estrategia boliviana de hidrocarburos

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos - 1 - Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Page 1: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 1 -

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Page 2: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 2 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Título: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos Propiedad: Ministerio de Hidrocarburos y Energía Ministro: Lic. Carlos Villegas Quiroga

Autoría: Viceministerio de Desarrollo Energético Viceministro Jorge Ortíz Paucara Directora General Hortensia Jimenez Rivera Jefatura UDIE Susana Anaya Navia Jefatura UIAE Boris Ballester Gemio Jefatura UMA Jhon Vargas Vega

Viceministerio de Industrialización y Comercialización Viceministro Willan Norman Donaire Cardozo Director General Xavier Vega Marquez Jefatura UCOM Leonor Calderón Zelaya Jefatura UIND Mario Ávalos Salazar

Viceministerio de Exploración y Producción Directora General Isabel Chopitea Zaconeta Jefatura UEXP Juan Tadeo Guaraní Jefatura UPRO Oscar Claros Dulón Equipo Técnico Ministerio de Hidrocarburos y Energía Coordinador de Producción: Roger Uzquiano Alcoreza Responsable de Edición: Selva Camacho Gonzales Diseño y diagramación: Mauricio Encinas Yulow Impresión: ZOON - Estudio

Depósito Legal: 4-1-220-08 P.O. Todos los derechos reservados

Septiembre 2008 La Paz - Bolivia

Impreso en Bolivia

Page 3: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 3 -

ÍndicePRESENTACIÓN .......................................................................................................................................13

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................................15

Parte I. POLÍTICA NACIONAL DE HIDROCARBUROS ......................................................................... 17

1. LA GUERRA DEL GAS ...........................................................................................................................19

2. A DOS AÑOS DE LA NACIONALIZACIÓN.............................................................................................20

3. POLÍTICA NACIONAL DE HIDROCARBUROS .....................................................................................23

Parte II. ENTORNO MUNDIAL Y NACIONAL ......................................................................................... 27

1. ENTORNO INTERNACIONAL Y NACIONAL .........................................................................................29

2. ENTORNO REGIONAL: OFERTA Y DEMANDA ....................................................................................39

3. ENTORNO NACIONAL: ESTANCAMIENTO Y RECUPERACIÓN ........................................................48

Parte III. ESTRATEGIA DE HIDROCARBUROS .................................................................................... 59

1. EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ..................................................................61

1.1 EXPLORACIÓN....................................................................................................................................61

1.1.1 Diagnóstico Exploración de Hidrocarburos .......................................................................................62

1.1.1.1 Antecedentes ..................................................................................................................................62

1.1.2.1 Exploración ....................................................................................................................................62

1.1.2 Estrategia de Exploración..................................................................................................................66

1.1.2.1 Exploración .....................................................................................................................................66

1.1.2.1.1 Objetivo .......................................................................................................................................66

1.1.2.1.2. Identificación de alternativas de solución y sus impactos ..........................................................66

1.1.2.1.3. Acciones .....................................................................................................................................67

1.1.2.2 Control de Reservas .......................................................................................................................70

1.1.2.2.1. Objetivo ......................................................................................................................................70

1.1.2.2.2. Identificación de alternativas de solución y sus impactos ..........................................................70

1.1.2.2.3. Acciones .....................................................................................................................................70

Page 4: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 4 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

1.1.2.3 Información Hidrocarburífera ..........................................................................................................71

1.1.2.3.1. Obejtivo ......................................................................................................................................71

1.1.2.3.2. Identificación de Alternativas de Solución y sus Impactos .........................................................71

1.1.2.3.3. Acciones .....................................................................................................................................71

1.1.2.4 Conclusiones ..................................................................................................................................72

1.2. PRODUCCIÓN ....................................................................................................................................72

1.2.1. Diagnóstico de Producción de Hidrocarburos ..................................................................................72

1.2.1.1. Antecedentes .................................................................................................................................72

1.2.1.2. Identificación de Problemas ..........................................................................................................87

1.2.1.3. Conclusiones .................................................................................................................................87

1.2.2. Estrategia de Producción .................................................................................................................88

1.2.2.1. Objetivo .........................................................................................................................................88

1.2.2.2. Identificación de alternativas de solución y sus impactos .............................................................88

1.2.2.3. Acciones ........................................................................................................................................88

1.2.2.4. Conclusiones .................................................................................................................................93

1.3. Impactos Generales de la Implementación de las Estrategias de Exploración y Producción .............93

1.3.1. Niveles de Inversión para la Gestión 2008. ..............................................................................94

1.3.2. Niveles de Inversión para el periodo 2008-2017. .............................................................................94

1.3.3. Pronóstico de Producción de Gas Natural 2008-2026 .....................................................................95

1.3.4. Pronóstico de producción de Líquidos 2008-2026 .........................................................................100

2. DEMANDA DE GAS NATURAL Y COMBUSTIBLES LÍQUIDOS .........................................................107

2.1. MERCADO INTERNO: GAS NATURAL ............................................................................................107

2.1.1. Estado de Situación........................................................................................................................107

2.1.1.1. Estructura del mercado interno de gas natural............................................................................107

2.1.1.2. Sector Termoeléctrico ..................................................................................................................108

2.1.1.3. Distribución de Gas por Redes....................................................................................................108

2.1.1.4. Otros ...........................................................................................................................................109

2.1.1.5. Incidencia del Mercado Interno ................................................................................................... 110

2.1.2 Proyección de la Demanda de Gas Natural .................................................................................... 110

2.1.3. Proyección de la Demanda de Gas Natural para los Proyectos de Industrialización y del Mutun 2008-2026 ........................................................................................................................... 119

Page 5: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 5 -

2.2. DEMANDA EXTERNA DE GAS NATURAL (CONTRATOS ACTUALES) .........................................121

2.2.1. Contrato de Compra-Venta de Gas Natural YPFB-PETROBRAS (GSA) .......................................121

2.2.1.1. Antecedentes ...............................................................................................................................121

2.2.1.2. Volúmenes Contratados ..............................................................................................................121

2.2.1.3. Penalidades y garantías de suministro y recepción ....................................................................123

2.2.1.4. Condiciones de entrega de gas - poder calorífico .......................................................................123

2.2.2. Contrato de Compra - Venta de Gas Natural BG BOLIVIA CORPORATION y BG COMERCIO E IMPORTACAO LIMITADA - COMGAS ........................................................................................123

2.2.2.1. Antecedentes ...............................................................................................................................123

2.2.2.2. Volúmenes Contratados ..............................................................................................................123

2.2.2.3. Precio de venta............................................................................................................................124

2.2.3. Contrato de Compra-Venta de Gas Natural ANDINA y CUIABÁ ....................................................125

2.2.3.1. Antecedentes ...............................................................................................................................125

2.2.3.2. Volúmenes contratados ...............................................................................................................125

2.2.3.3. Precio de venta............................................................................................................................125

2.2.4. Entorno Regional ...........................................................................................................................126

2.2.5. Contrato de Compra-Venta de Gas Natural YPFB-ENARSA .........................................................127

2.2.5.1. Antecedentes ...............................................................................................................................127

2.2.5.3. Precio de venta............................................................................................................................128

2.2.5.4. Penalidades y garantías de suministro y recepción ....................................................................128

2.2.5.5. Condiciones de entrega de gas - poder calorífico .......................................................................129

2.2.5.6. Descripción del Mercado de Argentina ........................................................................................129

2.3. PROYECCIÓN DE OFERTA Y DEMANDA DE GAS NATURAL .......................................................130

2.4. PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN Y DEMANDA DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS 2008-2017 ......132

2.4.1. Diesel Oil .......................................................................................................................................132

2.4.2. Jet Fuel ..........................................................................................................................................134

2.4.3. Gasolinas Automotrices ..................................................................................................................135

2.4.4. Gas Licuado de Petróleo ...............................................................................................................136

3. DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL POR REDES ..............................................................................139

3.1. DIAGNÓSTICO .................................................................................................................................139

3.1.1 Antecedentes ...................................................................................................................................139

Page 6: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 6 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

3.1.2 Estado de Situación.........................................................................................................................145

3.1.3 Identificación de Problemas ............................................................................................................154

3.1.4 Conclusiones ...................................................................................................................................155

3.2 ESTRATEGIA DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL POR REDES ..............................................156

3.2.1 Objetivo ...........................................................................................................................................156

3.2.2 Identificación de Alternativas de Solución y sus Impactos .............................................................156

3.2.3 Metas ...............................................................................................................................................157

3.2.3.1. Gestión 2008 - 2012 ....................................................................................................................157

3.2.3.2. Gestión 2013-2017 ......................................................................................................................158

3.2.4 Proyecciones de Requerimiento de Gas Natural ............................................................................161

3.2.4.1. Sector Doméstico ........................................................................................................................161

3.2.4.2. Sector Comercial .........................................................................................................................162

3.2.4.3. Sector Industrial...........................................................................................................................163

3.2.5. Acciones .........................................................................................................................................166

3.2.6. Inversiones .....................................................................................................................................166

3.2.7. Impactos ........................................................................................................................................168

3.2.8. Conclusiones ..................................................................................................................................171

4. GAS NATURAL VEHICULAR - GNV ...................................................................................................173

4.1. DIAGNÓSTICO .................................................................................................................................173

4.1.1. Antecedentes ..................................................................................................................................173

4.1.2. Estado de Situación .......................................................................................................................176

4.1.3. Conclusiones ..................................................................................................................................186

4.2. ESTRATEGIA DE GAS NATURAL VEHICULAR ...............................................................................186

4.2.1. Obejtivo ..........................................................................................................................................186

4.2.2. Identificación de alternativas de solución y sus impactos .............................................................186

4.2.3. Acciones .........................................................................................................................................187

4.2.3.1. Medidas de Largo Plazo ..............................................................................................................187

4.2.3.2. Medidas de Corto Plazo ..............................................................................................................188

4.2.3.3. Medidas a Mediano Plazo ...........................................................................................................188

4.2.4. Escenarios: Proyecciones ..............................................................................................................189

4.2.5. Análisis Costo-Beneficio (Impacto Económico) ..............................................................................192

Page 7: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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4.2.6. Planteamiento de Estrategias.........................................................................................................196

4.3. Conclusiones .....................................................................................................................................196

5. PRECIO DEL GAS: MERCADO INTERNO ..........................................................................................199

5.1. DIAGNÓSTICO .................................................................................................................................199

5.1.1. Antecedentes ..................................................................................................................................199

5.1.2. Estado de Situación .......................................................................................................................199

5.1.3. Identificación de Problemas ...........................................................................................................202

5.1.4. Conclusiones ..................................................................................................................................203

5.2. OPCIONES PARA EL PRECIO DE GAS NATURAL MERCADO INTERNO.....................................203

5.2.1. Objetivo ..........................................................................................................................................203

5.2.2. Identificación de alternativas de solución y sus impactos ..............................................................203

5.2.3. OPCIONES METODOLÓGICAS ....................................................................................................205

5.2.3.1. Precios en Función del Costo de Oportunidad del Sustituto .......................................................206

5.2.3.2. Precios en Función del Costo de Oportunidad del Gas Natural enfocado para Generación de Energía Eléctrica. ...................................................................................................................207

5.3. Conclusiones .....................................................................................................................................210

6. ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS ......................................................................... 211

6.1. DIAGNÓSTICO ................................................................................................................................. 211

6.1.1. Antecedentes .................................................................................................................................. 211

6.1.2. Estado de la Situación ....................................................................................................................212

PLANTAS DE REFINACIÓN ....................................................................................................................212

6.1.3. Identificación de los Problemas .....................................................................................................251

6.1.4. Conclusiones ..................................................................................................................................252

6.2. ESTRATEGIA DE ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS ........................................252

6.2.1 Objetivo de Política..........................................................................................................................252

6.3.2. Procesos de Refinación..................................................................................................................253

6.2.2.1. Acciones ......................................................................................................................................253

6.2.2.2. Impactos por Adecuación, Ampliación y Nuevas Unidades de Crudo de las Refinerías de YPFB-Refinación ....................................................................................................................262

6.2.2.2.1. Impactos en Inversiones de Proyectos.....................................................................................262

6.2.2.2.2. Impacto Fiscal por Efecto de la Producción Incremental de Diesel Oil 2008-2017 ..................263

Page 8: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

6.2.2.2.3. Impacto Económico por la Exportación de Crudo Reconstituido ...........................................264

6.2.2.2.4. Impactos Sociales ....................................................................................................................265

6.2.2.2.5. Impactos por Unidad de Hidrocraqueo con Reciclo de Crudo Reducido de las Refinerías de YPFB-Refinación ................................................................................................265

6.2.3. Plantas de Extracción de GLP ........................................................................................................265

6.2.3.1 Actividades en Plantas de Extracción de GLP 2006-2007 ...........................................................265

6.2.3.2. Impactos ......................................................................................................................................270

6.2.3.2.1. Inversiones 2008-2011 ............................................................................................................270

6.2.3.2.2. Impactos a Corto Plazo (2008) .................................................................................................271

6.2.3.2.3. Impactos a Mediano y Largo Plazo ..........................................................................................272

6.2.3.3. Otras Acciones ...........................................................................................................................274

6.2.5. Conclusiones ..................................................................................................................................275

7. INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL ........................................................................................277

7.1. DIAGNÓSTICO ................................................................................................................................277

7.1.1. Antecedentes ..................................................................................................................................277

7.1.2. Estado de Situación........................................................................................................................284

7.1.3. Identificación de Problemas y soluciones ......................................................................................319

7.1.4. Conclusiones ..................................................................................................................................321

7.2. ESTRATEGIA DE INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL .......................................................323

7.2.1. OBJETIVO ......................................................................................................................................323

7.2.2. Identificación de Alternativas ..........................................................................................................323

7.2.3. Acciones: Petroquímica del Metano ...............................................................................................324

7.2.3.1. Proyectos Petroquímicos del Metano: Planta Amoniaco/Urea en la Provincia Gran Chaco (Departamento de Tarija) .............................................................................................................324

7.2.3.1.1. Corto Plazo- 2008.....................................................................................................................324

7.2.3.1.2. Mediano y Largo Plazo 2009 - 2017 .......................................................................................325

7.2.3.2. Proyectos Petroquímicos del Metano: Planta de Fertilizantes en la Provincia Carrasco (Departamento de Cochabamba) ................................................................................................325

7.2.3.2.1. Corto Plazo- 2008.....................................................................................................................325

7.2.3.2.2. Mediano y Largo Plazo 2009 - 2017 .......................................................................................326

7.2.3.3. Otras Plantas vinculadas a las Plantas de Amoniaco/Urea .......................................................326

7.2.3.4. Impactos Petroquímica del Metano .............................................................................................327

Page 9: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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7.2.4. Proyectos Petroquímicos del Metanol ............................................................................................327

7.2.5. La Petroquímica del Etano .............................................................................................................328

7.2.5.1. Polo de la Petroquímica del Etano ..............................................................................................328

7.2.5.2. Proyectos Petroquímicos del Etano: Planta de Etileno/Polietilenos en la Provincia Gran Chaco (Departamento de Tarija). ............................................................................................................330

7.2.5.2.1. Corto Plazo ...............................................................................................................................330

7.2.5.2.2. Mediano y Largo Plazo: 2009 - 2017 .......................................................................................331

7.2.5.2.3. Otras Plantas vinculada a las Plantas de etileno/Polietilenos .................................................332

7.2.5.2.4. Impactos Petroquímica del Etano.............................................................................................332

7.2.6. Plantas de GTL (GAS TO LIQUID) .................................................................................................333

7.2.7. Plantas de LNG (LIQUIEFIED NATURAL GAS) .............................................................................333

7.2.8. Acciones .........................................................................................................................................335

7.2.9. Conclusiones .................................................................................................................................336

8. CONSOLIDACIÓN DE BOLIVIA COMO CENTRO GASÍFERO REGIONAL .......................................339

8.1. DIAGNÓSTICO ................................................................................................................................339

8.1.1. Mercados Actuales y Potenciales de Gas Natural..........................................................................339

8.1.2. Suministradores y Consumidores de Gas Natural Licuado (LNG) .................................................342

8.1.3. Gas natural e infraestructura ..........................................................................................................345

8.1.4. Flujo de hidrocarburos en la región ................................................................................................347

8.1.5. La Integración Energética en Sudamérica ....................................................................................349

8.1.6. Resumen y Conclusiones ..............................................................................................................352

8.2. ESTRATEGIA DE CONSOLIDACIÓN DE BOLIVIA COMO CENTRO GASÍFERO REGIONAL .......353

8.2.1. Punto de partida: Reservas de gas ................................................................................................353

8.2.1.2. Estimación de precios City Gate .................................................................................................362

8.2.2. Objetivo de la Política de Consolidación de Bolivia como Centro Gasífero Regional ....................363

8.2.3. Acciones .........................................................................................................................................363

8.2.3.1. Política de Consolidación y Ampliación del Mercado Externo .....................................................363

8.2.3.1.1. Mercados Existentes: Brasil y Argentina ..................................................................................363

8.2.3.1.2. Mercados Nuevos: Uruguay y Paraguay ..................................................................................368

8.2.3.2. Integración Energética.................................................................................................................374

8.2.3.2.1. Posicionamiento del País ........................................................................................................374

Page 10: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

8.2.3.2.2. Articulado de Iniciativas ............................................................................................................374

8.2.3.2.3. Gasoductos que integran mercados regionales .......................................................................375

8.2.4. Conclusiones ..................................................................................................................................375

9 . TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS ....................................................................377

9.1. DIAGNÓSTICO .................................................................................................................................377

9.1.1. Antecedentes ..................................................................................................................................377

9.1.3. Demanda ........................................................................................................................................383

9.1.3.1. Gasoductos .................................................................................................................................383

9.1.3.2. Oleoductos .................................................................................................................................385

9.1.3.3. Poliductos ...................................................................................................................................385

9.2. ESTRATEGIA DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS .....................................385

9.2.1. Objetivo de Política.........................................................................................................................385

9.2.2. Acciones .........................................................................................................................................385

9.2.2.1. Proyectos en ejecución y estudio ................................................................................................385

9.2.2.1.1. Gasoductos ..............................................................................................................................385

9.2.2.1.2. Oleoductos ...............................................................................................................................393

9.2.2.1.3. Poliductos .................................................................................................................................394

9.2.2.1.4. Inversiones Ejecutadas ...........................................................................................................396

9.2.3. Análisis de Deficit y Proyectos a Ejecutarse...................................................................................397

9.2.3.1. Gasoductos .................................................................................................................................397

9.2.3.2. Oleoductos ..................................................................................................................................400

9.2.3.3. Poliductos ....................................................................................................................................400

9.2.4. Impactos Económicos y Sociales ..................................................................................................401

9.2.4.1. Gasoductos .................................................................................................................................401

9.2.4.2. Oleoductos ..................................................................................................................................401

9.2.4.3. Poliductos ...................................................................................................................................401

9.2.4.4. Nacionalización ...........................................................................................................................402

9.2.5. Conclusiones ..................................................................................................................................402

10. ALMACENAJE DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS Y GLP ..................................................................415

10.1. DIAGNÓSTICO ...............................................................................................................................415

10.1.1. Antecedentes ................................................................................................................................415

Page 11: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 11 -

10.1.2. Estado de Situación......................................................................................................................415

10.1.3. Identificación de Problemas .........................................................................................................417

10.2. ESTRATEGIA DE ALMACENAJE DE COMBUSTIBLES LIQUIDOS Y GLP ...................................445

10.2.1. Objetivo de Política.......................................................................................................................445

10.2.2. Acciones .......................................................................................................................................445

10.2.2.2.1. Elaboración del Reglamento de Tarifas para Almacenaje ......................................................445

10.2.2.2.2. Incremento de la Capacidad en Inversiones en Almacenaje para Combustibles Líquidos y GLP ......................................................................................................................................445

10.2.3. Impactos Social y Económico.......................................................................................................461

10.2.4. Conclusiones ..............................................................................................................................462

11. ESTRATEGIA DE LA GESTIÓN AMBIENTAL DEL SECTOR HIDROCARBUROS ...........................477

11.1. ANTECEDENTES ............................................................................................................................478

11.2. GESTIÓN AMBIENTAL DE LAS ACTIVIDADES, OBRAS Y PROYECTOS DEL SECTOR HIDROCARBUROS. ........................................................................................................................479

11.3. PROBLEMAS AMBIENTALES Y SOCIOAMBIENTALES ................................................................481

11.4. POLÍTICA AMBIENTAL SECTORIAL. .............................................................................................483

11.5. ESTRATEGIAS SECTORIALES ......................................................................................................483

11.5.1. Planificación ambiental energética ...............................................................................................483

11.5.1.1. Evaluación Socioambiental Estratégica por bloques o áreas de explotación. ...........................484

11.5.1.2. Reestructuración de las instancias ambientales públicas del sector hidrocarburos. ................484

11.5.1.3. Desarrollo de mecanismos técnico legales ...............................................................................485

11.5.2. Actualización de la normatividad a los desafíos ambientales y socio-ambientales del sector energético. ..........................................................................................................................485

11.5.3. Adecuación de las AOP del Sector Hidrocarburos a la Normativa Ambiental y socioambiental actualizada. ...................................................................................................................................487

11.5.4. Cualificación del personal técnico del sector (Entidades públicas, AOP’s y Organizaciones Sociales en general). ...................................................................................................................487

11.6. Impactos de la estrategia socioambiental. ......................................................................................488

11.6.1. Impactos esperados en la gestión 2008. ....................................................................................488

11.6.2. Impactos esperados al 2012. ......................................................................................................488

11.6.3. Impactos esperados al 2017. .......................................................................................................488

Parte IV. REESTRUCTURACIÓN DEL SECTOR ....................................................................................489

4.1. DIAGNÓSTICO .................................................................................................................................491

Page 12: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 12 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

4.1.1. Antecedentes ..................................................................................................................................491

4.1.2 Instituciones del Sector ...................................................................................................................493

4.1.3 Rol del Estado en las Actividades del Sector .................................................................................496

4.2 IDENTIFICACIÓN DE PROBLEMAS Y LIMITANTES ........................................................................501

4.3 POLÍTICA DE REESTRUCTURACIÓN DEL SECTOR DE HIDROCARBUROS ...............................502

4.3.1 Lineamientos Estratégicos ..............................................................................................................502

4.3.2 Fundamentos Legales e Institucionales de la Reestructuración .....................................................502

4.3.3 Establecimiento de nuevas Atribuciones .........................................................................................506

4.4. Conclusiones ..................................................................................................................................... 511

CONCLUSIONES GENERALES DE LA ESTRATEGIA (EBH) ...............................................................515

GLOSARIO DE TÉRMINOS Y ABREVIATURAS .....................................................................................529

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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PRESENTACIÓNA lo largo de la historia republicana, Bolivia no tuvo una estrategia nacional de hidrocarburos que conduzca de forma integral la administración y gestión de los recursos naturales no renovables como factor geopolí-tico de impulso al desarrollo socioeconómico equitativo de la Nación.

La explotación de los hidrocarburos pasó por diferentes fases acompañando la orientación y postura pre-dominante por parte de grupos sociales y políticos que detentaban el poder. Así, la trayectoria histórica esta impregnada, en algunos momentos, por cortes privatizadores y, en otros, por presencia del Estado, implementando políticas asociadas al interés del país.

En la década del noventa del pasado siglo, primó la corriente de la entrega de los recursos hidrocarburífe-ros a las empresas transnacionales, en el marco de la ola privatizadora que rigió a Bolivia. Esta decisión tuvo fuertes repercusiones en materia de la estrategia y política hidrocarburífera, puesto que éstas fueron definidas e implementadas por las empresas extranjeras, que en los hechos definieron la generación, distribución y uso de los excedentes económicos provenientes de los hidrocarburos, por supuesto precau-telando sus intereses y en detrimento del Estado boliviano.

Desde enero de 2006 se aplica en Bolivia una nueva visión acerca de la administración y gestión de los hidrocarburos. El 1 de mayo del mismo año, el gobierno del Presidente de la República, Evo Morales Ayma, nacionalizó los hidrocarburos, produciendo un viraje cualitativo al restituir el dominio del Estado sobre sus riquezas para beneficio de todos los bolivianos.

Complementando aquella medida de trascendental importancia para el futuro del país, el Ministerio de Hidro-carburos y Energía, en su condición de cabeza de sector, elaboró la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos, documento que expresa los ejes centrales de la nueva política energética definida por esta administración.

La implementación de la misma y los resultados que se deben obtener pasan fundamentalmente por la reestructuración integral del sector de hidrocarburos, proceso que define los roles y funciones que deben cumplir las instituciones que conforman el mencionado sector.

En esa línea, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, se dedica a las funciones específicas asignadas por la norma establecida en el país, las cuales son el diseño de políticas, estrategias, resoluciones, normas y su aplicación estricta.

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), empresa boliviana nacionalizada y recuperada, se dedica, fundamentalmente, a todas las actividades operativas en las diferentes fases de la cadena de pro-ducción de los hidrocarburos.

Por su parte, la Superintendencia de Hidrocarburos, que se transformará en la Agencia Nacional de Hi-drocarburos (ANH), tendrá la misión de regular, fiscalizar y ejecutar tareas de seguimiento y control de la cadena de hidrocarburos en la que conviven la empresa pública y la privada.

La Estrategia Boliviana de Hidrocarburos define a corto, mediano y largo plazo actividades, programas y proyectos que permiten contar con una visión integral de desarrollo e incentivo de las inversiones en tareas de exploración, explotación, refinación, transporte y comercialización.

La propuesta que presentamos al conjunto del país identifica, a través de un minucioso diagnóstico técnico prospectivo, en todas y cada una de las fases de los hidrocarburos, las potencialidades del sector y pro-mueve políticas para su desarrollo en pos de resultados concretos hasta el año 2017.

Este importante documento contempla un tema fundamental que fue reivindicado por la mayoría de la pobla-ción en los últimos años, el cual es la industrialización y la creación de la Empresa Boliviana de Industrializa-ción de los Hidrocarburos (EBIH) como la instancia fundamental a través de la cual se gestionarán e imple-mentarán políticas que permitan esta inflexión significativa y cualitativa en la historia de los hidrocarburos.

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La nueva política energética no sólo tiene como visión formal e integral la recuperación de la propiedad de los hidrocarburos sino, además, establece la articulación de cada una de las fases de la cadena de producción, la participación de importantes actores y el compromiso de estos para realizar inversiones que permitan la exploración, el aumento de la producción, la comercialización, mayores niveles de refinación de hidrocarburos, la industrialización de los mismos y consolidación del mercado interno y externo y, todo este esfuerzo, se plasme en la generación de recursos económicos.

Los recursos generados por los hidrocarburos, por primera vez en la historia de Bolivia, beneficia a los nueve departamentos. A los departamentos productores se destinan las regalías e IDH; a los no producto-res el Impuesto Directo a Hidrocarburos (IDH) que constituye, hoy por hoy, el puntal fundamental para el desarrollo económico y social encarado por prefecturas, municipios y universidades públicas.

La nacionalización de los hidrocarburos cerrará su círculo en la medida en la que todas las autoridades nacionales, prefecturales, municipales y universitarias inviertan los recursos en programas y proyectos que verdaderamente eleven y mejoren la calidad de vida de la población, reduciendo los márgenes de pobre-za brindando, asimismo, nuevas oportunidades de bienestar social. Esta será la diferencia cualitativa y el aporte fundamental del gobierno del Presidente Evo Morales Ayma, en comparación a las nacionalizacio-nes del siglo XX.

Expreso mi profundo agradecimiento por el compromiso asumido por los Viceministros, Directores, Jefes de Unidad, técnicos y todo el personal del Ministerio de Hidrocarburos y Energía. De igual manera al per-sonal de YPFB y de la Superintendencia de Hidrocarburos, sus comentarios y sugerencias fueron valiosos, orientados especialmente a que la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos sea una propuesta compartida por las tres instituciones del sector.

La Paz, Agosto 2008

CARLOS VILLEGAS QUIROGA

MINISTRO DE HIDROCARBUROS Y ENERGÍA

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INTRODUCCIÓNEntre 1985 y 2005, Bolivia fue el escenario de implementación de un régimen económico y legal ajeno a los intereses nacionales. La transferencia del patrimonio y actividades estratégicas del Estado a favor de empresas transnacionales, en los diferentes sectores de la economía, se efectuó en un marco de total des-equilibrio entre el interés público y el interés del capital privado, siendo éste último el mayor beneficiado.

El sector hidrocarburos y la empresa estatal del petróleo experimentaron, en gran medida, el mayor per-juicio del régimen neoliberal. Las políticas de atracción de inversiones, basadas en la disminución de los ingresos públicos y la paulatina desaparición de YPFB, hizo posible que el Estado únicamente se preocupe por el suministro limitado del mercado interno, dejando a las empresas la libre disposición de los hidro-carburos producidos, en calidad de propietarias, la utilización de las reservas nacionales como factor de valoración de sus acciones y la definición de precios y contratos de comercialización.

La venta de los activos de YPFB, en las actividades de refinación y el almacenaje, y la denominada capita-lización en el ámbito de la exploración, la producción y el transporte, desintegraron la cadena petrolera de la empresa estatal, dándole el carácter de residual. Los gobernantes y administradores del modelo, dieron lugar a la existencia de una empresa del petróleo encargada de la estadística del enriquecimiento de las empresas que coparon la cadena de hidrocarburos, y a una instancia gubernamental responsable de via-bilizar normas de interés privado.

Un largo proceso de toma de conciencia, por parte de los pueblos de Bolivia, hizo posible la transforma-ción del escenario político y social del país. Octubre de 2003 y la elección directa de Evo Morales Ayma, como Presidente de la República, dieron lugar a la nueva política de hidrocarburos, cuyos fundamentos se plasmaron en el Decreto de Nacionalización de los Hidrocarburos del 1º de mayo de 2006, marcando el inicio de un proceso irreversible y de beneficio del pueblo boliviano, a partir de nuevos contratos petroleros aprobados por el Congreso Nacional, la recuperación del control y administración de las empresas nacio-nalizadas, la dirección de la cadena de hidrocarburos a cargo del Estado y la reestructuración de YPFB.

El proceso de Nacionalización de los Hidrocarburos, en su perspectiva histórica, debe constituirse en una política de Estado, que consolide las actividades e inversiones de la cadena de hidrocarburos, el incremen-to de reservas y de caudales de producción, el desarrollo de infraestructura de transporte, almacenaje y refinación, la industrialización del gas natural, la seguridad energética en Bolivia y el cumplimiento de los compromisos de exportación, así como la distribución y administración equitativa y estratégica de la renta petrolera, priorizando el interés de los pueblos de Bolivia.

El Plan Nacional de Desarrollo, en el ámbito de las políticas del sector, se ha propuesto la recuperación y consolidación de la propiedad y control de los hidrocarburos; la exploración, explotación e incremento del potencial hidrocarburífero, la industrialización de los hidrocarburos para generar valor agregado; así como, garantizar la seguridad energética nacional y consolidar al país como centro energético de la región.

En este contexto, corresponde el planteamiento de la Estrategia Nacional de Hidrocarburos que, dentro de una visión integral del sector, debe establecer los objetivos específicos para cada una de las actividades hidrocarburíferas en el corto, mediano y largo plazo. Así, en materia de exploración y producción, la Estra-tegia debe incrementar la producción de gas natural en 100% en los próximos seis años hasta alcanzar los 100 millones de metros cúbicos/día el año 2017, garantizando el consumo creciente en el mercado interno y los compromisos de exportación actuales y futuros, así como el respectivo incremento de reservas hidro-carburíferas en una relación Reserva/Producción de 20 años. El incremento de la producción de petróleo, deberá hacer posible la ampliación de la capacidad de refinación y la consiguiente producción de combus-tibles, para el consumo nacional y la generación de excedentes de exportación.

El incremento de la producción, en función de los mercados comprometidos y la planificación del incre-mento de la demanda nacional, permitirán la masificación del uso del gas natural, mediante la conversión de vehículos a GNV, superando, en un escenario optimista, los 125 mil vehículos el año 2012 y los 250 mil

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vehículos el 2017. Además de la expansión de redes de gas domiciliario, 100 mil instalaciones por año y más de 500 mil en el quinquenio, garantiza, el suministro a empresas industriales, de comercio y del sector eléctrico, en el marco de un consumo planificado.

La implementación de la industria petroquímica en Bolivia, para la producción de urea y polietilenos, cum-pliendo el mandato del pueblo en referéndum y, desde la planificación efectuada por el Gobierno Nacional -previa construcción de las plantas requeridas-, a partir del año 2012 hará posible la producción de urea y polietilenos, con una capacidad instalada de 1,75 millones y de 600 mil toneladas métricas año, respecti-vamente.

El incremento en la producción de hidrocarburos líquidos permitirá la ampliación de la capacidad instalada de refinación, y por tanto el incremento en la producción de derivados, garantizando, en el corto y mediano plazo, la satisfacción de la demanda de combustibles líquidos y GLP en el mercado interno, y la generación de excedentes para la exportación. En función de la calidad de los hidrocarburos líquidos y el crecimiento de la demanda, al año 2016, Bolivia disminuirá significativamente la importación de Diesel Oil luego de un proceso sostenido de incremento en la producción destinada al mercado interno.

En la relación producción y mercados, la infraestructura en transporte y almacenaje juega un rol funda-mental; en este sentido, la estrategia de ampliación y construcción de ductos, poliductos y capacidad de almacenaje permitirá atender los diferentes mercados de hidrocarburos a partir del año 2008.

Asimismo, en respeto de los derechos de los pueblos indígenas y originarios, comunidades campesinas y del medio ambiente, la nueva gestión ambiental y socio ambiental de orden estratégico y territorial, se hace un imperativo en el objetivo de hacer posible la actividad hidrocarburífera en toda la cadena.

El Ministerio de Hidrocarburos y Energía, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos y, las futuras, Agencia Nacional de Hidrocarburos y Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos, son responsables de la dirección, control y operación del sector, en nombre del Estado, en el marco de sus competencias. De ahí, la necesaria reestructuración de las entidades del sector y de sus empresas públicas en función de los objetivos del proceso de Nacionalización de los Hidrocarburos, garantizando la especialidad y exce-lencia en la gestión de los hidrocarburos. Al respecto, se han dado importantes pasos en el Ministerio de Hidrocarburos y Energía con la consolidación de la política y la normativa de hidrocarburos y energía en un solo ministerio y la creación del Viceministerio de Desarrollo Energético, responsable de la planificación energética y seguimiento a la ejecución de ésta.

Asimismo, la estrategia de reestructuración del sector, sienta las bases de la política sobre la creación y/o implementación, según corresponda, de la Agencia Nacional de Hidrocarburos como entidad responsable de la regulación y fiscalización del sector, así como Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos y la Empre-sa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos, como empresas operativas de carácter corporativo.

En ese sentido, el proceso de Nacionalización de los Hidrocarburos instala en Bolivia la era de la planifica-ción que supera el modelo de satisfacción precaria en el suministro del mercado interno de hidrocarburos y privilegio de la exportación de materias primas a cargo de empresas privadas. La planificación devuelve al Estado su rol activo en la formulación y ejecución de políticas y normas, para administrar el potencial hi-drocarburífero del país, promover la inversión nacional y extranjera bajo reglas de beneficio para el Estado y del pueblo, generar ingresos y distribuirlos con equidad para vivir bien.

La Estrategia Nacional de Hidrocarburos establece los lineamientos y objetivos del Estado boliviano para el desarrollo de la cadena de hidrocarburos en los próximos 10 años, bajo la dirección del Gobierno Na-cional, en el objetivo de incrementar inversiones por parte de YPFB, la Empresa Boliviana de Industrializa-ción de Hidrocarburos y de socios estratégicos en las diferentes actividades hidrocarburíferas, incrementar producción, industrializar el gas, satisfacer el acelerado y planificado crecimiento del mercado interno y los compromisos de exportación y así consolidar en forma definitiva el proceso de Nacionalización de los Hidrocarburos.

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Parte I.POLÍTICA NACIONAL

DE HIDROCARBUROS

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1. LA GUERRA DEL GASEn más de medio siglo, las experiencias de exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos por empresas transnacionales en Bolivia, no siempre fueron positivas puesto que, las mismas, en algunas opor-tunidades, incurrieron en incumplimiento de los contratos y prácticas de contrabando, cometieron irregulari-dades y abusos, boicot y traición a la patria. Esta situación condujo, en dos oportunidades, a la nacionaliza-ción de las compañías petroleras extranjeras, primero la Standard Oil, en 1937, y, en 1969, la Gulf Oil.

Ambas nacionalizaciones fueron ejecutadas por los gobiernos militares de Enrique Toro y Alfredo Ovando, res-pectivamente. Esta modalidad de nacionalización obligó al Estado boliviano a indemnizar a las empresas extran-jeras; sin embargo, los perjuicios a la economía nacional provocados por los bloqueos de mercados, el boicot comercial y otras represalias ejecutadas por el gobierno norteamericano fueron significativos.

En ambos procesos de nacionalización, el control estatal de los hidrocarburos y de las actividades de la cadena fueron insuficientes, debido a que la empresa petrolera estatal no logró consolidarse, entre otras razones, por el obligatorio traspaso de sus ganancias al Tesoro General de la Nación, para solventar du-rante años el gasto público y hacer frente al recurrente déficit fiscal y porque el fortalecimiento de la estatal petrolera nunca fue una política de Estado; como consecuencia de esta situación, los resultados de la nacionalización involucionaron. YPFB quedó sin los recursos que le permitan cumplir los objetivos para los que fue creada, lo cual condujo a que las empresas transnacionales volvieran a asentarse en el país.

La debilidad institucional frente al avasallamiento petrolero foráneo, en medio de marcadas crisis económi-cas, se reflejó en los escasos beneficios que obtuvo el Estado de la renta petrolera, debido a los regímenes fiscales establecidos, la defraudación, la evasión impositiva, el contrabando, los negociados, la pérdida de la propiedad de los hidrocarburos y el sistemático desmantelamiento económico e institucional de la empresa estatal YPFB.

Las reformas neoliberales, inauguradas en 1985 y profundizadas en la década de los años 90 por los go-biernos de la democracia pactada liderizada por el Movimiento Nacionalista Revolucionario (MNR), implan-taron las medidas más antinacionales de la historia de Bolivia. La política de capitalización y privatización de las empresas estatales tuvieron como resultado la transferencia del patrimonio nacional en beneficio de intereses privados extranjeros y reducidos grupos de poder interno.

La liquidación de YPFB, desde 1996, provocó el desmembramiento de la empresa estatal que tenía, hasta ese momento, el control de toda la cadena hidrocarburífera. El alza del precio de los combustibles y su inci-dencia en el costo de la canasta familiar desnudó el sentido de la capitalización y provocó la insatisfacción del pueblo por las reformas y ajustes estructurales implementados durante estos años. La corrupción de los gobiernos de la “democracia pactada” y el desgaste de los partidos políticos tradicionales que los confor-maron, dieron lugar a la mayor contradicción histórica nacional debido a la progresiva pérdida de soberanía sobre los recursos naturales y de la renta petrolera.

Esta situación condujo a movilizaciones de organizaciones sindicales y de movimientos sociales en todo el país, en especial en la ciudad de El Alto, por el principio de la recuperación de los recursos naturales, particularmente de los hidrocarburos, que culminaron en octubre de 2003, en la “guerra del gas” y el de- rrocamiento del gobierno de Sánchez de Lozada. Esta fue la señal de cambio del rumbo histórico para el país, que apuntaba a la recuperación de la soberanía y la autoridad del Estado nacional, que implicaba la inmediata recuperación de la propiedad de los hidrocarburos como primera medida y la refundación del Estado como condición del cambio institucional.

Después de 111 años de historia petrolera, la Tercera Nacionalización de los Hidrocarburos en Bolivia y la primera del siglo XXI en el mundo, se fundamenta y cobra sentido en este contexto histórico, social, polí-tico y económico. La nacionalización es fundamentalmente un acto político que tiene su base en la firme decisión del pueblo boliviano de recuperar el control de sus hidrocarburos, entregados sistemática y arbi- trariamente a los intereses transnacionales.

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La “guerra del gas”, de octubre de 2003, constituye la expresión nacionalista más nítida de los bolivianos para enfrentar el proyecto antinacional del régimen neoliberal sobre uno de sus principales recursos naturales.

Esta demanda encontró los canales para su consecución. La población movilizada obligó al gobierno transi-torio del expresidente Carlos Mesa a convocar a un referéndum nacional para decidir sobre el futuro de los hidrocarburos en Bolivia. Pese a que la consulta se planteó de manera genérica, ambigua y fragmentada, en diciembre de 2004, los bolivianos dijeron sí a la “recuperación de los hidrocarburos en boca de pozo” en favor del Estado, la “refundación de YPFB, su participación en toda la cadena productiva y la recuperación de las acciones de los bolivianos en las petroleras capitalizadas”, entre otras medidas.

El desafío por la recuperación de los recursos naturales ya estaba planteado en mayo de 2005, con la aprobación de la Ley de Hidrocarburos, Ley Nº 3058, que no fue acatada en sus plazos y objetivos por las administraciones accidentales de Mesa y Rodriguez Beltzé, que fueron obligados a convocar a los comicios generales de diciembre de 2005.

Con la legitimidad lograda en las urnas, el gobierno de Evo Morales ejecutó el mandato del pueblo y na-cionalizó los hidrocarburos el 1º de mayo de 2006, mediante el Decreto Supremo Nº 28701, recuperó la propiedad, posesión y el control total y absoluto de éstos en favor del Estado boliviano en beneficio del pueblo. Estableció el control y dirección de la cadena de hidrocarburos a cargo del Estado, recuperó la dirección administración y operación de las empresas privatizadas y capitalizadas y planteó el objetivo de la industrialización del gas.

El artículo 24 de la Constitución Política del Estado establece: “Las empresas y súbditos extranjeros están sometidos a las leyes bolivianas, sin que en ningún caso puedan invocar situación excepcional ni apelar a reclamaciones diplomáticas”.

La Nacionalización en el siglo XXI es un proceso de alta conciencia y visión política que conjuga la recupe-ración de la propiedad del gas y del petróleo, subordinando a las empresas petroleras a un plan estratégico nacional de reactivación de la industria petrolera nacionalizada a través de YPFB, sin obviar la realidad de la globalización económica y garantizando nuevas condiciones e inversiones de mutuo beneficio estatal y privado.

2. A DOS AÑOS DE LA NACIONALIZACIÓNEl 1 de mayo de 2006, en una jornada histórica por el Día Internacional del Trabajo, el Gobierno Nacional pone en vigencia el D.S. Nº 28701 “Héroes del Chaco” que recupera la propiedad, posesión, control total y absoluto de los hidrocarburos por parte del Estado. La medida reivindicó el pleno respeto a la soberanía y a los intereses nacionales.

Esta medida reafirma el derecho constitucional que establece que los hidrocarburos son bienes nacionales de dominio originario, directo, inalienable e imprescriptible del Estado, razón por la que se constituyen en propiedad pública inviolable.

El Decreto precisa que la capitalización y privatización de YPFB no sólo provocaron daño económico al Estado, sino constituyeron un acto de traición a la patria al entregar a manos extranjeras el control de este sector estratégico, vulnerando la soberanía y la dignidad nacional.

“Todos los pueblos pueden disponer libremente de sus riquezas y recursos naturales, sin perjuicio de las obligaciones que derivan de la cooperación económica internacional basada en el principio del beneficio recíproco, así como del derecho internacional. En ningún caso podrá privarse a un pueblo de sus propios medios de subsistencia”, precisa el Pacto Internacional de los Derechos Civiles y Políticos y el Pacto de los Derechos Económicos y Culturales expuestos como fundamento de la medida nacionalizadora.

El Decreto de Nacionalización expresa la nueva política del sector, bajo el principio de la propiedad estatal inalienable de los hidrocarburos, establece el escenario en el cual se desarrollarán las diferentes activida-

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des de la cadena de hidrocarburos; YPFB, a nombre del Estado boliviano, ejerce la propiedad sobre los hi-drocarburos producidos y es el único comercializador de los mismos; establece las condiciones, volúmenes y precio para el mercado interno, el mercado de exportación y para la industrialización.

El Estado, a través de YPFB, retoma su plena participación en toda la cadena productiva de los hidrocar-buros y nacionaliza como mínimo el 50%+1 de las acciones de las empresas capitalizadas y privatizadas, Andina S.A., Chaco S.A., Transredes S.A., Petrobras Bolivia Refinación S.A. y Compañía Logística de Hi- drocarburos Boliviana S.A., con lo que se garantiza el control y la dirección estatal de las actividades que desarrollan estas empresas.

Asimismo, el Decreto Supremo No 28701 de Nacionalización de los Hidrocarburos, base de la transforma- ción del sector, establece que el Estado toma el control y la dirección de la producción, transporte, refina- ción, almacenaje, distribución, comercialización e industrialización de los hidrocarburos en el país. Esto implica no solamente tener la propiedad de los hidrocarburos, sino definir el uso, destino y el carácter de la gestión de los mismos, dentro de toda la cadena productiva de los recursos, incluyendo su industrialización. El Estado recupera la facultad de planificar el desarrollo del sector, el control y fiscalización de la producción y la comercialización, para el desarrollo eficiente de las actividades hidrocarburíferas en el país.

A dos años de la aplicación de este proceso de la Nacionalización de los hidrocarburos, el Estado boliviano consiguió recuperar el control y la dirección de la cadena de los hidrocarburos y las operaciones de las empresas a través de YPFB.

La aprobación del Decreto Supremo No. 28701, el 1 de mayo de 2006, posibilitó el control estatal de la pro-piedad de los recursos naturales para el beneficio de todo el pueblo boliviano. Esto permitió que YPFB, en calidad de propietario de los hidrocarburos, el 19 de octubre de 2006, suscriba el contrato de compra venta de gas, YPFB - ENARSA (Energía Argentina Sociedad Anónima) para ampliar el mercado de exportación para el gas boliviano con el compromiso de provisión de hasta 27,7 Millones de Metros Cúbicos por día (MMmcd) hasta el 2027.

Este antecedente facilitó la firma de los 44 contratos de operación entre las empresas petroleras transna-cionales con el Estado boliviano, las cuales asumieron el compromiso de elevar los niveles de producción a cambio de márgenes de utilidad razonables. Así, el 27 y 28 de octubre, 17 compañías petroleras firmaron 44 contratos de operación con YPFB, en representación del Estado boliviano, aceptando las condiciones estipuladas en el Decreto de Nacionalización y otras medidas definidas en los contratos, que otorgan garantías para la inversión, producción y comercialización de los hidrocarburos y garantizan estabilidad, seguridad jurídica y ganancias razonables para las compañías privadas, asegurando al Estado una mayor participación en la renta petrolera.

El 19 de abril de 2007, en sesión de Congreso, calificada como histórica, Diputados y Senadores aproba- ron, por unanimidad los Contratos de Operación mediante 44 leyes que dan legalidad a todos los contratos suscritos con las empresas petroleras en 2006. El 23 de abril, el Presidente Evo Morales promulgó las 44 leyes que aprueban los contratos petroleros en una solemne sesión en Palacio de Gobierno.

El 2 de Mayo de 2007, los 44 contratos de operación entre YPFB y las empresas operadoras fueron proto-colizados. Posteriormente, el mismo día, en Palacio de Gobierno, el Presidente de la República, Evo Mora-les Ayma, determina que los contratos, aprobados mediante leyes, entren en plena vigencia, otorgando la más alta legitimidad sobre la seguridad jurídica de los compromisos contractuales contraídos por el Estado Boliviano.

El 29 de julio de 2007, el Gobierno nacional recuperó el 100% de las acciones de la empresa Petrolera Boliviana de Refinación S.A. propietaria de las refinerías Guillermo Elder Bell de Santa Cruz y Gualberto Villarroel de Cochabamba que fueron privatizadas por los anteriores gobiernos, y dio paso a la empresa YPFB Refinación S.A. de propiedad del Estado Boliviano.

El 10 de agosto de 2007, los presidentes de Bolivia, Venezuela y Argentina, Evo Morales, Hugo Chávez y Néstor Kirchner, respectivamente, firmaron el acta de Tarija, que consolida la integración energética subre-

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gional mediante la suscripción de acuerdos que garantizan una inversión de 1.120 millones de dólares para ejecutar proyectos de exploración e industrialización de hidrocarburos en territorio nacional. El Gobierno argentino comprometió un préstamo concesional por $us 450 millones para construir en el Chaco boliviano la planta más grande de extracción de licuables de Latinoamérica.

En el último trimestre de 2007, el Gobierno nacional también impulsó el desarrollo de la infraestructura, lográndose que la empresa transportadora Transredes entregue a finales del 2007 la ampliación de la primera fase del gasoducto Villamontes Tarija (GVT), e inicie la segunda fase del GVT entregada en abril de 2008. Este gasoducto permitirá llevar más gas para el desarrollo de Tarija.

