 3.890 1.713 2.957 1.038 1.317 23.130PETROBRAS SAB 0 0 0 0 0 29 386 2.007 5.733 8.667 6.961 8.147 31.930REPSOL 0 0 13.871 21.070 31.025 56.555 34.177 31.449 25.408 17.934 19.967 24.633 276.089BG 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0PETROBRAS ENER. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0VINTAGE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0PLUSPETROL 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0CHACO 0 0 30.876 19.600 24.353 33.865 28.142 25.194 4.967 32.218 34.313 2.809 236.339ANDINA 0 0 0 1.098 1.054 0 0 1.494 8.977 3.882 3.010 16.781 36.296TOTAL 0 0 1.265 2.570 525 1.095 1.640 2.851 2.709 1.336 2.268 433 16.693TRANSREDES 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 0 0 46.415 44.917 58.854 99.640 65.588 66.885 49.507 66.995 67.557 54.119 620.476

343

284

59

34 34

0

359

253

106

0

50

100

150

200

250

300

350

400M

M$u

s

Decl. Aud. Dif. Decl. Aud. Dif. Decl. Aud. Dif.

Inversiones Amortizaciones Costos Operativos

PETROBRAS Campo SAN ALBERTO

343

269

7442 41

1

667 653

14

0

100

200

300

400

500

600

700M

M$u

s



PETROBRASCampo SABALO

588

489

99137 151

-14

485

540

-55

-100

0

100

200

300

400

500

600M

M$u

s



REPSOL

114

73

4135 35

0

56 56

0

-20

0

20

40

60

80

100

120M

M$u

s



BG BOLIVIA

92

67

25

5439

14

276 276

0

0

50

100

150

200

250

300M

M$u

s



PETROBRAS ENERGY

106

67

39

2418

6

95 95

0

-20

0

20

40

60

80

100

120M

M$u

s



VINTAGE

PLUSPETROL

251

227

2438 38

0

120 120

00

50

100

150

200

250

300



MM

$us

CHACO SA

376

285

91

172

97 75

800 800

00

100

200

300

400

500

600

700

800

900



MM

$us

274

71

202156

25

130

0

969

0

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1.000M

M$u

s



ANDINA SA

231

183

48

0 0 0 0 0 00

50

100

150

200

250M

M$u

s



TOTAL

330

274

56 56 56

0

237 237

00

50

100

150

200

250

300

350M

M$u

s



TRANSREDES SA

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