Asimismo, Transredes entregó la fase I y II del Gasoducto al Altiplano (GAA), y se ejecuta la tercera fase del mismo. También se inició la construcción del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC) que aportará mayores volúmenes de gas al Occidente del país.

El proceso de la Nacionalización de los hidrocarburos posibilitó el incremento de las inversiones para el desarrollo de la producción de hidrocarburos. El 2007, se registró un punto de inflexión en las inversio-nes en exploración y explotación, habiéndose incrementado las mismas respecto al 2006.

Para el 2008, se incrementó la inversión programada en el sector a más de 1.200 millones de dólares (que incorpora CAPEX en el upstream y downstream, OPEX y depreciación), el monto más alto de los últimos doce años que marca un verdadero record en el desarrollo de la industria petrolera nacional.

En 1998, durante el auge de la capitalización que desarticuló a YPFB, entregando el control de los recur-sos hidrocarburíferos a manos privadas, la inversión petrolera ascendió hasta 604,81 millones de dólares para descender progresivamente en el curso de los siguientes años.

Con registros que muestran cifras superiores a las de la gestión precedente, las 17 compañías petroleras que firmaron 44 contratos de operación con el Estado invertirán el 2008 MM$us 877.4 (que incorpora CAPEX, OPEX y depreciación), para desarrollar el upstream, que comprende emprendimientos para el desarrollo de campos, explotación y exploración.

El Presidente de la República Evo Morales sostiene que el proceso de Nacionalización de los hidrocarburos que emprendió el Estado es compatible con la inversión extranjera directa y remarcó que, en la medida que las empresas transnacionales acaten la legislación nacional, tienen todas las garantías para el desarrollo del sector y el justo retorno de sus utilidades.

Asimismo, el Gobierno nacional destacó la perspectiva para la atracción de mayores capitales a través de los acuerdos y contratos firmados por YPFB con Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima (PDVSA) y el Gobierno de Irán, que establecen compromisos para desarrollar e industrializar los recursos naturales de Bolivia.

El 9 de octubre de 2007, el Gobierno firmó un acuerdo energético de amplio espectro con el Gobierno de Irán y el Presidente Mahmoud Ahmadinejad, por el cual se priorizarán, la ejecución de estudios de ex-ploración y explotación petrolera, además de desarrollar programas complementarios de industrialización petroquímica e hidroeléctrica en territorio nacional.

Los presidentes de Bolivia, Evo Morales y de Brasil, Luiz Inácio “Lula” Da Silva, y los ministros de hidrocar- buros y energía de ambos países suscribieron el 17 de diciembre de 2007, cinco acuerdos que viabilizan una inversión de hasta 1.000 millones de dólares, para incrementar la producción de gas natural, explorar nuevas reservas y además de ratificar el pago de los contenidos licuables en el gas rico de exportación al Brasil, que significaría mejorar ingresos para YPFB entre 100 y 180 MM$us cada año.

En el marco de la política de gobierno en materia de industrialización del Gas Natural, el 6 de abril de 2008 se realizó la licitación binacional para Estudios de Preinversión de la Planta de Extracción de Licuables en el Chaco Tarijeño, estos estudios requerirán una inversión de 4 MM$us; hasta el año 2011 se realizarán la

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Ingeniería de Detalle, la Procura y Construcción de esta planta para lo que se requerirá de una inversión de 446 MM$us. Esta planta se constituye en el inicio y una parte importante del complejo petroquímico del Gran Chaco, donde paralelamente se instalarán una Planta de amoniaco/urea y una Planta de etileno/polietileno.

El 15 de mayo de 2008 se realizó la licitación para la construcción de la Planta de Extracción de Licuables que se ubicará en Río Grande, la Ingeniería Básica y de Detalle, Procura y Construcción se realizarán de julio de 2008 a julio de 2009 con una inversión de 90 MM$us. Esta planta llegaría a procesar 150 MMpcd de gas natural para producir 260 tmd de GLP y 450 bpd de gasolina natural para abastecer el mercado interno y los excedentes para la exportación.

Asimismo, el Gobierno nacional dejó en claro que no concluirá un segundo año de iniciarse el proceso de nacionalización sin recuperar al menos el 50 por ciento más uno de las acciones de las empresas “capitali-zadas” y privatizadas, es decir, de las empresas productoras Chaco y Andina, además de la transportadora Transredes y la Compañía Logística de Hidrocarburos Boliviana (CLHB), habiéndose cumplido este objetivo el primero de mayo de 2008.

Como resultados de la Nacionalización de los hidrocarburos, la Ley 3058 y el Decreto 28701, las recauda- ciones por hidrocarburos (en el Upstream y en el Downstream) alcanzaron niveles históricos nunca antes registrados. El 2004, el Estado boliviano recibió 559 millones de dólares, en tanto que el 2007 captó 1.972 millones de dólares, lo que significó un incremento de 2,5 veces.

El beneficio concreto fue para diez universidades del sistema público, nueve prefecturas y 327 municipios de todo el territorio nacional que aumentaron la disponibilidad de sus recursos para multiplicar proyectos de educación, salud, caminos, servicios públicos e infraestructura, así como para el pago del Bono Juancito Pinto y de la Renta Dignidad.

El 2007, en el marco de la política y nueva visión de desarrollo de las actividades hidrocarburíferas, se aprobaron dos decretos supremos que reglamentan la Ley de Hidrocarburos, el Reglamento de Consulta y Participación de los Pueblos Indígenas y Comunidades Campesinas, y el Reglamento sobre la fiscalización indígena y supervisión medioambiental sobre proyectos de hidrocarburos; restituyendo los principios de respeto y garantía del ejercicio de los derechos fundamentales y efectivizando la participación social en la toma de decisiones y de los beneficios generados por la actividad del sector.

3. POLÍTICA NACIONAL DE HIDROCARBUROSLa dimensión económica del Plan Nacional de Desarrollo (PND), concebido como el instrumento que per-mitirá contribuir a la transformación de la matriz productiva para cambiar el actual patrón primario exporta-dor, establece que la matriz productiva nacional está formada por dos grupos de sectores: los estratégicos generadores de excedentes y los generadores de empleo e ingresos. De manera transversal se encuentran los sectores de infraestructura y apoyo a la producción.

La idea central del PND es que, a partir de los excedentes generados en los sectores estratégicos, entre ellos el sector hidrocarburos, además de reinvertir, provean, vía tributos y regalías, recursos a los sectores generadores de ingresos y empleo para contribuir a diversificar la economía y el desarrollo social.

A la cabeza de los sectores estratégicos generadores de excedente se encuentra el sector hidrocarburos, que se caracteriza por ser una actividad extractiva basada en la producción de recursos no renovables y alta rentabilidad. Por este motivo, en el país se requiere la presencia efectiva del Estado en el ciclo produc-tivo de la cadena petrolera.

Los lineamientos estratégicos en el PND para el sector hidrocarburos, en su carácter de sector estratégico, son las siguientes:

a) Recuperar y consolidar la propiedad y el control de los hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

b) Exploración, explotación e incremento del potencial hidrocarburífero nacional

c) Industrializar los recursos hidrocarburiferos para generar valor agregado

d) Garantizar la seguridad energética nacional y consolidar al país como centro energético regional

Cabe señalar que tomando en cuenta el papel y la importancia que representa la energía en el desarrollo productivo y social del país, la política de hidrocarburos para el mercado interno no se la puede concebir de manera aislada, sino debe ser planteada en el marco de una política energética y en sinergia con las polí-ticas sectoriales para la industria, el transporte y los servicios básicos, en el contexto de una visión integral de desarrollo que permita cumplir con los objetivos de desarrollo socioeconómico del país.

La Política Nacional de Hidrocarburos ha sido concebida bajo los siguientes principios:

– Propiedad estatal de los hidrocarburos

– Contribuir al desarrollo nacional, permitiendo el acceso del sector productivo a combustibles más eco-nómicos (gas)

– Satisfacer las necesidades energéticas de la economía nacional

– Aprovechar plenamente las oportunidades del mercado internacional

– Garantizar la soberanía y seguridad energética

– Consolidar el desarrollo del sector para beneficio del pueblo boliviano

– Generar excedentes para el desarrollo productivo y la diversificación de la economía

– Velar por el desarrollo eficiente y efectivo de las actividades de la cadena de hidrocarburos

– Potenciar la gestión eficiente y sustentable de las empresas estatales del sector

En los principios señalados en el Plan Nacional de Desarrollo, la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos, (EBH), establece los objetivos a mediano y largo plazo para el sector y los lineamientos, acciones y recursos necesarios para lograr estos objetivos. La EBH establece las metas de referencia de niveles de producción y demanda de hidrocarburos y las acciones concretas para alcanzar los objetivos planificados, tomando en cuenta que las diferentes actividades de la cadena petrolera presentan su propia dinámica, condiciones y desafíos.

En el marco de las condiciones heredadas, no sólo de estancamiento en el desarrollo del sector, sino sobre todo de enajenación de los recursos hidrocarburíferos y daño económico al Estado y al pueblo boliviano, como consecuencia de la capitalización, las privatizaciones y la liberalización del mercado en el sector hidro-carburos, la EBH plantea para cada una de las actividades objetivos, estrategias y acciones concretas para revertir esta situación y convertir al sector en el generador de excedentes y en el motor del desarrollo produc-tivo del país, garantizar la seguridad energética nacional, tal como está establecido en el PND.

En relación a la exploración y explotación, se presenta una tarea mayúscula y medular como es reacti-var las inversiones a objeto de realizar actividad exploratoria en el total del área con potencial hidrocarbu-rífero nacional que permita incrementar las reservas nacionales a objeto de lograr volúmenes adicionales de hidrocarburos líquidos y gaseosos para abastecer el mercado interno, cumplir los compromisos actuales de exportación y abrir nuevos mercados externos.

Para garantizar la seguridad energética nacional, la EBH establece como política fundamental de hi-drocarburos en el mercado interno la masificación del uso de gas natural en los diferentes sectores de la economía, que permita la disminución del consumo de combustibles líquidos, deficitarios y subsidiados, conduciendo a un cambio de la matriz energética. Este propósito será posible a través del desarrollo de la

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infraestructura de las redes que den acceso a gas domiciliario a la población, al comercio y a la industria, así como mediante la conversión del parque automotor a gas natural vehicular (GNV).

La industrialización del gas natural, es otro de los principales objetivos de la política de los hidrocarburos que permitirá cambiar el patrón primario exportador del sector, utilizando el gas natural como materia prima para la obtención de una serie de productos de alto valor agregado y con niveles de demanda creciente en el mercado externo. Este proceso será implementado a través de la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH), por si sola o mediante asociación estratégica con otras empresas, para emprender las iniciativas en la producción de urea/fertilizantes y polietilenos, así como plantas de GLP ubicadas en zonas de acceso a la exportación de gas, donde se disponga de infraestructura de transporte y acceso a mercados.

El crecimiento en el consumo de combustibles líquidos en el mercado interno y la sustitución limitada de estos combustibles por GNV en sectores como el transporte, el mayor consumidor de combustibles, exige reactivar e invertir en las actividades de refinación y extracción de licuables, estancadas como resultado de la privatización y de los intereses de las transnacionales centrados en la obtención de la máxima ganancia, sin tomar en cuenta los requerimientos de combustibles de la población.

La política de abastecimiento de combustibles líquidos tiene por objetivo incrementar los niveles de producción de éstos y alcanzar, en el mediano y largo plazo, la sustitución progresiva de la importación de diesel oil hasta su total eliminación, así como exportar los excedentes de otros combustibles que generen mayores ingresos y divisas. YPFB Refinación S.A. incorporará nuevas unidades y plantas de refinación sobre la base de los incrementos de producción de crudo y condensados asociados a los incrementos en los niveles de producción de gas requeridos para cubrir los mercados. Asimismo, la estrategia de abasteci-miento de combustibles líquidos contempla la incorporación de nuevas plantas de GLP que permitan en el corto plazo evitar su importación, y, en el mediano y largo plazo, contar con excedentes para exportarlos a precios internacionales, generando mayores ingresos y divisas para el país.

Otro objetivo es consolidar a Bolivia como el centro gasífero regional. Bolivia, en materia energética y específicamente en gas natural, es el mayor exportador de la región y tiene a su alrededor mercados naturales con grandes demandas de energía. El nivel de reservas actuales, la posición geográfica y conse-cuentemente los precios competitivos a los que podría llegar el gas boliviano a esos mercados, conforman una posición estratégica para incrementar y abastecer a países como Brasil, Argentina, Uruguay y Para-guay. En este marco, se ha suscrito contratos e instrumentos bilaterales e nternacionales que, en conjunto, conducirán a la consolidación, ampliación y diversificación de los mercados de gas natural y a posicionar a Bolivia como centro gasífero regional.

La ampliación del sistema de transportes debe ir acorde con los objetivos planteados para cada activi-dad, tomando las previsiones para que no se convierta en un cuello de botella entre la oferta y la demanda de hidrocarburos. En este sentido, se ha previsto la expansión del sistema de transportes por gasoductos, oleoductos y poliductos, sobre la base de un diagnóstico del estado de situación del sistema de transportes en cuanto a capacidad versus el crecimiento y ubicación geográfica de la demanda, planteándose de ma-nera específica el desarrollo de infraestructura y proyectos concretos para el transporte de crudo, refinados y gas natural, así como la identificación de nuevos proyectos para implementarlos en la medida que los mercados interno y externo se vayan desarrollando.

En relación a los aspectos medioambientales, la nueva política y visión del país ha cambiado la prác-tica del ejercicio de los derechos de los pueblos indígenas y campesinos afectados por el desarrollo de actividades hidrocarburíferas. En esta perspectiva, se restituyen los principios de respeto y garantía en el ejercicio de los derechos fundamentales e integridad territorial, usos y costumbres, mediante un proceso de consulta y participación oportuna y transparente. Asimismo, se establece la participación social en la toma de decisiones y de los beneficios generados por la actividad del sector. La gestión ambiental es un componente de actuación directa, permanente y transversal dentro de la estrategia de hidrocarburos, que requerirá, en el marco del desarrollo del sector, encarar el tratamiento socio ambiental de manera integrada por zonas de desarrollo hidrocarburífero que permita, de manera transparente e integral, la evaluación y

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cuantificación de impactos, y, en función de los resultados de esta evaluación, viabilizar y agilizar la inver-sión en las actividades del sector.

Para que la estrategia permita cumplir con los objetivos establecidos, se requiere condiciones para una gestión eficiente y eficaz, mediante la reestructuración institucional y la normativa adecuada para el sector que permitan ejecutar e implementar la nueva política de desarrollo de los hidrocarburos en el marco de la Nacionalización. Las instituciones del sector deben contar con un concepto y estructura acordes con la nueva visión establecida por el Gobierno nacional para este sector estratégico. En este sentido, se contempla modificaciones en los roles y atribuciones de las instituciones, específicamente, para que el Ministerio de Hidrocarburos y Energía asuma el rol político, planificador y normativo; YPFB el rol operador asumiendo la condición de inversionista, administrador, responsable del manejo de las operaciones pro-ductivas y comerciales con rendimientos económicos y salud financiera: y el Ente Regulador en calidad de regulador, fiscalizador y supervisor, tanto de las actividades del downstream, como del upstream.

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Parte II.ENTORNO MUNDIAL Y NACIONAL

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1. ENTORNO INTERNACIONAL Y NACIONAL1

CONTEXTO

A objeto de efectuar un análisis de los hidrocarburos a nivel mundial, regional y nacional, es necesario contar con un breve perfil de su importancia en el marco de la energía total. Los combustibles de origen fósil, como el Petróleo y el Gas Natural, son y continuarán siendo las fuentes más importantes para el abastecimiento de la demanda mundial de energía. Se estima que el Petróleo se mantendrá como la fuente más utilizada, aunque con una participación descendente debido al crecimiento del uso del Gas Natural con destino, en su mayor parte, a la generación de energía eléctrica. Se estima que el 74% del incremento en la demanda de energía a nivel mundial se originarán en los países en desarrollo, China e India con un 45%, dada la mayor velocidad de su crecimiento económico, poblacional, nivel de industrialización y una tenden-cia a una mayor urbanización. Sin embargo, los países desarrollados son y seguirán siendo los principales consumidores de energía a nivel mundial.

En este contexto, la región Sudamericana se constituye en un exportador neto de energía de origen fósil no renovable (Venezuela – Petróleo). Algún día, éstos recursos se agotarán, por lo que resulta imperioso y prioritario para la región, no sólo realizar nuevas y mayores inversiones en el sector hidrocarburos, sino, tomando en cuenta que la seguridad del abastecimiento energético es asunto que atañe fundamentalmente a los Estados, tener una mayor participación estatal en las actividades hidrocarburíferas, y un mayor con-trol del Estado sobre los recursos naturales energéticos, a objeto de retomar la planificación energética que permita garantizar el suministro seguro de energía a corto, mediano y largo plazo, de manera sustentable y en beneficio de los pueblos. Éstas y otras consideraciones se abordan en los siguientes acápites de este capítulo.

2.1 MUNDIAL: SITUACIÓN ACTUAL Y PERSPECTIVAS

Los principales energéticos producidos y consumidos en el mundo en las últimas décadas fueron básica-mente el Petróleo, el Carbón Mineral y el Gas Natural. Más de la mitad de toda la producción y consumo mundial de energía correspondieron a las fuentes energéticas de origen fósil, no renovables. Sin embargo, la tendencia de los últimos años fue que la proporción de la oferta de Petróleo sea cada vez menor en re-lación a la oferta total de energía a nivel mundial, disminución sustituida por el aumento en la participación de la oferta de energía de otros energéticos, como el Gas Natural, la energía nuclear, así como de fuentes de energías renovables como los biocombustibles y la hidroenergía, entre otros. Ésta evolución se puede demostrar comparando los datos del año 1973 y 2005.

En 1973, el principal energético era el Petróleo, equivalente al 46,2% de la oferta de energía total, siguién-dole, en orden de importancia, el carbón mineral, el Gas Natural y otras fuentes de energía renovables.

1 La fuente de información utilizada para la elaboración del presente documento, está constituida por documentos oficiales emitidos por organismos internacionales tales como BP, OLADE, CEPAL, Internacional Energy Agency, Banco Mundial, Ministerios, Direcciones y Comisiones relacionadas con el ámbito energético de cada país y otras. Se reconoce la propiedad intelectual de las fuentes, por tanto, en ningún caso, el MHE, se atribuye la autoría de éstas.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 1Oferta Mundial de Energía, (Sobre 6.128 106 TEP) – 1973

Fuente: VMDE en base a BEN Brasil.

En el año 2005, hubo un aumento significativo en la participación de la oferta de Gas Natural y energía nuclear en el mundo, bajando la participación del Petróleo en la oferta total a 35%. Una de las razones fundamenta-les para este cambio se sustenta en la búsqueda de energías más limpias, económicas y renovables, como el Gas Natural, la energía atómica y energías renovables como la Hidroelectricidad, los Biocombustibles, energía Eólica, Solar y Geotérmica, entre otras, que sustituyan a las fuentes tradicionales no renovables de energía, como el Petróleo, cuyos precios han ido aumentando significativamente en los últimos años.

Gráfico Nº 2Oferta Mundial de Energía, (Sobre 11.435 106 TEP) - 2005

Fuente: VMDE en base a BEN Brasil

A continuación, se abordan temas referidos a las condiciones actuales y las perspectivas en cuanto a produc-ción, consumo y reservas de hidrocarburos y la capacidad de éstas para cubrir la demanda futura para los siguientes veinte años. Tomando en cuenta la importancia de los hidrocarburos en la oferta total de energía,

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se debe analizar los actuales niveles tanto de reservas, como de producción y la relación entre reservas y producción (R/P), a objeto de determinar la disponibilidad de hidrocarburos para los siguientes años.

Al año 2006, los mayores niveles de reservas probadas de Petróleo a nivel mundial, se encontraban ubica-dos en la región de Medio Oriente, concentrando el 61,5% de las mismas.

Gráfico Nº 3Proporción de Reservas Probadas de Petróleo a Nivel Mundial

(En Porcentaje) – 2006

Fuente: VMDE en base a datos de British Petroleum.

Lo propio con relación a las reservas probadas de Gas Natural, el 40,5% se encontraban concentradas en Medio Oriente y 35,3% en Europa & Eurasia, tal como se puede observar en el siguiente gráfico.

Gráfico Nº 4Proporción de Reservas Probadas de Gas Natural a Nivel Mundial

(En porcentaje) – 2006

Fuente: VMDE en base a datos de British Petroleum

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A continuación se muestran los mayores productores y consumidores de Petróleo a nivel mundial, con da-tos para la gestión 2006. Entre los mayores productores de Petróleo están los países de: Arabia Saudita, Rusia, Estados Unidos e Irán y entre los principales consumidores están: Estados Unidos, China, Japón y Rusia. Como se puede observar en el siguiente cuadro, los países que requirieron de los mayores niveles de importación de Petróleo fueron los países más industrializados como: los Estados Unidos, Japón y Ale-mania, o los más pablados como la China e India, para citar los más significativos.

Cuadro Nº 1Producción y Consumo de Petróleo a Nivel Mundial

Principales Países (En miles de barriles por día) - 2006

Fuente: VMDE en base a datos de British Petroleum

En el caso del Gas Natural, entre los mayores productores y consumidores de Gas Natural se encuentran Estados Unidos y Rusia, el primero no cubre su consumo con su propia producción y debe importar este producto. Otros países altamente industrializados requieren amplios niveles de importación de Gas Natural para alimentar sus economías como son: Alemania, Japón, Italia, Ucrania, Reino Unido, para citar algunos ejemplos.

PRODUCCIÓN CONSUMOPaís Miles Bpd (%) País Miles Bpd (%)

1 Arabia Saudita 10.859 13,3% 1 Estados Unidos 20.589 24,6%2 Rusia 9.769 12,0% 2 China 7.445 8,9%3 Estados Unidos 6.871 8,4% 3 Japón 5.164 6,2%4 Iran 4.343 5,3% 4 Rusia 2.735 3,3%5 China 3.684 4,5% 5 Alemania 2.622 3,1%6 Mexico 3.683 4,5% 6 India 2.575 3,1%7 Canada 3.147 3,9% 7 Corea del Sur 2.312 2,8%8 Emiratos Arabes Unidos 2.969 0,04 8 Canada 2.222 2,7%9 Venezuela 2.824 3,5% 9 Brasil 2.097 2,5%10 Noruega 2.778 3,4% 10 Arabia Saudita 2.005 2,4%11 Kuwait 2.704 3,3% 11 Mexico 1.972 2,4%12 Nigeria 2.460 3,0% 12 Francia 1.952 2,3%13 Argelia 2.005 2,5% 13 Italia 1.793 2,1%14 Irak 1.999 2,4% 14 Reino Unido 1.781 2,1%15 Libia 1.835 2,2% 15 Iran 1.669 2,0%

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 2Mundo: Producción y Consumo de Gas Natural según Principales Países - 2006

(En Millones de Metros Cúbicos por Día)

Fuente: VMDE en base a datos de British Petroleum

Tomando en cuenta la relación Reservas - Producción (R/P) a nivel mundial, la cual permite determinar el tiempo de vida en años de las reservas a los niveles de producción actuales, se ha establecido que la relación reservas producción a nivel mundial, para el caso del Petróleo, es de 40,5 años, como se observa en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 3Relación Reservas / Producción a Nivel Mundial

Petróleo (En Años) – 2006

Fuente: VMDE en base a datos de British Petroleum.

RESERVAS PRODUCCIÓN Relación R/P AñosPaís Millones Bbl (%) País Millones Bbl (%)

1 Sud y Centro América 103.493 8,6% 1 Sud y Centro América 2.511 8,4% 41,212 Africa 117.172 9,7% 2 Africa 3.646 12,2% 32,143 Asia y Pacífico 40.510 3,4% 3 Asia y Pacífico 2.898 9,7% 13,984 Medio Oriente 742.747 61,5% 4 Medio Oriente 9.340 31,3% 79,525 Norte América 59.923 5,0% 5 Norte América 5.001 16,8% 11,986 Europa y Eurasia 144.397 12,0% 7 Europa y Eurasia 6.410 21,5% 22,53

Total 1.208.242 100,0% Total 29.807 100,0% 40,54

GAS NATURAL - 2006PRODUCCIÓN CONSUMO

País MM M3D (%) País MM M3D (%)1 Rusia 1.677,02 21,3% 1 Estados Unidos 1.697,69 22,0%2 Estados Unidos 1.435,86 18,5% 2 Rusia 1.183,81 15,1%3 Canada 512,33 6,5% 3 Iran 287,97 3,7%4 Iran 287,67 3,7% 4 Canada 264,71 3,4%5 Noruega 240,04 3,0% 5 Reino Unido 248,82 3,2%6 Argelia 231,42 2,9% 6 Alemania 238,85 3,0%7 Reino Unido 219,07 2,8% 7 Japon 231,67 3,0%8 Indonesia 202,74 2,6% 8 Italia 211,21 2,7%9 Arabia Saudita 201,92 2,6% 9 Arabia Saudita 201,92 2,6%10 Turkenistan 170,47 2,2% 10 Ucrania 181,97 2,3%11 Holanda 169,58 2,2% 11 China 152,33 1,9%12 Malasia 164,93 2,1% 12 Mexico 148,14 1,9%13 China 160,42 2,0% 13 Francia 123,70 1,6%14 Urbekistan 151,81 1,9% 14 Urbekistan 118,33 1,5%15 Qatar 135,62 1,7% 15 Argentina 114,52 1,5%

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

A nivel de regiones, Medio Oriente es la región cuyas reservas alcanzan para 79 años al ritmo de produc-ción actual, le siguen Sur y Centro América, África y Europa y Eurasia con una R/P mayor a 20 años. Norte América tiene reservas para cubrir 12 años, región en la cual, Estados Unidos hace bajar esta Relación.

Gráfico Nº 5Relación Reservas / Producción a Nivel Mundial de Petróleo

(En Años) – 2006

Fuente: VMDE en base a datos de British Petroleum.

Para el Gas Natural, en 2006, la relación Reservas - Producción (R/P) a nivel mundial es de 63,3 años, al ritmo de producción actual, como se observa en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 4Relación Reservas / Producción a Nivel Mundial Gas Natural

(En Años) – 2006

Fuente: VMDE en base a datos de British Petroleum.

A nivel de regiones, al igual que el Petróleo, Medio Oriente es la región cuyas reservas de Gas Natural son las más altas y alcanzan para 218 años al ritmo de producción actual, siendo Norte América la región con una R/P más baja igual a 10,6 años, debido a la presencia del mayor consumidor e importador, EEUU, en esta región.

RESERVAS PRODUCCIÓN Relación R/P AñosPaís Bill M3 (%) País Bill M3 (%)

1 Sud y Centro América 6.878,90 3,8% 1 Sud y Centro América 144,49 5,0% 47,61

2 Africa 14.183,20 7,8% 2 Africa 180,49 6,3% 78,58

3 Asia y Pacífico 14.820,00 8,2% 3 Asia y Pacífico 377,13 13,2% 39,30

4 Medio Oriente 73.471,00 40,5% 4 Medio Oriente 335,87 11,7% 218,75

5 Norte América 7.978,00 4,4% 5 Norte América 754,45 26,3% 10,57

6 Europa y Eurasia 64.127,26 35,3% 6 Europa y Eurasia 1.072,87 37,4% 59,77

Total 181.458,36 100,0% Total 2.865,30 100,0% 63,33

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 6Relación Reservas / Producción a Nivel Mundial Gas Natural

(En Años) – 2006

Fuente: VMDE en base a datos de British Petroleum.

Como se ha podido observar, si bien muchos países en el mundo tienen asegurada su fuente de provisión de hidrocarburos por varios años en adelante, la gran mayoría de países, en especial altamente industria-lizados y desarrollados, como también países en desarrollo emergentes, se encuentra en una situación de inseguridad respecto a las fuentes de abastecimiento de energía, en especial de los hidrocarburos.

Los altos precios internacionales actuales y record históricos del barril de crudo, que han superado la barrera de los cien dólares, pueden generar, en los próximos años, una recesión a nivel mundial, con menores tasas de crecimiento de muchas economías en el mundo así como en algunos casos presiones inflacionarias, dado el encarecimiento de los costos de producción en los países industrializados. Puede ser rescatable sólo un hecho a favor de tener precios tan altos para el Petróleo, que consiste en que hacen rentable la explotación del mismo en reservorios con elevados costos de producción, como son los situados en regiones remotas, poco accesibles o en el mar, para citar algunos ejemplos.

Gráfico Nº 7Precio Spot WTI FOB (Dólares por barril)

Fuente: U.S. Energy Information Administration

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Los precios altos generan también una redistribución muy grande de recursos en el mundo entre los pocos países y compañías productoras y la inmensa mayoría de consumidores a nivel mundial. El problema de tener precios altos del Petróleo se agrava más aún en aquellos países en vías de desarrollo que no cuen-tan con dicho energético y deben recurrir a importaciones para cubrir sus necesidades energéticas, lo cual genera mayores costos de producción y encarecimiento general en los precios de servicios y productos de consumo y, por consiguiente, descensos en el nivel de vida de su población.

En cuanto al Gas Natural y al Carbón, las reservas actuales de ambos energéticos son mayores que las de Petróleo, sin embargo, se debe tener en cuenta que el crecimiento de las economías desarrolladas, emer-gentes y en vías de desarrollo, tanto en población, Producto Interno Bruto, comercio internacional, calidad de vida y otros, harán que se demande cada vez más energía en el mundo.

Está previsto que en los siguientes años, los combustibles de origen fósil continuarán siendo las principa-les fuentes primarias de energía en el mundo. Sin embargo, se estima también que, si se mantienen los elevados precios internacionales del Petróleo, se busquen otras fuentes de energías alternativas más eco-nómicas y limpias. Bajo esta perspectiva se prevé un aumento en el consumo de Gas Natural en el mundo, en especial en generación de energía eléctrica. Por otra parte, se estima también que el Carbón Mineral, no obstante su participación decreciente, continuará siendo la fuente más utilizada para la generación de electricidad, especialmente en Asia.

Se presume que dos terceras partes del incremento en la demanda de energía a nivel mundial provendrá de países en desarrollo, llegando a consumir en aproximadamente 20 años, cerca a la mitad del total de energía consumida a nivel mundial, dadas las tasas de crecimiento de sus economías y de su población, un mayor nivel de industrialización y una tendencia a una mayor urbanización. En este sentido, países al-tamente poblados como la China y la India, arrastrarán el crecimiento de la demanda mundial de energía2. La mayor demanda de Petróleo provendrá fundamentalmente del sector transporte, en vista a que difícil-mente otras fuentes puedan competir eficazmente en este sector. Los países de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), fundamentalmente de Medio Oriente, serán los proveedores de más de la mitad del Petróleo demandado mundialmente.

En cuanto al Gas Natural, se prevé que su consumo a nivel mundial prácticamente se duplicará en el 2030. Aunque su demanda crecerá más rápidamente en África, América Latina y los países en desarrollo de Asia, el incremento mayor de demanda se dará en países donde su demanda per-cápita es mayor como es el caso de los países más desarrollados de Europa Occidental y de América del Norte y las economías en transición, fundamentalmente para la generación de electricidad. La producción crecerá fundamentalmente en Rusia y Medio Oriente, donde existen las mayores reservas de gas. Se pronostica que para el 2030 más de la mitad del comercio interregional de gas será en forma de LNG3. Por otra parte, se espera que la demanda mundial de electricidad se duplique en el período considerado, debido fundamentalmente a un crecimiento de la demanda en los países en desarrollo.

Como conclusión de este primer acápite referido a la situación actual y perspectivas a nivel mundial, se puede rescatar los siguientes puntos: Hoy en día, los principales consumidores e importadores, a nivel mundial, de hidrocarburos son países desarrollados y altamente industrializados como Estados Uni-dos, Japón, Alemania, Italia, Francia y el Reino Unido, así como otros emergentes y con alta población como la China, India, Corea del Sur y otros del Este asiático. Más de tres cuartas partes del comercio mundial de energía se realizan en estos países. En tanto que en los países de menor desarrollo, en vías de desarrollo o periféricos, los niveles de consumo de energía son significativamente menores, no obstante las tasas de crecimiento más altas que tienen algunos de estos últimos. Por tanto, la escasez de energía, los altos precios del Petróleo y la sustitución de energías renovables por biocombustibles que puede repercutir en el encarecimiento de los alimentos, afectarán básicamente a los países del primer mundo.

2 Dirección Nacional de Energía, Tecnología Nuclear y Ministerio de Industria, Energía y Minería - Uruguay.3 Ídem

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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La relación entre reservas y producción de Petróleo de EEUU, Japón, Rusia y Alemania, principales consumido-res, está por debajo de los 21 años, al ritmo de producción actual de estos países. En cuanto al Gas Natural, esta relación para dos de sus grandes consumidores: EEUU y Reino Unido, es de 11 y 6 años, respectivamente.

Actualmente, estos principales consumidores e importadores, a nivel mundial, de hidrocarburos son países desarrollados con elevados niveles de consumo per cápita que alcanzan niveles de alrededor de 8 tone-ladas equivalentes de Petróleo por persona, mientras existen muchos países que no llegan a 0,50. Estos datos demuestran, además de la desigual distribución en el destino de estos recursos, la situación de gran dependencia en que se encuentran respecto de las fuentes de abastecimiento de combustibles fósiles que conforman la mayor parte de su matriz energética.

La preocupación a nivel mundial, referente al carácter no renovable de los recursos hidrocarburíferos, a los precios y al impacto ambiental que éstos generan, ha inducido a que los gobiernos enfoquen sus políticas a la seguridad energética y a la contribución de la mitigación del cambio climático.

Para superar la extrema vulnerabilidad en que se encuentran, muchos gobiernos han emprendido acciones para sustituir energías convencionales por energías alternativas y renovables. En este sentido, los biocom-bustibles se han convertido en una alternativa que les permite disminuir su dependencia y diversificar sus fuentes de energía bajo el argumento de reducir el efecto contaminante de los combustibles fósiles sobre el medio ambiente, sin tomar en cuenta el impacto sobre la desnutrición de grandes poblaciones de los países en desarrollo que tienen que sacrificar sus territorios actualmente destinados al cultivo de alimentos para producir productos agro energéticos.

Paradójicamente, la demanda de biocombustibles va a ocasionar que zonas de importancia ecológica se destinen al cultivo extensivo para la producción de los mismos, acarreando la depredación de bosques y reservas forestales y el consecuente impacto sobre el medio ambiente que se pretende mitigar mediante el uso de estos productos energéticos.

La vulnerabilidad energética y la necesidad de contar con seguridad en el abastecimiento de energías a largo plazo deben conducir a generar espacios de análisis y reflexión profunda sobre las ventajas y desven-tajas de los biocombustibles como alternativa y opción de diversificación de la matriz energética, tomando en cuenta los potenciales impactos positivos y negativos que puedan generarse a nivel agrícola, ambiental, económico, político y social4.

Perspectivas del Entorno Internacional

Se estima que en las siguientes décadas, los combustibles de origen fósil seguirán dominando el patrón de consumo global de energía, en especial el Petróleo y un aumento en la participación del consumo del gas natural como fuente de energía primaria.

En el siguiente cuadro se muestra información sobre las reservas, producción y consumo de petróleo por regiones del mundo, para la gestión 2007.

4 Declaración del Presidente Evo Morales durante la Cumbre Energética de UNASUR, Margarita, Venezuela, 17 de abril de 2007.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 5Mundo: Consumo, producción y reservas de petróleo por regiones

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a datos de Statistical BP, 2007

Y lo propio para el caso de las reservas, producción y consumo de gas natural por regiones del mundo, para la gestión 2007.

Cuadro Nº 6Mundo: Consumo, producción y reservas de gas natural por regiones

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a datos de Statistical BP, 2007

Consumo de Petróleo (En Miles de bpd)

Producción de Petróleo (En Miles de bpd)

Reservas de Petróleo (En Millones de Barriles)

Norte América 25.024 13.665 69.295Asia - Pacífico 25.444 7.907 40.847Europa y Eurasia 20.100 17.835 143.716Medio Oriente 6.203 25.176 755.325Sud y Cent. America 5.493 6.633 111.211Africa 2.955 10.318 117.482Total 85.219 81.534 1.237.876

Participación PorcentualNorte América 29,4% 16,8% 5,6%Asia - Pacífico 29,9% 9,7% 3,3%Europa y Eurasia 23,6% 21,9% 11,6%Medio Oriente 7,3% 30,9% 61,0%Sud y Cent. America 6,4% 8,1% 9,0%Africa 3,5% 12,7% 9,5%Total 100,0% 100,0% 100,0%

Consumo de Gas Natural(En Billones de m3)

Producción de Gas Natural (En Billones de m3)

Reservas de Gas Natural(En Trillones de m3)

Europa y Eurasia 1.156 1.076 59Norte América 801 776 8Asia - Pacífico 448 391 14Medio Oriente 299 356 73Sud y Cent. América 135 151 8Africa 84 190 15Total 2.923 2.940 177

Participación PorcentualConsumo de Gas Natural Producción de Gas Natural Reservas de Gas Natural

Europa y Eurasia 39,5% 36,6% 33,3%Norte América 27,4% 26,4% 4,5%Asia - Pacífico 15,3% 13,3% 7,9%Medio Oriente 10,2% 12,1% 41,2%Sud y Cent. América 4,6% 5,1% 4,5%Africa 2,9% 6,5% 8,5%Total 100,0% 100,0% 100,0%

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Si bien existen regiones con grandes asimetrías en cuanto a reservas, producción y consumo de petróleo y gas natural, esas diferencias en Sud y Centro América, son menos marcadas. Actualmente, en términos agregados, la región de Sud y Centro América es exportadora neta de petróleo y gas natural. Sin embargo se deberán hacer importantes esfuerzos por aumentar los niveles de inversión tanto en exploración como en explotación, a fin de cubrir los permanentes aumentos en cuanto a demanda de energía. Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), éstos requerimientos de inversión alcanzarían a más de 1.500 billones de dólares, para la región.

Se estima que en los próximos años, entre 2008 y 2030 y dadas las perspectivas del entorno mundial, aumentarán las necesidades energéticas básicas en el mundo en aproximadamente un 56%, a una tasa media anual de 1,9%. Por tanto la participación del gas natural llegará a representar un 22% de la demanda global de energía.

Los países en vías de desarrollo contribuirán con aproximadamente un 74% al aumento del consumo ener-gético global, de la cual conjuntamente China e India representarán un 45% de este aumento. Se estima que el consumo de los países en vías de desarrollo representará el 47%, del mercado global en 2015. Se estima que la demanda de gas natural se incrementará en todas las regiones con un promedio anual del 2% y que el comercio interregional se expandirá más rápido que el producto, dado que las principales regiones consumidoras aumentarán la dependencia de sus importaciones.

2. ENTORNO REGIONAL: OFERTA Y DEMANDAA continuación, se analizan temas relacionados a los hidrocarburos, en el marco de la región Sud y Centro-americana, referidos a las reservas, niveles de producción y demanda en los países de la región.

Las mayores reservas de Petróleo se encuentran en Venezuela con 80.012 millones de barriles, las mismas que están muy por encima del resto de los otros países, como puede observarse en el siguiente gráfico:

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 8SUD Y CENTRO AMÉRICA: Reservas de Petróleo

(En millones de barriles) - Gestión (2006)

Fuente: VMDE en base a datos de British Petroleum.

Tomando en cuenta la participación de los países en las reservas probadas totales de Petróleo al 2006, se evidencia en el siguiente gráfico que Venezuela cuenta con las mayores reservas probadas en la región, 77,5% del total, seguido de Brasil, Ecuador y Argentina. El resto de los países tienen una participación inferior al 4,5%, incluyendo a Bolivia.

Gráfico Nº 9SUD Y CENTRO AMÉRICA: Proporción de Reservas de Petróleo

(En Porcentaje) - Gestión (2006)

Fuente: VMDE en base a datos de British Petroleum.

Con referencia al Gas Natural, las mayores reservas se encuentran también en Venezuela con 122,2 TCF (Trillones de Pies Cúbicos) de reserva, principalmente de gas asociado, siguiéndole, en orden de importan-cia, Bolivia (gas libre), Trinidad & Tobago, Argentina, Brasil y Perú, entre las más significativas, como puede observarse en el siguiente gráfico:

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 10SUD Y CENTRO AMÉRICA: Reservas probadas de Gas Natural

(En Trillones de Pies Cúbicos) - 2006

Fuente: VMDE en base a datos de British Petroleum.Fuente: Las reservas de Bolivia se han obtenido de información oficial del MHE.

Por lo tanto, se evidencia una concentración de cerca de dos terceras partes de las reservas totales, tanto de Petróleo como de Gas Natural, respectivamente, en Venezuela.

Gráfico Nº 11SUD Y CENTRO AMÉRICA: Reservas probadas de Gas Natural

(En Trillones de Pies Cúbicos) - 2006

Fuente: VMDE en base a datos de British Petroleum.(*) Los Datos para Bolivia fueron extractados de información de YPFB.

(**) Datos de Producción y Consumo de GN para Perú fueron extractados de Energy Internacional Agency.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

En el anterior gráfico se puede observar que Venezuela cuenta con el mayor porcentaje de reservas de Gas Natural 62,7%, seguido de Bolivia con 10,8%.

En el siguiente gráfico, se muestra la comparación entre producción y consumo de Petróleo a nivel de Sud y Centro América, desglosado por principales países. Los cuatro mayores productores de Petróleo son: Ve-nezuela, Brasil, Argentina y Colombia. Respecto al consumo, los países que registran los mayores niveles son Brasil, Venezuela, Argentina y Colombia, en orden de importancia.

Cuadro Nº 7SUD Y CENTRO AMERICA: Producción y Consumo de Petróleo

(En millones de barriles) – 2006

Fuente: VMDE en base a datos de British Petroleum

Gráficamente, los resultados se muestran de la siguiente manera.

Gráfico Nº 12SUD Y CENTRO AMERICA: Producción y Consumo de Petróleo

(En millones de barriles) – 2006

Fuente: VMDE en base a datos de British Petroleum.

PRODUCCIÓN CONSUMOPaís Millones BBl (%) País Millones BBl (%)

1 Argentina 261,19 10,4% 1 Argentina 161,44 8,6%2 Brazil 660,23 26,3% 2 Brasil 765,33 40,7%3 Colombia 203,77 8,1% 3 Colombia 84,06 4,5%4 Ecuador 198,93 7,9% 4 Ecuador 65,56 3,5%5 Perú 42,18 1,7% 5 Perú 58,46 3,1%6 Venezuela 1.030,76 41,0% 6 Venezuela 206,36 11,0%7 Other 114,34 4,6% 7 Otros 539,39 28,7%

Total 2.511,40 100,0% Total 1.880,59 100,0%

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Comparando la producción y consumo de Gas Natural de los países de Sud y Centro América en el Cuadro Nº 8, los cuatro mayores productores fueron: Argentina, Trinidad & Tobago, Venezuela y Bolivia. En tanto que los mayores consumidores fueron Argentina, Venezuela, Brasil y Trinidad & Tobago. Tomando en cuen-ta que Venezuela reinyecta la mayor parte de su producción de gas para fines de recuperación mejorada, es posible que en los volúmenes de consumo se haya incluido los volúmenes inyectados.

Uno de los países que presenta mayor nivel de déficit en su producción respecto a su consumo es Brasil, como también Chile5, países que importan gas para cubrir su demanda, Brasil importó de Bolivia 27,77 MMmcd promedio en la gestión 2007, en base al contrato suscrito entre YPFB y PETROBRAS (en enero de 2008, Brasil está importando los volúmenes contractuales de 30,08 MMmcd); y Chile importa gas de Argentina por niveles inferiores a sus volúmenes contractuales debido a las restricciones en la producción de Argentina. Asimismo, si bien Argentina registra volúmenes de producción mayores a su consumo, este país se encuentra atravesando graves problemas para abastecer su mercado interno y externo, puesto que tiene compromisos de venta de gas natural a Chile, Uruguay y Brasil que no puede cumplirlos, debido al nivel de sus reservas (R/P = 9 años: ver Cuadro Nº 10), la madurez de sus cuencas y a la falta de inver-siones en exploración y explotación, razones por las cuales en octubre de 2006 suscribió un contrato con YPFB para importar gas de Bolivia hasta un volumen de 27,7 MMmcd, bajo este contrato, Argentina importó 4,62 MMmcd promedio en 2007. (En enero de 2008 las importaciones de gas fueron de 2,92 MMmcd). Asimismo, actualmente Argentina está importando LNG bajo contrato interrumpible, mediante barcos rega-sificadores (Bahía Blanca).

Si bien, Bolivia ocupa el cuarto puesto en cuanto a producción de Gas Natural, luego de Argentina, Trinidad Tobago y Venezuela, es uno de los países con menores niveles de consumo, exportando la diferencia a los mercados de Brasil y Argentina.

Cuadro Nº 8SUD Y CENTRO AMERICA: Producción y Consumo de Gas Natural

(En Millones de Metros Cúbicos Día) – 2006

Fuente: VMDE en base a datos de British Petroleum

Gráficamente los resultados se muestran de la siguiente manera:

PRODUCCIÓN CONSUMOPaís MM mcd (%) País MM mcd (%)

1 Argentina 126,30 31,4% 1 Argentina 114,52 32,0%2 Bolivia (*) 36,79 9,2% 2 Bolivia (*) 6,74 1,9%3 Brazil 31,52 7,8% 3 Brazil 57,89 16,2%4 Colombia 20,00 5,0% 4 Colombia 20,00 5,6%5 Perú (**) 4,88 1,2% 5 Perú (**) 4,88 1,4%6 Trinidad & Tobago 95,89 23,8% 6 Trinidad & Tobago 41,56 11,6%7 Venezuela 78,51 19,5% 7 Venezuela 78,51 21,9%8 Otros S. & Cent. América 8,18 2,0% 8 Otros S. & Cent. América 33,70 9,4%Total 402,08 100,0% Total 357,79 100,0%

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 13SUD Y CENTRO AMERICA: Producción y Consumo de Gas Natural

(En Millones de Metros Cúbicos Día) – 2006

Fuente: VMDE en base a datos de British Petroleum.(*) Los Datos para Bolivia fueron extractados de información de YPFB.

(**) Los datos de Producción y Consumo de GN para Perú fueron extractados de Energy Internacional Agency.

Los siguientes cuadros permiten mostrar los desequilibrios entre países en relación a sus requerimientos de hidrocarburos y el nivel de sus reservas. El Cuadro Nº 9 muestra las reservas y producción de Petróleo por país, para el año 2006, así como la relación entre dichas variables (R/P), relación que permite determi-nar los años de duración de las reservas al ritmo de producción de dicho año. En el caso de Venezuela, se puede observar que, de continuar con las tasas de producción de 2006, sus reservas le permitirían cubrir 77 años de producción. Bolivia, de acuerdo a información del MHE, podría cubrir por 26 años su producción de Petróleo. Los países, registrados en el Cuadro Nº 9 con menor relación Reservas Producción son Co-lombia y Argentina con una R/P igual a 7,4 y 7,5, respectivamente. En tanto Brasil registra una R/P igual a 18,5 años, relación que variará con los últimos grandes descubrimientos de reservorios petroleros de Tupi y Júpiter, en la Cuenca de Santos.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 9SUD Y CENTRO AMERICA: Reservas / Producción de Petróleo

(En Años) – 2006

Fuente: VMDE en base a datos de British Petroleum

Gráficamente los resultados se muestran de la siguiente manera:

Gráfico Nº 14SUD Y CENTRO AMERICA: Relación Reservas / Producción de Petróleo

(En Años) – 2006

Fuente: VMDE en base a datos de de British Petroleum.

RESERVAS PRODUCCIÓN Relación R/P AñosPaís Millones de BBl (%) País Millones de BBl (%)

1 Argentina 1.972 1,9% 1 Argentina 261 10,4% 7,52 Brazil 12.182 11,8% 2 Brazil 660 26,3% 18,53 Colombia 1.506 1,5% 3 Colombia 204 8,1% 7,44 Ecuador 4.664 4,5% 4 Ecuador 199 7,9% 23,45 Peru 1.078 1,0% 5 Peru 42 1,7% 25,66 Trinidad & Tobago 809 0,8% 6 Trinidad & Tobago 63 2,5% 12,87 Venezuela 80.012 77,3% 7 Venezuela 1.031 41,0% 77,68 Other S. & Cent. America 1.270 1,2% 8 Other S. & Cent. America 50,97 2,0% 24,9

Total 103.493 100,0% Total 2.511,39 100,0% 41,2

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Con respecto a la relación Reservas Producción de Gas Natural, se puede advertir en el siguiente cuadro, que los países con mayores reservas: Venezuela, Bolivia, Trinidad & Tobago, y Argentina, al ritmo de pro-ducción del año 2006, podrían cubrir 150,5, 57,5, 15,1 y 9 años de producción, respectivamente.

Cuadro Nº 10SUD Y CENTRO AMERICA: Relación Reservas / Producción de Gas Natural

(En Años) – 2006

Fuente: VMDE en base a datos de British Petroleum.(*) Los Datos para Bolivia fueron extractados de información de YPFB.

(**) Los datos de Producción y Consumo de GN para Perú fueron extractados de Energy Internacional Agency.

Gráficamente, los resultados se muestran de la siguiente manera:

Gráfico Nº 15SUD Y CENTRO AMERICA: Relación Reservas / Producción de Gas Natural

(En Años) – 2006

Fuente: VMDE en base a datos de British Petroleum y MHE.(*) Los Datos para Bolivia fueron extractados de información de YPFB.

(**) Los datos de Producción y Consumo de GN para Perú fueron extractados de Energy Internacional Agency.

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RESERVAS PRODUCCIÓN RelaciónR/P Años

País TCF (%) País TCF MMmcd (%)1 Argentina 14,7 6% 1 Argentina 1,63 126,30 31,4% 9,02 Bolivia (*) 26,3 10,8% 2 Bolivia (*) 0,47 36,79 9,2% 55,53 Brasil 12,3 5,1% 3 Brasil 0,41 31,52 7,8% 30,24 Colombia 4,3 1,8% 4 Colombia 0,26 20,00 5,0% 16,85 Perú 12,0 4,9% 5 Perú (**) 0,06 4,88 1,2% 190,96 Trinidad & Tobago 18,7 7,7% 6 Trinidad & Tobago 1,24 95,89 23,8% 15,17 Venezuela 152,3 62,7% 7 Venezuela 1,01 78,51 19,5% 150,58 Otros S. & Cent. América 2,4 1,0% 8 Otros S. & Cent. América 0,11 8,18 2,0% 22,7Total 243,0 100,0% Total 5,18 402,07 100,0% 490,9

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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En el gráfico Nº 15, se ha desglozado los datos de Perú que se encontraban incluidos en otros, a objeto de mostrar que al ritmo de producción 2006, su R/P es elevada, sin embargo tomando en cuenta el pro-yecto Perú LNG, cuando se inicien las exportaciones de gas, esta relación disminuirá considerablemtente. Tomando en cuenta las perspectivas de oferta y demanda de hidrocarburos en la región, indudablemente, el mayor productor y exportador de Petróleo seguirá siendo Venezuela, y Bolivia continuará siendo el país de mayor potencial exportador de Gas Natural de la región, considerando el nivel de sus reservas, su ubicación geográfica, el crecimiento de su mercado interno y los contratos de exportación suscritos y los nuevos que podría suscribir en el futuro. Los mayores niveles de demanda de hidrocarburos y de energía, en general, procederán de los países con mayores niveles de población, Producto Interno Bruto, comercio Internacional, y otros, como son principalmente: Brasil, Argentina y Chile y en los últimos años Colombia, Perú y Ecuador.

Brasil, no sólo se constituye en el país de mayor consumo energético en toda la región, impulsado por las perspectivas de crecimiento de su población y de su industria, la más desarrollada y diversa de toda la región, sino también es un importador de energía, desde hace tiempo atrás cubre parte de su consumo interno de energía con importaciones. Actualmente, más del 20% de su consumo energético primario es importado6. Esto significa que la producción de energía local no abastece para cubrir la creciente demanda interna de energía. Requiere de importaciones principalmente de Petróleo, carbón mineral, y los últimos años de Gas Natural entre otros energéticos. Si bien los últimos descubrimientos de Petróleo pueden con-vertir a este país en un exportador neto de este producto, la demanda creciente de energía hará necesaria la importación de otros energéticos. En este sentido, la importación de Gas Natural se constituye en una alternativa, no sólo para cubrir el déficit existente, sino también para sustituir a otras energías más caras y de esta manera reducir los costos de producción de su industria.

El caso de Argentina es diferente, este país se autoabastecía de energía convirtiendo al “Gas Natural en la base de su Matriz Energética”. Las necesidades energéticas de Argentina eran cubiertas básicamente con producción generada en el propio país, llegando inclusive a exportar Gas Natural. Sin embargo, el crecimiento económico, la reactivación industrial, su política sobre los precios de los hidrocarburos, la falta de inversiones en exploración y explotación y sus compromisos de exportación han conducido a un déficit creciente de energía en los últimos años, que trata de cubrir con importaciones de Gas Natural de Bolivia (o de LNG de Venezuela u otras fuentes) y de electricidad de países vecinos. Esta situación se agrava en 2007 y 2008, debido a las restricciones a corto plazo de la oferta de gas boliviano y, por otra parte, a las exigencias que se perfilan del nuevo Gobierno paraguayo sobre un “precio justo” para la electricidad ex-portada a la Argentina.

Para el caso de otros países, la situación es variada. Por ejemplo en Chile, existe una dependencia muy alta de las importaciones energéticas en especial de Petróleo, dadas sus limitadas reservas disponibles. Lo propio se aplica a los países como Uruguay y Paraguay, ambos importadores netos de energía. Un país con balance favorable en energía es Ecuador, sin embargo, sus posibilidades de crecimiento y exportación de Petróleo dependen de la inversión y las acciones que pueda llevar adelante su Estado para la reactiva-ción del sector hidrocarburífero, replicándose una situación similar para Colombia.

Perú, a la fecha, tiene reservas certificadas por 11 TCF (principalmente en Camisea). Si bien, al ritmo de producción de 2006, su R/P es alta, sin embargo, la mayor parte de sus reservas se encuentran compro-metidas con el consorcio Perú LNG para la exportación a Norte América. Por otra parte, recientemente, Pluspetrol ha anunciado descubrimientos de nuevas reservas de gas (alrededor de 3 TCF) en las áreas de Camisea y Pagoreni7, aún no certificadas. Asimismo, Repsol y Petrobrás se encuentran desarrollando actividades de exploración y explotación en zonas cercanas a Camisea con posibilidades de éxito, reservas que podrían ser destinadas al consumo interno creciente y a proyectos petroquímicos, prioritariamente.

Todos los países de Sudamérica realizaron reformas sobre sus políticas energéticas y a la estructura del sector energético, principalmente en la década de los años 90, adoptando modelos con una amplia gama de opciones en cuanto se refiere al grado de apertura del mercado y a la participación de las inversiones privadas. Países como Argentina y Bolivia que privatizaron prácticamente todas sus empresas públicas, incluidas las de explotación de recursos no renovables, presentan hoy en día problemas de abastecimiento interno o de crecimiento en la producción de hidrocarburos por falta de inversiones en el sector.

Desde mediados de la década de los ochenta y luego de pasada la crisis de la deuda, en varios países de la región se instauráron modelos económicos de tipo neoliberal, debiendo el sector privado ser el artífice

6 Balance Energético Nacional de Brasil 2006.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

principal de las actividades productivas, de crecimiento y desarrollo económico. Sin embargo, luego de varios años de implementación del modelo, no se registraron mayores y mejores condiciones para dichos sectores de abastecimiento energético, de infraestructura, de crecimiento y de beneficios en general para los Estados y la población en su conjunto.

En los últimos años, el diseño de las políticas está cambiando de orientación, priorizando la intervención estatal en función de criterios de desarrollo sostenible, social y medio ambiental. En este sentido, los gobiernos surgidos de elecciones democráticas (Venezuela, Bolivia, Ecuador y otros), ante la falta de respuesta de mayores inversiones y crecimiento por parte del sector privado, están impulsando una mayor participación estatal, recuperación de las empresas privatizadas y por tanto una mayor participación en la renta petrolera, a objeto de que, a través de políticas públicas y la planificación estatal, se encaminen las inversiones, operaciones, actividades y comercio energético entre países a garantizar el abastecimiento energético, en beneficio de los pueblos.

Asimismo, se ha hecho énfasis en el incremento del uso del Gas Natural y el uso de fuentes renovables de energía, con miras a lograr una alternativa energética más limpia, económica y sostenible que los com-bustibles líquidos.

Se puede resumir las aspiraciones energéticas de la región a través de lo establecido en la primera cumbre sobre Integración Energética de Sudamérica, realizada en Isla Margarita en Venezuela, llevada a cabo en abril de 2007, en la cual se estableció como objetivo principal: buscar las vías que permitan asegurar un con-senso entre los países de la región con miras a alcanzar una integración energética sudamericana efectiva. El logro de este objetivo se realizará a través del reconocimiento de que el proceso de integración energética involucra como actores principales al Estado, la sociedad y a las empresas del sector, a través de inversiones conjuntas, para el desarrollo y expansión de la infraestructura de integración energética, y la promoción de la cooperación entre las Empresas Petroleras Nacionales incluyendo la industrialización de los hidrocarburos.

El régimen tributario y el hecho de que los recursos naturales hidrocarburíferos estén operados y controlados por el Estado, son factores fundamentales para la obtención de la mayor proporción de la renta petrolera, a objeto de dirigir estos excedentes económicos al desarrollo productivo. Este es el caso de los países que han mantenido una importante participación estatal en el sector petrolero como son los casos de Venezuela y México. Lo contrario ocurrió con países que tendieron hacia una privatización total como Argentina, Bolivia y Perú.

3. ENTORNO NACIONAL: ESTANCAMIENTO Y RECUPERACIÓNDesde la gestión 1990 a la gestión 2006, se han dado cambios significativos en el régimen jurídico en el sector hidrocarburos, pasando de la Ley 1194 en 1990, a la Ley 1689 en 1996 y a la Ley 3058 en 2005, bajo diferentes escenarios, caracterizados por una mayor o menor participación estatal en la cadena hidrocarburífera nacional.

A partir de la promulgación de la Ley de Hidrocarburos Nº 1194, se dieron las condiciones para una mayor participación privada en el sector hidrocarburos, a través de la participación de empresas petroleras trans-nacionales en contratos de asociación y operación con YPFB, como consecuencia de una disminución significativa en la inversión productiva pública en el sector, tanto en exploración como en producción. Con la promulgación de la Ley Nº 1689, las condiciones para una mayor participación privada fueron aún más favorables dado el incentivo tributario para la explotación de hidrocarburos nuevos en el país bajo un nuevo régimen fiscal que disminuía la participación del Estado en la renta petrolera a favor de la participación privada, complementado con la capitalización de YPFB y la privatización de las refinerías, las plantas de almacenaje y poliductos.

Si bien de 1996 a 1998, hubo aumentos en la inversión extranjera directa en el sector, a partir de entonces ésta disminuyó paulatinamente y significativamente con los años, como se muestra en el siguiente gráfico:

7 EL COMERCIO, 24 de octubre de 2007, Lima.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 16BOLIVIA: Inversiones en Exploración y Explotación

(En millones de dólares) – 2000 a 2007

Fuente: VMDE en base a datos de YPFB.

Los menores niveles de inversión extranjera directa fueron tanto en exploración como en explotación de hi-drocarburos. A partir del año 2007, las inversiones empiezan a incrementarse y se tiene programado 332,3 millones de dólares para el 2008 destinados a inversiones en capital.

Las inversiones inducidas por estas condiciones tributarias favorables para las empresas transnacionales, en los primeros años a partir de 1996, permitieron, en esta primera fase, el aumento del nivel de las reser-vas de hidrocarburos, principalmente de Gas Natural; asimismo, se incrementó la producción, así como el nivel de exportaciones para cubrir el contrato con el Brasil, y los niveles de contribución al Producto Interno Bruto (PIB). A continuación se muestran los niveles de crecimiento de las reservas probadas y probables tanto del Petróleo como del Gas Natural. La última certificación de reservas se realizó en la gestión 2005.

Gráfico Nº 17BOLIVIA: Reservas Probadas y Probables de Petróleo y Gas Natural – 1997 a 2005

Fuente: VMDE en base a datos de YPFB.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Aumentaron los niveles de producción tanto de Petróleo, Condensado y Gasolina Natural, como conse-cuencia del incremento de Gas Natural para cumplir con el Contrato de exportación con el Brasil, como se puede apreciar en el gráfico siguiente.

Gráfico Nº 18BOLIVIA: Producción de Petróleo, Condensado, Gasolina Natural y Gas Natural

Gestión 2000 a 2007

Fuente: VMDE en base a datos de YPFB.

Asimismo, se incrementaron los volúmenes de exportación y, consecuentemente, los ingresos en divisas por exportaciones de Gas Natural:

Gráfico Nº 19BOLIVIA: Ingresos por Exportaciones de Gas Natural (En millones de dólares)

Gestión 2000 a 2007

Fuente: VMDE en base a datos del BCB.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Durante este período, los incrementos en cuanto a la contribución del sector hidrocarburos al Producto Interno Bruto (PIB) se pueden apreciar en el siguiente Gráfico:

Gráfico Nº 20BOLIVIA: PIB Hidrocarburos respecto al PIB Total (En millones de bolivianos)

Gestión 2000 a 2007

Fuente: VMDE en base a datos del INE.

Sin embargo, hasta la gestión 2004, los incrementos en los ingresos fiscales no fueron significativos, acor-de a toda la apertura económica del sector a capitales privados transnacionales, así como respecto a las millonarias inversiones iniciales declaradas y a los niveles de producción y exportación de hidrocarburos. A partir de 2005, como consecuencia de la aplicación del nuevo régimen tributario de la Ley Nº 3058 (Ley de Hidrocarburos de 19/05/2005) y del DS 28701 de Nacionalización (1º de mayo de 2006) que grava transito-riamente con un 32% adicional la producción de los megacampos (participación adicional a favor de YPFB), los niveles de recaudación sobre la producción de hidrocarburos en boca de pozo y por los impuestos inter-nos (Ley 843) por las actividades del Upstream (Exploración y Explotación) y del Downstream (Transporte, Refinación, Almacenaje, Distribución de gas por redes, comercialización) empiezan a subir hasta alcanzar 1.972 millones de dólares en 2007. El incremento del precio del petróleo en los últimos años también tuvo un efecto sobre las recaudaciones, al encontrarse los precios del gas de exportación indexados a los pre-cios del fuel oil, como también del disel oil, en el caso del contrato YPFB-Enarsa, precios que varían en función a las cotizaciones del petróleo.

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Gráfico Nº 21BOLIVIA: Total Recaudaciones Hidrocarburos por Regalías, IDH y Participación del 32% a favor

de YPFB (transitoria) e Impuestos Internos en Upstream y Downstream(En MM de $US) – 2000 a 2007

Fuente: VMDE en base a datos del SIN y MHE.

Separando las recaudaciones para el Estado provenientes del Upstream de las del Downstream, se regis-tró un incremento, entre la gestión 2004 y 2007, del 365% en el Upstream y del 84% en el Downstream, como se puede observar en el siguiente Gráfico.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 22BOLIVIA: Total Recaudaciones Hidrocarburos por Regalías e Impuestos Internos

según Upstream y Downstream (En millones de dólares) - Gestión 2000 a 2007

Fuente: VMDE en base a datos del SIN y MHE.

Desagregando las recaudaciones totales del sector hidrocarburos por tipo de regalía, participación e im-puestos, podemos observar, en el siguiente Gráfico, que desde la gestión 2005, los mayores niveles corres-pondieron a las recaudaciones por el Impuesto Directo a lo Hidrocarburos (IDH - 32%). Para las gestiones 2006 y 2007, los recursos por IDH alcanzaron a 691 y 774 millones de dólares, respectivamente. Como segunda fuente se encuentran las recaudaciones por Regalías Departamentales (11% + 1%) con destino a los departamentos productores (Tarija, Santa Cruz, Cochabamba y Chuquisaca) y a Beni y Pando, seguido por las recaudaciones por el Impuesto Especial a los Hidrocarburos y Derivados (IEHD a gasolinas, Diesel, Jet Fuel y Fuel Oil). Como cuarta fuente de ingresos se encuentra la participación adicional transitoria para YPFB, producto del DS 28701 de Nacionalización, por la producción de los megacampos en 2006 y 2007 que alcanzaron a 282 y 205 millones de dólares, respectivamente. Luego se ubica la participación a favor del TGN (6%), seguido por otros impuestos internos menores.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 23BOLIVIA: Total Recaudaciones Hidrocarburos en Upstream y Downstream,

según tipo de Regalía e Impuesto Interno(En millones de dólares) - 2000 a 2007

Fuente: VMDE en base a datos del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y del SIN.

Como se ha podido observar, la figura cambia a partir de la promulgación de la Ley Nº 3058 y el DS 28701 de Nacionalización. Los ingresos adicionales por IDH permiten significativos recursos para el TGN, los De-partamentos, Municipalidades, Universidades, para la Renta Dignidad y otros. Con la implementación de estas normas legales, se establecen las bases para la recuperación por parte del Estado de la propiedad de los hidrocarburos en Bolivia, y por tanto del control, la distribución y el uso de los excedentes económicos generados en el sector.

En el siguiente gráfico se muestra la recaudación promedio en las diferentes gestiones, tanto por impuestos (en este caso, se incluye el IDH como parte de las regalías) como por regalías, con la Ley 1689, con la vigencia de la Ley 3058 y el Decreto Supremo Nº 28701 de Nacionalización.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 24BOLIVIA: Recaudación Promedio Anual por Hidrocarburos según Regalías e Impuestos Internos

(En millones de dólares)

Fuente: VMDE en base a datos del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y del SIN.

A objeto de visualizar la importancia de los hidrocarburos, a continuación, se muestran datos extractados del Balance Energético Nacional (BEN) referentes a oferta, exportaciones y consumo de los principales energéticos del país. Como se puede observar en el siguiente gráfico, según datos para la gestión 2006, más del 72% de la producción primaria de energía en Bolivia, estuvo compuesta por Gas Natural. El saldo corresponde a Petróleo, Biomasa e Hidroenergía.

Gráfico Nº 25BOLIVIA: Proporción de Producción Primaria de Energía según Fuente - 2006

Fuente: Balance Energético Nacional. 2006.

En el siguiente gráfico, se puede observar que del total del gas producido, el 81% fue destinado a la exportación, a los mercados externos, de Brasil y Argentina. En el caso del petróleo, del total producido, se exportó el 11,6%.

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Gráfico Nº 26BOLIVIA: Nivel de Exportaciones respecto a la Producción.

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Fuente: Balance Energético Nacional 2006 y DGEP.

En el siguiente gráfico, se puede observar que el 69,79% del consumo final de energéticos está constituido por hidrocarburos.

Gráfico Nº 27BOLIVIA: Proporción de Consumo de Energía Final, según Tipo de Energético 2006

Fuente: Balance Energético Nacional 2006

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Con la implementación de la política nacional de desarrollo de los hidrocarburos y la energía en general, a través de una planificación energética y la consolidación de políticas, estrategias planes y proyectos ener-géticos, se tiene previsto el cambio en la matriz energética nacional en el mediano y largo plazo.

El cambio en la matriz estará orientado hacia un mayor consumo interno de Gas Natural, tanto en el sector residencial, comercial, de transporte, como industrial y minero. La tendencia por tanto será la de sustituir el consumo de hidrocarburos líquidos que actualmente son subvencionados como son el Diesel Oil y GLP, por Gas Natural. Se impulsará el consumo de Gas Natural como energía interna en el país, no sólo por ser un recurso natural abundante en el país, sino por ser un energético más económico y limpio en comparación al consumo de hidrocarburos líquidos, lo cual irá en beneficio de la economía de la población, del medio ambiente y hará más competitiva a la industria nacional y otros sectores producitvos que sustituyan otros combustibles más caros por gas.

El Sector de Hidrocarburos en Bolivia se ha constituido hace tiempo atrás y en la actualidad en el principal “Sector Estratégico” generador de “Excedentes Económicos” para el “Desarrollo del país”. Otros sectores estratégicos lo constituyen los sectores de la Minería, la Electricidad y los Recursos Ambientales. Entre todos conforman la base para la “Matriz Productiva Nacional”.

Es a través de los excedentes generados en los sectores estratégicos de la economía que se lograrán los recursos económicos para que el Estado, con el diseño e implementación de sus planes y políticas públi-cas, pueda diversificar la matriz productiva nacional tanto en los “Sectores Generadores de Empleo e Ingre-sos” como son los de la Industria, Comercio, Agropecuaria y Turismo entre otros, así como en los “Sectores de Infraestructura para la Producción” como son el Transporte, Telecomunicaciones y Electricidad, y para el sector de “Servicios Productivos” (Sistema Financiero Nacional, Mercado de Capitales, Financiamiento para el Desarrollo y otros).

Luego de varios años de la privatización de los hidrocarburos en Bolivia, no se crearon las condiciones para generar valor agregado en las exportaciones de Gas Natural, para aumentar las inversiones en ex-ploración, explotación, e infraestructura hidrocarburífera, en ampliar o construir nuevas refinerías para el país, en ampliar o construir nuevos gasoductos, oleoductos o poliductos en el sistema de transporte de hidrocarburos, en mejorar los servicios petroleros, o en mejorar las condiciones de exportación del gas, a través de la negociación de mejores precios y mayores volúmenes de exportación, o finalmente, generar las condiciones para el desarrollo industrial del sector. Está claro que en todos estos años, el sector priva-do transnacional no ha emprendido estas actividades, por que simplemente no eran rentables o no eran beneficiosas para sus intereses.

Esta situación, ha motivado al Gobierno a Nacionalizar los hidrocarburos a través de la “Recuperación” por parte del Estado de la propiedad de los hidrocarburos en boca de pozo, de una mayor participación del Estado en las actividades operativas en toda la cadena hidrocarburífera, mediante el fortalecimiento de YPFB a través de la dotación de recursos humanos, materiales y financieros y a través de la “Planificación Energética” que permita implementar políticas, planes y proyectos de desarrollo a corto, mediano y largo plazo que aseguren la generación de excedentes para impulsar el desarrollo económico y social del país y garantizar el abastecimiento de energía en el mercado interno a precios razonables que permitan mejo-rar la calidad de vida de la población y hacer más competitiva la industria nacional. Con el relanzamiento operativo de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) en toda la cadena de hidrocarburos, la creación de la Empresa Boliviana de los Hidrocarburos, la definición de Políticas, Planes y Estrategias por parte del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), y el control y fiscalización de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), se pretende lograr los propósitos anteriormente mencionados.

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Parte III.ESTRATEGIA DE HIDROCARBUROS

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1. EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS

1.1 EXPLORACIÓNLa exploración significa -en términos técnicos- la prospección de un terreno y la realización de estudios sísmicos para detectar la existencia de gas natural y líquidos (petróleo y condensado). Las actividades de exploración representan una inversión económicamente riesgosa ya que las probabilidades de éxito en el hallazgo de reservas son mínimas.

Las actividades de exploración en Bolivia se inician a principios del siglo pasado a través de iniciativas básica-mente privadas. La empresa estatal del petróleo, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), realizó trabajos de exploración geológica de superficie y sísmica, por primera vez, el año 1952; de tal forma obtuvo un registro sísmico de 16.857 Km. hasta el año 1975. El Gráfico Nº 1 muestra la tendencia de los trabajos de exploración de superficie realizados por YPFB y/o las compañías privadas desde 1950 hasta 1994.

Gráfico Nº 1Estadística de Actividades de Exploración de Hidrocarburos desde 1950 a 1994

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) con base a información de YPFB.

Desde 1997 el descubrimiento de reservas de gas natural y de petróleo fue bastante significativo. Las re-servas certificadas de gas —probadas y probables— pasaron de 5,69 a 54,9 trillones de pies cúbicos (TCF) en 2003. Esto quiere decir que entre 1997 y 2003 el crecimiento de reservas fue de 9,6 veces con un ritmo promedio anual de 55,8%. En el caso del petróleo las reservas crecieron 4,76 veces: de 200 a 956 millones de barriles (MMBbl). Lo anterior demuestra que Bolivia es un país fundamentalmente gasífero con campos en los que predomina el gas natural en comparación a los líquidos en una relación de reservas descubiertas de 3 a 1. Esta situación se presenta como consecuencia directa de actividades de exploración concentra-das principalmente en el subandino centro y sur, y posteriormente en la llanura.

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1.1.1 Diagnóstico Exploración de Hidrocarburos

1.1.1.1 Antecedentes

Tres son los aspectos relevantes para un adecuado diagnóstico de las actividades de exploración de hidro-carburos: la exploración en sí misma, las reservas y la información:

1.1.2.1 Exploración

Los trabajos de exploración realizados, principalmente por YPFB, permiten:

• Discriminar áreas con potencial hidrocarburífero en todo el territorio nacional y establecer cuáles son las más favorables para la existencia de hidrocarburos;

• Determinar las estructuras geológicas favorables con potencial hidrocarburífero en las distintas re-giones geomorfológicas;

• Conocer el factor de éxito estadístico de pozos exploratorios y;

• Establecer, controlar y optimizar las técnicas de perforación exploratoria y desarrollo en las distintas zonas geomorfológicas.

Precisamente la información y conocimientos adquiridos entre los años 1952 y 1997 constituyeron la base técnica de los descubrimientos realizados durante el período de la Capitalización (1997- 2005), ya que las empresas petroleras concentraron sus esfuerzos exploratorios en zonas tradicionales del subandino sur; geografía en la que YPFB había realizado descubrimientos importantes anteriormente. Este hecho derivó en la concentración de las actividades exploratorias en áreas pequeñas, descuidando así los trabajos geológicos regionales que son la base para permitir la realización de ajustes a los modelos geológicos locales.

i) Costos de Exploración

El análisis de los costos exploratorios —tanto entre 1952 y 1997 como en el período de Capitalización— muestra una diferencia en función a las distintas zonas morfoestructurales; es decir que el costo explora-torio no es el mismo en la llanura chaqueña que en el subandino sur. Esta variación es aplicable tanto a exploración de superficie como a la perforación exploratoria. Es importante mencionar que la única forma de verificar la existencia de hidrocarburos en el subsuelo, aún después de explorar su probable ubicación, es mediante la perforación de un pozo en el lugar.

Por otro lado, los costos de exploración pueden ser optimizados en función al conocimiento, experiencia e innovación de técnicas implementadas en la perforación. Este aspecto se evidencia al comparar los costos y tiempos de perforación utilizados entre el primer pozo exploratorio y los pozos exploratorios y de desa-rrollo recientes.

ii) Inversión en Exploración y Explotación (1997 – 2006)

En el marco de aplicación de la Ley de Hidrocarburos Nº 1689 y de los contratos de riesgo compartido, las inversiones tanto en exploración como en explotación tuvieron el comportamiento que se observa en el Gráfico Nº 2.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 2Inversión en Hidrocarburos desde 1997 a 2006

Fuente: Elaboración MHE en base a datos proporcionados por YPFB.

El año 1998 las inversiones en exploración alcanzaron un máximo de 374,56 MM $us; sin embargo, este nivel de inversión fue decreciendo gradualmente hasta el año 2005. Asimismo, a partir de 1997 se pueden identificar dos etapas: una correspondiente al período 1997 - 2000 con una tasa de crecimiento del 6% anual, y una segunda que corresponde a la gestión 2001 - 2005 donde la tasa de crecimiento (-15%) es negativa debido a las sucesivas caídas en la inversión.

Como se observa en el Gráfico Nº 2 -desde 1997 hasta el 2000-, la inversión en actividades de exploración superó a la inversión en explotación. Los montos de inversión en exploración entre 1997 y 2000 alcanzaron 1.134 millones de dólares; mientras que para la explotación se destinaron 765 millones de dólares. Del 2001 al 2005, el escenario de inversión para la exploración se revierte pues desciende a 523,6 millones de dólares; mientras que el registrado para la explotación es de 943,7 millones de dólares.

Sin embargo, estos montos de inversión, que en el periodo 1997-2006 suman $us 3.563 millones, corres-ponden a las declaradas por las empresas petroleras y que, en su momento, no fueron verificadas por las limitaciones de YPFB en su rol de tomador de información. Dichos montos de inversión recién estuvieron sujetos a revisión y ajuste como parte del proceso de conciliación de inversiones y depreciaciones del Anexo G de los Contratos de Operación, instancia en que las empresas declararon una monto total de inversión bruta de aproximadamente $us 3.415 millones considerando un periodo adicional de un año a la fecha de los Contratos de Operación, es decir el periodo 1997 al 30 de abril del 2007. Como resultado del proceso de conciliación de las inversiones, en el marco del indicado Anexo 6, se registró una disminución en el monto de inversión total, quedando por conciliar 5 contratos en los que no se espera ajustes impor-tantes y cuyo monto declarado en sus Anexos G respectivos es de $us. 55,6 millones. En resumen, el valor de la inversión bruta total para el periodo 1997 a abril del 2007 sería de $us 2.967 millones.

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b) RESERVAS

Durante el periodo de Capitalización la certificación de las reservas nacionales estuvo a cargo de la Em-presa Internacional DeGolyer and MacNaughton. La última Certificación Oficial Anual efectuada por esta empresa se realizó el 1° de enero del 2005. Posteriormente, YPFB decidió prescindir de los servicios de esta empresa certificadora al detectar incongruencias técnicas en los diferentes reportes.

Las certificaciones de los últimos 10 años (Véase Gráficos 3 y 4), muestran que en 1996 el nivel de reservas probadas de gas natural del país alcanzaba los 3,73 Trillones de Pies Cúbicos (TCF) y 114,3 Millones de Barri-les (MMBbl) de reservas de líquidos. Estos niveles se fueron incrementando gradualmente hasta llegar a 28,69 TCF de gas y 486,3 MMBbl de líquidos para el 2003. Si en el caso del gas natural se consideran las reservas probables se puede observar que éstas se incrementaron de 5,69 TCF en 1997 a 48,77 TCF en 2005.

Hoy en día a pesar de no contar con una Certificación Oficial de Reservas actualizada, los niveles de re-servas reflejan el gran potencial energético del país. De tal, forma Bolivia es el segundo país de la región sudamericana en importancia con respecto a las reservas de gas natural.

Gráfico 3Reservas de Gas Natural en Trillones de Pies Cúbicos (TCF)

Fuente: Elaboración MHE en base a datos proporcionados por YPFB.

TCF

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico 4Reservas de Hidrocarburos Líquidos en Millones de Barriles (MMBbl)

Fuente: Elaboración MHE en base a datos proporcionados por YPFB.

El análisis de los dos últimos gráficos deja ver que el incremento sostenido de reservas y producción de hidrocarburos se da a partir de la inversión de recursos en las actividades de exploración y explotación.

c) INFORMACIÓN

El Estado boliviano administra la información de las actividades de exploración a través de YPFB y el Centro Nacional de Información Hidrocarburífera (CNIH), en el cual se registra y archiva la siguiente docu-mentación:

Documentos Físicos: Documentación técnica petrolera generada desde el año 1924 y almacenada en recintos construidos para este propósito. Adicionalmente se cuenta con un inventario electrónico de esta información.

Base de Datos Electrónica: Actualmente no existe una base de datos integrada de toda la información petrolera; sin embargo, dentro de cada una de las unidades de YPFB se manejan bases de datos con infor-mación específica que deberá ser estructurada próximamente en un banco de datos dinámico que optimice los tiempos y la eficiencia en los procesos de uso de la información.

Muestras de Campo: El CNIH ha concentrado las muestras de campo (testigos, recortes, fósiles, muestras de superficie, líquidos y secciones delgadas) en un recinto denominado Litoteca; éste tiene las condiciones adecuadas para su almacenamiento y preservación. También existe una base de datos electrónica con descripciones e imágenes de las muestras de campo.

1.1.1.2 Identificación de Problemas

a) Exploración

• Insuficiente inversión en exploración.

MM

bbl

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

• Orientación de la exploración a objetivos geológicos locales sin consideraciones de ajuste de geolo-gía regional.

• Inexistencia de un indicador cuantitativo para las áreas reservadas y para determinar la probabilidad de éxito de nuevas reservas.

• Insuficiente presencia por parte del Estado en actividades exploratorias.

b) Reservas

• Disminución de las reservas probadas.

• Falta de información actualizada y confiable sobre el nivel de reservas hidrocarburíferas.

c) Información

• Ausencia de una base de datos nacional de hidrocarburos y en especial de las actividades de explo-ración dinámica acorde con el desarrollo tecnológico actual y los nuevos desafíos del sector.

La falta de inversión en exploración actual y la disminución de reservas se originaron -en gran medida- a causa de la aplicación de algunas disposiciones de la Ley Nº 1689, que dejó al estado boliviano al margen del control de las actividades hidrocarburíferas y limitó la participación de la empresa estatal YPFB. Por otro lado, el incremento de las reservas de gas entre los años 1997 y 2001 no tuvo un desarrollo óptimo y eficiente debido a la carencia de una política energética sostenible.

La inexistencia de una metodología que valorice las áreas de exploración, en base a información disponi-ble, limita la posibilidad de determinar el atractivo exploratorio de éstas áreas y promover así procesos de desarrollo en actividades exploratorias.

Los enfoques de exploración utilizados abarcaban extensiones de áreas pequeñas; esto limitó la probabili-dad de éxito exploratorio al descuidar estudios de geología en todas las regiones del país.

1.1.2 Estrategia de Exploración

La Política Nacional de Exploración se enmarca en el desarrollo e incorporación de reservas a objeto de lograr volúmenes adicionales de hidrocarburos líquidos y gaseosos a través de una política de exploración agresiva en todo el territorio nacional; incentivando de este modo, la inversión para la exploración en áreas tradicionales y no tradicionales considerando tres ejes de acción: Actividades de Exploración, Control de Reservorios y Políticas de Información Hidrocarburífera.

1.1.2.1 Exploración

1.1.2.1.1 Objetivo

“El Estado boliviano, en el marco del proceso de Nacionalización de Hidrocarburos, promoverá la inversión para realizar actividad exploratoria en el total de área con potencial hidrocarburífero nacional, a objeto de incrementar las reservas nacionales y garantizar la explotación, comercialización e industrialización soste-nida de hidrocarburos”.

1.1.2.1.2. Identificación de alternativas de solución y sus impactos

Las alternativas de solución a los problemas identificados en el diagnóstico realizado, según la política de exploración planteada, se enmarcan en dos contextos: exploración en el marco de los 44 Contratos de Operación suscritos entre YPFB y las Empresas Petroleras; y exploración bajo los nuevos Contratos para la Exploración y Explotación en Áreas Reservadas asignadas a YPFB y/o Áreas Libres.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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1.1.2.1.3. Acciones

Exploración en el marco de los 44 Contratos de Operación

• Presencia Fiscalizadora Operativa. Contar con una presencia fiscalizadora permanente en todas las operaciones petroleras. La fiscalización debe significar recepción de datos y seguimiento técnico a las operaciones, evaluando -en función a criterios técnicos- de acuerdo a lo estipulado en los térmi-nos de los contratos cada una de las tareas que se realizan. Ésta fiscalización debe ser priorizada en los megacampos.

• Capacidad de Evaluación de Programas de Trabajo y Planes de Desarrollo. Conformación de equi-pos técnicos especializados multidisciplinarios del MHE y YPFB, a objeto de evaluar y garantizar que las empresas operadoras cumplan con las actividades programadas en los planes aprobados por YPFB en el marco de las políticas definidas por el MHE.

• Evaluación de Reservorios. A objeto de contar con un instrumento técnico-económico de decisión, YPFB y el MHE deben poseer información objetiva de las reservas y del potencial productivo de cada uno de los campos/reservorios mediante simulaciones u otros mecanismos; priorizando -de este modo- los mega campos y estableciendo reglamentaciones para la gestión de reservorios en el marco de las prácticas internacionalmente aceptadas en la industria petrolera.

• Áreas protegidas. Contar con estudios previos ambientales y sociales en coordinación con los acto-res sociales de las zonas y superficiarios, verificando los verdaderos límites de las áreas protegidas y las alternativas de exploración en las mismas. Estudios sobre tipos de exploración en áreas protegi-das con las mejores tecnologías disponibles de menor impacto ambiental; y un estudio socio cultural y económico integral de las zonas de influencia de las áreas protegidas, delimitando áreas hot spots para el ingreso de las actividades hidrocarburíferas.

• Capacitación permanente y asistencia técnica especializada. La formación y especialización de los recur-sos humanos permitirá una mayor solidez al momento de emitir criterios y soluciones técnicas a proble-mas y/o propuestas planteadas por las empresas. En ese sentido, se cualificarán los Recursos Humanos en el marco del Programa de Capacitación Energética del MHE, en lo que respecta a las actividades de exploración para todas las instituciones del sector en el marco de sus competencias.

Exploración en el marco de las 33 Áreas Reservadas para YPFB

El Artículo 34 de la Ley Nº 3058 de Hidrocarburos establece que se reservarán áreas de interés hidrocar-burifero a favor de YPFB para que desarrolle actividades de exploración y explotación por sí sola o aso-ciada con terceros. Dentro de ese marco, la estrategia de exploración se orienta a la búsqueda de socios estratégicos para encarar proyectos exploratorios en forma conjunta tanto en áreas tradicionales como no tradicionales tomando como base el detalle del siguiente cuadro:

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 1Exploración en Áreas Reservadas Tradicionales y No Tradicionales

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía MHE- DGEP/UEXP Nota: El valor empírico se califica de 1 a 10 significando el valor alto un menor riesgo exploratorio, correlativamente.

Dentro de este marco y a través de la aprobación de los Decretos Supremos 29130, 29226 y 29371 se esta-blecen los lineamientos y mecanismos de asociación para que YPFB desarrolle actividades de exploración y explotación por sí misma o en asociación con terceros.

Los Decretos Supremos mencionados establecen como norma que en la conformación de la Sociedad Anó-nima Mixta (S.A.M.), YPFB tenga como mínimo el cincuenta por ciento más uno (50% + 1) de participación accionaría y el control de la empresa a constituirse.

YPFB podrá ejecutar las actividades de exploración y explotación en las Áreas Reservadas otorgadas, con-cedidas y adjudicadas a la empresa estatal de manera directa -o en asociación- mediante la conformación de una S.A.M. y la suscripción de un “Contrato de Exploración y Explotación de Áreas Reservadas”.

El “Contrato de Exploración y Explotación de Áreas Reservadas”, entre otras condiciones, establecerá que el socio de YPFB deberá transferir tecnología a favor de la S.A.M., así como capacitar a su personal y al de YFFB.

La conformación de las S.A.M. procederá conforme a lo dispuesto en el Código de Comercio y condiciones adicionales a ser reglamentadas por YPFB en coordinación con el Ministerio de Hidrocarburos y Energía a objeto de que las compañías petroleras cumplan con otros criterios técnicos y financieros así como los descritos a continuación:

• Que el (los) socio(s) o futuro(s) socio(s) de YPFB sea(n) empresa(s) que se encuentren dentro del alcance y el marco de acuerdos o convenios de cooperación energética en el sector hidrocarburifero, debidamente aprobados mediante ley, suscritos por el Estado boliviano y el Estado de origen de las empresas socias o futuras socias.

• Que el (los) socio(s) futuro(s) hubiera(n) suscrito convenios de estudio para ejecutar actividades de exploración en una o más Área(s) Reservada(s) a favor de YPFB y que los resultados de dichos estudios sean favorables a criterio de la petrolera estatal.

• Que el (los) socio(s) o futuro(s) socio(s) de YPFB sean empresas que hayan ganado una Licitación Pública Internacional, con relación a las Áreas que el Directorio no hubiere priorizado para la aplica-ción de las condiciones antes señaladas.

Areas ValorExploratorio

Empirico

Condicionado a Exploracion Trabajo Exploratorio Principal Contraparte YPFB

Subandino Sur 9 Subandino Norte Ajuste del Modelo Estructural YPFB aporta toda la informaciónPie de Monte Sur 8 Condicionado a reprocesamiento y

reinterpretación del AltiplanoTransferencia de Conocimiento Geológico Brigadas Geológicas

Subandino Centro Oeste 4 Reprocesamiento y Reinterpre-tacion de Información sismica, del total del area. En base a los resultados la programación de lineas sismicas adicionales.

Objetivos en Trampas Estructu-rales y/oEstratigráficasOptimizar la ubicación de Paleocanales delCarbonifero.

YPFB aporta toda la informaciónPie de Monte Central Area SCZ 8 Transferencia de Conocimiento GeológicoLlanura Central Area SCZ 6 Interprete Sismo-Estratigráfico

Madre de Dios 6 Toda la Cuenca, junto a los blo-ques Madre de Dios y Beni.

Reprocesamiento y reinterpre-tación sismoestratigrafia

Transferencia de Conocimiento GeológicoYPFB aporta toda la información

Llanura Beniana 4 En esta area YPFB trabaja por si sola.

YPFB Reinterpreta toda el area. Area immadura en cono-cimiento geologico. En funcion de los resultados programar lineas sismicas regionales.

Transferencia de Conocimiento GeológicoYPFB aporta toda la información

Altiplano 5 Toda el Area, incluye los bloquesCorregidores y Coipasa

Reactualización y revaloración del altiplano.

Transferencia de Conocimiento GeologicoYPFB aporta toda la información

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Por otro lado, previa ejecución de las actividades de exploración en Áreas Reservadas a favor de YPFB se suscribirá un Convenio de Estudio con la empresa en las áreas de interés para que de acuerdo a los resultados obtenidos se conforme la S.A.M.

Los Convenios de Estudio para la Exploración de Áreas Reservadas a favor de YPFB, serán suscritos con empresas y/o sociedades nacionales o extranjeras que tengan actividades de exploración y explotación de hidrocarburos y cuenten con capacidad económica y financiera para llevar a cabo dichas actividades o que se encuentren asociadas con un operador que tenga experiencia en el sector.

Las inversiones y gastos derivados de la ejecución de los Convenios de Estudio serán asumidos en su totalidad por la empresa y/o sociedad que suscriba el Convenio, la misma que deberá emitir una Boleta de Garantía Bancaria o Carta de Crédito “Stand By” a favor de YPFB como garantía de cumplimiento de dicho Convenio por cada área reservada.

Una vez concluido el Convenio de Estudio en el plazo máximo de un año, se deberá elaborar un informe final de resultados que contenga información en relación a los siguientes aspectos:

• Informe geológico de los prospectos exploratorios.

• Determinación del potencial hidrocarburífero de los prospectos.

• Programa de las actividades exploratorias e inversiones.

• Plan inicial preliminar de la futura explotación del proyecto e inversiones.

• Evaluación del proyecto y análisis de riesgo.

• Pronóstico de producción con los flujos de caja esperados.

• Mapas geológicos, estructurales, análisis estratigráficos, capacidad productiva de los potenciales reservorios y sus características.

• Propuesta de delimitación de área.

Si llegara a determinarse de acuerdo al Informe Final del Convenio de Estudio que es recomendable conti-nuar con las actividades de exploración y explotación, se procederá a la conformación o constitución de la S.A.M. En caso de resultar negativo el mencionado informe, YPFB dará por concluido el convenio firmado.

La implementación de la estrategia antes descrita requiere, adicionalmente, encarar acciones que permi-tan a YPFB consolidar su nuevo rol dentro de las actividades de exploración y explotación de hidrocarbu-ros, tales como:

Promoción de Inversiones: Promover los prospectos exploratorios —a nivel internacional— con la partici-pación de YPFB en ferias internacionales (Road shows) resaltando las condiciones que ofrece Bolivia para los futuros inversores (potencial hidrocarburífero por descubrir, ubicación geográfica estratégica, apertura a la inversión, mercados y precios de comercialización comprometidos atractivos, nuevo marco contractual favorable para la inversión).

Valorización de Áreas de Exploración: En base a información disponible y asistencia técnica especiali-zada en el marco de convenios energéticos con otros países, se valorará de manera clara y transparente el total del área de interés hidrocarburifero utilizando métodos numéricos de aplicación internacional en la industria petrolera.

Modificación del Enfoque Exploratorio: A través de convenios energéticos se efectuarán actividades de exploración de manera regional a objeto de no limitar la exploración en áreas pequeñas, disminuyendo riesgos, costos y tiempos exploratorios.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Diseño, Elaboración e Implementación de Contratos de Exploración y Explotación. Para el diseño y elaboración de tipos de Contratos de Exploración y Explotación aplicables a las áreas reservadas, a ser suscritos por YPFB y las S.A.M. a conformarse, se deberán tomar en cuenta los siguientes aspectos:

• Rentabilidad Económica Esperada: Se efectuarán simulaciones económicas que permitan deter-minar la rentabilidad esperada (Tasa Interna de Retorno) para el futuro inversionista tomando en cuenta, como referencia, que de acuerdo a los lineamientos de la industria, antes del incremento de precios a partir del 2004, la TIR se encontraba entre 18% a 20%.

• Información Existente: Actualmente YPFB cuenta con una base de datos con información general de las áreas reservadas, la misma representa un valor agregado al designarse áreas a las S.A.M. y por lo tanto implica una reducción significativa de costos exploratorios. La estrategia plantea que la información existente de propiedad de YPFB sea valorada y considerada como parte del aporte de YPFB en las sociedades de las que formará parte.

• Participación en la Renta Petrolera: YPFB, en su calidad de contraparte, deberá incrementar de ma-nera progresiva su participación en las utilidades de la sociedad, en la medidad que se asegure una TIR aproximada de 20% a los socios (YPFB y sus socios). Dicha participación será determinada en función al potencial productivo de los reservorios descubiertos.

• Mercados: Disponibilidad de mercado cuya demanda se encuentra insatisfecha y donde el precio de comercialización del Gas Natural y los volúmenes nominados constituyen el principal incentivo para la inversión en exploración y explotación.

• Infraestructura: La S.A.M. deberá desarrollar la infraestructura necesaria en materia de transporte y procesamiento de hidrocarburos para cumplir con sus mercados asignados.

• Estrategia para Líquidos en el Largo Plazo: En el caso en que los objetivos exploratorios se orienten a proyectos en áreas con potencial en hidrocarburos líquidos, a objeto de abastecer el mercado inter-no, se debe priorizar el desarrollo de éstas áreas estableciendo incentivos a través de metodologías de precios que consideren cotizaciones internacionales.

1.1.2.2 Control de Reservas

1.1.2.2.1. Objetivo

“Las reservas de hidrocarburos son de propiedad del Estado boliviano, quien deberá garantizar su explota-ción racional y eficiente para cumplir con la provisión de hidrocarburos en el mercado interno y los compro-misos del Estado a nivel internacional”.

1.1.2.2.2. Identificación de alternativas de solución y sus impactos

Las alternativas de solución a los problemas identificados en el diagnóstico de reservas, de acuerdo a la Política de Reservas definida, consideran en primer lugar contar con información precisa sobre el potencial hidrocarburifero del país, para luego realizar una administración eficiente del mismo a través de institucio-nes encargadas de la fiscalización y/o de la investigación.

1.1.2.2.3. Acciones

• Certificación de Reservas: Contar con información actualizada y confiable de las reservas nacionales de Gas Natural y Líquidos para poder encarar una planificación estratégica integral del sector hidrocar-buros. En el marco de la Ley Nº 3740, YPFB contratará empresas especializadas en la certificación de reservas de hidrocarburos, mediante licitación internacional, para certificar el nivel efectivo de dichas reservas en el país. Paralelamente, YPFB realizará las acciones necesarias para efectuar, por cuenta propia, la certificación de reservas de hidrocarburos del país.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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• Administración de Reservas y Producción: YPFB efectuará un seguimiento al comportamiento de la pro-ducción en función a las reservas certificadas, por campo y reservorio, para garantizar la recuperación óptima de las mismas en función a los requerimientos tanto del mercado interno como de los mercados de exportación actuales y futuros. Como parte de este seguimiento a la producción, se debe asegurar que la perforación de los pozos, las facilidades de producción, de procesamiento y los sistemas de transporte, sean suficientes para cumplir con las obligaciones contractuales de cantidad y de calidad de los hidrocarburos.

• Reposición de Reservas Producidas: El Estado boliviano a través de YPFB garantizará una relación mínima de reservas/producción igual a 20 años a objeto de prever posible déficit energético futuro.

• Implementación del Centro de Tecnología Petrolera (CTP): YPFB contará con la asistencia técnica ne-cesaria para fortalecer sus recursos humanos y económicos que permitan la implementación del CTP y la infraestructura de investigación especializada para efectuar actividades que respondan a requeri-mientos del sector (empresas privadas, YPFB, Sociedades de Economía Mixta).

1.1.2.3 Información Hidrocarburífera

1.1.2.3.1. Obejtivo

El Etado boliviano es propietario de la información generada, procesada e interpretada de todas las actividades hidrocarburíferas realizadas en el territorio nacional y debe preservarla y administrarla en sistemas modernos de gestión de información, garantizando su disponibilidad para encarar los desafíos energéticos futuros.

1.1.2.3.2. Identificación de Alternativas de Solución y sus Impactos

A objeto de implementar la Estrategia de Información Hidrocarburífera, es necesario definir la estructura de un sistema de información integral que permita a todos los involucrados del sector contar con información de primera mano para la toma de decisiones oportuna y eficientemente.

1.1.2.3.3. Acciones

Con toda la información disponible en el CNIH y las unidades técnicas de YPFB, se efectuará el diseño, desarrollo e implementación de un Banco de Datos a nivel nacional que sirva de base para el desarrollo de proyectos explora-torios y para la promoción nacional e internacional de inversiones en las áreas de interés hidrocarburífero nacional. Esta Base de Datos contará con tecnología actualizada compatible con la industria petrolera mundial para integrar a largo plazo toda la información generada en las distintas etapas de la cadena hidrocarburífera nacional.

Para su implementación es necesario tomar en cuenta los siguientes aspectos:

• Disponer de recursos humanos especializados y asegurar su permanencia en el sector.

• Invertir en infraestructura informática (hardware y software).

• Invertir en la captura de datos.

• Capacitar a los administradores y usuarios de este Banco de Datos.

La implementación de este Banco de Datos, a cargo de YPFB, a través del CNIH y sus respectivas unida-des técnicas, conformarán el Centro de Tecnología Petrolera (CTP). La captura de información se efectuará en función a las prioridades de la actual política hidrocarburífera del país.

Por otro lado, la adquisición de la infraestructura informática se efectuará a través de un proceso de licita-ción internacional a objeto de contar con empresas altamente especializadas y de reconocida experiencia en manejo y administración de hardware, software y la respectiva capacitación de los recursos humanos.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

A continuación se detallan los componentes principales para la implementación del Banco de Datos:

• Biblioteca Digital: El objetivo es escanear la documentación técnica para tener un respaldo digital de la documenta-ción existente en papel, para efectos de seguridad y preservación de la información.

• Organización y Copiado de Información Digital Sísmica: Digitalización de la información sísmica (origi-nal de campo y procesada) que se encuentra en más de 33.000 cintas magnéticas de diferente tipo y tamaño, de manera organizada y validada a disco duro y posteriormente a cintas de alta densidad de almacenamiento a objeto de darle un valor agregado a dicha información.

• Organización y Copiado de Registros Eléctricos Digitales de Pozo: Digitalización de la información de los perfiles eléctricos de pozo que se encuentran almacenados en aproximadamente 2.000 cintas mag-néticas y discos ópticos de manera organizada y validada a disco duro y posteriormente a cintas de alta densidad de almacenamiento.

• Base de Datos: El objetivo es conformar una Base de Datos técnica petrolera de las actividades del Ups-tream y Downstream que contenga la información oficial del sector energético del país de forma integral. El primer paso es migrar los datos que se han recolectado y se han ido actualizando en la medida de sus necesidades en las diferentes Unidades Técnicas de YPFB y posteriormente, de acuerdo a un esquema de prioridades, complementar la captura de datos de los reportes e informes que almacena el CNIH.

• Sistema de Información Geográfica (SIG): El objetivo es contar con acceso a la Base de Datos a través de un SIG que ubique al usuario geográficamente en las áreas de interés donde se pueda combinar información petrolera contenida en mapas de interpretación, estructurales, localización de pozos, sísmica, áreas de contrato, etc., con información no petrolera pero de mucha utilidad como mapas cartográficos, imágenes de satélite, etc.

1.1.2.4 Conclusiones

La estrategia en materia de exploración se enmarca en dos escenarios: aquel establecido bajo los 44 con-tratos de operación y el definido por las 33 áreas reservadas para YPFB. En el caso de los 44 contratos de operación vigentes, YPFB -como parte contractual y el ente fiscalizador- deberá efectuar un seguimiento continuo de las actividades para hacer cumplir los planes de desarrollo, los programas de trabajo, los crono-gramas de desarrollo y los presupuestos aprobados por el mismo YPFB; con el fin de incrementar los niveles de producción y cumplir con el abastecimiento al mercado interno y los compromisos de exportación.

El diseño de los nuevos contratos para las áreas reservadas deberá reflejar la Política de Nacionalización de Hidrocarburos y tomar en cuenta la dinámica internacional en la industria para poder asegurar la explo-ración del total del área de interés hidrocarburífero nacional.

La Certificación de reservas actualizada y la implementación de un Banco de Datos de Información Hidro-carburífera sobre la base del CNIH, deberán ser consideradas como prioridad nacional debido a su impor-tancia e incidencia en la implementación de la Estrategia Nacional del sector hidrocarburífero.

1.2. PRODUCCIÓN

1.2.1. Diagnóstico de Producción de Hidrocarburos

1.2.1.1. Antecedentes

En los últimos 10 años la producción de hidrocarburos -a nivel nacional- se incrementó por la venta de mayores volúmenes de gas natural al mercado externo, gracias a la firma del Contrato de Exportación de Gas Natural (GSA) con la República de Brasil el año 1996. La tasa de crecimiento entre 1997 y 2007 fue de 186% para la producción de gas natural, mientras que la de petróleo para el mismo período fue de 50% (Véase el Cuadro Nº 2).

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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GAS NATURAL PETRÓLEOProducción Total Medida

de Gas NaturalGas Natural Entregado

Petroleo / Condensado + Gasolina Natural

Petroleo Cond. / Gasolina Natural Entregado

Gestión MMmcd MMmcd Gestión Bpd Bpd1997 14,61 7,59 1997 32.935 13.073 1998 14,71 7,86 1998 37.799 36.925 1999 13,71 6,39 1999 32.460 31.510 2000 15,58 8,92 2000 31.415 30.962 2001 19,60 13,42 2001 35.794 33.613 2002 24,40 16,45 2002 36.280 37.137 2003 28,01 19,06 2003 39.547 41.046 2004 34,67 26,78 2004 46.442 43.904 2005 40,24 33,04 2005 50.758 48.845 2006 40,24 35,50 2006 48.762 48.840 2007 41,74 37,93 2007 49.302 49.238

Cuadro Nº 2Evolución Histórica de los Volúmenes de Producción

Gas Natural y Petróleo

Tasa de crecimiento 1997-2007: 186% Tasa de crecimiento 1997-2007: 49,69%

Fuente: Elaboración VMEP con base a Certificaciones de Producción de YPFB.

a) Producción de Gas Natural

En 1997 más del 50% de la producción total de gas natural se entregaba al mercado interno y de exporta-ción; el restante 50% era inyectado, utilizado como combustible en los campos o quemado. Posteriormente, producto del incremento en las nominaciones de gas natural para el mercado del Brasil y la Argentina, a partir del año 1999, la tendencia del uso del gas natural para inyección, combustible y quema disminuyó.

Gráfico Nº 5Producción de Gas Natural

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía - Ministerio de Hidrocarburos y Energía – DGEP/UPRO

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

b) Producción de Petróleo

La producción de líquidos también experimentó un incremento por su relación directa con la producción de gas natural; sin embargo este crecimiento no es significativo pues los campos en Bolivia se caracterizan por ser en su mayoría gasíferos.

Gráfico Nº 6Producción de Petróleo condensado + Gasolina natural

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía MHE/ DGEP/ UPRO

c) Factores que afectan la Producción

De acuerdo al análisis de la producción histórica de hidrocarburos se identificaron ciertos eventos que afec-taron la capacidad de producción, disminuyendo así los volúmenes disponibles de gas para atender a los mercados. A continuación un detalle de éstos:

• Declinación de la producción: Es un efecto normal y controlable de las curvas de los campos, sin em-bargo cuando se descontrola y se presenta en mega campos que aportan volúmenes importantes, la producción se ve afectada en mayor proporción.

• Trabajos de mantenimiento en plantas de proceso: Actividades que influyen de manera significativa en los volúmenes de producción disponibles, cuando los mismos no son programados adecuadamente mediante reducciones parciales para minimizar el impacto en las entregas de gas.

• Mantenimiento de instalaciones de compresión en los gasoductos: Actividades que reducen la capaci-dad de transporte de gas proveniente de los campos que aportan producción al mercado, las cuales pueden afectar de manera significativa las entregas en caso de no ser bien programadas.

• Trabajos de conexión de líneas de recolección: Trabajos de mantenimiento y habilitación de líneas de recolección de los pozos a las plantas, así como reparaciones de las instalaciones superficiales de los pozos que afectan la producción normal del campo.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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d) Inversiones en Explotación y Desarrollo de Campos

Gráfico Nº 7Inversión en Explotación de Hidrocarburos desde 1997 a 2006

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía - Ministerio de Hidrocarburos y Energía – DGEP/UPRO

Como se observa en el Gráfico anterior, las inversiones destinadas a la explotación y desarrollo de campos disminuyeron sostenidamente desde el año 2002. Uno de los factores más importantes que contribuyó a este hecho fue la promulgación del D.S. 26366 de 24 de octubre de 2001, el cual establecía como unidad de medida mínima la sección de parcela para delimitar el área de explotación. Esta disposición liberó a las empresas de la obligación de perforar un pozo productor o de inyección por parcela como se establecía en la Ley de Hidrocarburos Nº 1689.

La consecuencia de esta medida se refleja en los actuales niveles de producción que no representan los volúmenes estimados en relación al nivel de reservas certificadas y las exigencias de volúmenes nomina-dos al mercado interno y externo, considerando que los campos, actualmente, se encuentran produciendo a su capacidad máxima.

e) Principales aspectos de los Contratos de Operación

En cumplimiento al mandato del Decreto Supremo de Nacionalización de los Hidrocarburos, YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía -como cabeza del sector- llevaron adelante el proceso de nego-ciación de los contratos petroleros asumiendo como contrato tipo, acorde a los objetivos de la Nacio-nalización y el control de la propiedad de los yacimientos e hidrocarburos producidos, el Contrato de Operación. Éste tiene como objeto la ejecución por parte del Titular (empresa petrolera con quien YPFB ha suscrito contrato) de todas las Operaciones Petroleras (exploración, evaluación, desarrollo, explota-ción y abandono) dentro del Área del Contrato, a su exclusiva cuenta y riesgo, a cambio de recibir de YPFB el pago de la retribución correspondiente. El Titular debe cubrir los costos y proveer el personal, la tecnología, las instalaciones, los materiales y el capital necesarios para la realización de las Operaciones Petroleras.

En el Cuadro siguiente se efectúa una comparación entre los Contratos de Riesgo Compartido (suscritos bajo la Ley Nº 1689) y los Contratos de Operación vigentes:

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 3Comparación Contratos de Operación – Contratos de Riesgo Compartido

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía - Ministerio de Hidrocarburos y Energía – DGEP/UPRO

El Contrato de Operación y sus respectivos Anexos cumplen con las normas establecidas en la Constitu-ción Política del Estado vigente, la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 y el Decreto Supremo de Nacionalización Nº 28701, garantizando así las operaciones de Exploración y Explotación por parte de las empresas petro-leras bajo el control y fiscalización de YPFB.

Como resultado del proceso de negociación de los contratos petroleros, llevado a cabo el 27 y 28 de octu-bre de 2006, YPFB suscribió 44 Contratos de Operación con las siguientes empresas petroleras:

• BG Bolivia Corporation – Sucursal Bolivia.

• Canadian Energy Enterprises C.E.E. Bolivia S.R.L.

• Compañía Petrolera Exploración y Explotación “Petrolex” S.A.

• Compañía Petrolera ORCA S.A.

• Dongwon Corporation (Sucursal Bolivia).

• Empresa Petrolera Andina Sociedad Anónima EPAN S.A.

• Empresa Petrolera Chaco S.A. “EPCHA S.A.”.

• Matpetrol S.A.

• Monroy Electrónica y Control “Monelco” S.R.L.

• PAE E&P Bolivia Limited (Sucursal Bolivia).

• Petrobras Bolivia S.A.

• Petrobras Energía S.A. Sucursal Bolivia.

• Pluspetrol Bolivia Corporation S.A.

CONTRATOS DE RIESGO COMPARTIDO(Ley 1689)

CONTRATOS DE OPERACIÓN(Ley 3058 y D.S. 28701)

Propiedad y Control: Propiedad y Control:

- El Titular tiene derecho de propiedad en boca de pozo y controla toda la cadena

- YPFB ejerce el derecho de propiedad sobre los Hidrocarburos y controla toda la cadena

Producción: Producción:

- El Contratista es propietario de los hidrocar-buros producidos- El Contratista paga regalías, participaciones e impuestos directamente

- YPFB en nombre del Estado, ejerce el derecho de propiedad de los hidrocarburos producidos.- YPFB paga regalías, participaciones e impuestos directamente.- El Titular no es propietario de los hidrocarburos producidos y es remunerado en dinero (retribución) por sus servicios prestados.

Comercialización: Comercialización:

- El Contratista dispone libremente de su producción, salvo el gas natural que sea necesario para el mercado interno.

- YPFB actúa como único comercializador de la producción en el mercado interno y externo.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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• Repsol YPF E&P Bolivia S.A.

• Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia.

• Vintage Petroleum Boliviana Ltd. (Sucursal Bolivia).

• Tecpetrol de Bolivia S.A.

Inversiones

En cumplimiento al Anexo “G” de los Contratos de Operación, YPFB reconocerá las inversiones realizadas por el Titular con anterioridad a la fecha efectiva de dichos Contratos, una vez sean conciliadas mediante auditorias. Las inversiones mencionadas corresponden al periodo 1997 al 30 de abril de 2007.

A finales del año 2007 y comienzos de 2008, YPFB conformó una comisión encargada de conciliar los montos de inversión del Anexo “G” de los Contratos de Operación. Como resultado de éste análisis se determinó importes por ajustar a las inversiones y amortizaciones o depreciaciones, obteniendo un importe neto por reconocer para cada Contrato.

Las inversiones declaradas en el Anexo “G” están compuestas por:

• Las inversiones activadas y sujetas a depreciación o amortización.

• Las inversiones iniciales por concepto de compra del paquete accionario en el caso de las empresas capitalizadas Andina y Chaco.

• Las obras en curso compuestas por inversiones realizadas en proyectos no activados.

Para el análisis de las inversiones no fueron consideradas las realizadas en actividades de Downstream, pozos secos e Inversiones Operativas (OPEX), dado que solo incluyen las inversiones de Capital (CAPEX) que están sujetas a depreciación o amortización

Conciliación de Inversiones

Como resultado del proceso de conciliación de las inversiones del Anexo “G”, se disminuyó los montos declarados como inversión por las empresas petroleras en un importe de $us 448.137.213 (Cuatrocientos Cuarenta y Ocho Millones Ciento Treinta y Siete Mil Doscientos Trece 00/100 Dólares Americanos), es decir que se consideró para su reconocimiento, solo un 86% del total de las inversiones declaradas.

Asimismo, se ajustó la depreciación acumulada en $us 20.242.388 (Veinte Millones Doscientos Cuarenta y Dos Mil Trescientos Ochenta y Ocho 00/100 Dólares Americanos).

La conciliación se realizó de forma global, considerando las gestiones 1997 al 30 de abril de 2007, partiendo de la declaración realizada en el anexo “G” y revisando los libros contables y documentación de respaldo de las empre-sas por este periodo total de inversión, por tal motivo se realizó únicamente un ajuste global por todo el periodo.

En este sentido, se realizó la deducción de los importes que no se consideraron como inversión, debida-mente respaldada o justificada.

Posteriormente, en función a los índices de depreciación establecidos en el contrato y en el D.S. 24051 (Reglamentación del IUE) se procedió a deducir la depreciación y realizar los ajustes correspondientes.

Finalmente, este resultado fue conciliado con las empresas petroleras titulares sujetas a Contrato de Ope-ración obteniendo un importe por inversión neta reconocida.

El siguiente cuadro muestra las inversiones declaradas sujetas a conciliación, los montos ajustados y el saldo de inversión reconocida.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 4CONCILIACION ANEXO “G” CONTRATOS DE OPERACIÓN

(Expresado en Dólares Americanos)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía – MHE/ DGEP/ UPRO

Es bueno hacer notar que a la fecha, falta conciliar el monto de inversión de 5 contratos: Warnes, Montea-gudo, El Dorado, Itatiqui y Palmar, sin embargo, en razón de los bajos montos de inversión declarada en los mismos, no se espera que haya una modificación importante en los montos señalados anteriormente. El monto declarado en los anexos G de los contratos mencionados es de 55.6 MM de $us.

A partir de la protocolización (2 de mayo de 2007) entran en vigencia los 44 Contratos de Operación debida- mente aprobados por el Congreso Nacional, tal como lo establece la Constitución Política del Estado. Es así que las empresas petroleras deciden invertir un monto considerable que a fines del 2007 alcanzó a 211, 31 MM$us en costos de capital, de acuerdo al detalle que se muestra en el siguiente cuadro:

EMPRESAIMPORTE

DECLARADO S/ANEXO “G”

DEDUCCIONESREVISION

YPFB

INVERSIÓN CONCILIADA AL 02-05-07

DEPRECIACION (CONCILIADA) Y

AJUSTES

INVERSIÓNRECONOCIDA

NETA AL 02-05-07CHACO 689.370.580 -40.688.451 648.682.129 -232.205.593 416.476.536ANDINA 520.271.615 -10.807.008 509.464.607 -287.731.260 221.733.347TOTAL E&P BOLIVIE 242.571.189 -3.556.535 239.014.654 0 239.014.654PLUSPETROL 258.161.374 -37.397.384 220.763.990 -41.831.258 178.932.732VINTAGE 109.512.378 -13.050 109.499.328 -88.713.302 20.786.026PESA 100.504.103 -16.695.735 83.808.368 -49.244.761 34.563.607BG.BOLIVIA 120.412.221 -6.212.822 114.199.399 -36.235.849 77.963.550PETROBRAS 696.835.964 -13.926.876 682.909.088 -120.400.964 562.508.124REPSOL 618.690.447 -318.730.864 299.959.583 -270.242.798 29.716.785MATPETROL 3.103.679 -108.488 2.995.191 -1.460.403 1.534.788TOTAL 3.359.433.550 -448.137.213 2.911.296.337 -1.128.066.188 1.783.230.149

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 5Inversiones en Exploración y Explotación en el marco de los Contratos de Operación

Expresado en millones de dólares

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía DGEP/UPRO con base a normativa vigente

El Contrato de Operación suscrito por YPFB con las empresas petroleras garantiza el pago del 18% por concepto de Regalías y Particiones y el 32% de Impuesto Directo a los Hidrocarburos. Asimismo establece las reglas sobre la Retribución del Titular (Costos Recuperables y Utilidad) y la Participación de YPFB.

f) Recaudaciones por concepto de Regalías, Participación al TGN e Impuesto Directo a los Hidro- carburos (IDH)

La Ley Nº 3058 establece el régimen de regalías, participación al TGN e IDH sobre el valor de la producción de hidrocarburos en punto de fiscalización (Véase el Cuadro Nº 6).

Cuadro Nº 6Distribución de Regalías, Participación al TGN e IDH

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía – MHE/ DGEP/ UPRO

REGALIAS YPARTICIPACIONES

HIDROCARBUROS BENEFICIARIO

Regalía Departamental 11% Departamento productorRegalía Nacional Compensatoria 1% Beni y PandoParticipación TGN 6% TGN Impuesto Directo a los Hidrocarburos 32% Prefecturas, Municipios, Universidades,

Pueblos Indigenas y TGNTOTAL 50%

Gestión 2007Empresas - Titulares contratos de Operación CAPEX

Andina 2,45BG Boliva 19,3Chaco 48,61Dong Won -Matpetrol 0,09REPSOL - YPFB 35,15Petrobras Energía 8,69Petrobras Bolivia 41,24Pluspetrol 40,55Total E&P Bolivie 11,63Canadian Energy -Vintage 3,61Total 211,31

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Adicionalmente, el D.S. Nº 28701 del 1 de mayo de 2006, establece -hasta la firma de los nuevos contra- tos- una participación para YPFB que corresponde al 32% sobre el valor de la producción fiscalizada para campos, cuya producción certificada durante la gestión 2005 haya sido superior a 100 MMpcd; aspecto que se detalla en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 7Distribución de Regalías y Participaciones (TGN + YPFB)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía – MHE/ DGEP/ UPRO.

A partir de la protocolización de los 44 Contratos de Operación, YPFB adquiere la responsabilidad con-tractual de la Liquidación y Pago de las Regalías, Participación al TGN y el IDH, así como el pago de la Retribución al Titular.

Producto de la aprobación de la Ley Nº 3058 y el Decreto de Nacionalización Nº 28701, las recaudaciones por concepto de Regalías y Participaciones se incrementaron en los niveles que se muestran en el Gráfico Nº 8.

Gráfico Nº 8Ingresos recibidos por el Estado Boliviano

Fuente: Elaboración Unidad de Producción - Viceministerio de Exploración y Producción.

REGALIAS YPARTICIPACIONES

HIDROCARBUROS BENEFICIARIO

Ley 3058 50%D.S. 28701Participación sobre produccióncertificada de Sábalo y San Alberto.(Transitorio 2006 - 2007)

32% YPFB

MM

$us

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Nótese que estos ingresos han aumentado de 75 MM/$us en 1997 a 1,416 MM/$us -aproximadamen-te- para el 2007. Entre los años 1997 y 2004 el aumento de los ingresos se debió al incremento en los volúmenes y precios de exportación. Para el periodo 2005 a 2007, el incremento de volúmenes y precios de exportación contribuyeron al aumento de recaudaciones, principalmente gracias a los cambios en la normativa fiscal del sector, a través de la aprobación de la Ley Nº 3058 y el Decreto Supremo de Naciona-lización de los Hidrocarburos.

g) Características de los Campos bajo Contratos de Operación

En el marco de los 44 Contratos de Operación vigentes, los campos que se encuentran en el área de explotación se clasifican a nivel nacional como: campos en producción sostenida, campos en retención y campos sin producción.

i) Campos en Producción

Sobre la base de la última Certificación Oficial de Reservas disponible al 1º de enero de 2005 y los volú-menes de producción correspondientes a las gestiones 2006 y 2007, se pudo determinar los niveles de reserva remanente de los campos clasificados como campos en producción (Véase el Cuadro Nº 8).

En el caso del Campo Percheles, dado que no existe certificación oficial de reservas, se utilizó el Informe Final de estimación de reservas elaborado por DeGolyer & MacNaughton a diciembre de 2004 y proporcio-nado por la Empresa Chaco S.A. en su Plan de Desarrollo. Los volúmenes de los Campos Surubí, Carrasco y Kanata incluyen los volúmenes de los campos Surubí BB, Carrasco FW y Kanata FW, respectivamente.

Para la gestión 2007, la producción del mes de diciembre se estimó en relación al mes de noviembre: última Certificación de Producción emitida por YPFB a la fecha.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 8Reservas Remanentes de Gas Natural a Diciembre 2008

Campos en ProducciónMillones de Pies Cúbicos (MMpc)

* Al 10 de enero de 2005 no existía una estimación oficial de reservas de este campo.Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía MHE en base a Informe de Certificación de Reservas DeGolyer & MacNaughton

y Certificaciones de Producción YPFB.

COMPAÑÍA OPERADORA CAMPO

RESERVAPROBADA1º de enero

de 2005

RESERVAPROBABLE1º de enero

de 2005

RESERVAPROBADA

+ PROBABLE1º de enero de

2005

PRODUCCIÓN ACUMULADA2005 A 2007

RESERVAPROBADA

REMANENTEESTIMADA A

DICIEMBRE 2007

ESTADO

Andina Arroyo Negro 0 0 0 0 0 ProductorAndina Camiri 392 0 392 535 0 ProductorAndina Guairuy 342 0 342 206 136 ProductorAndina La Peña 15.825 594 16.419 880 14.945 ProductorAndina Los Penocos 778 246 1.024 43 735 ProductorAndina Los Sauces 43.865 0 43.865 10.915 32.950 ProductorAndina Río Grande 603.811 383.990 987.801 64.624 539.187 ProductorAndina Sirari 163.316 6.046 169.362 28.838 134.478 ProductorAndina Víbora 193.437 47.695 241.132 47.741 145.696 ProductorAndina Yapacaní 660.412 11.674 672.086 33.469 626.943 ProductorBG Bolivia Escondido 113.265 56.144 169.409 34.992 78.273 ProductorBG Bolivia La Vertiente 62.841 90.055 152.896 19.391 43.450 ProductorBG Bolivia Los Suris 54.117 12.952 67.069 5.491 48.626 ProductorChaco Bulo Bulo 465.968 190.301 656.269 70.079 395.889 ProductorChaco Carrasco 32.484 116.218 148.702 11.889 20.595 ProductorChaco El Dorado 52.944 116.487 169.431 0 52.944 ProductorChaco H. Suárez Roca 5.325 1.625 6.950 255 5.070 ProductorChaco Kanata 78.271 146.979 225.250 7.152 71.119 ProductorChaco Kanata Norte 58.653 6.599 65.252 12.751 45.902 ProductorChaco Los Cusis 508 228 736 307 201 ProductorChaco Montecristo 240 0 240 233 7 ProductorChaco Patujusal 644 1.120 1.764 432 212 ProductorChaco Patujusal Oeste 696 0 696 81 615 ProductorChaco Percheles * 280.700 755.700 1.036.400 0 280.700 ProductorChaco San Roque 167.908 74.217 242.125 7.522 160.386 ProductorChaco Vuelta Grande 486.727 119.018 605.745 60.162 426.565 ProductorMatpetrol Tatarenda 0 0 0 0 0 ProductorRepsol Cambeiti 1.068 0 1.068 211 857 ProductorRepsol Margarita 5.861.224 4.647.652 10.508.876 66.129 5.795.095 ProductorRepsol Monteagudo 6.915 435 7.350 1.382 5.533 ProductorRepsol Paloma 72.242 5.369 77.611 20.049 52.193 ProductorRepsol Surubí Noroeste 3.742 1.068 4.810 1.401 2.341 ProductorRepsol Surubí 5.060 14.359 19.419 7.590 0 ProductorPESA Caranda 122.888 506.935 629.823 29.543 93.345 ProductorPESA Colpa 46.122 22.425 68.547 13.324 32.798 ProductorPetrobras Bolivia San Alberto 7.192.598 4.551.783 11.744.381 374.730 6.817.868 ProductorPetrobras Bolivia Sábalo 5.731.968 4.936.284 10.668.252 423.983 5.307.985 ProductorPluspetrol Bermejo 2.082 14.308 16.390 1.108 974 ProductorPluspetrol Toro 0 0 0 0 0 ProductorPluspetrol Tacobo 90.214 633.097 723.311 38.231 51.983 ProductorVintage Naranjillos 473.881 397.503 871.384 18.052 455.829 ProductorVintage Ñupuco 123.163 33.087 156.250 7.456 115.707 Productor

Page 83: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Los datos expuestos expresan que los actuales campos en producción cuentan con niveles de reservas de gas natural remanentes; sin embargo, es necesario tener en cuenta que la capacidad de producción del campo está directamente asociada a la capacidad de procesamiento del hidrocarburo, es decir a la capaci-dad de las plantas de procesamiento.

Por lo tanto, la inversión en el desarrollo de un campo cuando la capacidad de la planta se encuentra a su máximo nivel, debe considerar la inversión en la ampliación de dichas plantas y/o la instalación de nuevas plantas para adecuar el gas natural a las condiciones de transporte requeridas. El siguiente Cuadro mues-tra la capacidad de las plantas instaladas en el territorio nacional y el nivel actual de utilización.

Cuadro Nº 9Capacidad Plantas de Procesamiento de Gas Instaladas en Bolivia

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a Información YPFB.

La eficiencia de las plantas fue calculada en función a la cromatografía del gas natural de entrada y salida de las plantas correspondientes al primer semestre del 2007 y aplicables para el cálculo de Regalías y Participación al TGN para el segundo semestre 2007.

En cuanto a la capacidad utilizada promedio de las plantas se utilizó información correspondiente a la ges-tión 2007, considerando para el mes de diciembre la misma producción del mes de noviembre: último mes certificado por YPFB.

ii) Campos en Retención

Los campos bajo Contratos de Operación vigentes que se encuentran en retención por causales de falta de asignación de mercado, se detallan en el siguiente cuadro, el mismo que muestra -de acuerdo a Certifica-ción Oficial de Reservas al 1º de enero de 2005- los niveles de reservas de cada uno de ellos.

Empresa Planta Tipo Ubicación Capacidad MMpcd

Capacidad utilizada MMpcd

Capacidad sin utilizar

MMpcd

Eficiencia GLP

Eficiencia Gasolina

Chaco S.A. CarrascoKanataSan RoqueVuelta Grande

CriogénicaCriogénicaDewPointCriogénica

CochabambaCochabambaTarijaChuquisaca

705030

120

70507

80

- -

2340

93,05%

0,00%90,80%

98,89%

74,55%98,15%

Andina Río GrandeVíboraSirariYapacaní

AbsorciónDesgasolinadoraDesgasolinadoraDesgasolinadora

Santa CruzSanta CruzSanta CruzSanta Cruz

180904630

180404030

- 506

-

89,04%0,00%0,00%0,00%

94,23%87,09%48,33%56,17%

Repsol PalomaMargaritaMonteagudo

CriogénicaDesgasolinadoraDesgasolinadora

CochabambaTarijaChuquisaca

40758

40701,1

- 5

6,9

93,73%0,00%0,00%

99,95%65,15%40,62%

BG Bolivia La Vertiente Desgasolinadora Tarija 90 50 40 0,00% 60,73%Vintage Porvenir

NaranjillosDesgasolinadoraDesgasolinadora

ChuquisacaSanta Cruz

6050

1514

4536

0,00%0,00%

71,35%53,47%

Petrobras Energía

Colpa Desgasolinadora Mejorada

Santa Cruz 70 42 28 27,18% 73,96%

Petrobras Bolivia

San Alberto Sábalo

DesgasolinadoraDesgasolinadora

TarijaTarija

466472

400450

6622

0,00%0,00%

77,47%78,11%

Pluspetrol Tacobo Desgasolinadora Santa Cruz 60 42 18 0,00% 34,43%

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 10Reservas Certificadas de Gas Natural en Campos en Retención

Millones de Pies Cúbicos (MMpc)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a información de YPFBy Certificación Oficial de Reservas DEGOLYER and MACNAUGHTON

Todos los campos -a excepción del Campo Incahuasi, cuyas reservas no se encuentran certificadas- po-seen niveles suficientes de reservas de gas natural que permitirían incrementar los actuales volúmenes de producción, una vez se declare comercial el campo y salga del estado de retención. Especialmente en el caso del Campo Itaú, clasificado, por sus niveles de reserva y producción, como mega campo.

iii) Campos sin producción

De acuerdo a Certificación Oficial de Reservas al 1º de enero de 2005, en el siguiente Cuadro se detallan los campos que a la fecha no producen hidrocarburos; por lo tanto los volúmenes de la columna produc-ción acumulada 2005 – 2007 no muestra valores. Debido a que no existe una certificación actualizada de reservas, se asume que la reserva remanente de los mencionados campos es igual a la reserva probada a enero 2005, como se detalla a continuación:

AREA DERETENCIÓN

EMPRESAOPERADORA

FECHA DEDESCUBRIMIENTO

COMERCIAL

RESERVAS MMpc

POZOSPRODUCTORES

POZOSABANDONADOS

Incahuasi Total ExplorationProduction Bolivie

10/22/2004 0 1 0

Ibibobo BG BoliviaCorporation

7/8/2003 17.125 0 1

Palo Marcado BG BoliviaCorporation

6/5/2003 42.901 0 1

Itatiqui Repsol YPF E&P Bolivia S.A.

12/20/2001 62.860 1 0

Itaú Total ExplorationProduction Bolivie

12/5/2002 3.273.845 1 2

Page 85: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 11Reservas Remanentes de Gas Natural a Diciembre 2007 - Campos sin Producción

Millones de Pies Cúbicos (MMpc)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a información de YPFB y Certificación Oficialde Reservas DEGOLYER and MACNAUGHTON

Los campos -detallados en el anterior cuadro- poseen niveles de reservas remanentes estimados; sin embar-go, actualmente, no se encuentran en producción debido a factores como la falta de facilidades para acceder a los mercados tanto interno como de exportación, así como factores económicos que no justifican su puesta en producción. Cabe aclarar que los campos con reservas de gas natural igual a cero, son campos netamente petrolíferos.

EMPRESA OPERADO-

RACAMPO

RESERVA PROBADA

1º de enero de 2005 MMpc

RESERVA PROBABLE

1º de enero de 2005MMpc

RESERVA PROBADA

+ PROBABLE1º de enero de

2005

RESERVA PROBA-DA REMANENTE ESTIMADA AL 1º DE ENERO DE

2008 MMpc

ESTADO

Andina Boquerón 25.961 3.480 29.441 25.961 No Productor

Andina Cascabel 1.243 0 1.243 1.243 No Productor

Andina Cobra 8.719 8.241 16.960 8.719 No Productor

Andina Enconada 39.764 7.955 47.719 39.764 No Productor

Andina Palacios 4.457 12.001 16.458 4.457 No Productor

Andina Patujú 49.498 7.248 56.746 49.498 No Productor

Andina Puerto Palos 12.224 18.808 31.032 12.224 No Productor

Andina Tundy 73 0 73 73 No productor

BG Bolivia Taiguati 0 0 0 0 No Productor

Canadian Energy

Warnes 2.936 7.543 10.479 2.936 No Productor

Chaco Caigua 11.923 0 11.923 11.923 No Productor

Chaco Churumas 12.996 37.105 50.101 12.996 No Productor

Chaco Junín 34.136 10.735 44.871 34.136 No Productor

Chaco Katari 0 0 0 0 No Productor

Chaco Los Monos 0 0 0 0 No Productor

Chaco Palometas NW

36.349 22.289 58.638 36.349 No Productor

Chaco San Ignacio 4.871 6.929 11.800 4.871 No Productor

Chaco Santa Rosa 17.837 8.313 26.150 17.837 No Productor

Chaco Santa Rosa Oeste

21.014 42.458 63.472 21.014 No Productor

Dong Won Palmar 12.924 39.384 52.308 12.924 No Productor

Pluspetrol Barradero 0 0 0 0 No Productor

Pluspetrol Tajibo 12.250 16.770 29.020 12.250 No Productor

Pluspetrol Huayco 17.885 7.860 25.745 17.885 No Productor

Pluspetrol Madrejones 13.859 69.192 83.051 13.859 No Productor

Pluspetrol Río Seco 13.901 24.604 38.505 13.901 No Productor

Vintage Porvenir 622 2.666 3.288 622 No Productor

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

iv) Oferta de gas natural - Megacampos.

A continuación se presenta una breve descripción de las características de los mega campos que aportan con más del 60% de la producción nacional de gas natural.

• Campo San Alberto

Se encuentra ubicado en la Serranía de San Antonio faja sub andina sur en la provincia Gran Chaco del de-partamento de Tarija. La asociación está conformada por Petrobras Bolivia S.A. (35%), Empresa Petrolera Andina S.A. (50%) y Total Bolivie (15%).

En este campo se han perforado seis pozos con objetivos profundos: San Alberto-X9; San Alberto-X10; San Alberto-X11; San Alberto-X12; San Alberto-13 y San Alberto-14.

Para transportar la producción de los pozos a la planta se han instalado tuberías de 10 pulgadas de diáme-tro con una longitud total de 37 km.

Una vez procesado el gas en la planta y separadas las fracciones de condensado y gas natural, ambos productos son evacuados a través de un gasoducto de 24” de diámetro conectado al Gasoducto Yacuiba- Río Grande (GASYRG Y TRANSREDES) y a un oleoducto de 6” de diámetro (TRANSREDES) con una longitud estimada de 25 km.

La Planta de Tratamiento de Gas tiene una capacidad nominal instalada de 13,2 MMmcd (466 MMpcd) de gas; y consta de dos unidades modulares independientes. Ambos módulos procesarán íntegramente el gas natural producido por los pozos del Campo, separando así las fases de gas, condensado, y agua, acondi-cionándolos para su comercialización.

De acuerdo a información proporcionada por el Operador del Campo, a partir del análisis de productividad de cada pozo, se fijó un caudal operativo máximo del campo San Alberto de 400 MMpcd (11,3 MMmcd) con una capacidad de venta o entrega máxima de 392 MMpcd.

• Campo Sábalo

El Bloque San Antonio se encuentra ubicado entre las Serranías Aguarague y Caipipendi de la faja suban-dina sur a 30 kilómetros de la ciudad de Villamontes y 37 kilómetros de la localidad de Palos Blancos en el departamento de Tarija. La asociación está conformada por Petrobras Bolivia S.A. (35%), Empresa Petro-lera Andina S.A. (50%) y Total Bolivie (15%).

En este campo se han perforado cuatro pozos productivos: SBL-X1; SBL-X2; SBL-X3 y SBL-X4. En la ac-tualidad se encuentran perforando el quinto pozo del Bloque (SBL-5) con previsión de entrada a producción a partir de comienzos del año 2008.

Para transportar la producción de los pozos a la planta se han instalado tuberías de 10 y 12 pulgadas de diámetro con una longitud total de aproximadamente 45 km. incluyendo al nuevo pozo productor.

Una vez procesado el gas en la planta y separadas las fracciones de condensado y gas natural, el gas de exportación es evacuado a través de un gasoducto de 28” de diámetro y aproximadamente 20 km de longitud, conectando a los Gasoductos GASYRG y YABOG. El condensado de exportación es evacuado a través de un oleoducto de exportación de 8” de diámetro con una longitud aproximada de 26 km conectan-do al oleoducto troncal de la empresa TRANSREDES.

La Planta de Tratamiento de Gas de Sábalo consta de dos unidades modulares independientes. Ambos módulos procesan íntegramente el gas natural producido por los pozos del Campo, separando las fases de gas, condensado y agua, acondicionándolos para su comercialización.

A partir del análisis de productividad de cada pozo se fijó un caudal operativo máximo del Bloque San Antonio de 480 MMpcd (13,6 MMmcd) de producción con una capacidad máxima de venta o entrega en el punto de fiscalización de 470 MMpcd (13,3 MMmcd), a partir del comienzo de producción del pozo SBL-5.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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• Campo Margarita – Área Caipipendi

El Campo Margarita se encuentra ubicado en las sierras del subandino sur de los departamentos de Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija. Fue descubierto mediante la perforación del pozo exploratorio MGR -X1 y el reser-vorio confirmado por la perforación de los pozos MGR-X2, MGR-X3 y MGR-4 de los cuales los pozos MGR-X3 y MGR-4 demostraron la capacidad de producción de gas rico en condensado y en cantidades comerciales.

En el año 2004 se construyeron facilidades de recolección, tratamiento, compresión y exportación. Esto permitió incrementar la producción de gas a partir de los pozos existentes. Al momento cuatro pozos han sido perforados exitosamente en el Campo Margarita.

Las Líneas de Flujo de los pozos son 8” de diámetro nominal y la distancia de los pozos a la planta de re-colección y procesamiento (EPF) es de aproximadamente 30 Km.

El campo cuenta con una Planta de Procesamiento de Gas (denominada EPF) que tiene una capacidad de 70,63 MMpcd. Esta planta fue diseñada tomando en cuenta la capacidad de producción observada en los pozos MGR-X1 y MGR-X2.

La planta de procesamiento posee facilidades para separar los condesados del gas producido, para deshi-dratar el gas y comprimirlo para su exportación.

Las líneas actuales de exportación van desde la EPF hasta el Campo Sábalo, donde se conectan con el sis-tema principal de evacuación de este campo. Las líneas de exportación están conformadas por dos líneas de 27 Km de longitud; una línea de 6” de diámetro para el transporte de líquido y una de 10” de diámetro para el transporte de gas.

1.2.1.2. Identificación de Problemas

Sobre la base del diagnóstico realizado de las actividades de producción y desarrollo de campos se pudo identificar los siguientes problemas:

• Uso ineficiente de los recursos energéticos disponibles y potencial de reservas subutilizado.

• Falta de soberanía en las actividades de producción ocasionando desinformación sobre el potencial de los campos y reservorios.

• Capacidad limitada de producción de gas natural y líquidos.

• Los recursos generados no fueron destinados a la reinversión en la explotación ocasionando la falta de inversión en esta actividad.

• Los volúmenes de demanda total resultantes de los compromisos actuales de exportación de Gas Natural establecidos en Contratos Comerciales y la obligación de abastecimiento al mercado interno exceden la capacidad actual de producción.

• Incumplimiento de los compromisos contractuales por la falta de producción.

• Capacidad técnica limitada para una eficiente asignación de volúmenes a los mercados interno y de exportación que incentive la inversión en explotación de hidrocarburos

1.2.1.3. Conclusiones

La limitada capacidad de producción -con la que cuenta el país en la actualidad- responde a la falta de inversión en actividades de desarrollo de campos en los últimos años, principalmente por la promulgación

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

del D.S. 26366 de 24 de octubre de 2001, que liberó a las empresas petroleras de sus obligaciones de inversión. Este hecho se ve reflejado en los actuales niveles de producción.

La diferencia entre la oferta de producción y la demanda actual obliga a encarar acciones destinadas a eliminar el déficit existente.

1.2.2. Estrategia de Producción

El Gobierno boliviano, se encuentra implementando profundos cambios en su política energética que com-prenden, entre otros, nuevas estructuras institucionales bajo tuición del Ministerio de Hidrocarburos y Ener-gía como cabeza de sector.

La Empresa Estatal YPFB es incorporada dentro de la cadena productiva y principalmente en las actividades de exploración y explotación, pudiendo encarar dichas actividades con socios estratégicos o por sí sola.

Consecuentemente se elaborará y presentará el año 2008, ante el Congreso Nacional, la Ley de confor-mación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), institución responsable de regular, supervisar y fiscalizar las actividades de la cadena de hidrocarburos.

En este nuevo marco, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía -como entidad normadora-, la ANH -como institución estatal a cargo de la fiscalización y regulación del sector- y YPFB, quien a nombre del Estado ejercerá el derecho propietario sobre la totalidad de los hidrocarburos y representa a éste en la suscrip-ción de contratos petroleros y en la ejecución de las actividades en toda la cadena de los hidrocarburos; serán los entes responsables (dentro de sus competencias) de ejecutar la gestión para crear, administrar, controlar y operar las actividades dentro de los dos actuales contextos: Contratos de Operación y nuevos Contratos de Exploración y Explotación para las áreas reservadas a YPFB y otras.

1.2.2.1. Objetivo

Incrementar los niveles de producción hidrocarburífera en el país creando, en el marco de los 44 Contratos de Operación y los nuevos Contratos para la Exploración y Explotación, las condiciones necesarias para poder cum-plir con la creciente demanda del mercado interno y los compromisos de exportación actuales y futuros.

1.2.2.2. Identificación de alternativas de solución y sus impactos

Las alternativas de solución a los problemas identificados en el diagnóstico, de acuerdo a la política de pro-ducción planteada, se enmarcan en dos escenarios estratégicos: bajo los actuales Contratos de Operación y los nuevos Contratos para la Exploración y Explotación en Áreas Reservadas y Áreas Libres.

1.2.2.3. Acciones

La estrategia de producción se plantea en base a dos períodos de acción: período de corto y mediano plazo (Contratos de Operación) y período de largo plazo (Prospectos en Exploración bajo Convenios de Estudios con empresas privadas o estatales, bajo Contratos para la Exploración y Explotación de Áreas Reservadas mediante la conformación de Sociedades Anónimas Mixtas con YPFB y otros).

BAJO CONTRATOS DE OPERACIÓN

Esta estrategia pretende a corto y mediano plazo incrementar los niveles de producción, considerando la situación actual de los campos bajo este tipo de contratos, su capacidad de producción y los requerimientos para cumplir con los compromisos asumidos de la demanda.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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1) Administración de Contratos de Operación

• Campos en Producción

Como se identificó en el diagnóstico, los actuales campos en producción cuentan con niveles de reservas de gas natural remanentes, por lo que el incremento de la capacidad del campo a través de la inversión en explotación, incrementaría a corto plazo los niveles de producción actuales. Sin embargo, es necesario considerar que en ciertos casos el desarrollo del campo está directamente relacionado con el incremento de capacidad de las plantas de procesamiento de los hidrocarburos provenientes de dichos campos.

Las actividades a realizarse en este grupo de campos son:

- Seguimiento a los montos de inversión en explotación declarados por las Empresas en los Planes de Desarrollo y Programas de Trabajo y Presupuestos, así como la respectiva evaluación técnica de las actividades contenidas en estos documentos; las que en algunos casos deben considerar -necesaria-mente- la ampliación de las plantas y/o instalaciones.

En ese sentido, la estrategia está dirigida a exigir inversión de acuerdo a las características técnicas de cada campo, tomando en cuenta la curva de producción y los niveles de reservas remanentes de cada uno de ellos, a través de una evaluación eficiente de los Planes y Programas presentados por las empresas; a fin de que éstos se ajusten a los niveles de demanda requeridos tanto para el mercado interno como para la exportación.

- Seguimiento especial a los mega campos (San Alberto, San Antonio, Margarita) de acuerdo a las acti-vidades contenidas en los Planes de Desarrollo y Programas de Trabajo y Presupuestos presentados por los Titulares a YPFB:

Campo San Alberto

Las actividades propuestas por la empresa operadora de este Campo para la gestión 2008 se resumen a continuación;

- Pozos: Camino y planchada SAL-15 y SAL-17; desarrollo y perforación SAL-15.

- Facilidades de Producción:

Ductos de Recolección SAL-15.

Planta SAL. Mejoras operacionales; ingeniería para la planta de agua; estudio para compresor de residuo adicional; fase 1 de mejoras de seguridad; estudio para Compresión Planta de Agua y Residuo Adicional; ampliación capacidad almacenaje de líquidos.

Estas actividades orientadas a la ejecución de obras complementarias previstas dentro del Plan de Desa-rrollo, así como a las mejoras, renovación y modernización tecnológica de las Plantas de Proceso y demás facilidades -instaladas dentro del Área de Contrato- no contemplan incrementos de producción; mantenien-do así los niveles en 400 MMpcd, acorde a la capacidad de planta actualmente instalada de acuerdo a la empresa. Por lo tanto, en el marco de los Contratos de Operación, YPFB debe asegurar técnicamente que el Titular realice una mayor inversión en perforación de más pozos, y particularmente iniciar trabajos en el Pozo SAL-16 a objeto de que entre en producción antes del año 2015.

Campo Sábalo

Actividades mínimas propuestas por la empresa para garantizar incrementos de producción a corto y me-diano plazo:

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

- Facilidades de Producción:

Planta SAN. Mejoras operacionales de seguridad; estudios de viabilidad para futuros proyectos como ser instalaciones y facilidades de producción, caminos y planchadas.

Ductos. Obras civiles para protección de gasoducto en quebrada Los Monos.

- Identificación y análisis de futuros proyectos para el Campo:

En cuanto a los estudios de geología y geofísica, es importante dividir las actividades en este Campo en dos tiempos: el primer semestre 2008, caracterizado por una disminución de la producción a consecuencia de las operaciones de mantenimiento e inspecciones programadas y donde se alcanzarán niveles de producción de entre 314 MMpcd a 420 MMpcd. Para el segundo semestre la empresa propone incrementos a los niveles de producción con la incorporación del Pozo SBL-5, el cual aportará con 85 MMpcd al total de la producción.

De acuerdo a las características técnicas del campo corresponde efectuar un seguimiento minucioso a las actividades propuestas en el programa de trabajo -presentado por la empresa para el año 2008- asimismo se exigirá a la empresa mayores niveles de inversión para la perforación de dos pozos adicionales en el sur del campo, donde existe área por desarrollar así como inversión para ampliación de la planta y otras facili-dades a objeto de adicionar producción para el año 2011. A partir del año 2013 la empresa debe desarrollar el sector norte sobre la base de los resultados de futuros proyectos previstos en geología y geofísica.

Área Caipipendi - Campo Margarita

La empresa operadora propone -en su Programa de Trabajo para el año 2008- una estrategia en el Área Caipipendi y el proyecto para el Campo Margarita para maximizar la producción de los pozos e instalacio-nes de superficie existentes a través de las siguientes actividades:

- Monitoreo del reservorio para su óptima explotación.

- Mantener las operaciones necesarias para las entregas de hidrocarburos correspondientes al Campo Margarita.

- Obtener datos para culminar el análisis y comprensión del Campo Margarita, así como lograr la optimi-zación de la mejor opción de desarrollo del campo, y completar las actividades exploratorias en curso.

- Consideración de diferentes opciones de crecimiento para identificar y seleccionar la mejor opción en el ciclo de vida del activo.

- Dimensionamiento económico óptimo del desarrollo.

- Finalización de la Perforación del Pozo Huacaya-X1 para finales de diciembre de 2007 para declarar comercial el área; además de realización de estudios y reportes finales los primeros meses del 2008.

- Efectuar las ingenierías de la infraestructura de superficie requerida para el desarrollo.

Debido a la inundación del Pozo MGR-4ST, la producción del campo se redujo a 60 MMpcd, aproximada-mente, el 2007. En ese sentido la empresa propone, dentro de sus actividades para el 2008, la reparación del pozo MGR X3 con materiales especiales para prevenir la corrosión y monitoreos permanentes al Pozo MGR-4ST para evaluar el comportamiento del agua de producción de este pozo.

El pronóstico de la empresa asume que la producción se mantendrá en los niveles actuales hasta que se encuentre disponible el pozo MGR X3, luego de su separación.

La Estrategia de Producción, considerando las características del Campo y los niveles de Reserva del mis-mo, prevé contar con producción adicional de 2 MMmcd para el 2011 con la reparación de dos pozos y 3

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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MMmcd adicionales para el 2012 con la perforación de 2 pozos. Este incremento de producción debe estar acompañado de inversiones en ampliación de planta y otras facilidades.

Asimismo, debe desarrollarse el sector sur del campo MGR, con la ejecución de sísmica 3D, pozos a perfo-rarse, y correspondiente ampliación de planta de procesamiento y facilidades, inversiones que deberán ser ejecutadas a partir del 2008 para alcanzar un nivel de producción de 12 MMmcd para el 2012.

• Campos en Retención

Considerando que los actuales Campos en Retención se encuentran en este estado por falta de asignación de mercado y/o factores económicos que no justifican su desarrollo, se efectuará la evaluación económica de los mismos a objeto de determinar la Tasa Interna de Retorno y el Valor Actual Neto. Esta información permitirá analizar los Programas de Trabajo y los Planes presentados por los Titulares de estos campos. En caso que el análisis económico efectuado resulte positivo y que los Titulares no presenten alternativas viables de inversión, dichos campos serán devueltos al Estado y se clasificarán como Áreas Libres dispo-nibles para su operación por empresas petroleras a través de un proceso de licitación internacional en el cual también podrá competir YPFB.

• Campos sin Producción

En el marco de los 44 Contratos de Operación existen campos desarrollados pero que a la fecha se en-cuentran sin producir y, por lo tanto, sin aportar al mercado debido -principalmente- a la falta de facilidades para acceder a los mercados tanto interno como de exportación.

La estrategia para este tipo de Campo es efectuar una evaluación de las actividades planteadas por los Titulares en los Programas de Trabajo y Planes de Desarrollo, y contar con los elementos técnicos y eco-nómicos suficientes como para que YPFB -en el marco del Contrato de Operación suscrito con la empresa- elabore conjuntamente con el Titular las condiciones técnicas y comerciales que viabilicen el desarrollo del Campo. En caso de renuncia del Titular a desarrollar las Áreas de Explotación en este tipo de Campo, las mismas serán devueltas al Estado y éste, a través de un proceso de licitación, podrá adjudicar su opera-ción a una nueva empresa petrolera.

Asimismo, a través de un Decreto Supremo que reglamente la operación de plantas de GLP se logrará que los campos que envían su producción a una planta de este tipo accedan a una rentabilidad favorable; la misma que en la actualidad se ve afectada por la aplicación del Decreto Supremo Nº 27959 que fija el precio del GLP a nivel nacional en $16,91/Bbl y prohíbe su exportación.

El Decreto Supremo propuesto promoverá el tratamiento de las plantas de GLP dentro de un esquema de industrialización del gas que -si bien afectará las recaudaciones del upstream por concepto de Regalías, Participación al TGN e IDH- permitirá contar con mayores volúmenes de GLP para la población boliviana (producto del desarrollo de nuevas plantas de GLP), así como el incremento en las recaudaciones del dowstream por concepto de impuestos a la comercialización de este producto.

2) Suscripción de Acuerdos de Entrega y Procedimiento de Pago

YPFB suscribirá Acuerdos de Entrega con los Titulares de los Contratos de Operación a objeto de estable-cer los términos y condiciones para la entrega de gas a YPFB por el Operador del Campo. Los volúmenes entregados serán dispuestos por YPFB para el cumplimiento del Contrato de Comercialización suscrito con el comprador.

A través del Acuerdo de Entrega, el Titular asume la obligación de entregar a YPFB -en el Punto de Entre-ga- los volúmenes de gas que se acuerdan en los mismos términos y condiciones establecidos tanto en el Contrato de Comercialización como en los Contratos de Transporte y/o Compresión suscritos, o a ser suscritos, por YPFB.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

El Titular se obliga a desarrollar las Reservas Probadas No Desarrolladas correspondientes al Contrato de Operación y acordadas en el Acuerdo de Entrega Suscrito; además, el titular está obligado a realizar las Operaciones de Explotación y Desarrollo definidas en el Contrato de Operación para la entrega; todo esto en las condiciones necesarias y el tiempo establecido para los volúmenes de Gas comprometidos.

Por otro lado, el Acuerdo de Entrega establece el Procedimiento para el Pago de la Retribución al Titular conforme la Cláusula 13 y el Anexo F del Contrato de Operación; considerando el total de ingresos brutos del mes atribuibles al campo correspondiente, los costos de transporte, la compresión y almacenaje de hidrocarburos líquidos, los Costos Recuperables y el cálculo de Regalías, la participación al TGN e IDH, estimados con base a los volúmenes y/o energía objeto de la venta.

Asimismo, mediante la aprobación del Reglamento de Costos Recuperables se establecerá las condiciones y parámetros para el reconocimiento y aprobación expresa de dichos Costos por parte de YPFB; así como los lineamientos generales para la presentación, evaluación y aprobación de Planes de Desarrollo, Progra-mas de Trabajo y Presupuestos presentados por el Titular.

3) Modelo de Asignación de Mercados

En caso de no suscribirse Acuerdos de Entrega entre YPFB y el Titular, YPFB -como único comercializador de los hidrocarburos producidos- asignará mercados a los campos bajo Contratos de Operación basado en la Resolución Ministerial Nº 255/06, que establece que la asignación de mercados debe dar prioridad al mercado interno, de manera proporcional, entre todos los titulares de contratos de acuerdo a su nivel de producción. Asimismo establece que la entrega de hidrocarburos a YPFB será asignada en el orden de prelación que a continuación se indica:

1º Mercado interno.

2º Mercado de exportación comprometido al Brasil.

3º Mercado de exportación comprometido a la Argentina.

Para efectuar una asignación efectiva y viable -en términos técnico económicos- YPFB contará con un Mo-delo de Asignación que determinará el volumen a ser entregado por el Titular con base a la reglamentación correspondiente y tomando en cuenta, entre otros, los siguientes criterios:

• Reservas remanentes asignables (de acuerdo a certificación oficial actualizada al período del cálculo)

• Curvas de declinación de los campos/reservorios

• Plan de desarrollo y capacidad de producción del campo

• Situación del campo (campo en producción, en retención o sin producción)

• Ubicación geográfica

• Instalaciones y transporte

• Mercados Comprometidos

La aplicación del modelo permitirá asignar mercados a todos los Campos -bajo Contrato de Operación- considerando su estado de producción. Por lo tanto, aquellos campos sin producción que tengan asignacio-nes para la entrega de volúmenes a YPFB, deberán ser desarrollados o de lo contrario devueltos al Estado para que, a través de una licitación internacional, se adjudique su operación a otra empresa petrolera.

En cuanto a la oferta, previo cumplimiento de los requerimientos del mercado interno y la demanda contrac-tual estipulada en el Contrato GSA, se asume la prioridad del mercado de Argentina sobre los mercados de Cuiabá y Comgas.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Bajo Contratos de Exploración y Explotación para las áreas reservadas a YPFB y otras áreas

Para cubrir la demanda del mercado de Argentina y otros nuevos contratos a partir del 2014, se debe con-tar con volúmenes adicionales de producción en nuevas áreas, además de los definidos en el marco de los Contratos de Operación. En ese sentido, la estrategia plantea viabilizar a partir de la gestión 2008 la exploración y posterior explotación en las áreas reservadas para YPFB a través de la firma de Convenios de Estudio, Contratos para la Exploración y Explotación en Áreas Reservadas para YPFB y otras áreas, estrategia que se desarrolla con mayor detalle en el capítulo referido a la Actividad de Exploración.

1.2.2.4. Conclusiones

A objeto de cumplir con la Política de Producción, la Estrategia Nacional de Producción de Hidrocarburos plantea dos escenarios para la incorporación de volúmenes adicionales de producción al mercado. El primer escenario a corto y mediano plazo en el marco de los 44 Contratos de Operación y el segundo escenario a largo plazo bajo Contratos para la Exploración y Explotación en Áreas Reservadas para YPFB y otras áreas.

A corto y mediano plazo se plantea el seguimiento a la administración de los Contratos de Operación y las actividades de explotación y desarrollo de campos sobre la base de una clasificación a los mismos en campos en producción, campos en retención y campos sin producción sostenida; así como un seguimiento especial a los megacampos los cuales aportan con mayores niveles de producción al mercado.

Se definió la importancia de suscribir acuerdos de entrega con los Titulares de los Contratos de Operación a objeto de establecer las condiciones de entrega de volúmenes para que YPFB pueda cumplir con los reque-rimientos de sus mercados contractuales. En caso de no suscribirse los acuerdos de entrega YPFB, previo cumplimiento de lo establecido en la Resolución Ministerial 255/06, asignará los volúmenes a cada campo bajo Contrato de Operación basado en un modelo de parámetros técnico-económicos de asignación.

Tomando en cuenta que la aplicación de las estrategias planteadas a corto y mediano plazo permitirán con-tar con producción adicional de forma gradual a partir del año 2008, se plantea la necesidad de reprogramar los volúmenes contractuales con los mercados de exportación considerando que la demanda del mercado interno de consumo de acuerdo a normativa vigente mantiene su prioridad en la asignación de volúmenes entregados.

A largo plazo, es decir a partir del 2014, la estrategia plantea la incorporación de volúmenes de producción provenientes de áreas bajo nuevos Contratos para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos a través de la suscripción el 2008 de Convenios de Estudio y posterior conformación de Sociedades Anónimas Mixtas con YPFB para efectuar actividades de exploración y explotación bajo un nuevo marco contractual.

1.3. Impactos Generales de la Implementación de las Estrategias de Exploración y Producción

El cumplimiento de las Políticas de Exploración y Producción planteadas a través de la implementación de sus respectivas estrategias, permitirán alcanzar los siguientes resultados:

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

1.3.1. Niveles de Inversión para la Gestión 2008.

Cuadro Nº 12Inversiones Programadas Gestión 2008

En millones de dólares

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía - YPFB, en base a Planes y Programas de Trabajo 2008 - Contratos de Operación.

1.3.2. Niveles de Inversión para el periodo 2008-2017.

En base a un análisis de las necesidades de caudales de producción, se elaboró un pronóstico aproximado de las actividades necesarias para poder aumentar los volúmenes de producción, tanto de Gas Natural como de Líquidos. A continuación se muestra un cuadro agregado (Megacampos, Campos Medianos, Campos Peque-ños y Prospectos Exploratorios) con las actividades necesarias a nivel nacional para el periodo 2008 - 2017.

Cuadro Nº 13Programación de Actividades 2008-2017

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

TITULAR CAPEX OPEX OTROSGASTOS

ADM.

TOTAL OPEX, CAPEX Y OTROS

DEPRE-CIACIÓN

TOTALGENERAL

IMPACTOS

Actividades de exploración y exlotación en el marco de los 44 Contratos de Operación suscritosentre YPFB y 12 Titulares:

Incremento de volúmenes de producción de gas natural a un nivel de

41,1 MMmcd y de 49,54 Mbpd

en líquidos para el abas-

tecimiento del mercado

interno y cumplir con los compromisos

de exportación a los merca-

dos de Brasil y Argentina.

PETROBRAS 68,1 29,3 35,5 132,8 99,1 232,0

VINTAGE 0,5 6,2 1,3 8,0 3,4 11,4

REPSOL YPF 18,6 39,5 12,1 70,2 66,6 136,9

ANDINA S.A. 54,9 38,1 10,1 103,2 52,2 155,4

TOTAL E&P BOLIVIE 2,5 32,6 3,1 38,2 - 38,2

PLUSPETROL 26,0 9,4 3,0 38,4 46,4 84,8

CHACO S.A. 111,2 15,6 21,7 148,5 67,0 215,5

BG BOLIVIA 17,6 10,2 1,7 29,5 9,3 38,9

MATPETROL S.A. 0,2 0,5 0,1 0,8 0,4 1,2

CANADIAN E 5,2 1,2 0,3 6,7 - 6,7

PESA 14,4 7,2 0,7 22,3 8,9 31,2

DONG WONG 13,1 0,9 - 14,0 1,1 15,1

TOTAL 332,3 190,6 89,7 612,6 354,5 967,1

ACTIVIDADES 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 TOTAL

Sismica 3D 7 1 4 0 0 0 0 0 0 0 12

Perforación 15 14 14 17 12 13 13 6 5 1 110

Terminacion 15 14 14 17 12 13 13 6 5 1 110

Intervención 20 24 17 18 17 16 19 15 12 16 174

Facilidades & Plantas 16 7 6 4 6 2 6 15 1 1 64

Otras Facilidades 30 8 9 10 14 9 13 8 7 7 115

Líneas 14 10 13 10 9 19 19 25 12 4 135

Compresión 8 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8

Medio Ambiente y Seguridad 31 26 21 27 27 26 30 26 23 31 268

Contingencias 29 27 18 26 27 19 35 18 33 23 255

TOTAL 185 131 116 129 124 117 148 119 98 84 1.251

Page 95: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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1.3.3. Pronóstico de Producción de Gas Natural 2008-2026

EMPR

ESA

- CAM

POGA

S NA

TURA

L VEN

TA (M

Mpcd

)

PERI

ODO:

2006

-202

620

0620

0720

0820

0920

1020

1120

1220

1320

1420

1520

1620

1720

1820

1920

2020

2120

2220

2320

2420

2520

26RE

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0,057

0,057

0,057

0,057

0,057

0,057

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0,040

0,040

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,765

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MMmc

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,624

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PLU

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,539

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44,8

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36,1

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2,62,3

2,1AN

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9,99,0

8,17,0

5,64,2

2,80,0

0,00,0

AND

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30,3

31,4

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8,08,0

4,73,7

2,70,0

0,0BG

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0,0PE

SCA

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2,32,1

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0,00,0

0,0PE

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11,5

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25,2

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16,5

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9,99,2

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6,96,7

6,46,2

6,05,8

5,65,4

5,2RE

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0,0CH

AKA

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7,310

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4,54,0

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1,9CH

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,212

,310

,0CH

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,035

,035

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,718

,616

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,113

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MMmc

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,912

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,810

,29,0

7,86,9

5,95,3

4,6CA

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0,00,0

0,00,0

0,00,0

0,0CH

ACA

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2,82,5

2,22,0

1,81,6

1,51,3

PLU

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0,06,2

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BGB

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0,40,4

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0,00,0

0,00,0

0,00,0

0,00,0

TOTA

L, MM

pcd

34,0

27,9

32,2

30,4

27,3

24,1

22,6

20,7

17,2

14,6

11,4

9,17,4

5,43,9

2,72,4

2,22,0

1,81,7

TOTA

L, MM

mcd

1,00,8

0,90,9

0,80,7

0,60,6

0,50,4

0,30,3

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0,10,1

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Page 96: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 96 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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200,0

200,0

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162,0

153,9

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132,0

125,4

TOT

ITAU

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

250,0

250,0

250,0

250,0

250,0

250,0

250,0

237,5

225,6

214,3

203,6

193,4

TOT

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HUAS

I10

0,015

0,020

0,025

0,025

0,025

0,025

0,025

0,025

0,023

7,522

5,621

4,320

3,619

3,418

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,075

,010

0,012

5,012

5,012

5,012

5,012

5,012

5,012

5,012

5,012

5,011

8,811

2,810

7,2TO

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MMpc

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0,00,0

0,050

,018

0,046

0,062

5,075

0,082

5,082

5,082

5,082

5,082

5,080

5,077

4,574

2,071

1,267

5,664

1,860

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MMmc

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0,00,0

0,01,4

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,017

,721

,223

,423

,423

,423

,423

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,118

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200,0

200,0

200,0

200,0

200,0

200,0

200,0

200,0

200,0

TOTA

L, MM

pcd

0,00,0

0,00,0

0,00,0

0,010

0,015

0,020

0,020

0,020

0,020

0,020

0,020

0,020

0,020

0,020

0,020

0,020

0,020

0,0TO

TAL,

MMmc

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0,00,0

0,00,0

0,00,0

2,84,2

5,75,7

5,75,7

5,75,7

5,75,7

5,75,7

5,75,7

AND

Cami

ri Pro

fundo

0,040

,080

,010

0,014

0,014

0,014

0,014

0,014

0,014

0,013

3,012

6,412

0,011

4,0PL

URi

o Sec

o Pro

fundo

20,0

20,0

20,0

20,0

40,0

40,0

40,0

40,0

40,0

38,0

36,1

34,3

32,6

31,0

29,4

27,9

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Timbo

y70

,070

,070

,070

,070

,070

,070

,070

,066

,563

,260

,057

,054

,251

,5PA

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35,0

70,0

70,0

70,0

105,0

105,0

140,0

175,0

175,0

175,0

175,0

PAD

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e Sur

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,070

,070

,070

,010

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5,014

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,070

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,070

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5,0PE

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70,0

70,0

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105,0

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175,0

175,0

175,0

175,0

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70,0

105,0

105,0

105,0

105,0

105,0

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105,0

99,8

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70,0

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105,0

105,0

99,8

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90,0

PLU

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105,0

105,0

105,0

105,0

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105,0

105,0

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105,0

105,0

99,8

94,8

90,0

TOTA

L, MM

pcd

0,00,0

0,00,0

0,020

,020

,090

,041

0,061

0,077

0,095

0,095

0,095

0,01.0

88,0

1.082

,61.2

17,5

1.345

,61.3

13,3

1.282

,71.2

53,5

TOTA

L, MM

mcd

0,00,0

0,00,0

0,00,6

0,62,5

11,6

17,3

21,8

26,9

26,9

26,9

30,8

30,7

34,5

38,1

37,2

36,3

35,5

TOTA

L, MM

pcd

0,00,0

0,00,0

0,020

,020

,019

0,056

0,081

0,097

0,01.1

50,0

1.150

,01.1

50,0

1.288

,01.2

82,6

1.417

,51.5

45,6

1.513

,31.4

82,7

1.453

,5TO

TAL,

MMmc

d0,0

0,00,0

0,00,0

0,60,6

5,415

,922

,927

,532

,632

,632

,636

,536

,340

,143

,842

,942

,041

,2GR

AN TO

TAL E

NTRE

GADO

, MM

pcd

1253

,713

39,1

1416

,415

81,9

1654

,820

95,8

2337

,526

47,2

3104

,234

18,6

3530

,136

62,0

3619

,735

70,6

3589

,034

57,9

3469

,934

90,0

3301

,431

22,9

2931

,2

GRAN

TOTA

L ENT

REGA

DO,

MMmc

d35

,537

,940

,144

,846

,959

,366

,275

,087

,996

,810

0,010

3,710

2,510

1,110

1,697

,998

,398

,893

,588

,483

,0

EMPR

ESA

- CAM

POGA

S NA

TURA

L VEN

TA (M

Mpcd

)

PERI

ODO:

2006

-202

620

0620

0720

0820

0920

1020

1120

1220

1320

1420

1520

1620

1720

1820

1920

2020

2120

2220

2320

2420

2520

26RE

ALRE

ALPR

OM.

Page 97: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 97 -

Para la proyección del año 2008, se utilizó la producción de gas natural real certificada por YPFB de los meses de enero, febrero y marzo, los meses restantes están basados en los Programas de Trabajo y Pre-supuesto (PTP) presentados por las empresas petroleras, con la modificación de la producción de algunos campos.

En base a estas consideraciones, para el año 2008 se pronostica un promedio de producción anual de gas natural de venta de 40,1 Millones de Metros Cúbicos Día (MMmcd), teniendo una mayor producción de gas natural entre los meses de mayo y agosto.

Para el periodo 2009-2026 se tomó en cuenta los Planes de Desarrollo presentados por las Empresas Pe-troleras, supuestos por YPFB y prospectos exploratorios con los que cuenta nuestro país. En este sentido se vio la conveniencia de dividir los campos en tres grupos:

Grupo A

Incluye los campos que se encuentran en Actual Producción y sus Pronósticos se basan principalmente en los Planes de Desarrollo presentados por las Empresas Petroleras y revisados y/o aprobados por YPFB. Los Pronósticos de aquellos campos de este grupo, que no cuentan con un Plan de Desarrollo se basan en el criterio del equipo técnico MHE – YPFB.

Grupo B

Este grupo contiene los campos de Margarita, Itau, Incahuasi y Huacaya. El campo Margarita fue incluido también en este grupo debido a que de acuerdo al criterio del equipo técnico MHE – YPFB, el potencial de producción de este campo, es mayor al presentado en su Plan de Desarrollo. Si bien los campos Itau, Incahuasi y Huacaya son campos descubiertos con resultados optimistas en las pruebas efectuadas, es necesario realizar inversiones para el desarrollo de los mismos.

Grupo C

Dentro de este grupo se incluyó los Prospectos Exploratorios, tanto los que están en actual ejecución como proyectos potenciales. Este grupo en su totalidad fue analizado y elaborado por la parte geológica de YPFB ya que se trata en su totalidad de estructuras exploratorias.

En este sentido, la tabla precedente ha sido elaborada a objeto de contar con las previsiones de los cau-dales futuros de producción de Gas Natural permitiendo realizar la comparación con la proyección de demanda interna, proyectos industriales y los compromisos de exportación de gas natural, además permite tener una visión clara de todas las actividades de exploración y explotación necesarias para alcanzar dicha producción proyectada y desarrollar las Políticas y Estrategias Energéticas en función de las necesidades del Estado Boliviano.

Asimismo, dentro el Grupo A , se diferenció entre:

Megacampos

En el cuadro de Pronóstico de Producción de Gas Natural del periodo 2008 a 2026 se muestra que el aporte de los Megacampos, representa en promedio un 38,3% de la producción total Nacional. Lo que involucra que se deben realizar mayores inversiones en perforación de pozos, facilidades de producción e incremen-to de la capacidad de transporte, para poder llegar a cumplir con este porcentaje de participación.

Los Megacampos a desarrollar como ser Margarita, Itau, Huacaya e Incahuasi, son los que merecen ma-yor control y seguimiento de sus actividades e inversiones, debido a que sus caudales de producción, a partir del año 2012, representan el 19,7% de los incrementos de producción del total de los Megacampos, asegurando el cumplimiento de los compromisos del mercado interno, externo y los proyectos de indus-

Page 98: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 98 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

trialización. En este sentido es vital el cumplimiento de los cronogramas establecidos y las previsiones de actividades sísmicas, equipos de perforación y facilidades de producción.

Finalmente el Estado Boliviano deberá tomar los recaudos necesarios para garantizar que los reservorios de estos campos sean adecuadamente manejados y estén bajo el control estratégico del Estado, en cum-plimiento de la Ley de Hidrocarburos No 3058.

Campos Medianos

El aporte de producción de gas natural de estos campos representa en promedio el 18% de la producción total nacional para el periodo 2008 – 2026. La importancia de estos campos es que representan el aporte principal de petróleo crudo liviano, que alimentan las refinerías para obtener los productos derivados para el consumo del mercado interno, adicionalmente en estos se encuentran las principales plantas de extracción de licuables, que incorporan el 100% de los volúmenes de GLP y Gasolina Natural. Es importante mantener los niveles de producción pronosticados en la tabla, y las inversiones necesarias en las actividades de per-foración de pozos de desarrollo, reparación de pozos, ampliación de plantas (Planta Yapacani), capacidad de ductos y líneas de evacuación (Campo Paloma).

Campos Pequeños

Estos campos representan en promedio el 0,6% de la producción nacional del periodo 2008 al 2026, ya que los mismos se encuentran en etapa de declinación.

Prospectos Exploratorios

El aspecto más importante de los prospectos exploratorios, es que estos representan en promedio de 25% de la producción total nacional, llegando el 2026 cerca del 50% de la producción proyectada. En este sen-tido, estos prospectos representan la continuidad y garantizarán el abastecimiento proyectado de gas natu-ral para el cumplimiento de compromisos de mercado interno y externo. Por lo tanto, es de vital importancia para la política energética del país la concreción de estos proyectos exploratorios a partir del presente año, debido a que necesitan trabajos exploratorios, que significan un periodo de al menos tres años, hasta la perforación de los primeros pozos exploratorios a partir del año 2010 en adelante.

Asimismo, el pronóstico incluye los prospectos exploratorios de algunas de las 33 áreas reservadas a favor de YPFB, que se encuentran bajo Convenios de Estudio o Contratos de Exploración y Explotación suscritos hasta la fecha. Por consiguiente, no incluye otros prospectos que se puedan identificar en el marco de las 33 áreas reservadas o mediante licitación que permitirán que la producción continúe en ascenso.

Por otro lado, luego de analizar los 3 grupos, se vio razonable y necesario incluir factores de riesgo en cada uno de ellos para incorporar un factor de ajuste a los Pronósticos de Producción elaborados, con motivo de reflejar un cierto nivel de riesgo en cuanto a los trabajos, inversiones necesarias, descubrimientos de nuevos campos, etc. En este sentido se utilizaron los siguientes factores de riesgo:

Page 99: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 99 -

Cuadro Nº 15Criterios para la proyección de producción con riesgo

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

A continuación, se muestra el Pronóstico de Producción de Gas Natural que incluye los factores de ajuste:

Cuadro Nº 16Pronóstico de Producción potencial de gas natural para venta - Periodo 2008-2026

Base: Planes de Desarrollo y Prospectos Exploratorios

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía e YPFB

Los resultados del ajuste al Pronóstico de Producción de Gas Natural pueden ser tomados como un esce-nario pesimista. Sin embargo, el Pronóstico original ha sido utilizado para la elaboración de la Estrategia Nacional de Hidrocarburos tomando en cuenta el cumplimiento y la aplicación de todas las políticas y ac-ciones identificadas en la misma para las actividades de Exploración y Producción.

Grupo Factor de Riesgo

Porcentaje del Pronóstico de Producción Utilizado

Detalle

A 0% 100% En este grupo no existe riesgo alguno a ser considerado, debido a que estos campos están en actual producción y se tiene la suficiente información sobre el desarrollo de los mismos.

B 20% 80% Debido a que los Mega campos de este grupo, para su desarrollo ne-cesitan la inversión en nuevos pozos, construcción de plantas, líneas de recolección, etc. se considero un riesgo del 20% en sus Pronósti-cos de Producción, es decir se utilizó el 80 % de los mismos.

C 40% 60% Debido a que los Mega campos de este grupo, están en etapa de exploración, el riesgo es aún mayor que en los dos anteriores grupos, considerando un 40% de riesgo como razonable, lo que implica que se utilizó el 60% de los Pronósticos de Producción de estos Prospec-tos Exploratorios.

GRUPO GAS NATURAL DE VENTA (MMpcd) PERIODO: 2008 -2026

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

PROM.

GRUPO “A” (CON RIESGO) 1.416,4 1.581,9 1.604,8 1.895,8 1.857,5 1.832,2 1.794,2 1.783,6 1.735,1 1.687,0 1.644,7 1.595,6 1.496,0 1.400,8 1.310,4 1.233,2 1.112,5 998,4 867,9

GRUPO “B” (CON RIESGO) 0,0 0,0 40,0 144,0 368,0 500,0 600,0 660,0 660,0 660,0 660,0 660,0 644,0 619,6 593,6 568,9 540,5 513,5 487,8

GRUPO “C” (CON RIESGO) 0,0 0,0 0,0 12,0 12,0 114,0 336,0 486,0 582,0 690,0 690,0 690,0 772,8 769,6 850,5 927,4 908,0 889,6 872,1

TOTAL (CON RIESGO), 1.416,4 1.581,9 1.644,8 2.051,8 2.237,5 2.446,2 2.730,2 2.929,6 2.977,1 3.037,0 2.994,7 2.945,6 2.912,8 2.789,9 2.754,5 2.729,5 2.560,9 2.401,5 2.227,8

GAS NATURAL DE VENTA (MMmcd) PERIODO: 2008 -2026

GRUPO 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

PROM.

GRUPO “A” (CON RIESGO) 40,1 44,8 45,4 53,7 52,6 51,9 50,8 50,5 49,1 47,8 46,6 45,2 42,4 39,7 37,1 34,9 31,5 28,3 24,6

GRUPO “B” (CON RIESGO) 0,0 0,0 1,1 4,1 10,4 14,2 17,0 18,7 18,7 18,7 18,7 18,7 18,2 17,5 16,8 16,1 15,3 14,5 13,8

GRUPO “C” (CON RIESGO) 0,0 0,0 0,0 0,3 0,3 3,2 9,5 13,8 16,5 19,5 19,5 19,5 21,9 21,8 24,1 26,3 25,7 25,2 24,7

TOTAL (CON RIESGO), 40,1 44,8 46,6 58,1 63,4 69,3 77,3 83,0 84,3 86,0 84,8 83,4 82,5 79,0 78,0 77,3 72,5 68,0 63,1

Page 100: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 100 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

1.3.4. Pronóstico de producción de Líquidos 2008-2026

El pronóstico de producción de líquidos se dividió en tres grandes grupos:

- La producción de los campos petrolíferos.

- La producción de condensado de los campos gasíferos.

- La producción de gasolina natural

a) Producción de campos petrolíferos

El pronóstico de producción de campos petrolíferos, se basó principalmente en los planes de desarrollo de algunos campos y el criterio técnico sobre comportamiento del campo, para aquellos campos con los que el MHE no cuenta con un plan de desarrollo. Cabe mencionar que este pronóstico debe ser analizado de forma mas profunda, ya que el análisis efectuado se realizó tomando en cuenta la producción histórica de los últimos 10 años, sin embargo, para poder realizar un análisis de curvas de declinación es necesario tener toda la producción histórica del campo, no solo a nivel global sino también por pozo y/o reservorio productor, además es necesario realizar un análisis económico de cada campo para poder determinar el caudal límite económico del mismo.

Cuadro Nº 17Pronóstico anual de campos petrolíferos - 2008 - 2026

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

EMPRESA - CAMPO BARRILES POR DÍA (Bpd)2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026REAL REAL PROM.

CAMPOS PETROLÍFEROSAND ARROYO NEGRO 14 13 12 11 10 AND CAMIRI 203 192 188 157 146 135 125 113 105 95 85 80 76 72 61 57 51 45 39 31 AND GUAIRUY 125 79 75 62 58 49 44 41 38 34 32 26 15 14 AND LA PEÑA 397 319 301 210 174 141 125 94 77 72 54 AND LOS PENOCOS 179 178 169 89 37 16 6 CHA H. SUAREZ 402 356 282 186 130 98 71 52 39 29 20 13 CHA LOS CUSIS 384 343 311 238 190 152 122 97 78 62 50 40 CHA MONTECRISTO 17 17 17 15 15 14 14 14 13 13 12 12 12 CHA PATUJUSAL 619 518 479 237 151 96 61 39 25 16 CHA PATUJUSAL OESTE 42 24 21 9 5 3 MAT TATARENDA 88 67 79 55 51 47 44 41 38 36 33 31 29 27 25 23 21 PLU BERMEJO SOMERO 39 43 39 31 30 30 29 28 27 27 26 25 25 24 24 23 22 22 21 21 21 PLU TORO 94 76 80 61 54 47 41 36 31 28 24 21 REP CAMBEITI 37 31 26 25 23 22 21 20 19 19 18 17 16 15 15 14 REP PALOMA 1.783 1.149 979 898 741 612 505 417 345 284 235 194 160 132 109 90 74 61 51 42 35 REP SURUBI 2.167 1.878 1.791 1.646 1.502 1.370 1.250 1.141 1.041 950 867 791 722 659 601 549 501 457 417 380 347 REP SURUBI BB 1.301 1.357 1.013 969 841 729 632 548 476 413 358 310 269 233 202 176 152 132 115 99 86 REP SURUBI NOROESTE 2.733 2.799 2.581 2.481 2.234 1.941 1.687 1.519 1.367 1.108 963 780 678 550 523 494 474 449 425 394 375 REP MONTEAGUDO 245 210 175 165 149 131 115 81 35 32 27 11 9 CHA B. VISTA + CAMATINDI 1 TOTAL, Bpd 10.871 9.650 8.618 7.545 6.540 5.635 4.893 4.281 3.755 3.216 2.805 2.351 2.010 1.726 1.560 1.425 1.295 1.166 1.068 968 863

Page 101: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 101 -

b) Producción de condensado

Para los campos gasíferos, la producción de condensado es función directa de la producción de gas na-tural, en este sentido, para pronosticar la producción de condensado se utilizó como base el pronóstico de gas natural de venta, en el cual se analizaron los factores de encogimiento histórico en las plantas de procesamiento para poder pronosticar los volúmenes de gas natural en separador. Con la producción histó-rica de gas natural en separador y condensado, se pudo determinar el comportamiento de la Relación Gas Petróleo (RGP) del campo, este comportamiento fue aplicado a los volúmenes pronosticados de gas en separador para determinar la producción de condensado hasta el 2026. Para los campos en los cuales no se tiene información alguna sobre el comportamiento de la Relación Gas Petróleo, como es el caso de al-gunos campos del grupo B y los campos del grupo C, del pronóstico de gas natural, se utilizó los valores del campo Sábalo bajo el supuesto de que estos campos llegarán a tener un comportamiento similar a Sábalo. También se utilizaron los planes de desarrollo de los campos con los que cuenta el MHE. Sin embargo, es necesario mencionar que este análisis fue realizado de manera global, y para poder determinar con menor incertidumbre los volúmenes de condensado, es necesario realizar un análisis a nivel reservorio, ya que cada reservorio tiene un comportamiento distinto, además de que en algunos campos catalogados como gasíferos existen capas productoras de petróleo.

Page 102: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 102 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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18

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(BP

D)

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

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7711

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.656

15.3

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.193

15.0

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.944

14.8

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14.5

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.244

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13.8

9313

.109

11.8

0810

.455

PE

BS

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TO6.

378

7.37

27.

703

7.64

47.

569

7.49

57.

422

7.35

07.

280

7.21

27.

144

7.07

76.

994

6.85

76.

297

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45.

023

4.39

23.

507

2.96

62.

189

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PM

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GA

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A2.

557

3.92

83.

506

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83.

769

11.1

1910

.932

10.7

5110

.575

10.4

0610

.241

10.0

829.

928

9.71

28.

894

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37.

418

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76.

394

5.84

05.

469

TOTA

L, B

PD

20.0

3923

.077

22.6

9923

.784

22.9

9433

.934

33.5

4733

.169

32.8

0032

.440

32.0

8931

.745

31.3

9230

.925

29.4

3427

.830

26.4

4125

.162

23.0

1020

.614

18.1

13C

AM

PO

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LTA

GR

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DE

509

491

506

538

509

483

460

438

406

338

292

269

253

220

208

195

170

148

129

113

99C

HA

BU

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2.11

12.

001

1.88

81.

668

1.86

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640

1.31

51.

058

937

834

742

661

549

442

336

229

123

PLU

TAC

OB

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914

113

023

218

717

112

711

796

9068

5749

4236

3126

2320

1715

AN

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IBO

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803

595

501

414

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279

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9978

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3218

1513

1210

97

6A

ND

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903

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495

215

153

112

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3830

2419

1512

116

43

32

2A

ND

YAPA

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336

355

341

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Page 103: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 103 -

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0870

.623

Page 104: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 104 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Producción de gasolina natural

La gasolina natural es producto del procesamiento y/o adecuación del gas natural en plantas. En Bolivia en la mayoría de los casos las plantas de procesamiento solo adecuan el gas natural para que pueda ser transportado y comercializado. En este sentido, para el pronóstico de gasolina natural, se analizaron los rendimientos promedios de las plantas de procesamiento y las composiciones de los gases naturales que son procesados en las diferentes plantas. Con este análisis y los volúmenes de gas natural de entrada al proceso, determinados con los factores de encogimiento de las plantas, se pronosticó la producción de ga-solina natural hasta el 2026. Para los campos que aun no cuentan con planta de procesamiento como es el caso de algunos campos del grupo B y los campos del grupo C del pronóstico de gas natural, se utilizó los valores del campo Sábalo bajo la suposición que estos campos llegaran a tener un comportamiento similar a Sábalo. También se utilizaron los planes de desarrollo de los campos con los que cuenta el MHE.

Page 105: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 105 -

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628

TOTA

L, B

PD4.

041

4.45

54.

718

4.97

44.

843

6.43

46.

434

6.43

46.

434

6.43

46.

434

6.43

36.

429

6.40

46.

210

5.98

35.

779

5.58

25.

140

4.62

94.

055

CA

MPO

S M

EDIA

NO

SC

HA

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ELT

A G

RA

ND

E63

961

670

579

579

579

579

579

577

067

060

357

856

651

049

848

543

639

335

431

828

6C

HA

BU

LO B

ULO

387

404

351

373

451

481

481

481

481

458

406

360

282

266

258

253

228

205

184

166

149

PLU

TAC

OB

O36

3123

4641

4134

3430

3024

2119

1716

1413

1110

98

AN

DV

IBO

RA

345

300

299

234

201

177

138

121

8368

6255

4230

2817

2422

2015

7A

ND

RIO

GR

AN

DE

169

150

130

106

8768

5346

4035

3128

2417

1210

87

6A

ND

RIO

GR

AN

DE

PLA

NTA

633

595

350

350

350

350

350

350

350

350

350

350

350

350

350

350

350

350

350

350

350

AN

DYA

PAC

AN

I11

910

610

816

115

518

818

822

424

124

127

226

828

026

317

412

211

099

6156

52A

ND

SIR

AR

I15

515

311

974

9398

9075

5755

4643

2626

2616

116

00

0B

GB

ES

CO

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141

138

154

156

159

117

103

4534

3311

1311

1112

110

00

00

PE

SC

AR

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180

150

155

167

154

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147

151

139

143

132

136

126

129

119

123

113

117

108

111

102

BG

BLA

VE

RTI

EN

TE10

395

9295

114

105

8366

5751

2616

1715

1312

00

00

0P

ES

CO

LPA

103

137

146

210

235

187

165

127

138

263

237

211

190

171

154

139

125

112

101

9182

VIN

ÑU

PU

CO

5789

131

112

102

9386

8075

7066

6360

5856

5452

5049

4745

RE

PPA

LOM

A(P

LM+S

RB

’s)

412

390

313

302

262

166

148

137

109

102

9747

7748

4644

3433

3333

5V

INN

AR

AN

JILL

OS

5958

6885

8484

8383

8282

8181

8180

8079

7164

5852

47C

HA

KA

NAT

A N

OR

TE87

5610

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290

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5244

3832

160

00

00

00

00

CH

AK

AN

ATA

6666

8784

7568

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4944

4036

3229

2624

2119

1715

14C

HA

PC

H +

DR

D0

061

9022

631

636

236

236

236

236

229

423

919

415

812

810

485

6956

45C

HA

SN

Q53

5463

5416

338

038

038

038

038

038

038

034

230

827

724

922

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218

216

414

7C

HA

S.R

OS

A+P

NW

00

073

104

9688

8563

5533

3027

2422

2018

1614

1312

TOTA

L, B

PD3.

576

3.43

93.

495

3.72

33.

983

4.08

03.

929

3.76

73.

598

3.54

13.

300

3.03

32.

798

2.55

92.

336

2.15

61.

947

1.79

41.

618

1.50

21.

359

CA

MPO

S PE

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SC

HA

CA

RR

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5748

7481

7772

6868

4631

2014

90

00

00

00

0C

HA

CA

RR

AS

CO

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3657

8673

6559

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2321

1817

1513

12P

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85

43

20

00

00

00

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CH

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3325

3025

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109

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00

00

0A

ND

LOS

SA

UC

ES

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00

00

00

00

00

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00

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GB

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137

64

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00

00

00

00

00

00

0R

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MO

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00

00

00

00

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00

BG

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00

00

00

00

00

00

00

00

00

0TO

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BPD

168

153

230

207

186

167

152

139

111

9072

6050

3631

2118

1715

1312

TOTA

L, B

PD7.

785

8.04

78.

443

8.90

49.

012

10.6

8010

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10.3

3910

.143

10.0

649.

806

9.52

69.

276

8.99

98.

578

8.15

97.

744

7.39

36.

773

6.14

45.

425

GR

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895

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21.

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1.06

21.

062

1.06

21.

062

1.06

21.

062

1.00

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CA

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21.

062

1.06

21.

062

1.06

21.

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911

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151

4TO

TAL,

BPD

00

00

212

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92.

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03.

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3.68

23.

682

3.68

23.

682

3.58

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447

3.30

43.

169

3.01

02.

860

2.71

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61.

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1.30

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306

1.30

61.

306

1.30

61.

306

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00

00

00

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306

1.30

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306

1.30

61.

306

1.30

61.

306

1.30

61.

306

1.30

61.

306

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913

913

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783

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130

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261

261

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192

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141

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141

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11.

141

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173

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Page 106: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 106 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 20Pronóstico de Producción Total de Líquidos - Periodo 2008-2026

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 9Proyección de Producción de Hidrocarburos Líquidos

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

TOTAL PRODUCCION DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS - BARRILES POR DÍA (BPD)2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Condensado 29.901 31.620 31.614 33.324 33.953 50.178 58.372 66.972 78.085 85.582 87.903 90.665 89.047 87.589 87.587 83.951 84.203 84.613 79.944 75.308 70.623Gasolina Natural 7.785 8.047 8.443 8.904 9.225 11.619 12.713 14.384 17.145 19.029 19.815 20.708 20.459 20.182 20.564 19.971 20.293 20.642 19.653 18.674 17.622Petroleo Crudo 10.871 9.650 8.618 7.545 6.540 5.635 4.893 4.281 3.755 3.216 2.805 2.351 2.010 1.726 1.560 1.425 1.295 1.166 1.068 968 863TOTAL (BPD) 48.557 49.318 48.675 49.773 49.718 67.433 75.978 85.637 98.986 107.827 110.523 113.724 111.515 109.496 109.712 105.347 105.791 106.421 100.665 94.950 89.109

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Page 107: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 107 -

2. DEMANDA DE GAS NATURAL Y COMBUSTIBLES LÍQUIDOS2.1. MERCADO INTERNO: GAS NATURAL

2.1.1. Estado de Situación

Una de las características del desarrollo energético del mercado interno ha sido la baja utilización de Gas Natural en términos relativos. En efecto, de acuerdo con datos del Balance Energético Nacional del año 1996, elaborado por la entonces Secretaría Nacional de Energía, el consumo de Gas Natural representaba el 12% del consumo total de energía. En los siguientes años el empleo de este energético se ha incremen-tado, alcanzando un 16,83% de participación para el año 2006 de acuerdo a información del Viceministerio de Desarrollo Energético. Asimismo, en el periodo 2000-2007 el consumo de gas destinado al mercado interno aumentó de 2,99 MMmcd a 5,89 MMmcd que corresponde a un incremento del 97%.

2.1.1.1. Estructura del mercado interno de gas natural

En el periodo 2000-2007, la participación de consumo de gas destinado a la Generación Termoeléctrica ha registrado un comportamiento irregular con una fuerte tendencia a la baja, disminuyendo de 51% a 42% en dicho periodo. Al contrario, la demanda de gas para ser distribuida por redes, que incorpora el consumo del sector industrial, GNV, comercial y doméstico, se ha mantenido relativamente constante con un incremento marginal de 38% a 39% en el 2007, siendo el sector Otros el de mayor incremento desde un volumen de-mandado en el año 2000 de 0,31 MMmcd, 10% sobre el total, a un 1,09 MMmcd en el 2007 que representa el 19% del consumo global (Gráfico Nº 1).

Gráfico Nº 1Demanda de Gas Natural en Mercado Interno por Categoría

(En MMmcd y %)

(1) Corresponde a las categorías Doméstico, Comercial, Industrial y GNV.(2) Corresponde al consumo de gas que toma directamente de la línea troncal en un punto ubicado fuera del área de las Distribuidoras de gas por redes, el consumo propio de

gasoductos, oleoductos, y de la Planta de Compresión JV Río Grande, consumo de refinerías y el gas consumido en venteo.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

2.1.1.2. Sector Termoeléctrico

Como lo muestra el Gráfico Nº 1, las empresas generadoras de electricidad representan el consumo más elevado de Gas Natural dentro del mercado interno, constituyendo al 2007 el 42% del total de las ventas en el territorio nacional. Si bien esta participación es significativamente menor que el 57% registrado en el 2000, el sector termoeléctrico en términos absolutos ha experimentado un aumento importante en su vo-lumen consumido, desde 1,54 MMmcd al inicio del periodo hasta 2,44 MMmcd en el 2007, representando un incremento del 62%.

2.1.1.3. Distribución de Gas por Redes

Como lo muestra el Gráfico Nº 1, el consumo de Gas Natural Distribuido por Redes ha experimentado un incremento de aproximadamente el 100%, duplicando el volumen demandado de 1,15 MMmcd a 2,31 MMmcd en el periodo 2000-2007. En términos relativos, el aumento de dicha categoría fue de un punto porcentual, pasando de 38% a 39% sobre el volumen total consumido de Gas Natural por el mercado in-terno.

En lo relativo a la distribución de cada sector en el consumo de gas por redes, el sector industrial históri-camente ha sido el mayor demandante de Gas Natural en el periodo 2000-2007. Si bien en términos ab-solutos el volumen demandado por el sector industrial ha registrado un crecimiento del 40% desde 1,049 MMmcd hasta 1,47 MMmcd, en términos relativos tuvo una participación fuertemente decreciente de 91% a 63% sobre el volumen total destinado a distribución por redes, en dicho periodo.

Gráfico Nº 2Distribución de Gas Natural por Redes en el Mercado Interno por Categoría

(en MMmcd y %)

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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El sector que habría capturado en gran parte esta disminución es el transporte que aumentó su participa-ción desde aproximadamente un 6% en el 2000 hasta un 30% en el 2007, equivalente a un volumen con-sumido de Gas Natural Vehicular de 0,698 MMmcd en dicho año en comparación con un volumen de 0,072 MMmcd en el 2000, lo cual significó un incremento de aproximadamente 866%.

Los sectores comercial y doméstico también experimentaron leves aumentos, representando cada uno el 3% del consumo total de gas por redes en el 2007 (Gráfico 2). En el periodo 2000-2007 las tasas de creci-miento del sector doméstico siempre superaron a las registradas en el sector comercial, lo cual se refleja en un crecimiento de aproximadamente el 200% en este último, en comparación a una tasa de incremento de casi 450% en el volumen de Gas Natural consumido por el sector doméstico.

2.1.1.4. Otros

El sector Otros corresponde al consumo del Sector Energético y el Consumo Directo (Consumo propio de refinería, sistema de transporte por ductos, plantas de procesamiento y consumo directo de industrias descolgadas de la red troncal de distribución de gas natural.

Gráfico Nº 3Venta de Gas Natural de Consumidores Directos y Consumo Propio

(MMmcd)

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

Esta demanda incrementó de 0,31 MMmcd a 1,09 MMmcd en el periodo 2000-2007, lo que significó aproxi-madamente un incremento del 258%. Este comportamiento también implicó un aumento en la participación de dicho sector sobre la demanda total del mercado interno del 6% al 19%, respectivamente.

Los principales determinantes de este crecimiento fueron el incremento en el consumo propio de gasoduc-tos, oleoductos y la Planta de Compresión de Río Grande como consecuencia de los mayores volúmenes transportados de Gas Natural para la exportación, consumo que desde el 2000 experimentó un incremento de aproximadamente un 450%. Asimismo, su participación aumentó en 20 puntos porcentuales, desde un 48% a un 68% sobre el total demandado por el sector Otros.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Por su parte, el consumo propio de Refinerías, si bien disminuyó marginalmente su participación de un 22% a un 21%, en términos absolutos tuvo un crecimiento de 47% en el periodo 2000-2007. El consumo directo de industrias descolgadas de la red troncal aumentó su participación de un 6% a un 12%, con una tasa de crecimiento de alrededor de un 665% en el mismo periodo (Gráfico Nº 3).

2.1.1.5. Incidencia del Mercado Interno

Como se muestra en el grafico Nº 4, la relación entre el volumen comercializado en el mercado interno -sector industrial, domiciliario, comercial, GNV, termoeléctrico y otros- respecto al volumen total comer-cializado, ha tenido una tendencia fuertemente decreciente en el periodo 2000-2004 disminuyendo des-de un 36% hasta un 16% al final de dicho periodo, manteniéndose desde entonces en un porcentaje de 15%.

Gráfico Nº 4Participación del Mercado Interno

(MMmcd y %)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía / Superintendencia de Hidrocarburos.

Este comportamiento se ha debido fundamentalmente a que si bien ha existido una expansión en el volu-men comercializado destinado al mercado interno, éste ha sido mucho menor que el incremento registrado en los volúmenes exportados, producto de una política que no estaba dirigida a priorizar el desarrollo del mercado doméstico, sino a que éste fuese el resultado residual después de asumir compromisos con el mercado externo.

2.1.2 Proyección de la Demanda de Gas Natural

La Política Nacional de Hidrocarburos interna contempla como uno de sus objetivos el cambio de la matriz energética, el desarrollo intensivo del proceso de industrialización de los hidrocarburos en el territorio na-cional y promover la exportación de excedentes en condiciones que favorezcan los intereses del Estado.

En este marco se desarrolló la proyección de demanda de gas natural de consumo para el mercado interno en función a la aplicación de la estrategia de mediano y largo plazo que como principal premisa mantiene la priorización del mercado interno, la exportación a Brasil e inmediatamente después el Contrato con la

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Argentina.

La demanda de gas natural de los sectores que forman parte del mercado interno de consumo son los siguientes:

- Generación Termoeléctrica

- Distribución por redes: Domiciliario, Comercial, Industrial y Transporte (GNV)

- Otros (Consumo propio de refinerías, Planta de Compresión de Río Grande, gasoductos y oleoductos, y consumo directo de industrias descolgadas de la red troncal de distribución de gas)

La proyección de demanda de gas natural para el mercado interno de consumo se divide en dos periodos. El primero correspondiente a la implementación de la Estrategia Nacional de Hidrocarburos a mediano pla-zo que corresponde al periodo planificado (2008 – 2012), con metas concretas de cobertura de uso de gas en los diversos sectores antes señalados. Para la proyección del segundo periodo (2013 – 2027) se realizó en primera instancia un análisis del comportamiento histórico de las variables relevantes involucradas, y posteriormente se establecieron políticas de largo plazo al año 2027 y criterios sobre la participación de cada sector en la demanda total de gas natural, empleándose para algunos casos metodologías estadísti-cas y econométricas. Para las diferentes proyecciones se consideraron dos escenarios por sector, uno alto y otro bajo, con metas diferenciadas bajo las mismas políticas.

a) Generación Termoeléctrica

En la actualidad, la generación eléctrica del país está conformado por un mix energético en generación de un 53% generado por centrales termoeléctricas, y un 47% generado por centrales hidroeléctricas, con una po-tencia instalada de 949,51 MW y 483,28 MW de centrales termoeléctricas e hidroeléctricas, respectivamen-te, según la Superintendencia de Electricidad y una generación bruta de 5.222,80 GWh para el año 2006.

Para el periodo planificado, la proyección de demanda de gas natural en el sector eléctrico fue realizada por el Comité Nacional de Despacho de Carga, a través de la elaboración de una Programación de Me-diano Plazo para cuatro años (2007 – 2011). Esta programación es elaborada a partir de una proyección econométrica de la demanda en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), aplicando las proyecciones de demanda presentada por los agentes consumidores (distribuidoras de electricidad y consumidores no regulados).

Uno de los componentes del Programa de Eficiencia Energética es la sustitución de focos incandescentes por focos ahorradores de energía, con lo que la demanda de electricidad se reducirá de acuerdo al siguien-te detalle:

• Para la gestión 2008, se ha estimado que el consumo de energía eléctrica reducirá en 85,75 GWh.

• Para el periodo 2009 - 2011, se ha estimado que el consumo de energía eléctrica se reducirá en 150 GWh por año.

• Para el periodo 2012 - 2027, se ha estimado que el consumo de energía eléctrica se reducirá en 90 GWh por año.

Por otra parte, se tiene previsto que en la gestión 2009 se incrementará la producción de generación eléc-trica en 646,49 GWh mediante el acoplamiento de una Turbina a Vapor a las unidades 9 y 10 de la Central Guaracachi. Dicha turbina tendrá una potencia de 82 MW con un factor de Planta de 0,90.

De esta manera, se obtuvieron la relación de energía requerida, la potencia coincidental y el factor de carga que, de manera conjunta, establecen las condiciones futuras para abastecer el consumo de energía eléc-trica del país en el SIN, y la proporción de esta que sería generada por las centrales termoeléctricas. Hasta

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

el año 2011 se estableció llegar a una potencia de 1.212,2 MW y 6.578 GWh de generación con un factor de carga de 0.619. En el caso del Sistema Aislado (SA), su proyección consideró los datos históricos de energía bruta requerida, así como el consumo de gas natural en el mencionado sistema. Como resultado del requerimiento de generación bruta en ambos sistemas (SIN y SA), se obtuvo un agregado de 4.849,02 GWh o su equivalente de 4,36 MMmcd para el año 2011.

Las proyecciones para el periodo proyectado fueron elaboradas considerando la política del sector eléctri-co, que es incentivar la generación eléctrica con energías renovables, preponderantemente hidroenergía, para lo cual se tienen dos escenarios de demanda de gas para este sector.

i) Escenario Bajo

En este primer escenario el mix energético de generación termoeléctrica empleando gas natural y energías renovables sería de 41% y 59%, respectivamente, con una tasa de crecimiento promedio de 3,15% en el consumo de gas natural en el periodo proyectado (2013 – 2027).

Se tiene planificado que para el año 2014 se inyectará al sistema generación hidroeléctrica de 175,2 GWh, en el año 2016 se instalará 946 GWh de energía geotérmica, para el año 2018 se incrementará 876 GWh, y se tiene previsto incrementar la generación de las centrales hidroeléctricas en 1.577 GWh para los años 2020, 2022, 2024 y 2026.

ii) Escenario Alto

La generación termoeléctrica con gas natural tendría una participación en el mix energético del 59% y el 41% sería la participación de energías renovables, con una tasa de crecimiento promedio de 5,39% del consumo de gas natural en el periodo proyectado (2013 – 2027).

Se tiene planificado que para el año 2014 se inyectará al sistema generación hidroeléctrica de 210,24 GWh, en el año 2018 se inyectará al sistema 350,40 GWh y para los años 2022, 2024 y 2026 se tiene pre-visto incrementar la capacidad instalada de las centrales hidroeléctricas en 1.401,6 GWh.

b) Sector Domiciliario

En la actualidad, la población nacional está distribuida en un 65% de población urbana y 35% población rural, contándose con una cobertura total del 4,82% del número de viviendas urbanas y un 1,98% de las rurales, abarcando una cobertura total del 3,83% a nivel nacional. La proyección planificada del volumen de gas natural del periodo 2008 hasta el 2012 se realizó en función de las instalaciones planificadas por YPFB y el resto de las empresas de distribución. Para el periodo 2013 – 2027, se ha considerado los objetivos mencionados a continuación de acuerdo a cada escenario.

Para la proyección de la demanda al año 2027, se estableció como política de masificación de gas natural domiciliario condicionada a una política de control de migración interna, mediante la ejecución de progra-mas de desarrollo local y complejos productivos regionales, y la ejecución de políticas de universalización de los servicios básicos.

i) Escenario Bajo

La proyección para el periodo planificado (2008-2012) se ha elaborado proyectando el número de instala-ciones para dicho periodo en base al crecimiento promedio histórico de los últimos tres años (2004 – 2006) de 19,92%. Se prevé, contar con una relación Urbano – Rural de 70% / 30% respectivamente, cubriendo el 70% de viviendas en el área urbana y el 40% de viviendas en el área rural, alcanzando una cobertura del 61% a nivel nacional, con una tasa de crecimiento promedio de 16% del consumo de gas natural para el periodo 2013 - 2027.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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El volumen requerido para el sector domiciliario sería de 0,195 MMmcd el año 2012, 0,631 MMmcd para el año 2017 y 1,729 MMmcd para el año 2027.

ii) Escenario Alto

En el periodo planificado se ha tomado en cuenta el plan de YPFB para el año 2008 que considera, como màximo, 100.000 conexiones domiciliarías, de las cuales 79.000 se efectuaran en ciudades y 21.000 en poblaciones intermedias. Para este escenario se prevé contar con una relación urbano/rural prevista de 60/40%, cubriendo el 90% de viviendas en el área urbana y el 60 % en el área rural, alcanzando una co-bertura total del 78% a nivel nacional, con una tasa de crecimiento promedio de 9,3% del consumo de gas natural en el periodo 2013 - 2027.

Bajo este escenario los volúmenes demandados de gas natural para el sector domiciliario serían de 0,56 MMmcd el año 2012, 1,02 MMmcd para el año 2017 y 2,10 MMmcd para el año 2027.

c) Sector Comercial

De acuerdo a la información de la Superintendencia de Hidrocarburos, el año 2007, el sector comercial demandó 0,06 MMmcd de Gas Natural para 2.458 usuarios.

Las proyecciones elaboradas para este sector se basan fundamentalmente en la razón número de usuarios en el sector comercial sobre el número de usuarios en el sector doméstico, cuyo promedio para el periodo 2004-2007 es de 2.98%. Tomando en cuenta que dicha razón adicionalmente ha ido decreciendo a un promedio de -0.0014 puntos porcentuales, dicha razón disminuye en forma gradual desde el 2008 hasta el 2017 hasta 1.59%, manteniendosé constante en adelante. A partir de dicha razón, y considerando las proyecciones en el escenario alto y bajo del número de usuarios en el sector domiciliario proyectado hasta el 2027, se deriva el número de usuarios para ambos escenarios del sector comercial. Con la obtención de estos resultados y en función al cálculo del consumo por usuario promedio en el sector comercial para el periodo 2004-2007 de 0.000026 MMmcd, se derivan los volúmenes que se demandarían en dicho sector hasta el 2027 para ambos escenarios.

i) Escenario Bajo

En el escenario conservador del sector comercial se tiene como resultado un volumen proyectado de gas natural para el año 2012 igual a 0,13 MMmcd, 0,30 MMmcd para el año 2017 y 0,82 MMmcd para el año 2027. La tasa de crecimiento promedio para el periodo 2013 - 2027 es del 13,10%.

ii) Escenario Alto

Los volúmenes proyectados de gas natural resultantes son de 0,39 MMmcd el año 2012, 0,50 MMmcd para el año 2017 y 1,044 MMmcd para el año 2027. La tasa de crecimiento promedio para el periodo 2013 - 2027 es del 6,90%.

d) Sector Industrial

Actualmente este sector tiene una matriz energética con una participación del 37% de gas natural, equiva-lente a 0,06 MMmcd registrados el año 2007.

Los criterios empleados para proyectar los escenarios bajo y alto de la demanda de gas para el sector industrial son: la tasa de crecimiento del PIB, la tasa de crecimiento del sector industrial y su participación en la economía y el objetivo de penetración del consumo de gas en el sector industrial a alcanzarse en el año 2027.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

i) Escenario Bajo

En el escenario bajo se considera una tasa de crecimiento del PIB conservadora del 4% del 2008 en ade-lante, calculada como un promedio geométrico de las tasas de crecimiento en el periodo 1998-2012 (in-cluyendo las proyecciones de UDAPE). Los objetivos de política considerados al 2027 bajo este escenario contemplan una participación del sector industrial en la economía del 19% y un uso del gas natural en la industria del 45% sobre el total del consumo energético de este sector, comparado con un 37% actual.

Las proyecciones de gas natural para el sector industrial, bajo este escenario de demanda, resultan en volúmenes de 1,89 MMmcd para el año 2012, 2,42 MMmcd para el 2017 y 3,95 MMmcd para el 2027. Para el periodo 2013 – 2027 el promedio de la tasa de crecimiento del consumo de gas natural llega a 5,03%.

ii) Escenario Alto

El escenario alto considera las tasas de crecimiento del PIB y del sector industrial planificadas y proyec-tadas por UDAPE hasta el 2012 y un promedio geométrico de 5.63% en adelante para el crecimiento del Producto Interno Bruto. Asimismo, considerando que la participación del sector industrial en el PIB actual-mente es del 18%, se plantea como objetivo de política alcanzar una participación del 20% para el 2027. Adicionalmente, se considera ejecutar una política de inserción de gas agresiva de manera que en 2027, el 50% del total de energía empleada en el sector industrial sea gas natural, comparado con un 37% en el 2007.

En el escenario alto los volúmenes resultantes serían de 2,14 MMmcd para el año 2012, 3,08 MMmcd para el 2017 y 6,29 MMmcd para el 2027. El promedio de la tasa de crecimiento del consumo de GN llega a 7,5% para el período 2013 - 2027.

e) Sector Transporte (GNV)

Actualmente, el 16% del parque automotor a nivel nacional está convertido a Gas Natural Vehicular (GNV) y el consumo de GN registrado el año 2007 fue de 0,67 MMmcd.

La proyección consideró una tasa de crecimiento anual del parque automotor de 7,05% similar al promedio del periodo 2001-2006. Asimismo los escenarios de proyección consideran la implementación de ferias de GNV, la conformación de un Fondo de Conversión, los Corredores Azules y las restricciones en el número de vehículos con posibilidad de cambio a GNV.

i) Escenario Bajo

Se estima que para el año 2027, el 20% del parque automotor nacional estará convertido a GNV. Para el mediano plazo (2007 – 2012), se pretende convertir 128.958 vehículos, equivalentes al 17% del parque automotor y para el largo plazo (2013 – 2027) el número de conversiones alcanzarán a 421.709 vehículos, equivalentes al 20% del parque automotor.

Como resultado de estas consideraciones, el volumen proyectado de gas natural para el año 2012 es de 1,03 MMmcd, 1,54 MMmcd para el año 2017 y 3,37 MMmcd para el 2027. La tasa de crecimiento promedio para el periodo 2013 – 2027 es del 8,2%.

ii) Escenario Alto

El escenario alto establece que para el año 2027 el 35% del parque automotor nacional estará convertido a GNV. Para el mediano plazo (2007 - 2012), se convertirán 157.434 vehículos equivalentes a 20,7% del parque automotor. Para el largo plazo (2013 – 2027) se pretende convertir 737.991 vehículos que corres-ponde al 35% del parque automotor.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Se tiene como resultado un volumen proyectado de gas natural para el año 2012 igual a 1,26 MMmcd, 2,18 MMmcd para el año 2017 y 5,90 MMmcd para el 2027. La tasa de crecimiento promedio para el periodo 2013 – 2027 es del 10,9%.

f) Otros

El gas natural destinado al consumo propio del Sector Energético y el Consumo Directo (como se detalló anteriormente), representa en la actualidad aproximadamente el 19% de la demanda interna de gas natural y el 3% de la producción entregada a ducto total.

La proyección de la demanda de consumo de gas natural destinado a gasoductos, oleoductos y la planta de Compresión de Río Grande, se realizó estableciendo la razón consumo propio versus producción. En este sentido, para la gestión 2007, la razón de la suma de consumo propio de gasoductos y el destinado a la planta de compresión de Río Grande versus la producción total de gas natural fue de 0,02, mostrando que por 1 MMmcd comercializado se utiliza 0,02 MMmcd como combustible para su transporte. Aplicando igual metodología, se calculó que por 1 bbld comercializado de líquidos, se consume 37,4 pcd de gas en oleo-ductos. En base a estos indicadores y a la proyección de la producción de gas natural y de líquidos para el periodo 2008-2027, se derivó la demanda proyectada de consumo propio de estos tres componentes. Para el 2017, año en el que se alcanza una producción máxima de 103,2 MMmcd de gas natural, el consumo propio agregado por estos conceptos, alcanzaría un volumen máximo de 1,99 MMmcd.

La proyección del consumo propio de refinerías se construyó en base a criterios técnicos y en función de los proyectos de ampliación, adecuación y construcción de nuevas refinerías. Siguiendo este procedimien-to, el volumen consumido por este concepto se incrementaría sostenidamente de 0,23 MMmcd en el 2008 a 0,42 MMmcd en el 2012. En el 2014, este consumo se incrementaría a 0,45 MMmcd, manteniéndose constante en adelante, debido a que, a partir de dicho año, se deben identificar nuevos proyectos de refi-nación en función a la producción que resulte de los nuevos proyectos de exploración y explotación que se implementen en el futuro.

Para la proyección del consumo directo destinado al uso de industrias descolgadas de la red troncal de transporte, se estimó un modelo de tendencia simple a partir de una tasa de crecimiento promedio men-sual histórica de 8,37% en el periodo enero del 2003 hasta abril del 2008. Bajo esta metodología, para el periodo 2008 – 2012, se prevé un crecimiento anual de este sector de 14%. Asimismo, en el largo plazo (2013-2027), se estima una tasa de crecimiento promedio anual de 6%, alcanzando un volumen de 0,53 MMmcd para el año 2027.

Los volúmenes obtenidos son de 1,986 MMmcd para el año 2012, 2,769 MMmcd para el 2017 y 2,371 MMmcd para el 2027. Para el periodo 2013 – 2027 el promedio de la tasa de crecimiento del consumo de gas natural llega a 1,30%.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 1Proyección de Demanda de Gas Natural por Sector en el Mercado Interno

Escenarios Alto y Bajo

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 5Volumen de Gas Natural por Sector en el Mercado Interno - Escenario Alto

(MMmcd)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Volúmen de gas natural (MMmcd)Año GENERACIÓN

TERMOELÉCTRICADOMICILIARIO COMERCIAL INDUSTRIAL TRANSPORTE

(GNV)OTROS TOTAL

Escenario alto

Escenario bajo

Escenario alto

Escenario bajo

Escenario alto

Escenario bajo

Escenario alto

Escenario bajo

Escenario alto

Escenario bajo

Escenario alto

Escenario bajo

2008 3,68 3,68 0,18 0,09 0,16 0,08 1,59 1,55 0,78 0,75 1,20 7,59 7,352009 3,48 3,48 0,28 0,11 0,23 0,09 1,71 1,63 0,89 0,81 1,36 7,95 7,482010 3,92 3,92 0,38 0,14 0,30 0,10 1,84 1,71 1,00 0,88 1,44 8,88 8,192011 4,36 4,36 0,47 0,16 0,34 0,12 1,98 1,80 1,12 0,95 1,67 9,94 9,052012 4,77 4,77 0,56 0,19 0,39 0,13 2,13 1,89 1,26 1,03 1,99 11,09 10,002013 5,24 5,24 0,65 0,28 0,42 0,18 2,30 1,99 1,41 1,12 2,15 12,17 10,952014 5,51 5,54 0,74 0,36 0,45 0,21 2,47 2,09 1,58 1,21 2,42 13,17 11,842015 5,98 6,01 0,83 0,45 0,48 0,25 2,66 2,19 1,76 1,31 2,60 14,31 12,822016 6,49 5,67 0,93 0,54 0,49 0,28 2,86 2,31 1,96 1,42 2,68 15,40 12,892017 7,02 6,20 1,02 0,63 0,50 0,30 3,08 2,42 2,18 1,54 2,77 16,56 13,862018 7,27 5,98 1,12 0,73 0,55 0,34 3,31 2,55 2,42 1,66 2,77 17,43 14,022019 7,87 6,58 1,22 0,83 0,60 0,39 3,55 2,67 2,68 1,80 2,76 18,68 15,022020 8,50 5,79 1,33 0,93 0,65 0,44 3,82 2,81 2,97 1,95 2,79 20,06 14,712021 9,16 6,46 1,43 1,03 0,70 0,49 4,10 2,95 3,28 2,11 2,72 21,41 15,762022 8,61 5,74 1,54 1,14 0,76 0,54 4,41 3,10 3,63 2,28 2,69 21,63 15,492023 9,35 6,49 1,65 1,25 0,81 0,59 4,73 3,25 4,01 2,47 2,65 23,20 16,702024 8,88 5,86 1,76 1,37 0,87 0,65 5,08 3,41 4,42 2,67 2,54 23,55 16,492025 9,71 6,69 1,87 1,48 0,92 0,70 5,46 3,58 4,87 2,88 2,44 25,27 17,772026 9,33 6,15 1,99 1,61 0,98 0,76 5,86 3,76 5,37 3,12 2,35 25,87 17,742027 10,25 7,07 2,10 1,73 1,04 0,82 6,28 3,95 5,90 3,37 2,37 27,96 19,31

Page 117: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 117 -

Gráfico Nº 6Volumen de Gas Natural por Sector en el Mercado Interno - Escenario Bajo

(MMmcd)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 7Proyección de Demanda Total de Gas Natural – Mercado Interno

Escenarios Alto y Bajo(MMmcd)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Page 118: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 8Participación Sectorial en la Proyección de la Demanda de Gas Natural para Mercado Interno

Escenario Alto

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 9Participación Sectorial en la Proyección de la Demanda de Gas Natural para Mercado Interno

Escenario Bajo

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Page 119: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 2Tasas de Crecimiento en la Proyección de la Demanda de Gas Natural

en el Mercado Interno por SectorEscenario Alto y Bajo

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a datos SH, SE, INE, CNDC

Es importante señalar que por su carácter de largo plazo, las proyecciones de la demanda de gas natural están sujetas a modificaciones en función al desenvolvimiento y dinamismo de cada uno de los sectores involucrados, por lo tanto esta proyección debería estar sujeta a revisiones constantes. Para tal efecto, se plantea la tarea de llevar adelante reuniones periódicas con las instituciones pertinentes a objeto de revi-sar, ajustar y validar las proyecciones.

2.1.3. Proyección de la Demanda de Gas Natural para los Proyectos de Industrialización y del Mutún 2008-2026

a) Planta de GLP en Río Grande

En el corto plazo se tiene previsto instalar una nueva planta de GLP en el Campo Río Grande. Esta planta procesará 200 MMpcd de gas natural del flujo de exportación de gas al Brasil, para producir 350 tmd de GLP, 600 bpd de gasolina natural a partir del segundo semestre de 2009, para abastecer el mercado inter-no y los excedentes para la exportación.

El gas requerido estimado para el proceso de transformación a GLP y gasolina natural además del gas combustible requerido para esta planta a lo largo de su vida útil desde el inició de operación en el 2009 hasta el 2026 será de 15,5 MMpcd (0,5 MMmcd).

b) Planta de Extracción de Licuables del Chaco Tarijeño

En el mediano plazo se tiene previsto instalar una planta de extracción de licuables en la provincia Gran Chaco. Esta planta será construida en forma modular y procesará en su máxima capacidad hasta 34,4 MMmcd de gas natural del flujo de exportación a la Argentina para producir hasta 1.800 tmd de GLP, 3.700 bpd de gasolina natural y 2.200 tmd de etano para abastecer el mercado interno, su industrialización y excedente para la exportación.

El gas requerido estimado para el proceso de transformación a GLP y gasolina natural además del gas combustible requerido para esta planta desde el inicio de operación el año 2011 será de 1,1 MMmcd incre-mentándose hasta el 2014 a 2.1 MMmcd, tal como se muestra en el siguiente Cuadro.

SECTOR TASAS DE CRECIMIENTO (%)HISTÓRICO 1999 - 2006

PLANIFICADO 2008-2012

PROYECTADO 2013-2027

ALTO BAJO ALTO BAJOGENERACIÓN TERMOELÉCTRICA 4,95 11,45 11,45 5,39 3,15INDUSTRIAL 2,39 7,72 5,14 7,46 5,03TRANSPORTE (GNV) 36,69 13,59 9,14 10,85 8,22DOMICILIARIO 34,11 52,85 19,92 9,31 16,02COMERCIAL 18,21 50,09 15,68 6,85 13,13OTROS 22,22 12,80 12,80 1,30 1,30PROMEDIO TOTAL 19,76 24,75 12,36 6,86 7,81

Page 120: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 3Requerimiento de Gas Natural para la Planta de Extracción de Licuables

en la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

c) Planta de Amoniaco/Urea en la Provincia Gran Chaco - Tarija

Se tiene previsto, en el corto plazo, efectuar los estudios de prefactibilidad para la implementación de una planta de amoniaco/urea de 1 MMtma de capacidad, a ser instalada en la Provincia Gran Chaco del De-partamento de Tarija.

El requerimiento estimado de gas, para esta plantas, además del gas combustible que se requiere para las operaciones, es de 1,5 MMmcd para el año 2012 y para el periodo 2013 – 2026 el requerimiento estimado es de 1,7 MMmcd por año.

d) Planta de Amoniaco/Urea en la Provincia Carrasco - Cochabamba

Se tiene previsto efectuar los estudios de prefactibilidad para la implementación de una planta de Amonia-co/Urea de 750 Mtma de capacidad, a ser instalada en la provincia Carrasco de Cochabamba.

El requerimiento estimado de gas, para esta planta, además del gas combustible que se requiere para las operaciones, es de 1,5 MMmcd para el periodo 2012 – 2026.

e) Planta de Etileno/Polietilenos en la Provincia Gran Chaco - Tarija

Se tiene previsto, en el corto plazo, efectuar el estudio de prefactibilidad para la instalación de una planta de etileno/polietileno con una capacidad de 600 Mtma a ser instalada en la Provincia Gran Chaco del De-partamento de Tarija.

El requerimiento estimado de gas para el proceso de transformación del etano, para el año 2013, es de 1,5 MMmcd y para el periodo 2014 – 2026 se estima que el requerimiento será de 1,80 MMmcd de gas por año.

f) Proyecto Siderúrgico Mutún en Puerto Suárez

En el marco de la Ley Nº 3058 de 17 de mayo de 2005, YPFB aplicará los mecanismos de asignación de vo-lúmenes de gas natural requeridos con destino al Proyecto “Complejo metalúrgico-siderúrgico del Mutún”.

Según el Contrato Mutún se estima que inicie sus operaciones el 2012 con un requerimiento de gas natural en los primeros cuatro años hasta el 2015 de 4,6 MMmcd. Posteriormente el requerimiento de gas natural desde el quinto año de operación es decir el 2016 hasta el 2026 será de 7,7 MMmcd.

Fecha Estimada

Producción

GasAlimentado

Planta (MMmcd)

Gas requerido paratransformación en

GLP, Gasolina y combustible Planta

(MMmcd)

Producción GLP (tmd)

Producción Gasolinas

(bpd)

Gas Seco deexportación

ENARSA (MMmcd)

2011 17,6 1,07 900 1.850 16,5 2012 15,2 0,92 800 1.600 14,3 2013 24,2 1,47 1.300 2.550 20,0 2014-2026 34,4 2,07 1.800 3.700 28,8

Page 121: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 121 -

2.2. DEMANDA EXTERNA DE GAS NATURAL (CONTRATOS ACTUALES)

A diciembre del 2007, Bolivia contaba con cuatro contratos de compra-venta de GN. Tres de ellos YPFB-PETROBRAS (GSA), Comgas y Cuiabá tienen como destino el Brasil; y el contrato YPFB-ENARSA con destino a la Argentina. A la fecha, se encuentran vigentes el Contrato GSA y ENARSA.

A continuación se realiza un breve análisis de los contratos comerciales de compra-venta que tiene Bolivia con Brasil y Argentina. Dicho análisis incluye una descripción de los antecedentes de cada contrato, así como las cláusulas referidas a duración, volúmenes contratados y el uso del GN en los mercados de destino.

2.2.1. Contrato de Compra-Venta de Gas Natural YPFB-PETROBRAS (GSA)

2.2.1.1. Antecedentes

En 1996, Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS -sociedad brasileña de economía mixta- y YPFB firmaron un Contrato de compra–venta de GN con una duración de 20 años; iniciándose la exportación de GN a partir de julio de 1999, una vez concluida la construcción del gasoducto Bolivia-Brasil.

2.2.1.2. Volúmenes Contratados

El contrato original establecía la compra, por parte de Brasil, de 16 MMmcdía de GN. El Addendum Nº 1 in-crementó el volumen a 18 MMmcdía, y el Addendum Nº 2 estableció la cifra definitiva que hoy se encuentra en vigencia: 30,08 MMmcdía. La evolución de las cantidades contractuales, de acuerdo al Addendum Nº2, se muestra en el siguiente cuadro.

Cuadro Nº 4Contrato compra-venta de GN, YPFB-PETROBRAS GSA

Cantidades contratadas (en MMmcd)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y EnergíaQDC = CANTIDAD DIARIA CONTRACTUAL = (QDCB + QDCA).

QDCB = CANTIDAD DIARIA CONTRACTUAL BASE. QDCA = CANTIDAD DIARIA CONTRACTUAL ADICIONAL.

Adicionalmente a la Cantidad Diaria Contractual, YPFB debe suministrar en el punto de entrega, todo el gas combustible necesario para la operación continua de las estaciones de compresión del gasoducto en el Brasil (1,5 MMmcd); siendo este volumen pagado por PETROBRAS.

La diferenciación entre QDCB y QDCA tiene por objetivo la aplicación de precios base (Pi) diferentes en la fórmula de precios establecida en el Contrato, que para el 2008 son 1,00 y 1,20, respectivamente. Asimis-

Año QDCB QDCA QDC1999 8,0 0,0 8,02000 9,1 0,0 9,12001 10,3 3,0 13,32002 11,4 9,0 20,42003 12,6 12,0 24,62004 13,7 16,4 30,12005 14,9 15,2 30,12006 – 2019 16,0 14,1 30,1

Page 122: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

mo, el combustible se paga al precio promedio para QDCB y QDCA del mes correspondiente. Los volúme-nes comercializados se resumen en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 5Contrato compra-venta de GN, YPFB - PETROBRAS GSA

Volúmenes comercializados a 68º F Base Saturada

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

El precio para el gas boliviano exportado a Brasil es fijado cada tres meses con una fórmula que incluye una canasta de tres fuel oil. El precio también contempla un mecanismo de amortiguación para evitar cambios bruscos tomando en cuenta el comportamiento de trimestres precedentes. El siguiente cuadro y gráfico muestra la evolución del precio promedio de venta de gas natural al Brasil.

Cuadro Nº 6Contrato Compra-Venta de GN, YPFB – PETROBRAS

Evolución de los precios de venta($us/MMbtu)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

AÑO VOLUMEN Mpc VOLUMEN PROMEDIO MMmcd

2002 133.220.412,61 10,34 2003 177.734.100,06 13,79 2004 251.251.555,53 19,49 2005 288.585.531,78 22,39 2006 317.421.613,12 24,63 2007 350.656.815,19 27,20

MES 2002 2003 2004 2005 2006 2007ENERO 1,37 1,70 1,93 2,08 3,37 3,76FEBRERO 1,38 1,70 2,05 2,09 3,40 3,80MARZO 1,37 1,70 2,02 2,11 3,42 3,80ABRIL 1,34 1,97 1,97 2,29 3,63 3,65MAYO 1,34 1,96 1,98 2,27 3,69 3,66JUNIO 1,34 2,01 1,99 2,26 3,69 3,69JULIO 1,50 1,91 2,07 2,71 3,97 4,12AGOSTO 1,50 1,90 2,09 2,75 4,00 4,12SEPTIEMBRE 1,43 1,90 2,08 2,77 4,02 4,16OCTUBRE 1,65 2,02 2,14 3,24 4,07 4,71NOVIEMBRE 1,65 2,05 2,13 3,25 4,01 4,77DICIEMBRE 1,65 2,01 2,11 3,22 4,02 4,84PROMEDIO 1,46 1,90 2,05 2,59 3,77 4,09

Page 123: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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2.2.1.3. Penalidades y garantías de suministro y recepción

El contrato prevé dos cláusulas, a saber: “deliver or pay” (DoP) y “take or pay” (ToP), en virtud de las cuales el vendedor, YPFB, se obliga a entregar un determinado porcentaje del volumen contractual como mínimo, durante la vigencia del contrato (20 años) y el comprador, PETROBRAS, a tomar como mínimo un porcentaje del volumen contractual. En caso de incumplimiento de alguna de las partes se han establecido penalidades de tipo monetario.

2.2.1.4. Condiciones de entrega de gas - poder calorífico

Actualmente, de acuerdo a contrato, el gas natural comercializado, a determinadas condiciones de tem-peratura y presión debe tener un poder calorífico base saturada que no sea menor a nueve mil doscientos kilocalorías por metro cúbico (9.200 kcal/m3), equivalente a 1.034 BTU/PC.

Asimismo, el 14 de febrero de 2007, a través de la firma del Acta de Brasilia entre los Gobiernos de Bolivia y Bra-sil representados por los Presidentes de las respectivas Empresas Estatales, se consiguió que PETROBRAS pague -a partir del 2 de mayo de 2007- a precios internacionales los hidrocarburos líquidos contenidos en la corriente de gas natural con destino al mercado del Brasil, por encima de un poder calorífico de 1000 BTU/PC.

Pago de Licuables establecido en el Acta de Brasilia

El 14 de febrero de 2007 en la ciudad de Brasilia, los Ministros de Minas y Energía del Brasil Silas Rondeau y de Hidrocarburos y Energía de Bolivia Carlos Villegas Quiroga y los Presidentes de Petrobras José Sérgio Gabrielli y de YPFB Manuel Morales Olivera firmaron la denominada “Acta de Brasilia”. Dicho documento establece el pago por parte de Petrobras Brasil, a precios internacionales, de las fracciones de hidrocarbu-ros líquidos contenidos en el gas natural adquirido a través del GSA, por arriba de un poder calorífico de 8900 Kcal por m3 equivalentes a 1000BTU por pié cúbico.

Asimismo, mediante “Comunicado Conjunto” el 17 de diciembre de 2007, las empresas YPFB de Bolivia y Petrobras de Brasil llegaron a un acuerdo sobre la fórmula del pago de los licuables por un valor comprendido entre USD. 100.000.000.- (Cien Millones 00/100 Dólares Americanos) y USD. 180.000.000.- (Ciento Ochenta Millones 00/100 Dólares Americanos) por año, aplicables a partir del 2 de mayo de 2007, fecha de protocoliza-ción y entrada en vigencia de los Contratos de Operación suscritos entre YPFB y las Empresas Petroleras.

Con estos acuerdos, Bolivia en el proceso de nacionalización incrementa el valor de exportación de sus hidrocarburos, obteniendo así mayores ingresos en beneficio del país y del pueblo boliviano.

2.2.2. Contrato de Compra - Venta de Gas Natural BG BOLIVIA CORPORATION y BG COMERCIO E IMPORTACAO LIMITADA - COMGAS

2.2.2.1. Antecedentes

En el 2001, la empresa distribuidora COMGAS de Brasil comenzó la recepción de GN boliviano a través de un contrato suscrito con la empresa British Gas Bolivia Corporation (BG).

A través del Decreto Supremo Nº 28701 de 1° de mayo de 2006, YPFB, a nombre y en representación del Estado, asume la comercialización de los hidrocarburos definiendo las condiciones, volúmenes y precios tanto para el mercado interno como externo y la industrialización.

2.2.2.2. Volúmenes Contratados

A partir de la protocolización de los Contratos de Operación, YPFB suscribe un contrato de compra–venta de GN con BG Comércio e Importaçao Ltda. BGCI, por un volumen interrumpible que llega hasta 650,000 m3/día más el combustible necesario para transportar el GN desde el punto de entrega hasta Sao Paulo Brasil. El contrato definitivo se encuentra actualmente en etapa de negociación.

Históricamente, el detalle de volúmenes comercializados a este mercado se presenta en los siguientes cuadros:

Page 124: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 7Contrato compra-venta de GN, BG-COMGAS

Volúmenes comercializados a 68º F Base Saturada

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

2.2.2.3. Precio de venta

La evolución histórica de los precios en el contrato de compra venta con BGCI se describe en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 8Contrato compra-venta de GN, BG-COMGAS

Evolución de los precios de venta($us/MMbtu)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

El contrato temporal suscrito entre YPFB y BG - COMGAS en fecha 2 de mayo de 2007, establece que el precio del gas natural que YPFB venderá a BGCI, será el precio establecido en el Contrato de compra-venta de gas na-tural suscrito entre BG y BGCI entregado en el Mutún. Actualmente, el contrato se encuentra en negociación.

AÑO VOLUMEN Mpc

VOLUMEN PROMEDIO MMmcd

2002 19.328.188,02 1,50 2003 2.430.087,58 0,19 2004 5.432.098,98 0,42 2005 8.392.453,04 0,65 2006 6.481.131,18 0,50 2007 7.734.535,22 0,60

2002 2003 2004 2005 2006 2007ENERO 1,77 1,76 1,38 1,38 2,26 3,14FEBRERO 1,77 1,40 0,00 1,38 2,26 3,14MARZO 1,77 1,40 1,38 1,38 2,26 3,14ABRIL 1,66 1,40 1,38 1,38 2,26 2,98MAYO 1,66 1,40 1,38 1,38 3,14 3,10JUNIO 1,66 1,40 1,38 1,38 3,14 3,10JULIO 1,82 1,40 1,38 1,38 3,39 3,48AGOSTO 1,82 1,40 1,38 1,38 3,39 3,48SEPTIEMBRE 1,82 1,38 1,38 1,38 3,39 3,48OCTUBRE 1,99 1,38 1,38 1,38 3,43 3,97NOVIEMBRE 1,99 1,38 1,38 1,38 3,43 3,97DICIEMBRE 1,99 1,38 1,38 1,38 3,43 3,97PROMEDIO 1,81 1,42 1,26 1,38 2,98 3,42

Page 125: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 125 -

2.2.3. Contrato de Compra-Venta de Gas Natural ANDINA y CUIABÁ

2.2.3.1. Antecedentes

Inicialmente, el contrato de compra–venta de GN fue celebrado entre la empresa Petrolera Andina S.A. y Southern Cone Gas; posteriormente, el contrato fue cedido a Transborder Gas Service Ltda. TBS. Las exportaciones se iniciaron el año 2001, una vez finalizada la construcción del gasoducto GOB (GTB San Miguel-San Matías).

Como se mencionó anteriormente, a través DS Nº 28701, YPFB asume la comercialización de los hidro-carburos. En este sentido, a partir de la protocolización de los Contratos de Operación, YPFB suscribe un contrato de compra–venta de GN con TBS, cuyo destino será la planta termoeléctrica de Cuiabá, Gober-nador Mario Covas y la Compañía Matogrossense de Gas S.A. (MTGas); ubicados en el Estado de Mato Grosso, Brasil.

YPFB suscribió el contrato temporal con TBS -a partir del 2 de mayo 2007- con volúmenes interrumpibles. El contrato definitivo se encuentra actualmente en etapa de negociación.

2.2.3.2. Volúmenes contratados

A partir del 2007 los volúmenes interrumpibles establecidos en el Contrato Temporal firmado por YPFB son:

• Desde el 02 de mayo hasta el 22 de junio de 2007: volúmenes efectivamente entregados.

• A partir de la suscripción del Contrato Temporal hasta el 30 de junio del 2007: 1,1 MMmcdía.

• A partir de julio 2007: 1,1 MMmcdía.

Cuadro Nº 9Contrato compra-venta de GN, CUIABÁ

Volúmenes comercializados a 68º F Base Saturada

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

A solicitud de TBS, YPFB podrá suministrar volúmenes de gas natural superiores a 1,1 MMmcdía y hasta 2,2 MMmcdía de acuerdo a su disponibilidad, conveniencia y criterio.

2.2.3.3. Precio de venta

La evolución histórica de los precios en el contrato de compra venta con TBS se describe en el siguiente cuadro:

AÑO VOLUMEN Mpc

VOLUMEN PROMEDIO MMmcd

2002 16.994.638,65 1,32 2003 15.137.503,66 1,17 2004 12.155.728,92 0,94 2005 8.871.709,04 0,69 2006 8.051.838,54 0,62 2007 5.064.990,02 0,39

Page 126: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 10Contrato compra-venta de GN, Cuiabá

Evolución de los precios de venta ($us/MMbtu)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Como se observa en el cuadro anterior, a partir del mes de mayo el precio de venta es superior de acuerdo a lo establecido en el Contrato Temporal suscrito entre YPFB y TBS.

2.2.4. Entorno Regional

Según datos del Balance Energético Nacional 2006 del Brasil -elaborado por la Empresa de Pesquisa Ener-gética EPE y el Ministerio de Minas y Energía- el consumo de GN por sectores económicos, promedio del quinquenio 2000-2005, es de 59,58% en el sector industrial, 27,03% en el sector termoeléctrico, 9,67% en el sector de transporte, 2,12% en el sector comercial y, finalmente, 1,6% en el sector residencial.

Gráfico Nº 10Consumo de Gas Natural por Sectores Económicos de Brasil

Quinquenio 2000-2005

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base al Balance Energético Nacional 2006 elaborado por la Empresa dePesquisa Energética EPE y el Ministerio de Minas y Energía.

MES 2002 2003 2004 2005 2006 2007ENERO 0,97 1,06 1,07 1,08 1,09 1,19

FEBRERO 1,05 1,06 1,07 1,08 1,09 1,19

MARZO 1,05 1,06 1,07 1,08 1,09 1,19

ABRIL 1,05 1,06 1,07 1,08 1,09 1,19

MAYO 1,05 1,06 1,07 1,08 1,09 2,97

JUNIO 1,05 1,06 1,07 1,08 1,09 4,20

JULIO 1,05 1,06 1,07 1,08 1,09 4,20

AGOSTO 1,05 1,06 1,07 1,08 1,09 4,20

SEPTIEMBRE 1,05 1,06 1,07 1,08 1,09 4,20

OCTUBRE 1,05 1,06 1,07 1,08 1,09 4,20

NOVIEMBRE 1,05 1,06 1,07 1,08 1,09 4,20

DICIEMBRE 1,05 1,06 1,07 1,08 1,09 4,20

PROMEDIO 1,04 1,06 1,07 1,08 1,09 3,09

Page 127: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 127 -

2.2.5. Contrato de Compra-Venta de Gas Natural YPFB-ENARSA

2.2.5.1. Antecedentes

En 2006, la Empresa Nacional Argentina S.A. - ENARSA y YPFB suscribieron un nuevo contrato de compra venta de GN -que sustituyó a los anteriormente vigentes- con una duración de 20 años a partir del 1º de enero de 2007 y un volumen inicial de 7,7 MMmcdía para los dos primeros años; volumen que posterior- mente se incrementa hasta llegar a 27,7 MM m3/día. El contrato incluye el financiamiento de una planta de extracción de licuables a instalarse en la frontera; la misma que será de propiedad de YPFB.

2.2.5.2. Volúmenes Contratados

Los volúmenes comercializados bajo anteriores contratos y el nuevo contrato son:

Cuadro Nº 11Contrato compra-venta de GN, YPFB-ARGENTINA

Volúmenes comercializados a 68º F Base Saturada

* A partir de 2007, las condiciones de entrega es a 60ºF Base Seca.Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

El nuevo Contrato establece que el suministro y la recepción del gas natural en el punto de entrega por volúmenes crecientes hasta 27.7 MMmcdía se realizará de acuerdo al siguiente detalle:

Cuadro Nº 12Contrato compra-venta de GN, YPFB-ARGENTINA

Volúmenes contractuales

Fuente: Contrato YPFB - Enarsa.

AÑO VOLUMEN Mpc

VOLUMEN PROMEDIO MMmcd

2002 3.387.064,55 0,26 2003 3.010.731,11 0,23 2004 28.256.632,22 2,19 2005 60.633.687,68 4,70 2006 61.072.551,73 4,74 *2007 59.557.114,04 4,62

Año Volumen(MMmcd)

2007 7.72008 – 2009 Hasta 162010 – 2026 27.7

Page 128: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

2.2.5.3. Precio de venta

La evolución histórica de los precios de venta al mercado de Argentina se describe en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 13Contrato compra-venta de GN, YPFB-ARGENTINA

Evolución de los precios de venta ($us/MMbtu)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

En el contrato actual, la fórmula del precio es similar a la estipulada en el Contrato GSA, salvo que se añade a la canasta de tres fuel oils, el precio internacional de diesel oil, mostrando así una mejora del precio en relación al precio de venta al Brasil bajo contrato GSA.

2.2.5.4. Penalidades y garantías de suministro y recepción

La subcláusula 12.4 establece que la garantía de suministro (DoP) corresponde al 60% del volumen inicial contractual para los dos primeros años; de 100% del volumen inicial contractual para el tercer año; y de 100% de la cantidad diaria contractual para el período restante del contrato. Asimismo, se determina que la garantía de recepción (ToP) es del 60% de la cantidad diaria contractual para los dos primeros años y del 80% de la cantidad diaria contractual a partir del tercer año, y hasta la finalización del contrato.

Sin embargo, en las cláusulas 12.6.1 y 12.6.2 se estipula lo siguiente:

12.6.1 Salvo caso fortuito o fuerza mayor, YPFB se compromete a entregar el 100% de la Cantidad Diaria nominada por ENARSA y confirmada por YPFB con un máximo de hasta la CDC.

12.6.2 En caso de falla de suministro, YPFB pagará a ENARSA la diferencia de las cantidades nominadas y confirmadas con las cantidades efectivamente entregadas, multiplicada por el precio del gas vi-gente en el día en que ocurriese la falla de suministro.

Por lo tanto, es importante resaltar que se aplicarán penalidades solo en el caso que los volúmenes en-tregados sean inferiores a los volúmenes efectivamente confirmados por YPFB, situación que no se ha registrado hasta el momento.

MES 2002 2003 2004 2005 2006 2007

ENERO 1,02 0,60 0,60 2,09 3,32 5,00

FEBRERO 1,00 0,60 0,60 2,04 3,35 5,00

MARZO 1,03 0,60 0,60 2,06 3,37 5,00

ABRIL 0,90 0,60 0,60 2,24 3,58 4,56

MAYO 0,90 0,60 1,59 2,22 3,63 4,56

JUNIO 0,90 0,60 1,59 2,21 3,64 4,56

JULIO 0,90 0,60 1,59 2,66 4,51 5,08

AGOSTO 0,90 0,60 1,59 2,70 5,00 5,08

SEPTIEMBRE 0,90 0,60 1,59 2,72 5,00 5,08

OCTUBRE 0,90 0,60 1,59 3,19 5,00 6,01

NOVIEMBRE 0,60 0,60 1,59 3,19 5,00 6,01

DICIEMBRE 0,60 0,60 1,59 3,17 5,00 6,01

PROMEDIO 0,88 0,60 1,26 2,54 4,20 5,16

Page 129: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 129 -

Asimismo, el contrato YPFB-ENARSA estipula que las exportaciones de gas natural a la Argentina -ante potenciales interrupciones que pudieran presentarse- mantendrán razonable prioridad o proporcionalidad, según corresponda, frente a terceros países, respetando las obligaciones asumidas anteriormente; es de-cir, abastecer primero el mercado interno boliviano, luego la exportación de gas al Brasil e inmediatamente después el contrato con Argentina.

2.2.5.5. Condiciones de entrega de gas - poder calorífico

El gas natural comercializado -a determinadas condiciones de temperatura y presión- debe tener un poder calorífico superior base seca de referencia de 9.200 kcal/m3 equivalente a 1.045 BTU/PC. Sin embargo, bajo las mismas condiciones de medición del Contrato GSA, el poder calorífico es de 1000 BTU/PC, es decir inferior a la exigencia estipulada en el Contrato con el Brasil GSA.

2.2.5.6. Descripción del Mercado de Argentina

Considerando las proyecciones en la producción actual y tomando en cuenta que la aplicación de las es-trategias planteadas -a corto y mediano plazo- que permitirán contar con producción adicional de forma gradual a partir del año 2008, se plantea la necesidad de reprogramar los volúmenes contractuales con ENARSA en función a las prioridades establecidas (mercado interno, GSA, ENARSA).

De conformidad a la proyección de producción, existen volúmenes disponibles para exportar a la Argentina bajo el contrato ENARSA, asegurando la provisión de 28,8 MMmcdía a partir del año 2014 hasta la finali-zación del contrato; volumen que incluye el gas combustible (1,1 MMmcdía).

De acuerdo a datos de Enargas y la Secretaría de Energía, el consumo de GN por sectores económicos al año 2007 es de 31,7% destinando al sector industrial, 28,7% al consumo en termoeléctricas, 26% al consu-mo residencial, 17% utilizado en el sector transporte y 6,5% utilizado en otros sectores.

Gráfico Nº 11Consumo de gas natural por sectores económicos de Argentina

Gestión 2007

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a datos Enargas, Secretaría de Energía y www.energygas.com.br.

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Page 130: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

2.3. PROYECCIÓN DE OFERTA Y DEMANDA DE GAS NATURAL

La proyección de producción y demanda del mercado interno, demanda de gas para industrialización y el Proyecto Siderúrgico del Mutún y los volúmenes comprometidos para el mercado externo de GN, permiten elaborar un balance entre la oferta y demanda totales para el período 2006 - 2026.

Es necesario aclarar que la proyección de producción de gas natural incluye los prospectos exploratorios de algunas de las 33 áreas reservadas a favor de YPFB, que se encuentran bajo Convenios de Estudio o Contratos de Exploración y Explotación suscritos hasta la fecha. Por consiguiente, no incluye otros pros-pectos que se puedan identificar en el marco de las 33 áreas reservadas o mediante licitación que permiti-rán que la producción continúe en ascenso.

La proyección del mercado interno considera dos escenarios, optimista y pesimista, que siguen los supues-tos y lineamientos que fueron ampliamente explicados.

Cuadro Nº 14Proyección de Volúmenes de la Oferta y Demanda de Gas Natural

Escenario Alto (MMmcd)

Fuente: YPFB - MHE

Cabe aclarar que el volumen resultante de restar la demanda total de la proyección de producción en di-cho periodo es considerada como otros mercados, e incorpora los volúmenes que podrían ser destinados a los mercados de Cuibá y COMGAS, así como el potencial volumen a ser exportado a otros mercados externos.

MERCADO 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

MERCADO INTERNO ALTO 5,3 5,9 7,6 7,9 8,9 9,9 11,1 12,2 13,2 14,3 15,4 16,6 17,4 18,7 20,1 21,4 21,6 23,2 23,5 25,3 25,9

PROYECTO MUTUN 4,6 4,6 4,6 4,6 7,7 7,7 7,7 7,7 7,7 7,7 7,7 7,7 7,7 7,7 7,7

INDUSTRIALIZACION 0,5 0,5 1,5 4,8 7,0 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6

BRASIL (GSA) 24,3 26,8 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1

ARGENTINA 4,7 4,6 1,5 5,1 6,2 16,5 14,3 20,0 28,8 28,8 28,8 28,8 28,8 28,8 28,8 28,8 28,8 28,8 28,8 28,8 28,8

BRASIL CUIABA + COMGAS 1,1 1,0

TOTAL DEMANDA ALTA 35,3 38,3 40,2 44,6 46,7 59,1 66,0 75,0 85,3 86,4 90,6 91,7 92,6 93,9 64,1 65,5 65,7 67,3 67,6 69,3 69,9

TOTAL PRODUCCION 35,5 37,9 40,1 44,8 46,9 59,3 66,2 75,0 87,9 96,8 100,0 103,7 102,5 101,1 101,6 97,9 98,3 98,8 93,5 88,4 83,0

OTROS MERCADOS 0,2 -0,4 -0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,0 2,6 10,4 9,4 11,9 9,9 7,2 37,5 32,4 32,6 31,6 25,9 19,1 13,1

Notas: - Las proyecciones de produccion y demanda son comparadas a 60º F Base Saturada.- La proyección de otros mercados incorpora los mercados de Cuibá y COMGAS.- De acuerdo a los volúmenes comercializados para el mercado interno y externo, el volúmen demandado total para el 2007 habría estado por encima de la producción entre-gada a gasoducto en 0,4 MMmcd. Sin embargo, cabe recalcar que este año estaría sujeto a realizar un balance energético que debe considerar las pérdidas o mermas en el sistema y los ajustes correspondientes.- Para la gestión 2008, la producción estaría en 0,1 MMmcd por debajo de la demanda total. Sin embargo, se prevée que el escenario alto de demanda del mercado interno no se concretice debido a que los volúmenes ejecutados hasta el mes de mayo de la presente gestión están por debajo de lo esperado.

Page 131: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 15Proyección de Volúmenes de la Oferta y Demanda de Gas Natural

Escenario Bajo(MMmcd)

Fuente: YPFB - MHE

Resultado de este balance y de los volúmenes potenciales para ser destinados a la Argentina en el marco del Contrato con ENARSA, actualmente se está elaborando una Adenda de modificación de volúmenes contractuales y garantizados, así como plazos, de manera de compatibilizar la entrega de Gas Natural con la producción proyectada por YPFB.

MERCADO 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

MERCADO INTERNO BAJO 5,3 5,9 7,4 7,5 8,2 9,1 10,0 11,0 11,8 12,8 12,9 13,9 14,0 15,0 14,7 15,8 15,5 16,7 16,5 17,8 17,7

PROYECTO MUTUN 4,6 4,6 4,6 4,6 7,7 7,7 7,7 7,7 7,7 7,7 7,7 7,7 7,7 7,7 7,7

INDUSTRIALIZACION 0,5 0,5 1,5 4,8 7,0 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6 7,6

BRASIL (GSA) 24,3 26,8 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1

ARGENTINA 4,7 4,6 1,5 5,5 6,9 17,5 15,4 21,3 28,8 28,8 28,8 28,8 28,8 28,8 28,8 28,8 28,8 28,8 28,8 28,8 28,8

BRASIL CUIABA + COMGAS 1,1 1,0

TOTAL DEMANDA BAJA 35,3 38,3 40,0 44,6 46,7 59,2 66,0 75,0 84,0 84,9 88,1 89,0 89,2 90,2 58,8 59,8 59,5 60,8 60,5 61,8 61,8

TOTAL PRODUCCION 35,5 37,9 40,1 44,8 46,9 59,3 66,2 75,0 87,9 96,8 100,0 103,7 102,5 101,1 101,6 97,9 98,3 98,8 93,5 88,4 83,0

OTROS MERCADOS 0,2 -0,4 0,1 0,1 0,2 0,2 0,2 0,0 3,9 11,9 11,9 14,7 13,3 10,9 42,9 38,1 38,7 38,1 32,9 26,6 21,2

Notas: - Las proyecciones de produccion y demanda son comparadas a 60º F Base Saturada.- La proyección de otros mercados incorpora los mercados de Cuibá y COMGAS.- De acuerdo a los volúmenes comercializados para el mercado interno y externo, el volúmen demandado total para el 2007 habría estado por encima de la producción entre-gada a gasoducto en 0,4 MMmcd. Sin embargo, cabe recalcar que este año estaría sujeto a realizar un balance energético que debe considerar las pérdidas o mermas en el sistema y los ajustes correspondientes.

Page 132: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 12Producción Vs. Demanda - Escenarios Alto y Bajo

(en MMmcd)

Fuente: YPFB – MHE.

2.4. PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN Y DEMANDA DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS 2008-2017

Para la proyección de la producción de combustibles líquidos se asume que los proyectos de adecuación, ampliación y nuevas unidades de proceso de las refinerías Guillermo Elder y Gualberto Villarroel serán ejecutados en los tiempos previstos y cargarán crudo al máximo de sus capacidades permisibles durante el periodo 2008-2017.

Asimismo para la proyección de la producción de GLP vía plantas, se asume que se ejecutarán los pro-yectos de la Planta de GLP en Río Grande y la Planta de extracción de licuables del Chaco Tarijeño en los plazos previstos.

Para la proyección de la demanda en el escenario “Con Sustitución” se asume también que se ejecutarán los proyectos de sustitución del GLP, gasolinas y diesel oil por GNV y gas natural por redes domésticas.

La proyección de la demanda de combustibles líquidos utilizada es la pronosticada por la Superintendencia de Hidrocarburos asumiendo esta demanda en el primer escenario “Sin Sustitución” de GNV y gas natural por redes en el rango del Límite Superior (LS) y del Límite Inferior (LI). El segundo escenario de la demanda es “Con Sustitución” de los combustibles derivados del petróleo (diesel oil, gasolinas automotrices y GLP) por GNV y gas de redes domésticas en el rango del Límite Superior (LS) y del Límite Inferior (LI).

2.4.1. Diesel Oil

Para la proyección de la producción de diesel se ha considerado un rendimiento del 28 a 30 % de carga de crudo ya que se trata de crudo liviano con bajo contenido de diesel oil, razón por la cual desde la década del 70 se realizan importaciones. Los volúmenes de producción estarán en función a la carga de crudo.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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La demanda de diesel oil “Con Sustitución” del GNV y gas domiciliario por redes no tiene efecto significa-tivo respecto al escenario “Sin Sustitución” ya que prácticamente en los dos escenarios los rangos de la demanda son similares a partir del 2008.

Para el 2007 la producción nacional de diesel oil cubrió el 65% de la demanda y el restante 35% fue cubier-to por las importaciones.

El balance entre la producción y demanda nos muestra un déficit anual proyectado de diesel oil durante el periodo 2008-2013 a ser cubierto por la importación de este producto. En el Gráfico siguiente se puede apreciar que la producción se mantiene casi constante durante el periodo 2008 al 2010 y se incrementa considerablemente desde el 2011 hasta el 2015 año en el cual la producción se acerca al límite superior del rango determinado por la demanda. En el periodo 2014-2015 la producción se encuentra dentro del rango del LS y LI, existiendo un superávit en la producción, tanto el LI “Sin Sustitución” como el LI “Con Sustitu-ción” a partir de ese año la producción mantiene un comportamiento casi constante hasta el año 2017. El déficit (importaciones) respecto a los LI, va reduciéndose considerablemente desde un 34% de la demanda total para el 2008 hasta cerca al 0% durante los años 2014-2015, abasteciendo la producción toda la de-manda del mercado interno, con un efecto neto positivo para el TGN por el ahorro de la subvención por las importaciones e ingresos por los volúmenes incrementales producidos y liberados de las importaciones.

Gráfico Nº 13Proyección de la Producción y Demanda de Diesel Oil 2008-2017

(bpd)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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Page 134: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Por lo tanto para cubrir la demanda de este producto en el periodo 2008 – 2013, se deberá realizar las importaciones con la anticipación respectiva, almacenando saldos en épocas de baja demanda o déficits (enero a mayo) sobre todo en las regiones de mayor consumo (Santa Cruz, La Paz, Cochabamba), para posteriormente abastecer en las épocas de mayor demanda. La logística e infraestructura del transporte terrestre, ferroviario y fluvial de las rutas de importación desde los puntos de aprovisionamiento en el exte-rior hasta las regiones de mayor consumo del país jugaran un rol importante en el abastecimiento de este producto, lo mismo que las condiciones climatológicas naturales que afectarán las vías de transporte sobre todo en época de lluvias o sequía. Otra variable importante será el contar con almacenaje disponible en los puntos de entrada en las fronteras y las terminales de los puntos de mayor consumo. La sustitución del diesel oil por GNV podrá en alguna manera reducir la demanda y déficit de este producto, pero para el 2008 - 2010 no se prevé una reducción significativa por los altos costos de transformación en los motorizados que usan este combustible. Otro factor importante que repercutirá en la mayor producción de diesel oil y en consecuencia en la disminución del déficit será la liberación de la gravedad especifica y color del diesel oil en el Reglamento de Calidad de Carburantes y Lubricantes tal como lo señala la norma internacional ASTM D-975, en consecuencia se estima que se podrá obtener entre 1 a 3% de producción incremental por la liberación de la gravedad especifica y color del diesel oil.

2.4.2. Jet Fuel

Para la proyección de la producción de jet fuel se ha considerado un rendimiento del 6 a 8 % de la carga de crudo, los volúmenes de producción estarán en función a la carga de crudo y la producción de diesel oil, ya que ambos combustibles provienen del mismo corte en el proceso de refinación.

La razón por la cual la demanda proyectada presenta un rango considerablemente amplio se debe a que el comportamiento histórico del consumo de jet fuel fue irregular durante el periodo 2000-2017.

El Gráfico siguiente muestra la demanda proyectada del jet fuel a lo largo del periodo 2008-2017, sin em-bargo la demanda proyectada es la mas sensible para su pronostico por el reinicio del las operaciones aéreas del Lloyd Aéreo Boliviano o nuevas aerolíneas como Aerolíneas Sudamericanas (AS), Boliviana de Aviación (BoA) y otras, en el periodo señalado.

El balance entre la producción y demanda nos muestra, que la producción proyectada se encuentra dentro del rango de aceptación de la demanda proyecta demarcada por el LS y el LI como se muestra en el gráfico, si se diera el caso y existieran excedentes de jet fuel estos irían a incrementar la producción de diesel oil y disminuir la brecha deficitaria del diesel y si el caso seria a la inversa y existiera déficit de jet fuel este debie-ra ser cubierto con producción adicional a costa del diesel oil, por tratarse de productos del mismo corte.

Page 135: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 135 -

Gráfico Nº 14Proyección de la Producción y Demanda de Jet Fuel 2008-2017

(bpd)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

2.4.3. Gasolinas Automotrices

Para la proyección de la producción de las gasolinas automotrices se ha considerado un rendimiento del 26 a 30% de la carga de crudo, los volúmenes de producción estarán en función a dicha carga.

La demanda de gasolinas automotrices “Con Sustitución” del GNV tiene un efecto significativo respecto al escenario “Sin Sustitución” ya que disminuye en promedio de 228 bpd en el año 2008 hasta 3.328 bpd en el año 2017, representando una disminución de la demanda de 2% en el año 2008 a un 16% en el 2017 considerando el LS.

La producción nacional de gasolinas automotrices siempre estará ubicada por encima de la curva de de-manda donde los rangos del LS y LI se encuentran muy por debajo de la producción ya sea “Con Sustitu-ción” o “Sin Sustitución”, a lo largo de los años proyectados.

El balance entre la producción y demanda nos muestra el superávit anual proyectado de gasolinas automo-trices durante el periodo 2008-2017, lo cual permitirá contar con excedentes exportables, como se muestra en el gráfico siguiente.

Page 136: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 15Proyección de la Producción y Demanda de Gasolinas Automotrices

(bpd)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

2.4.4. Gas Licuado de Petróleo

El GLP proviene de dos fuentes: de plantas de GLP 74% y de refinerías del petróleo 26% (datos 2007).

La demanda de GLP Con Sustitución del GNV y gas domiciliario por redes tiene un efecto grande respecto al escenario Sin Sustitución ya que disminuye la demanda en promedio de 26 tmd en el año 2008 hasta 624 tmd en el año 2017, representando una disminución de 2% el año 2008 a un 36 % en el 2017 respecto al LS.

El balance entre la producción y demanda nos muestra un déficit/superávit anual proyectado de GLP du-rante el periodo 2008-2010, ya que el 2008 en el escenario Sin Sustitución, existirá un déficit en el rango del LS de -141 tmd y un déficit en el LI -11 tmd al igual que el escenario con Sustitución existirá un déficit en el LS de -116 tmd pero un superávit en el LI de 15 tmd. Si el consumo de GLP en el periodo 2009-2017 se encuentra en lo niveles del LS o LI de la demanda Sin Sustitución proyectada, existirán excedentes exportables en ambos límites.

En el mediano plazo 2009-2010 con la producción de la nueva planta de Río Grande, en el escenario de la demanda Con o Sin Sustitución se registra superávit con excedentes exportables.

A partir del año 2011 la producción se incrementa en grandes volúmenes debido a la entrada en operación de la Planta de Extracción de Licuables del Chaco Tarijeño, con lo que la producción total llega el año 2011 aproximadamente 2.172 tmd incrementándose hasta el año 2015 a producir 3.336 tmd manteniendo un comportamiento casi constante hasta el año 2017 donde registra 3.354 tmd. Esto nos permitirá disponer de excedentes exportables que beneficiaran al estado.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 16Proyección de la Producción y Demanda de GLP 2008-2017

(tmd)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Por lo tanto, si el consumo de GLP alcanzaría los niveles de LS de la demanda Sin Sustitución en el año 2008, para cubrir la demanda de GLP se deberá importar con anticipación y haber almacenado saldos en épocas de baja demanda o déficits (febrero, abril, julio, septiembre, noviembre y diciembre) sobre todo en las regiones de mayor consumo (La Paz, Santa Cruz, Cochabamba) para abastecer en las épocas de ma-yor demanda (enero, marzo, mayo, junio, agosto, octubre). Para tal efecto se cuenta con el D.S. Nº 29166 que autoriza la importación de este producto a YPFB.

La logística e infraestructura del transporte terrestre, ferroviario y fluvial de las rutas de importación desde los puntos de aprovisionamiento en el exterior (Argentina) hasta las regiones de mayor consumo del país, deberán ser similares a la importación de Diesel Oil.

La sustitución del GLP por gas natural de redes domésticas y GNV reducirá de manera significativa la demanda y déficit de este producto, por lo que se deberá agilizar los proyectos de sustitución (por cada 10.000 instalaciones de gas natural domiciliario se sustituyen un promedio de 7,3 tmd de GLP).

Si el consumo del GLP alcanzan los niveles del límite inferior de la demanda Sin Sustitución en el año 2008, la producción más los saldos disponibles cada mes, cubrirán la demanda total evitándose las importacio-nes.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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3. DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL POR REDES

3.1. DIAGNÓSTICO

3.1.1 Antecedentes

El servicio público de Distribución de Gas Natural por Redes tiene por objetivo transportar el gas natural desde el “City Gate” hasta los usuarios finales conectados a esta red. El City Gate comprende las instala-ciones destinadas a la recepción, filtrado, regulación, medición, y despacho de gas natural a ser distribuido a través de los sistemas de redes. Es el punto que separa el sistema de transporte del sistema de distribu-ción. Las redes de gas natural se dividen en redes primarias, utilizadas principalmente para la distribución a usuarios industriales y estaciones de GNV y redes secundarias, utilizadas para la conexión de usuarios comerciales y domésticos.

A partir del año 1986 se destinaron fondos provenientes del crédito francés para capacitación y el diseño y construcción de redes.

El Cuadro 1 muestra la evolución del número de instalaciones realizadas por categoría desde 1998 hasta 2007, asimismo se puede observar el punto de inflexión a partir de 2003, año en el cual YPFB inició el pro-ceso de masificación del uso del Gas Natural.

Cuadro Nº 1Número de Usuarios Históricos

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía y Superintendencia de Hidrocarburos

Las ciudades de Cochabamba, Santa Cruz y Sucre son atendidas por las empresas privadas de economía mixta EMCOGAS, SERGAS y EMDIGAS respectivamente. La ciudad de Tarija es atendida por EMTAGAS, una empresa con participación de entidades públicas.

YPFB atiende las ciudades de La Paz, El Alto, Oruro, Potosí y Camiri. COSERMO atiende a la población de Monteagudo a partir de 2006. En el cuadro Nº 2 se puede observar el número de usuarios historicos de Gas Natural por Redes desde la gestion 2006 hasta el año 2007 que tiene cada empresa distribuidora en cada categoría.

CategoriaAño Industrial Comercial Domestico Total

1998 848 547 4.701 6.096 1999 889 597 6.469 7.955 2000 920 733 9.276 10.929 2001 934 984 12.524 14.442 2002 958 1.179 15.065 17.202 2003 1.004 1.312 39.765 42.081 2004 1.045 1.533 50.543 53.121 2005 1.079 1.798 59.240 62.117 2006 1.127 2.127 68.389 71.643 2007 1.083 2.458 89.657 93.198

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 2Número de Usuarios por Empresa y Categoría

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

De la misma forma, en el siguiente cuadro podemos observar el tipo de conformacion de cada empresa Dis-tribuidora de Gas Natural por Redes. YPFB es una empresa estatal que opera en las ciudades de La Paz, El Alto, Potosi, Oruro y Camiri, EMTAGAS una empresa conformada por instituciones publicas (Prefectura de Tarija, Alcaldia) razon por la cual es una empresa pública, las empresas EMCOGAS, EMDIGAS y SER-GAS constituidas como empresas mixtas por la participacion minoritaria que tiene YPFB en las mismas.

Asimismo, en el cuadro 3 se muestra el número de usuarios domésticos a los cuales las empresas Distri-buidoras de Gas Natural por Redes atienden en sus respectivas areas de operación.

Gestión 2006Empresa Industrial Comercial GNV Domestico Sub TotalEMCOGAS 525 650 42 13.207 14.424 EMDIGAS 23 126 2 5.696 5.847 EMTAGAS 86 312 1 24.348 24.747 SERGAS 154 437 32 4.517 5.140 YPFB 247 579 12 20.353 21.191 COSERMO 3 23 - 268 294 Sub Total 1.038 2.127 89 68.389 71.643

Gestión 2007EMCOGAS 542 701 45 14.701 15.989 EMDIGAS 27 141 2 7.888 8.058 EMTAGAS 89 340 2 29.649 30.080 SERGAS 165 566 43 5.510 6.284 YPFB 258 700 15 31.316 32.289 COSERMO 2 10 - 593 605 Total 1.083 2.458 107 89.657 93.305

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 3Empresas Distribuidoras de Gas Natural y

Número de Usuarios DomésticosGestión 2006 y 2007

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gestión 2006CIUDAD EMPRESA MIXTA EMPRESA PUBLICA EMPRESA ESTATAL Número de Usuarios

DomésticosCochabamba EMCOGAS 13.207Sucre EMDIGAS 5.696Tarija EMTAGAS 24.348Santa Cruz SERGAS 4.517La Paz YPFB 20.353OruroPotosíMonteagudo COSERMO 268Sub Total 68.389

Gestión 2007Cochabamba EMCOGAS 14.701ClizaPunataSucre EMDIGAS 7.888Tarija EMTAGAS 29.649Entre RíosBermejoYacuibaVillamontesSanta Cruz SERGAS 5.510WarnesMineroMonteroLa Paz YPFB 31.316El AltoViachaOruroPotosíCamiriMonteagudo COSERMO 593TOTAL 89.657

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Las empresas operadoras privadas a cargo de la Distribución de gas por redes en el país suscribieron con-tratos de administración de redes de gas natural con YPFB en 1989, por el plazo de 20 años, estableciendo una serie de obligaciones y derechos para dichas empresas.

La participación accionaria de YPFB en las empresas distribuidoras de gas natural es minoritaria, siendo to-das ellas empresas privadas, a excepción de EMTAGAS la cual está conformada por instituciones públicas, en la que YPFB cuenta con una mejor participación accionaria en comparación al resto de las empresas distribuidoras de gas natural.

En lo referente a tarifas de Distribución de Gas Natural por Redes, las tarifas se calculan en base a la Re-gulación Tarifaria para la Distribución de gas natural, aprobada mediante Resolución Ministerial 03/93. Las tarifas son diferentes para cada una de las empresas distribuidoras de gas natural.

Asimismo, los precios del gas natural aprobados por Resolución Administrativa de la Superintendencia de Hidrocarburos difieren según el destino y usuario final

El precio de venta del gas natural a las estaciones de servicio de GNV es el mismo que al sector industrial.

Cuadro Nº 4Precios Máximos de Venta de Gas Natural

(En $us/Mpc)

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos (vigentes al 17 de agosto de 2007).

a) Disposiciones Legales Vigentes

La Ley de Hidrocarburos 3058 establece los siguientes lineamientos en lo que se refiere a la actividad de Distribución de Gas por Redes:

• Con relación a la actividad de Distribución de Gas por Redes, las concesiones para el servicio de Dis-tribución de gas por redes se otorgarán previa licitación pública convocada por la Superintendencia de Hidrocarburos (art. 104).

• El Ente Regulador, con carácter previo a la licitación de áreas de concesión invitará a YPFB para que por sí sola o en asociación, con carácter prioritario y de manera directa se adjudique la zona de conce-sión, cumpliendo los requisitos y obligaciones legalmente establecidos.

• Los precios de Distribución de gas natural deberán contemplar subsidios a ser otorgados a los consu-midores de menores ingresos.

• La pequeña industria, salud pública, asilos, orfelinatos, educación fiscal, electrificación rural, abastecimien-to de gas natural al área rural de acuerdo al impacto social de estas actividades, al turismo y al GNV.

EMPRESA MAXIMO APLICADOINDUSTRIAL COMERCIAL DOMÉSTICO INDUSTRIAL COMERCIAL DOMÉSTICO

YPFB 1,7 4,32 5,48 1,7 2,26 1,00 - 2,79(Camiri) 1,7 4,5 5,2 1,7 2,26 2,79EMCOGAS 1,7 5,17 5,17 1,7 5,17 5,17EMDIGAS 1,7 5,35 5,35 1,7 4,5 1,25 - 5,35SERGAS 1,7 5,37 5,37 1,7 2,50 - 5,00 5EMTAGAS 1,5 4,27 4,27 1,5 3 3

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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• La industria clasificada como gran consumidor de gas natural tendrá tarifas basadas en principios eco-nómicos pudiendo negociar precios menores con los productores, pasando los beneficios a los consu-midores finales.

• Las actuales empresas de distribución de gas natural se adecuarán a lo dispuesto en el art. 105 de la Ley, es decir, la metodología tarifaria, compromisos de inversión y planes de expansión.

• El Artículo 139 de la Ley de Hidrocarburos 3058 establece que el Estado Boliviano, utilizará el gas natural para apoyar y fomentar el desarrollo interno del país y luchar contra la pobreza y la exclusión social.

• De igual manera se otorgará este subsidio para apoyar el desarrollo productivo nacional con el uso del gas natural, como gas y/o energía para la irrigación del campo, la industria y la agroindustria nacional, la pequeña industria y artesanía, la generación de electricidad, la minería, el transporte y el turismo entre otros de acuerdo a una clasificación por consumo y el plan nacional que sea elaborado para el efecto.

El artículo 142 de la Ley Nº 3058 establece la creación del Fondo de Ayuda Interna al Desarrollo Nacional, el mismo que debiera conformarse con los siguientes recursos:

• 5% del Saldo del IDH que recibe el TGN

• Multas y sanciones del Sistema de Regulación

• Monetización del gas natural extraído en el marco de los contratos de compensación de servicios.

El Fondo de Ayuda Interna al Desarrollo Nacional, estará bajo tuición del Ministerio de Hacienda.

Dichos lineamientos fueron desarrollados en el reglamento de Distribución de Gas Natural por Redes, con D.S. No 28291, del 11 de agosto de 2005, que en sus artículos más relevantes establece lo siguiente:

• El concesionario debe construir, instalar, operar y mantener las redes primarias y secundarias y cual-quier otro equipo entre City Gate y los medidores de los usuarios en el área de concesión, así como presentar a la Superintendencia de Hidrocarburos para su aprobación y cumplimiento los compromisos de inversión, programas de desarrollo y planes de expansión por períodos de 4 años.

• La concesión para la distribución de gas por redes, otorgada por un plazo máximo de 30 años, faculta al concesionario a realizar las actividades de construcción, instalación, operación y mantenimiento de las redes y Distribución de gas natural.

• El concesionario deberá atender los requerimientos de servicio que soliciten los usuarios ubicados dentro de su área geográfica de concesión y expandir el servicio en áreas económicamente deprimidas con sus propios recursos.

En lo que se refiere al Título correspondiente a la parte tarifaria es importante señalar que de manera tran-sitoria se ha mantenido la misma metodología que fue aprobada por Resolución Ministerial el año 1993 y que fue considerada en cada uno de los contratos de los actuales operadores e YPFB. Sin embargo, en el mismo reglamento se dispone de un plazo determinado para establecer un nuevo régimen tarifario aplica-ble a la actividad de Distribución de Gas Natural por Redes.

Por otra parte, el Reglamento consolida el funcionamiento y la vigencia del Fondo de Redes y del Fondo de Operaciones:

• De acuerdo a Resolución Administrativa SSHH No. 260/98, el Fondo de Operación se encuentra cons-tituido por aquella parte de los ingresos provenientes de las ventas de gas natural, tanto de las efectua-das por YPFB como de los concesionarios y las actuales empresas distribuidoras, que no comprende

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

la tarifa de Distribución que dichas empresas perciben. Los recursos correspondientes al Fondo de Operaciones se encuentran destinados a inversiones, mantenimiento mayor y correctivo y canon de alquiler en Redes primarias de propiedad de YPFB. El Fondo de Operación corresponde a 0,16 $us/Mpc.

• Mediante Decreto Supremo Nº 27612 de 5 de julio de 2004, fue creado el Fondo de Redes para YPFB y para los concesionarios y actuales distribuidores; se encuentra constituido con los recursos provenien-tes de: los montos del Fondo de Operaciones, los montos que YPFB, los concesionarios o los actuales distribuidores que obtengan como producto de las rebajas en el precio del gas natural en City Gate, las multas pagadas conforme al artículo 112 de la Ley Nº 3058 y otros recursos adicionales. Los recursos de este Fondo deberán ser utilizados para el desarrollo de redes secundarias, acometidas y gabinetes, cofres de medición e instalación interna. Mediante Resolución SSDH N° 605/05, el fondo de redes que-da establecido en 0,32 $us/Mpc.

En lo que se refiere a las disposiciones transitorias se establece un capítulo concerniente a la Adecuación de los contratos de las actuales empresas distribuidoras de gas natural.

b) Auditoría a las Empresas Concesionarias de Redes de Gas

En el marco del Decreto Supremo Nº 28701, se emitió la Resolución Ministerial Nº 196/2006 de fecha 16 de agosto de 2006, la cual establece que YPFB asume el control total de la red de Distribución de gas natural en todo el territorio nacional previa auditoria técnica, económica, financiera y ambiental con la finalidad de establecer el grado de cumplimiento de los contratos suscritos entre YPFB y empresas concesionarias de redes de gas.

Dicha auditoria debería llevarse a cabo en el plazo de 120 días a las empresas privadas de redes de gas (SERGAS, EMCOGAS, EMDIGAS, EMTAGAS), sin embargo la Superintendencia de Hidrocarburos solicitó la ampliación del plazo indicado.

En este sentido, se emitió una nueva Resolución Ministerial Nº 245/2006 de 24 de noviembre de 2006, que amplia el plazo establecido en la Resolución Ministerial Nº 196/2006 en 180 días adicionales, computables a partir del 27 de noviembre de 2006. Este plazo fue ampliado hasta el 31 de diciembre del año en curso, mediante Resolución Ministerial N° 062/2007 de 18 de junio de 2007.

Por otro lado en lo que se refiere a las auditorias a las empresas privadas SERGAS; EMCOGAS Y EMDIGAS, en su tercera convocatoria, la misma que fuera adjudicada a la empresa Seinpetrol SRL mediante Resolución Interna ADM 0029/2007, habría quedado sin efecto por que la mencionada empresa no cumplió con la pre-sentación de los documentos de respaldo de su propuesta.

Esta situación deriva en que la Superintendencia de Hidrocarburos, considerando el plazo restante para la terminación de la presente gestión y el tiempo que tomaría realizar una nueva convocatoria, la misma que no seria factible en la gestión 2007, por lo que se la reprogramaría para la gestión 2008, teniendo resultados a medio año de la gestión 2008.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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3.1.2 Estado de Situación

Gráfico Nº 1Venta de Gas Natural en Mercado Interno por Categoría

(Gestión 2006)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

El Gráfico 1 muestra la estructura de la demanda de gas natural atendida mediante las redes de Distribu-ción de gas, en la gestión 2006, el sector industrial, que no incluye el consumo de las centrales de gene-ración eléctrica fue el mayor demandante de gas natural, representando 67,9% del consumo. Siguen en orden de importancia, el consumo de GNV con el 26,3%, el sector doméstico con el 3,1% y el comercial con el 2,7%, de la utilización de Gas Natural en promedio de la gestión 2006.

Gráfico Nº 2Venta de Gas Natural en Mercado Interno por Categoría

Gestión 2007

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

La Distribución de Gas Natural por Redes comprende el consumo del sector industrial, doméstico, co-mercial y vehicular. El Gráfico 2 muestra la estructura de la demanda de gas natural atendida mediante las redes de Distribución de gas, a diciembre de 2007, el sector industrial, que no incluye el consumo de las centrales de generación eléctrica fue el mayor demandante de gas natural, representando 62,6% del consumo (18.970 MMpc al año). Siguen en orden de importancia, el consumo de GNV con el 32,3% (8.999 MMpc al año), el sector doméstico con el 2,7% (926,81 MMpc al año) y el comercial con el 2,4% (779,37 MMpc por año), de la utilización de Gas Natural en promedio de la gestión 2007.

Estas cifras muestran que la tarea de desarrollar redes de gas natural para el uso domiciliario en particular por parte de las empresas distribuidoras privadas, es deficiente.

Gráfico Nº 3Volúmen de Gas Natural por Empresa Distribuidora

Gestión 2006

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.

En el gráfico 3 presentado a continuación se puede apreciar, que las Empresas Distribuidoras que tienen el mayor volumen de ventas son EMCOGAS (31,77%), SERGAS (26,47%) e YPFB (29,97 %).

Asimismo, en el gráfico 4 presentado a continuación se puede apreciar, que las Empresas Distribuidoras que tienen el mayor volumen de ventas son EMCOGAS (33,3%), SERGAS (30,8%) e YPFB (24,2%) a excepción de YPFB, EMCOGAS cuenta con tan solo el 17% de usuarios y SERGAS con el 6% del total de usuarios, por lo cual se puede decir que el consumo de Gas Natural en el eje troncal del país es el más importante.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 4Volúmen de Gas Natural por Empresa Distribuidora

Gestión 2007

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Las empresas de instalación interna de gas natural iniciaron sus actividades en 1999 con 4 empresas, esta cantidad fue incrementando notablemente, en especial desde el año 2003, a partir del cual las instalaciones fueron realizadas de manera gratuita a través de YPFB. Esta situación puede ser apreciada en el siguiente gráfico:

Gráfico 5Evolución de las Empresas Instaladoras de Gas Natural

(*) Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

En cuanto a la evolución del uso interno masivo de gas natural por redes, se llevaron a cabo diferentes pro-yectos para la instalación de gas natural a cargo de YPFB. El primer proyecto se inició en noviembre de 2002 con 14.000 instalaciones, en julio de 2003 se realizó una ampliación equivalente a 6.000 instalaciones.

En la actualidad, el Estado, a través del operador estatal YPFB, lleva a cabo el proyecto de expansión de redes de Distribución de gas natural, denominado proyecto 39K cuyo objetivo es 91.500 conexiones domi-ciliarias nuevas a realizar en las ciudades que atiende. Para llevar a cabo estas conexiones, es necesario realizar previamente la extensión de las redes secundarias de Distribución de gas natural y la puesta en funcionamiento de Estaciones Distritales de Regulación (EDR) y medición. La finalización de este proyecto con 64.760 instalaciones está prevista, de acuerdo a información de YPFB, para la gestión 2008, en la cuál se contempla llegar a un total de 100.000 instalaciones.

a) Características de las Redes

La redes son un conjunto de cañerías o ductos interconectados entre sí que conforman los sistemas de Distribución destinados al suministro de Gas Natural, éstas se clasifican en redes primarias y redes secun-darias. Las redes primarias son de acero y conforman la matriz del sistema de Distribución a partir de la estación de recepción y despacho, cuya presión de operación supera los 20 bares (290 psig) por lo cual se denominan sistemas de alta presión. Las redes secundarias que generalmente son de polietileno, se conforman a partir de las estaciones distritales de regulación y operan con una presión media de 4 bares (58 psig). Las instalaciones internas de acero o cobre, operan a una presión baja de 19 mbar.

Para llegar a un punto de conexión de gas natural domiciliario es necesario contar con las siguientes partes:

1) Red primaria.

2) Estación distrital de regulación y medición.

3) Red secundaria.

4) Acometida y gabinete de regulación y medición.

5) Instalación interna.

El costo promedio de la instalación interna de un punto en un domicilio, que comprende desde la salida del gabinete de medición hasta la cocina, es de 200 $us. El costo total de la conexión de un punto en un domicilio, que comprende desde la red primaria hasta la cocina, es de 870 $us.

Cuadro Nº 5Costos unitarios para instalación domiciliaria ($us/usuario)

Fuente: YPFB – Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

Los materiales empleados para los diferentes proyectos de instalación de redes, provienen de diferentes países. El primer proyecto de instalación, por parte de YPFB, se efectuó con material francés. El Proyecto Puente fue realizado con material argentino y material empleado para el Proyecto 39K proviene de China.

MONTOS DE INVERSION POR USUARIO (EN $US.)

Costo Promedio RED PRIMARIA RED SECUNDARIA ACOMETIDA INST. INTERNAS TOTAL70,0 370,0 230,0 200,0 870,0

* En la Red Primaria se incluye el costo del EDR.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Por otra parte, la longitud de redes de Distribución de gas natural colocada, alcanza al año 2006 a 541.695 m., en lo que se refiere a redes primarias, mientras que la longitud de las redes secundarias alcanza a 3.055.453 metros, en el territorio nacional. En el siguiente cuadro, se presenta la longitud de redes de gas natural.

Cuadro Nº 6Longitud de Redes de Distribución

(Al año 2006)

Nota.- Falta la discriminación por diámetros de Emtagas (Red Secundaria). Se sumó todo a 40 mm de diámetro.Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.

La empresa concesionaria EMDIGAS opera aproximadamente el 16% de las redes secundarias, EMCOGAS el 15%, EMTAGAS el 8% y SERGAS el 7%, y YPFB opera el 54% de las redes secundarias. (Gráfico 6).

Gráfico Nº 6Operación de Redes Secundarias

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

REDES(metros)

Red Primaria Red SecundariaAcero Polietileno Acero

2” 3” 4” 6” 8” 40 mm 63 mm 90 mm 110 mm 2”YPFB 130.154 140.403 103.803 119.586 14.170 1.210.200 202.950 210.320 8.640 16.640

508.116 1.648.750DISTRIBUIDORAS 25.503 8.076 0 0 0 1.288.637 67.078 50.988 0 0

33.579 1.406.703Total 541.695 3.055.453

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

b) Desarrollo de Redes

De acuerdo al número de usuarios de gas natural por redes se tiene que la tasa anual de crecimiento promedio desde el año 1999 hasta mayo de 2007 fue igual a 37%, mostrando un incremento significativo el año 2003 (145% en relación al año 2002) como se observa en el Gráfico 5 por parte de las empresas YPFB y EMTAGAS, debido a las instalaciones realizadas gratuitamente. A partir del año 2004, la tasa de crecimiento promedio disminuyó a 17%.

Gráfico Nº 7Número de Usuarios por Empresa

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos, Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

En este sentido, se puede evidenciar que hasta diciembre de 2007, el desarrollo de redes e instalaciones internas tuvo resultados más significativos mediante la participación de entidades públicas, con 32.289 instalaciones efectuadas por YPFB y 30.080 instalaciones realizadas por EMTAGAS hasta el final de la gestión 2007, en comparación con la iniciativa privada (EMCOGAS, EMDIGAS, SERGAS, COSERMO) que efectuaron 30.331 instalaciones (aproximadamente 32,5% del total nacional de instalaciones) (Gráfico 7).

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Page 151: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 8Número de Usuarios por Empresa Distribuidora

(A diciembre de 2006)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía – EMTAGAS hasta Octubre de 2007.Información de empresas Distribuidoras

Gráfico 9Número de Usuarios por Empresa Distribuidora

(A diciembre de 2007)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía – EMTAGAS hasta Octubre de 2007Información de empresas Distribuidoras

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

En base al crecimiento promedio histórico de los últimos tres años (2004-2006) del 19,92% anual, se pro-yectó el número de instalaciones domésticas para los años 2008 al 2012. Entonces, del 2013 al 2017 se prevé contar con una relación Urbano-Rural de 70/30%, cubriendo el 70% de viviendas en el área urbana y el 40 % en el área rural.

De mantenerse ese ritmo de crecimiento en las instalaciones domésticas, el consumo de GN hasta el año 2017, así como los volúmenes liberados de GLP debido al uso de GN, podrían desarrollase de la siguiente manera:

Cuadro Nº 7Proyección de las Instalaciones Domésticas

Escenario Conservador

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de la Superintendencia de Hidrocarburos.

c) Cobertura

Se entiende por cobertura posible (“cobertura”), al porcentaje de viviendas (hogares) que cuentan con instalaciones internas domiciliarias, respecto de un total de viviendas que cuentan con servicios básicos de agua potable y alcan-tarillado en ciudades capitales y poblaciones intermedias cercanas a gasoductos mayores a 2.000 habitantes.

Se entiende por cobertura total, al porcentaje de viviendas (hogares) que cuentan con instalaciones inter-nas domiciliarias, respecto al total de viviendas ya sea que cuenten o no con servicios básicos de agua potable y alcantarillado.

Al año 2007 la población nacional está distribuida en un 65% de población urbana y 35% población rural, contán-dose con una cobertura total del 4,82% del número de viviendas urbanas y un 1,98% de las rurales, abarcando una cobertura total del 3,83%.

Para realizar el análisis de la cobertura de gas natural por redes, en el periodo 2008 al 2012 se consideró la in-formación del Instituto Nacional de Estadística (INE) 2001, sobre el número de viviendas (hogares) que cuentan con servicios básicos de agua potable y alcantarillado, datos que fueron proyectados con una tasa de crecimiento histórica del 2,925% del número de hogares. El siguiente gráfico muestra las coberturas posibles en la gestión 2007 de acuerdo a dicha tasa.

AÑO Número Acumulado de Usuarios Domésticos

TotalAcumuladode UsuariosDomésticos

Consumo Total de GN En MM M3/

año

EquivalenciaEn Kg deGLP/año

EquivalenciaEn TM de GLP/año

SustitucionEn tmd de

GLP(Acumulado)

SustitucionEn tmd de

GLP(Anual)

Zona Urbana Zona Rural

2007 73.517 16.140 89.657 28,27 22.216.630 22.217 60,87 -

2008 88.160 19.355 107.515 33,9 26.641.836 26.642 72,99 12,12

2009 105.721 23.210 128.931 40,66 31.948.475 31.948 87,53 14,54

2010 126.779 27.833 154.612 48,75 38.312.113 38.312 104,96 17,43

2011 152.031 33.377 185.408 58,47 45.943.289 45.943 125,87 20,91

2012 182.313 40.025 222.338 70,11 55.094.477 55.094 150,94 25,07

2013 256.054 60.532 316.586 99,35 78.070.650 78.071 213,89 62,95

2014 332.647 81.504 414.151 129,65 101.882.755 101.883 279,13 65,24

2015 413.256 103.214 516.471 161,47 126.885.572 126.886 347,63 68,5

2016 494.468 124.794 619.262 193,46 152.028.420 152.028 416,52 68,88

2017 579.735 147.090 726.825 226,98 178.368.807 178.369 488,68 72,17

Page 153: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 10Cobertura de Gas Natural por Redes por Departamento

(Hasta la Gestión 2006-2007)

* En el departamento de Santa Cruz se excluye Camiri.Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía/ Instituto Nacional de Estadística (Población proyectada al año 2007)

Se observa que la cobertura posible de gas natural por redes en la localidad de Camiri llega aproximadamente a 43,4%, y en el departamento de Tarija a 37,4%, en las poblaciones donde se encuentran las coberturas posibles más bajas son en las ciudades de Santa Cruz, La Paz, y Cochabamba, con 1,5%, 3,6% y 9,0% res-pectivamente.

Por otro lado, a partir de las gestiones 2006 y 2007 se observa un incremento significativo en la cobertura de las areas de distribucion en donde YPFB opera la distribucion de Gas Natural por Redes.

De acuerdo a los datos del INE con la proyección mencionada, al año 2007, se cuenta con 2.342.856 vi-viendas (hogares) de las cuales 1.171.018 cuentan con servicios básicos de agua potable y alcantarillado, correspondiendo al 49,81%.

Al 2007 se cuenta con 89.657 instalaciones domiciliarias a nivel nacional, lo que permite obtener los siguien-tes indicadores:

La cobertura posible de instalaciones domiciliarias posibles a nivel nacional alcanza a diciembre de 2007 al 7.66% del total de 1.171.018 viviendas que cuentan con servicios básicos. La cobertura total de instalaciones domiciliarias alcanzaría a diciembre de 2007 al 3,83% respecto del total de 2.342.856 viviendas.

Para el cálculo de la demanda, se ha considerado un consumo mensual promedio de usuario doméstico de 1,00 Mpc/mes, calculado como el promedio de los años 2002 al 2007 para las ciudades capitales e incluyendo la ciudad de El Alto y de 0,60 Mpc/mes en las poblaciones intermedias.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 8Inversión realizada en la actividad de Distribución de Gas Natural por Redes

Gestión 2005, 2006 y 2007

Fuente: Ministerio de Hidrocarbuos y Energía con datos de la SH. (1) Inversiones estimadas excepto EMDIGAS

(2) Inversión estimada utilizando 870 $us por instalación

Tal como se puede observar en el anterior cuadro durante la gestion 2006 YPFB invirtió 7,6 veces más que en el año 2005 y en el año 2007: 9,2 veces más que el año 2006. Asimismo, en el año 2007 la inversión de YPFB ha significado el 68 % de las inversiones totales en la actividad de distribucion de Gas Natural por Redes.

3.1.3 Identificación de Problemas

• El suministro de gas natural por redes al usuario final en las ciudades más pobladas del país es inferior a lo esperado en más de 20 años transcurridos desde la otorgacion del crédito francés; llegándose a cubrir bajos porcentajes en el eje central con sólo el 3,6% en La Paz, 1,5% en Santa Cruz y 9,0% en la ciudad de Cochabamba, lo que frena el cambio de la matriz energética, mediante la masificación del uso de gas natural.

• Dada la baja cobertura existente se puede evidenciar que el desarrollo de redes por la iniciativa privada, mediante la concesión, no tuvo resultados significativos, verificándose que sólo mediante la participa-ción de entidades públicas (YPFB y EMTAGAS) y con financiamiento obtenido por el Estado nacional, el programa de uso masivo del gas natural por redes ha significado un mayor impulso al desarrollo de redes de gas natural en Bolivia.

• Debido entre otros, a demoras en la adquisición de gabinetes de medición, el Proyecto 39K ha tenido como consecuencia un retraso en el avance de las instalaciones internas.

• El sistema de asignaciones, inspecciones y proceso de pago es muy lento, lo cual retrasa las instala-ciones internas en las áreas que son manejadas por YPFB.

• Se debe contar oportunamente con el material necesario para la eficiente ejecución del proyecto de masificación del uso del gas, tales como gabinetes de medición, equipos, tuberías, etc., así como con

Montos de Inversión (MM$us) Instalaciones de Gas Natural Domiciliario

Dpto. Empresa 2005 2006 2007(1)Cochabamba EMCOGAS 0,04 0,02 0,04 Chuquisaca EMDIGAS 0,77 0,70 0,88 Tarija EMTAGAS 5,33 2,74 3,13 Santa Cruz SERGAS 0,55 0,48 0,50 La Paz, Oruro, Potosi (Camiri)

YPFB 0,14 1,07 9,82

YPFB-LA PAZYPFB-ORUROYPFB-POTOSIYPFB-CAMIRIMONTEAGUDO

Total 6,82 5,02 14,36

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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el personal técnico calificado que permita el ágil desarrollo del proceso y garantice a su vez una buena ejecución.

• No se cuenta con los resultados de la auditoria técnica, económica, financiera y ambiental a ser reali-zada a las empresas concesionarias de redes de gas, para establecer el grado de cumplimiento de los contratos suscritos entre YPFB y las empresas comercializadoras de gas natural, así como para poder determinar la participación accionaria que YPFB debería tener en cada una de estas empresas.

• Otro factor que parece ser importante es la provisión de los materiales tanto para la instalación de redes como para las instalación de acometidas en el mercado nacional con especial énfasis en la de cañería de acero galvanizado, utilizadas en las instalaciones domiciliarias, que son objeto de un incremento especulativo en el precio.

• La incidencia del precio de las cañerías es del orden del 21%, del costo de una instalación interior promedio, lo que permite aseverar que es posible mantener y/o bajar los costos mediante políticas adecuadas.

3.1.4 Conclusiones

El suministro de gas natural por redes hasta el usuario final en la mayoría de las ciudades del país, es infe-rior a lo esperado en más de 20 años transcurridos desde el crédito francés.

De acuerdo a la normativa vigente, los recursos correspondientes al Fondo de Operación y al Fondo de Re-des tienen como destino la inversión en redes primarias propiedad de YPFB, el desarrollo de redes secun-darias, acometidas, gabinetes e instalaciones internas. Por lo tanto dichos recursos deben ser destinados a la ampliación de cobertura de gas natural por redes en el país.

De acuerdo a la reglamentación vigente, todo proyecto de redes de gas natural y planes de expansión, deben ser presentados a la Superintendencia de Hidrocarburos, para su aprobación, requisito que algunas empresas instaladoras no han venido cumpliendo.

Por otra parte, la composición accionaria de las empresas distribuidoras de Gas Natural muestra que en el caso de las empresas SERGAS, EMCOGAS, y EMDIGAS, los accionistas privados tienen la mayor parti-cipación, mientras que YPFB tiene la participación minoritaria. Por su parte, en la empresa EMTAGAS no existen accionistas privados, contando con participación mayoritaria de la Prefectura de Tarija, YPFB y la Alcaldía Municipal de la ciudad de Tarija.

Dentro de este contexto, es importante obtener los resultados de la auditoria técnica, económica, financiera y ambiental con la finalidad de establecer el grado de cumplimiento de los contratos suscritos entre YPFB y empresas concesionarias de redes de gas, para de esta manera determinar la participación accionaria de YPFB en las empresas distribuidoras de gas natural.

Es importante tomar en cuenta la normativa vigente en la que YPFB tiene la prioridad de obtener las con-cesiones de Distribución de Gas Natural por Redes, y el Decreto Supremo de Nacionalización, donde se instruye a YPFB tomar el control de la actividad de Distribución de Gas Natural por Redes.

YPFB deberá preparar los planes de expansión y proyectos pertinentes para asumir esta actividad en todas las áreas geográficas de Distribución, exigidos por la reglamentación vigente.

Es tarea necesaria la reglamentación del artículo 142 de la Ley de Hidrocarburos 3058, que establece la creación del Fondo de Ayuda Interna al Desarrollo Nacional.

Es necesario que la actividad de Distribución de Gas Natural por Redes sea rentable para el concesionario, razón por la cual se debe actualizar el reglamento tarifario correspondiente a esta actividad, tomando en cuenta el mandato de la Ley de llegar a áreas deprimidas.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Se debe tomar en cuenta que los contratos de Distribución entre YPFB y las empresas privadas fenecen el año 2009, para lo cual se deben establecer políticas en lo que se refiere a esta actividad.

YPFB debe adecuar la estructura de la Unidad encargada de la Distribución de Gas Natural por Redes, cuya dimensión, capacidad económica y operativa le permita enfrentar el desafió encomendado por Ley para la masificación del uso del gas natural a nivel nacional.

3.2 ESTRATEGIA DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL POR REDES

3.2.1 Objetivo

Masificar el Uso del Gas Natural en el Mercado Interno a través de la actividad de Distribución de Gas Natural por Redes e instalaciones domiciliarias a objeto de lograr el cambio de la matriz ener-gética.

3.2.2 Identificación de Alternativas de Solución y sus Impactos

Alternativas e impacto social y económico

Para conseguir -en el corto y mediano plazo- un mayor avance en la masificación del uso de GN por redes, existen dos claras alternativas que pueden permitir el logro de este objetivo:

A. YPFB por sí misma toma el control total de la Distribución a nivel nacional. Para ello se propone que a parte de continuar operando en los departamentos y ciudades donde actualmente realiza esta actividad, administre la Distribución de Gas Natural por Redes en el resto de ciudades atendidas por las otras empresas.

De acuerdo a los resultados a ser obtenidos mediante la auditoría técnica, económica financiera a las empresas privadas de Distribución de Gas Natural por Redes, YPFB podrá evaluar la situación técnica económica de las empresas en las cuales deba operar al vencimiento de los contratos en el transcurso de la gestión 2009.

En este sentido, al contar YPFB en la actualidad con la Gerencia de Ductos y Redes de Gas que fuera establecida en la Ley Nº 3058, permitirá fortalecer el proceso de masificacion del uso del Gas Natural.

En esta alternativa, YPFB debe financiar todo el proceso de masificación por sí mismo, con recursos propios y los previstos por ley mediante el Fondo de Redes, Fondo de Operaciones, etc., así como recurriendo a otros financiamientos.

B. YPFB asume el control efectivo de la Distribución de Gas Natural por Redes en asociación, la cual puede darse de dos maneras:

• Conformar una empresa subsidiaria que administre, opere y ejecute la Actividad de Distribu-cion de Gas Natural por Redes a nivel nacional.

• Conformar empresas subisidiarias departamentales que podrían contar con la participación de Prefecturas y Municipios, para lo cual YPFB debe constituirse en el accionista mayoritario con facultad de control y dirección de la empresa.

En ambos casos, YPFB debe constituirse en el accionista mayoritario con facultad de control y dirección de la empresa.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Los datos históricos presentados en la evolución de las instalaciones realizadas, permiten ver que se ha avanzado más mediante entidades públicas, tales como YPFB y EMTAGAS. En su caso, las Prefecturas y Municipios aportarían con sus ingresos propios y las Alcaldías Municipales coadyuvarian en agilizar los tra-bajos de obras civiles, apertura de zanjas, reposición de obras civiles y la coordinación sería automática.

Dentro de este contexto, al asumir YPFB de manera integral la actividad y expansión de las redes de gas natural domiciliaria en todo el territorio nacional, se requiere que esta empresa cuente con una tarifa de Distribución de Gas por Redes que le permita recuperar sus costos e inversiones y le otorgue cierta renta-bilidad a dicha actividad y le permita realizar subsidios cruzados entre usuarios de zonas económicamente rentables y usuarios de zonas deprimidas.

YPFB deberá prepararse técnica, administrativa y financieramente, a objeto de asumir en la Gestión 2009 la actividad de Distribución de Gas Natural por redes en las áreas geográficas atendidas por otras empre-sas de Distribución.

3.2.3 Metas

A continuación se presentan las metas programadas para la conexión de nuevos usuarios al sistema de Distribución de Gas Natural por Redes con la finalidad de mejorar e incrementar el nivel de cobertura de instalaciones internas del servicio de gas natural por redes en las distintas ciudades y localidades del país.

Sin dejar de lado las instalaciones industriales y comerciales, se debe priorizar las conexiones domiciliarias, con el objetivo de llegar a las ciudades capitales por tener mayores facilidades para las conexiones, para-lelamente proseguir con las poblaciones intermedias y aquellas que puedan ser incorporadas al sistema de transporte de gas por ductos a través de un hot tap y finalmente continuar con las conexiones en áreas rurales donde no se cuenta con un sistema de transporte de gas natural por ductos mediante el sistema de gasoductos virtuales de gas natural.

El plan de conexiones domiciliarias plantea concluir el Proyecto 39K el año 2008, así como continuar con las instalaciones en ciudades y poblaciones intermedias, iniciar el proyecto de instalación de las poblacio-nes cercanas al sistema troncal de ductos, así como la ejecución del Proyecto del Trópico de Cochabamba, continuando a nivel nacional con las instalaciones de redes en aquellas viviendas que cuentan con servi-cios básicos.

Asimismo, se deben realizar estudios técnicos y económicos para abastecer a mediano y largo plazo a poblaciones alejadas de los gasoductos del sistema nacional a través de gasoductos reales y/o virtuales, asi como se debe contar el Reglamento para el transporte de Gas Natural por módulos.

3.2.3.1. Gestión 2008 - 2012

En el escenario Conservador, a partir del año 2008 se proyectó el número de instalaciones hasta el año 2012 en base al crecimiento promedio histórico de los últimos tres años (2004-2006) del 19,92% anual.

Para el escenario Optimista se ha considerado que el plan de YPFB para el año 2008 considera 100.000 conexiones domiciliarias, de las cuales 79.000 se efectuarán en ciudades y 21.000 en poblaciones inter-medias.

A su vez, de acuerdo a informacion remitida por las empresas privadas distribuidoras de gas natural por Redes efectuarán 13.521 instalaciones en ciudades y 9.788 en poblaciones intermedias, haciendo un total de 23.309 en la gestión 2008.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

De las 100.000 instalaciones planificadas para la gestión 2008 por YPFB, 64.760 corresponden a la fina-lización del Proyecto 39K y el saldo restante, es decir, 35.240 instalaciones dentro del nuevo Proyecto de Suministro de Gas Natural por Redes.

En consecuencia el año 2008 se efectuarán un total de 123.309 instalaciones.

Sobre esta base, realizando una proyección hasta fines del 2012, se llegará a contar con 655.316 insta-laciones domésticas acumuladas, logrando una cobertura total del 25,48%,habiéndose incrementado el número de usuarios en 565.659 unidades en el quinquenio.

Para ejecutar el plan 2008 YPFB ha estimado una inversión de 87,01 MM $us en la forma que explica el cuadro siguiente.

Cuadro Nº 9Inversión planificada por YPFB

Gestión 2008

Fuente: YPFB

3.2.3.2. Gestión 2013-2017

A partir del año 2013 se proyectó el número de instalaciones hasta el año 2017 a través de la fijación de dos objetivos en cuanto al nivel de cobertura planteado al año 2027, un primer objetivo conservador es el de alcanzar una cobertura del 70% en el área urbana y 40% en el área rural, el segundo objetivo optimista consiste en llegar a una cobertura del 90% en el área urbana y el 60% en el área rural.

En consecuencia aplicando el escenario optimista en sujeción a la política de masificación de uso del gas natural, el número acumulado total nacional de instalaciones domiciliarias hasta el 2017 alcanzará a 1.213.519 viviendas, llegando a una cobertura total del 43,33%.

En los siguientes dos cuadros se muestra el número de instalaciones planificadas para las gestiones 2008 a 2012, es necesario indicar que el número de instalaciones planificadas para la instalación de Gas Natural domiciliario corresponde a datos sujetos a ajustes en coordinación con YPFB.

Montos de Inversión Departamento Numero de Instalaciones Internas Total (En MM $us)

LA PAZ 64.020 55,7ORURO 12.010 10,4POTOSI 7.240 6,3CHUQUISACA 3.300 2,9SANTA CRUZ 4.430 3,9COCHABAMBA 7.500 6,5TARIJA 1.500 1,3TOTALES 100.000 87,01

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 10Número de Instalaciones por Departamento

Desde 2008 a 2012

Planificación sujeta a modificacionesFuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Ciudad Gestión 2008 2009 2010 2011 2012

YPFBTotal La Paz 64.020 60.800 50.900 48.150 35.145Total Potosi 7.240 7.000 15.520 13.509 5.479Total Oruro 12.010 10.041 8.000 6.500 8.000Total Santa Cruz 4.430 4.930 10.204 10.700 23.576Total Chuquisaca 3.300 3.700 4.400 6.558 8.755Total Cochabamba 7.500 13.173 9.470 13.200 20.476Total Tarija 1.500 1.500 4.000 4.500 4.500

PrivadosTotal Cochabamba 10.919 3.358Total Santa Cruz 6.813 4.185Total Chuquisaca 1.800 1.600Total Tarija 3.777 5.062Total YPFB 100.000 101.144 102.494 103.117 105.931Total Privados 23.309 14.205Total Nacional 123.309 115.349 102.494 103.117 105.931Total Acumulado 212.966 328.315 430.809 533.926 639.857

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 11Número de Instalaciones por ciudades y poblaciones intermedias

Gestión 2008

Planificación sujeta a modificacionesFuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Ciudad Gestión 2008YPFB

Total La Paz 64.020

La Paz 14.500

El Alto 43.000

Viacha 2.720

Sica sica 800

Patacamaya 3.000

Calamarca

Total Potosi 7.240

Potosi 6.000

Betanzos 1.240

Total Oruro 12.010

Oruro 10.100

Caracollo 1.910

Total Santa Cruz 4.430

Santa Cruz de la Sierra 1.500

Boyuibe 390

Chorety 140

Camiri 2.400

Total Chuquisaca 3.300

Sucre 1.180

Monteagudo 400

Tarabuco 724

Villa Abecia 251

Muyupampa 445

Camargo 300

Total Cochabamba 7.500

Cochabamba 1.500

Tiquipaya 2.000

Punata 4.000

Total Tarija 1.500

Tarija 1.500

Poblaciones Intermedias

Privados Total Cochabamba 10.919

Cochabamba 6.319

Poblaciones Intermedias 4.600

Total Santa Cruz 6.813

Santa Cruz de la Sierra 3.125

Poblaciones Intermedias 3.688

Total Chuquisaca 1.800

Sucre 1.800

Poblaciones Intermedias -

Total Tarija 3.777

Tarija 2.277

Poblaciones Intermedias 1.500

Total YPFB 100.000 Ciudades 79.280

Poblaciones Intermedias 20.720

Total Privados 23.309 Ciudades 13.521

Poblaciones Intermedias 9.788

Total Nacional 123.309

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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3.2.4 Proyecciones de Requerimiento de Gas Natural

Tomando en cuenta las consideraciones mencionadas se han establecido objetivos en cuanto a la expan-sión de redes de gas natural, habiéndose realizado para el efecto, dos escenarios; un escenario conserva-dor y otro optimista para los sectores industrial, doméstico y comercial.

3.2.4.1. Sector Doméstico

Al año 2007 se ha considerado una relación urbano/rural del 65% urbana y 35% rural, contándose con una cobertura total del 4,82% de las viviendas urbanas y un 1,98% de las rurales, alcanzando una cobertura total nacional del 3,83%.

En base a estas relaciones se han establecido escenarios con diferentes parámetros de dicha relación y en ellas distintos objetivos de cobertura en función al desarrollo de los servicios básicos esperados al año 2027, de una adecuada política de desarrollo integral que evite la migración campo - ciudad y de la eficien-cia administrativa y operativa de YPFB en la actividad de distribución de gas natural por redes.

En estos escenarios se han establecido diferentes metas de cobertura en función al desarrollo de los ser-vicios básicos esperados al año 2027.

Escenario Optimista

En el escenario optimista, para el periodo 2008 – 2012, se ha considerado un número planificado de insta-laciones presentado por YPFB y en el periodo 2013 – 2017, se prevé contar con una relación urbano/rural prevista de 60/40%, cubriendo el 90 % de viviendas en el área urbana y el 60 % en el área rural, alcanzando una cobertura total del 78 %, al 2027.

Escenario Conservador

En el escenario Conservador, a partir del año 2008 se proyectó el número de instalaciones hasta el año 2012 en base al crecimiento promedio histórico de los últimos tres años (2004-2006) del 19,92% anual.

En este escenario, para los años 2013 al 2017, se prevé contar con una relación Urbano-Rural de 70/30%, cubriendo el 70% de viviendas en el área urbana y el 40 % en el área rural, alcanzando una cobertura total del 61%, al 2027.

Para realizar el cálculo de las coberturas en ambos escenarios, se han considerado limitaciones técnicas, económicas u otras, que evitan lograr cubrir la totalidad del número de hogares, habiéndose aplicado un factor de disminución al número de hogares proyectados totales del 10%.

Asimismo, para la proyección del volumen de Gas Natural para este sector se consideraron varios supues-tos y argumentos, los cuales son:

- Se utilizaron los datos proyectados de la población urbana y rural del INE por quinquenios (2005–2010-2015–2020 y 2025) habiéndose encontrado el número de población entre quinquenios mediante regresión lineal hasta el 2027.

- Se ha utilizado como referencia, el dato del INE de 4,2 habitantes por hogar para estimar el número de hogares que existen en la zona urbana y rural.

- De acuerdo a datos proporcionados por la Superintendencia de Hidrocarburos el consumo promedio por vivienda es de 1 Mpc/mes en la zona urbana y de 0,6 Mpc/mes en la zona rural.

- La proyección del volumen de gas natural del periodo 2008 hasta el 2012 se realizó en función de las instalaciones planificadas en dicho periodo.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Dentro de este contexto, para la ejecución del proyecto de suministro de gas natural por redes para el sector doméstico hasta el 2012 se estima que de acuerdo al escenario alto se requerirán de 0,56 MMmcd como demanda del sector doméstico.

De acuerdo a las consideraciones antes señaladas, el escenario elegido es el optimista, en este sentido, se plantea llegar al año 2017, a 1.213.519 instalaciones domiciliarias.

Para el año 2017 se estima que se requerirán de 1,02 MMmcd para cubrir la demanda de gas natural por redes para el sector domiciliario. (Gráficos 8 y 9).

Gráfico Nº 11Volumen Proyectado de Gas Natural - Sector Domiciliario

(en MMmcd)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

3.2.4.2. Sector Comercial

De acuerdo a la informacion de la Superintendencia de Hidrocarburos, el año 2007, el sector comercial demandó 0,06 MMmcd de Gas Natural para 2.458 usuarios.

Para la proyección del volumen de gas natural para el Sector Comercial en el periodo 2008 - 2017 se ha utilizado la relación entre el número de usuarios comerciales y el número de usuarios domésticos desde la gestión 2004 hasta el año 2007, misma que en promedio dió como resultado 2,98%. Posteriormente se cal-culó la diferencia anual de dicha relación, que en promedio dio como resultado una disminución de 0,14%, mismo que se fue restando anualmente a la relación encontrada para el año 2007.

A continuación se estimó el número de usuarios comerciales hasta el año 2017 multiplicando el número de usuarios planificados en el sector doméstico por la relación calculada anteriormente.

Finalmente se encontró el consumo específico del sector comercial en el periodo 2000 - 2007, de 0,000026 MMmcd, con el cual se calculó el volumen requerido para el sector comercial dado el número de usuarios comerciales estimado en el periodo 2008 - 2017.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Escenario Optimista

El escenario optimista para el sector comercial, se ha obtenido emplendo el procedimiento anteriormente descrito con el número de usuarios domésticos correspondiente al escenario optimista.

De acuerdo a ello, en el escenario optimista del sector comercial se tiene como resultado un volumen pro-yectado de gas natural para el año 2012 igual a 0,39 MMmcd y de 0,50 MMmcd para el año 2017.

Escenario Conservador

De manera similar, se aplicó el procedimiento al escenario Conservador del número de instalaciones do-mésticas.

En el escenario conservador del sector comercial se tiene como resultado un volumen proyectado de gas natural para el año 2012 igual a 0,13 MMmcd y de 0,30 MMmcd para el año 2017.

Gráfico Nº 12Volumen Proyectado de Gas Natural - Sector Comercial

En MMmcd

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos

3.2.4.3. Sector Industrial

La metodología empleada se sustenta fundamentalmente en tres criterios de política para distinguir los dos escenarios: las proyecciones en la tasa de crecimiento del PIB nacional a precios constantes, la tasa de crecimiento del sector industrial y el objetivo de penetración del consumo de gas en el sector industrial.

Escenario Optimista

- Para el periodo planificado 2007-2012 se empleó las tasas de crecimiento del PIB nacional incluido el proyecto del Mutún proyectadas por la Unidad de Análisis de Políticas Económicas (UDAPE).

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

- La tasa de crecimiento del PIB industrial en el periodo 2007-2012 es el proyectado por UDAPE (4,82% promedio).

- Para el periodo 2013-2017 se consideró una tasa de crecimiento de 5,63% resultado de un promedio geométrico de los años 2007 - 2012.

- La participación efectiva del sector industrial en la gestión 2007 - 2012 fue calculada a partir de las proyecciones de UDAPE cuyo valor inicial es aproximadamente de 18,87% con relación al PIB total. Partiendo de este dato observado, se planteó como objetivo de política aumentar dicha participación al 20% hasta el año 2027 de una manera gradual.

- La participación del consumo de gas natural del sector industrial es para el año 2007, de 37%, y con-siderando una política de masificación y mayor penetración del gas natural en la industria, se prevé un aumento del porcentaje del sector industrial que emplea gas natural como energético al 50% hasta el año 2027. Este objetivo se planteó en función al análisis comparativo que se hizo para Argentina y Brasil, países que tomaron de 15 a 20 años en incrementar la participación del consumo de gas natural dentro del sector industrial en aproximadamente un 8%.

- El promedio de la tasa de crecimiento del consumo de gas natural llega a 7,53% hasta el año 2027, habiéndose obtenido un volumen de 2,14 MMmcd para el año 2012, y de 3,08 MMmcd para el 2017.

De esta manera, el volumen proyectado para el sector industrial, en base a los objetivos que se pretenden alcanzar, es igual a 3,08 MMmcd. (Gráfico 13), hasta el 2017.

Escenario Conservador

- Para proyectar una tasa de crecimiento moderada, en el escenario conservador se consideró el prome-dio geométrico de las tasas de crecimiento del PIB Nacional desde 1998 hasta el 2012, que considera un periodo histórico hasta el 2006 y las proyecciones de UDAPE en el periodo 2007 - 2012. La tasa promedio de crecimiento resultante del PIB Nacional es del 4,0%, la que ha sido empleada para el pe-riodo 2007-2027.

- La participación efectiva en la gestión 2007 es del 18,87% con relación al PIB total. Partiendo de este dato observado, en el escenario conservador se planteó como política de masificación aumentar dicha participación al 19% en el año 2027 de una manera gradual.

- A raíz de dicha participación se derivan las tasas de crecimiento del sector industrial habiéndose obte-nido una tasa de crecimiento geométrica de 4,037%, que posteriormente se aplicó al consumo de gas natural en el periodo 2007 - 2027.

- La participación del consumo de gas natural del sector industrial es para el año 2007, de 37%, y con-siderando una política de masificación y mayor penetración del gas natural en la industria, se prevé un aumento del porcentaje del sector industrial que emplea gas natural como energético al 45% hasta el año 2027.

- El promedio de la tasa de crecimiento del consumo de gas natural llega a 5,05% hasta el año 2027, habiéndose obtenido un volumen de 1,89 MMmcd para el año 2012, 2,42 MMmcd para el 2017 y 3,95 para el 2027.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 13Volumen Proyectado de Gas Natural

Sector IndustrialEn MMmcd

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos/ Instituto Nacional de Estadística.

En este sentido, a continuación se presentan los volúmenes totales de Gas Natural proyectados que se requerirían en función al escenario optimista para cada sector, para la gestión 2008 el sector domiciliario demandará 0,18 MMmcd, el sector Comercial un volumen de 0,14 MMmcd, el consumo por GNV alcanzará 0,78 MMmcd y el sector industrial demandará 1,59 MMmcd. A continuación se muestra en el Cuadro Nº 12, el resumen por categorías del Total de la Demanda Proyectada hasta el año 2017, en el escenario optimista.

Cuadro Nº 12Demanda Total de Gas Natural

Por Sector

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Año Volumen de Gas Natural En MMmcd Total MMmcd

Sector

Domiciliario Comercial Industrial GNV

2006 0,06 0,05 1,34 0,52 1,97

2007 0,07 0,06 1,47 0,69 2,29

2008 0,18 0,16 1,59 0,78 2,69

2009 0,28 0,23 1,71 0,89 3,09

2010 0,38 0,30 1,84 1,00 3,51

2011 0,47 0,34 1,98 1,12 3,94

2012 0,56 0,39 2,13 1,26 4,38

2013 0,65 0,42 2,30 1,41 4,85

2014 0,74 0,45 2,47 1,58 5,35

2015 0,83 0,48 2,66 1,76 5,89

2016 0,93 0,49 2,86 1,96 6,46

2017 1,02 0,50 3,08 2,18 7,06

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

3.2.5. Acciones

YPFB debe asumir el control total de la Distribución de Gas Natural por Redes en el territorio nacional, en cumplimiento del Decreto Supremo de Nacionalización.

En este sentido, al contar YPFB en la actualidad con una la Gerencia de Ductos y Redes de Gas que fuera establecida en la Ley Nº 3058, permitirá fortalecer el proceso de masificacion del uso del Gas Natural.

Las alternativas para conseguir el objetivo planteado y en cumplimiento a la normativa vigente, se plantean a continuación:

A) YPFB por sí misma toma el control total de la Distribución a nivel nacional. Para ello se propone que a parte de continuar operando en los departamentos y ciudades donde actualmente realiza esta actividad, administre la Distribución de Gas Natural por Redes en el resto de ciudades atendidas por las otras empresas.

En esta alternativa, YPFB debe financiar todo el proceso de masificación por sí mismo, con recursos propios y los previstos por ley mediante el Fondo de Redes, Fondo de Operaciones, etc., así como recurriendo a otros financiamientos.

B) YPFB asume el control efectivo de la Distribución de Gas Natural por Redes en asociación, la cual puede darse de dos maneras:

• Conformar una empresa subsidiaria que administre, opere y ejeute la Actividad de Distribución de Gas Natural por Redes a nivel nacional.

• Conformar empresas subisidiarias departamentales que podrían contar con la participación de Pre-fecturas y Municipios, para lo cual YPFB debe constituirse en el accionista mayoritario con facultad de control y dirección de la empresa.

En ambos casos, YPFB debe constituirse en el accionista mayoritario con facultad de control y dirección de la empresa

3.2.6. Inversiones

Los recursos que pueden obtenerse de las ventas de volúmenes de gas natural en el mercado interno como resultado de la administración del Fondo de Operaciones y el Fondo de redes de muestra en el siguiente cuadro.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 13Fondo de Redes y Fondo de Operaciones

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

A continuación se detallan los factores e instituciones que pueden formar parte de las opciones de finan-ciamiento.

Cuadro Nº 14Potenciales Fuentes de Financiamiento

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

El cuadro siguiente muestra la diferencia entre el monto de inversión anual y el monto recaudado por con-cepto del Fondo de Redes para efectivizar el Plan de Instalación de Gas por Redes, la cual asciende a 685,53 MM$us.; monto a ser cubierto por las fuentes de financiamiento potenciales.

Actores Fuentes de Financiamiento YPFB Fondo de Redes y Fondo de OperacionesOrganismos Internacionales y Exterior CAF, Cooperación Internacional- Prefecturas - Municipios - Participación de la Población (Org. Sociales)

- Regalías, participaciones e IDH - Obras civiles - Mano de Obra

Ley de Hidrocarburos 3058 Infracciones y SancionesArticulo 112Articulo 142

Fondo de Ayuda Interna al Desarrollo Nacional

Año TotalMMmcd

Total Mpc/dia

Fondo Operaciones(0,16 $us/Mpc)

en $us/día

Fondo de Redes(0,32 $us/Mpc)

en $us/dia

TotalEn MM $us/año

2006 1,98 69.923 11.188 22.375 12,25

2007 2,29 80.871 12.939 25.879 14,17

2008 2,69 95.142 15.223 30.445 16,67

2009 3,09 109.277 17.484 34.969 19,15

2010 3,51 124.126 19.860 39.720 21,75

2011 3,94 139.018 22.243 44.486 24,36

2012 4,38 154.664 24.746 49.493 27,1

2013 4,85 171.297 27.407 54.815 30,01

2014 5,35 189.010 30.242 60.483 33,11

2015 5,89 208.023 33.284 66.567 36,45

2016 6,46 227.986 36.478 72.955 39,94

2017 7,06 249.418 39.907 79.814 43,7

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro 15Requerimiento Total de Inversión

MM$us.

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y EnergíaLas gestiones 2008 y 2009 incluyen inversión de las empresas privadas

Asimismo, en el anterior cuadro se ha estimado el monto de inversiones que deberían ser ejecutados por par-te de YPFB desde el año 2008 hasta el 2012 y las empresas Privadas hasta la conclusión de su contrato de distribución (2009), de acuerdo a la planificación de la Estrategia de masificación del uso del Gas Natural.

Es importante, mencionar que el monto de inversiones utilizado para realizar la estimación es de 870 $us, sin embargo, cabe indicar que el precio del acero y de otros materiales para la instalación de Redes Prima-rias, secundarias y los respectivos accesorios pueden verse incrementados.

En este sentido, las estimaciones presentadas en este documento estan sujetas a la oscilación de precios internacionales de los materiales, equipo y accesorios para la instalación de Gas Natural por Redes.

3.2.7. Impactos

La masificación del uso del gas natural, tendrá un importante impacto social. El gas natural es más barato que la energía a la cual sustituye, el GLP y la energía eléctrica en el caso de uso domiciliario en las ciuda-des, lo que redundará en beneficio directo de la población atendida.

Al ser el gas natural más seguro que el GLP, y siendo que la normativa vigente exige que cualquier ins-talación sea debidamente inspeccionada, permite que el usuario goce de una mayor seguridad que en el caso de las garrafas del GLP.

El gas natural no necesita almacenamiento, lo que brinda al usuario mayor seguridad y comodidad de utilización.

Las conexiones residenciales generarán fuentes de trabajo de mediana duración durante la implementa-ción del proyecto de Distribución. Asimismo, la actividad de Distribución generará empleos permanentes de corte técnico, comercial y administrativo, con diversos grados de especialización.

Se generarán oportunidades para las pequeñas y micro-empresas orientadas a la venta, conversión, re-paración de vehículos; a la venta, producción y reparación de gas domésticos.

Año Númeroinstalaciones a realizarse

Monto de inversión

Volumen deGas Natural

Total Mpc/día

Monto Recaudado

Diferencia

2008 123.320 107,29 95.142 16,67 90,62 2009 115.349 100,35 109.277 19,15 81,21 2010 117.942 102,61 124.126 21,75 80,86 2011 103.117 89,71 139.018 24,36 65,36 2012 105.931 92,16 154.664 27,10 65,06 2013 105.811 92,06 171.297 30,01 62,04 2014 108.745 94,61 189.010 33,11 61,49 2015 114.385 99,51 208.023 36,45 63,07 2016 111.830 97,29 227.986 39,94 57,35 2017 117.432 102,17 249.418 43,70 58,47 Total 1.123.862 977,76 1.667.959,85 292,23 685,53

Page 169: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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El acceso al gas permitirá un crecimiento industrial con oportunidades laborales en las áreas de logística, servicios, producción y elaboración.

El incremento del valor de la vivienda, por contar con el servicio de la red domiciliaria y ahorro por con-cepto de combustible usado.

El gas natural es más limpio que cualquier otro combustible de origen fósil, carbón y leña, lo que permitirá menor contaminación del medio ambiente.

En términos económicos se posibilitará un ahorro de 3,09 MM$us aproximadamente al año 2008, 9,38 MM$us hasta el año 2012 y el año 2017 se generaría un ahorro para el Estado de 17,49 MM$us por con-cepto de disminución del subsidio de GLP, reduciendo erogaciones del TGN, además existe la posibilidad de exportar GLP previo al abastecimiento del mercado interno.

A continuación se presenta un cuadro con las estimaciones del ahorro generado por la liberación de volúmenes de GLP dados los proyectos de instalaciones de redes, debido a que el precio del GLP es un precio subven-cionado por el Estado tal como lo establecen los Decretos Supremos Nº 28117 y 28121. Cabe indicar que el siguiente cuadro fue calculado en base al escenario optimista de la instalación de Gas Natural domiciliario.

Cuadro Nº 16Ahorro del TGN por la sustitución de GLP por Gas Natural

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

En la actividad de Distribución de gas por redes se encuentra la comercializacion de gas natural a las estaciones de servicio de GNV, las cuales son consideradas como usuarios del sector industrial por los importantes volúmenes de gas natural que demandan, por lo que el sector industrial y las ventas por GNV, revisten gran importancia en la estrategia, para viabilizar un subsidio cruzado con el sector doméstico.

Es importante resaltar que el volumen de Gas Natural consumido por el sector doméstico es comparativa-mente bajo en relación al número de usuarios de dicho sector, a diferencia de lo que ocurre en el sector in-dustrial, el cual se caracteriza por consumir volúmenes grandes de Gas Natural con un número de usuarios muy reducido. Esto implica que la Tarifa de Distribución de Gas Natural del sector doméstico no garantiza una tasa de rentabilidad adecuada para la empresa de Distribución, razón por la cual es necesario que la tarifa del sector industrial permita realizar subsidios al sector doméstico, a fin de garantizar el retorno de las inversiones en el desarrollo de Redes para el sector doméstico.

Año TotalUsuarios

VOLUMENAnual (MM M3)

Equivalencia de GLP (En Kg/Año)

Garrafas de 10 Kg liberadas por año

Ahorro acumulado del TGN (MM $us/año)

2006 68.389 23,24 18.515.106 1.851.511 1,092007 89.657 28,27 22.525.192 2.252.519 1,322008 212.977 66,03 52.607.008 5.260.701 3,092009 328.326 101,63 80.972.003 8.097.200 4,752010 446.268 137,37 109.447.619 10.944.762 6,432011 549.385 169,06 134.698.868 13.469.887 7,912012 655.316 200,45 159.703.318 15.970.332 9,382013 761.127 239,83 191.080.751 19.108.075 11,222014 869.872 272,19 216.866.356 21.686.636 12,732015 984.257 306,16 243.927.356 24.392.736 14,322016 1.096.087 339,17 270.228.614 27.022.861 15,872017 1.213.519 373,76 297.787.822 29.778.782 17,49

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

En el siguiente cuadro se puede observar que en promedio los ingresos correspondientes por la venta de Gas Natural a un usuario industrial es equivalente a los ingresos percibidos por la venta a 617 usuarios do-mésticos, los ingresos percibidos por la venta a una Estación de Servicio de GNV es equivalente a 2.427,4 usuarios domésticos y, por último, los ingresos percibidos por la venta a un usuario comercial equivale a 18,7 usuarios domésticos.

Cuadro Nº 17Relación de Ingresos por Tipo de Usuario

(1) Tarifa de distribución aplicada por YPFBFuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

La masificación del uso del gas natural especialmente en el sector domiciliario conlleva a sustituir el consu-mo de GLP en garrafas. De acuerdo al escenario optimista plasmado en la presente estrategia de Distribu-ción de Gas Natural por Redes del sector doméstico se pronostica que el consumo de gas natural sustituirá al consumo de GLP en la forma que a continuación se indica:

Cuadro Nº 18Sustitución de la Demanda de GLP por Gas Natural

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Tipo deUsuario

Consumo PromedioMpc/usr-mes

Tarifa$us/Mpc (1)

Ingreso Bruto$us/usr-mes

Relacion Tipo de Usuariovs. Doméstico

Industrial 1.253,80 1,7 2.131,50 617,0GNV 4.932,47 1,7 8.385,20 2.427,40Comercial 28,52 2,26 64,5 18,7Doméstico 1,24 2,79 3,5 1,0

AÑO Número Totalde usuariosAcumulados

Consumo Total de GN

En MM M3/año

EquivalenciaEn Kg de GLP/

año

EquivalenciaEn TN de GLP/

año

SustituciónEn TND de GLP

(Acumulado)2006 68.389 23,24 18.261.477 18.261 50,032007 89.657 28,27 22.216.630 22.217 60,872008 212.977 66,03 51.886.369 51.886 142,152009 328.326 101,63 79.862.805 79.863 218,82010 446.268 137,37 107.948.347 107.948 295,752011 549.385 169,06 132.853.691 132.854 363,982012 655.316 200,45 157.515.616 157.516 431,552013 761.127 232,47 182.683.486 182.683 500,52014 869.872 265,28 208.462.902 208.463 571,132015 984.257 299,68 235.497.166 235.497 645,22016 1.096.087 333,18 261.821.071 261.821 717,322017 1.213.519 368,25 289.382.172 289.382 792,83

Page 171: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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3.2.8. Conclusiones

YPFB debe asumir el control total de la Distribución de Gas Natural por Redes en el territorio nacional, en cumplimiento del Decreto Supremo de Nacionalización.

Se debe fortalecer la actual estructura de YPFB en la actividad de Distribución de Gas Natural por Redes, mediante la creación de la Gerencia de Ductos y Redes establecida en la Ley Nº 3058.

Esta Gerencia tendrá el control a nivel nacional, ya sea mediante Unidades departamentales de YPFB, o mediante la conformación de empresas departamentales subsidiarias pudiendo aquí participar las Prefec-turas y Municipios que a su vez permitirán obtener recursos económicos y establecer un sistema coordina-do entre la Distribución del Gas Natural por Redes con el desarrollo urbano.

En cumplimiento a lo dispuesto en el reglamento de Distribución de Gas Natural por Redes y de acuerdo a la estrategia planteada:

- YPFB deberá prepararse técnica, administrativa y financieramente, a objeto de asumir en la Gestión 2009 la actividad de Distribución de Gas Natural por Redes en las áreas geográficas atendidas por otras empresas de Distribución, a medida que fenezcan los contratos suscritos por las empresas distri-buidoras privadas.

- Asimismo YPFB deberá generar y preparar los planes de expansión y proyectos pertinentes para asu-mir esta actividad en todas las áreas geográficas de Distribución.

Para el cumplimiento de las metas propuestas se considera necesario adoptar las siguientes medidas:

• Efectuar una reingeniería en el proceso de asignación, inspecciones y asignaciones en los proyectos de YPFB.

• Conseguir nuevas fuentes de financiamiento además del Fondo de Redes y del Fondo de Operaciones, así como hacer efectivos los mecanismos de financiamiento establecidos en la Ley Nº 3058.

• Establecer nuevos procedimientos para agilizar la recepción de materiales para la construcción de re-des e instalaciones internas.

• Establecer una adecuada escala de precios para las instalaciones internas, para las Empresas Instala-doras de Gas, a objeto de lograr mayor participación de las mismas en el proceso de masificación, en especial de aquellas empresas que pueden realizar mayores inversiones.

• Ampliar el número de marcas e industrias de cañerías certificadas para su uso en instalaciones inter-nas, o alternativamente considerar que sea YPFB quien provea dichas cañerias a las empresas insta-ladoras, a efecto de evitar la especulación del precio de las mismas en el mercado.

• Establecer una nueva estructura tarifaria que permita a las empresas Distribuidoras de Gas Natural por Redes contar con los recursos suficientes para cubrir sus costos, se reconozcan sus inversiones y le permita poder llegar hasta áreas deprimidas a través de un su subsidio cruzado.

En las instalaciones domiciliarias se han considerado las comprendidas en ciudades capitales, poblaciones intermedias y aquellas que puedan ser incorporadas al sistema de transporte de gas por ductos a través de hot taps, así como efectuar conexiones en poblaciones donde no se cuenta con un sistema de transporte de gas natural por ductos mediante el sistema de redes virtuales de gas natural.

Finalmente, en la presente Estrategia Nacional se ha considerado la inclusión de proyectos específicos dirigidos a poblaciones intermedias como a las de Potosí y el Proyecto del Trópico de Cochabamba, para la instalación de redes de Gas Natural.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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4. GAS NATURAL VEHICULAR - GNV

4.1. DIAGNÓSTICO

4.1.1. Antecedentes

En Bolivia las reservas de hidrocarburos líquidos son escasas y las de Gas Natural son abundantes, razón por la cual, la política sobre los hidrocarburos está orientada al cambio de la matriz energética nacional, entendida como la masificación del uso y consumo del Gas Natural en el mercado interno. Dentro de este objetivo, uno de los planes es la sustitución en el sector transporte de combustibles líquidos tales como gasolina, Diesel Oil y GLP por Gas Natural Vehicular (GNV), como alternativa económicamente atractiva y ecológicamente más limpio.

Al respecto, el objetivo antes del proceso de Nacionalización de los Hidrocarburos, planteaba convertir aproximadamente 70.000 vehículos del parque automotor nacional en un período de 5 años, dando prio-ridad a vehículos que utilizaban GLP como combustible y vehículos del transporte público sindicalizado y cooperativizado.

El Plan de Conversión a GNV presentaba los siguientes objetivos:

• Estabilizar los precios del transporte, dotando al sector de un combustible alternativo más barato.

• Disminuir los índices de contaminación, al ser un combustible ecológicamente limpio.

• Fomentar la Inversión Nacional y Extranjera, en el rubro de consumo de Gas Natural en el mercado interno.

• Aprovechar el recurso natural energético más abundante en el país y atender prioritariamente la de-manda social.

a) Estrategia Contemplada en el Plan Nacional

La estrategia contemplada en el Plan Nacional en cuanto al financiamiento, comprendía la creación de un fideicomiso privado, administrado por una entidad financiera privada encargada de la administración de los fondos destinados a la conversión masiva de vehículos. Los recursos serían aportados por inversionistas interesados en el plan, o por créditos gestionados con aval del mismo fondo.

El mecanismo de fideicomiso financiaba la conversión de cada vehículo y el usuario final pagaba su trans-formación al momento de cargar GNV a su vehículo, de acuerdo a los términos establecidos al momento de realizar la conversión, y mediante un Sistema Electrónico de Control. Esto garantizaba el repago de los fondos a los inversionistas, de acuerdo al flujo que se explica en el siguiente esquema:

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Esquema de Estrategia contemplada en el Plan Nacional

Al respecto, se debe indicar que el conflicto de intereses entre financiadores y usuarios finales imposibilitó la implementación del fideicomiso.

b) Políticas para Incentivar la Conversión a GNV

Las políticas que se dictaron para incentivar la conversión de vehículos a GNV comprenden el marco legal existente para este objeto.

El Decreto Supremo Nº 27956 de 22 de diciembre de 2004 estableció el marco normativo (Reglamento de Precios y Reglamentos Técnicos), los procedimientos para implementar el Plan Nacional de Conversión de Vehículos a Gas Natural, y la estrategia de conversión del parque automotor nacional a GNV, para la masificación del uso de Gas Natural en el mercado interno.

Asimismo, el Decreto Supremo establece un Comité Nacional de Gas Natural Vehicular, entidad sin fines de lucro, integrada por las empresas que forman parte de la cadena del GNV (productores, transportadores de Gas Natural, distribuidores, Estaciones de Servicio de GNV, proveedores y talleres de conversión), des-tinada a coordinar y garantizar la eficiente aplicación del Plan Nacional de Conversión a GNV.

Para dar cumplimiento al Plan Nacional, se establecen Programas de Conversión a GNV iniciales y promo-cionales, los cuales son un conjunto de acciones llevadas adelante por parte de privados y el Estado.

Por otra parte, el Reglamento de Precios del GNV, establece la metodología de Cálculo y Ajuste del Precio del GNV, que de manera inicial y a objeto de promocionar los Programas de conversión incluye un incentivo fiscal para el desarrollo del sector, durante la primera etapa se considera un Impuesto Especial a los Hidrocarburos y sus Derivados para el GNV (IEHDGNV) igual a cero, un Margen Minorista (EESS) igual a 1,176 Bs/mc, y deter-mina que el Precio Final del GNV alcanzará un valor máximo de 50% del precio final de la gasolina especial.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cabe señalar que actualmente el precio final del GNV es de 1,66 Bs/mc, menor al 50% del precio de la gasolina.

Dentro de los incentivos para consolidar las inversiones y las conversiones en el mercado interno, también se aprobó el Reglamento de Construcción y Operación de Estaciones de Servicio de GNV y Talleres de Conversión de GNV, así como el Reglamento de Recalificación de Cilindros de Acero sin Costura.

c) Programas Iniciales de Conversión de GNV

La implementación de los Programas de conversión a GNV, administrados e impulsados exclusivamente por ini-ciativa privada, consistió en el establecimiento de Ferias de Gas Natural Vehicular, dentro de las cuales existían los siguientes planes:

Plan Cerrado (GLP a GNV), diseñado exclusivamente para la conversión de vehículos que funcionaban a GLP, tenía una duración de 21 meses (6 meses para la conversión de vehículos y 15 para el consumo de Gas Natural de los vehículos convertidos). Cada propietario pagaba el costo total de los cilindros y del kit de conversión en un taller autorizado. En contraparte, el programa le otorgaba, mediante vales, un volumen de Gas Natural equi-valente al 100% del costo de conversión.

Este Plan otorgaba mayores beneficios que el Plan Abierto, tomando en cuenta que es necesario priorizar la conversión de vehículos que funcionaban a GLP, ya que el uso de este combustible en vehículos no tiene regla-mentación y se encuentra prohibido.

Plan Abierto (Gasolina y Diesel a GNV), diseñado para la conversión de vehículos que funcionaban a gasolina o Diesel Oil, tenía una duración de 30 meses (18 meses para la conversión de vehículos y 12 para el consumo de Gas Natural de los vehículos convertidos). Cada propietario pagaba el costo total de los cilindros y del kit de conversión en el taller autorizado. En contraparte, el programa le entregaba Gas Natural, mediante vales, equi-valente al 60% de los costos totales de conversión.

A partir de estos planes, se establecieron diferentes Ferias de Gas Natural en las ciudades de Santa Cruz, El Alto, La Paz y Tarija, en las que participaban todas las empresas de la Cadena de GNV: Productoras, Transpor-tadoras, Distribuidoras, Estaciones de Servicio de Gas y Talleres de conversión.

Los vales para el consumo mensual de GNV eran canjeados diariamente en las Estaciones de Servicio que participaban del plan. El costo de los vales se cubriría proporcionalmente con la cesión de márgenes de todas las empresas que conforman la Cadena de GNV.

Al respecto, según un estudio realizado por Transredes1, el costo total de conversión a GNV de vehículos es 625 $us y el costo de conversión de buses es 2.100 $us, tal como se puede observar en el cuadro si-guiente.

1 Análisis de costos de conversión de los vehículos para la solicitud de la aprobación de la Tarifa con Distingo Razonable para el “Nuevo Programa Promocional Abierto de Conversión a Gas Natural Vehicular (GNV)”.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 1Costo de Conversión de Vehículos a GNV

(en $us)

Fuente: Transredes(*) 2 cilindros 25 mc.

De esta manera, considerando los costos presentados en el Cuadro 1 y en base a una estimación realizada respecto a las conversiones que se han dado a lugar por tipo de combustible (Gasolina Especial, GLP o Diesel Oil) ya que no se cuenta con información exacta de este detalle, se calculó el monto aproximado invertido en las conversiones efectuadas a nivel nacional. (Cuadro 2). Cabe indicar que dicha inversión no incluye los costos en Estaciones de Servicio de GNV.

Cuadro Nº 2Inversión Estimada Efectuada en la Conversión de Vehículos a GNV

(en M$us)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

4.1.2. Estado de Situación

a) Evolución de la Actividad de GNV

La conversión del parque automotor se promocionó mediante una política de incentivos y créditos. Dentro de este contexto, el consumo de GNV tuvo una tasa de crecimiento anual promedio de 35,57% entre los años 2004 y 2007, superando el crecimiento en otros sectores, industrial (7,38%), comercial (14,43%) y doméstico (23,67%) durante el mismo periodo. (Gráfico 1).

Descripción Vehículos BusesCilindro 330 $us * 1.100 $usOtolización 0 600 $usReductor 165 $us 185 $usAccesorios 50 $us 100 $usMano de Obra 80 $us 115 $usTotal Costo 625 $us 2.100 $us

Año Conversiones Anuales a GNV a nivel nacional

Inversión(M$us)

1999 841 5442000 1.694 1.0962001 3.280 2.1232002 4.117 2.6642003 5.002 3.2372004 7.701 4.9842005 16.168 10.4632006 20.265 13.1142007 22.883 14.808

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 1Ventas de GNV en Estaciones de Servicio

(en Mpc)

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.

El Gráfico 2 muestra que al aumentar la penetración del GNV en el periodo 2004 a 2007, la demanda de gasolinas presenta una tasa de crecimiento anual promedio pequeña (6,59%) en comparación al GNV (35,57%), lo que muestra que el Gas Natural está compitiendo efectivamente con la gasolina.

El consumo del Diesel Oil continúa creciendo, mostrando que el GNV no sustituyó al uso de este combus-tible, dado los altos costos de conversión de vehículos que funcionan a Diesel Oil, así como el alto uso de este combustible en el sector agrícola. Por lo tanto, serían necesarias otro tipo de iniciativas orientadas al segmento de buses y transporte pesado para lograr la competitividad del GNV.

Gráfico Nº 2Consumo de Gasolinas, Diesel Oil y GNV

(en Mbbl para las Gasolinas y el Diesel Oil y en Mpc para el GNV)

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

En cuanto al análisis regional, es importante destacar que la ciudad de Cochabamba se constituye como el principal consumidor de GNV con más del 46 por ciento de las ventas totales de dicho combustible en terri-torio nacional, al año 2007. Esta situación puede deberse a que el parque automotor de esta ciudad tenía mayor potencialidad para convertirse, ya que usaba en su mayoría gasolina, mientras que en Santa Cruz la mayor parte del parque automotor funciona a Diesel Oil. Asimismo, el alto grado de desarrollo de redes primarias en Cochabamba respecto a otras ciudades del país, coadyuvó a la implementación de Estaciones de Servicio de GNV lo cual impulsó la conversión de vehículos.

El Alto representa un porcentaje considerable, igual al 11%, dentro del consumo de GNV a nivel nacional, este incremento de la demanda ocasionó la instalación de varios talleres de conversión a GNV (17% de los talleres a nivel nacional se encuentran en El Alto).

El creciente número de conversiones a GNV en las ciudades de Cochabamba, Santa Cruz y El Alto puede ser atribuido a la topografía llana de dichas ciudades, debido al mejor rendimiento que se logra del GNV.

Durante la gestión 2007, La Paz, Sucre y Oruro muestran un escaso desarrollo del parque vehicular a GNV, con el 2,3%, 1,5% y 0,9% del total nacional respectivamente, mostrando que en algunos mercados del país el precio del GNV, altamente competitivo frente a otros combustibles, no fue incentivo suficiente para la conversión. Tarija cuenta con el 1,4% del parque automotor a GNV a diciembre de 2007, cuya primera Estación de Servicio GNV entró en funcionamiento en mayo de 2004. (Gráfico 3)

Gráfico Nº 3Porcentaje de Ventas de GNV en Estaciones de Servicio por Ciudad

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.

El parque vehicular convertido a GNV en Bolivia es de 86.315 vehículos a diciembre de 2007, mostrando una tasa de crecimiento anual durante el último año (2006 – 2007) igual a 36%. En general, el número de vehículos a GNV presentó una tasa de crecimiento anual promedio aproximada de 40% (1999-2007), don-de Cochabamba es la ciudad que tiene un mayor número de autos convertidos a GNV. (Cuadro 3).

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 3Evolución del Número de Vehículos Convertidos a GNV por Departamento

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.

Los vehículos convertidos a GNV mostraron un aumento creciente durante el periodo 1999-2007, como porcentaje del parque automotor nacional total al año 2007, los vehículos convertidos a GNV representan el 15,98%, lo cual demuestra que las políticas de conversión fueron progresivamente incrementado el número de autos convertidos. (Cuadro 4)

Cuadro Nº 4Vehículos Convertidos a GNV como % del Total del Parque Automotor

Fuente: Instituto Nacional de Estadística/ Superintendencia de Hidrocarburos(*) Datos Estimados.

Cabe destacar que la mayor conversión de vehículos a Gas Natural generó una fuerte inversión en los ta-lleres de conversión instalados en el país. Como se puede observar en el Gráfico 4, existe una correlación positiva entre el número de vehículos convertidos a GNV y el número de talleres de conversión, durante el periodo 1998 a 2007.

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007Total Parque Automotor

87.381 244.840 336.528 350.282 358.799 377.728 413.713 447.361 504.709 540.269 *

VehículosConvertidos a GNV

4.364 5.205 6.899 10.179 14.296 19.298 26.999 43.167 63.432 86.315

% de Vehículos Convertidos a GNV

4,99% 2,13% 2,05% 2,91% 3,98% 5,11% 6,53% 9,65% 12,57% 15,98%

CIUDAD 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007El Alto 554 602 716 1.293 1.537 1.723 2.088 3.161 4.963 7.970La Paz 7 102 254Cochabamba 1.359 1.986 3.216 5.743 9.173 12.742 17.462 26.015 36.021 45.445Santa Cruz 2.353 2.511 2.747 2.835 3.187 4.193 6.406 11.917 19.145 28.141Sucre 98 106 189 215 264 480 596 751 1.145 1.806Oruro 0 0 31 93 135 160 184 313 483 720Tarija 0 0 0 0 0 0 263 1.003 1.573 1.979Total Acumulado 4.364 5.205 6.899 10.179 14.296 19.298 26.999 43.167 63.432 86.315

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 4Número de Vehículos Convertidos a GNV

Número de Talleres de Conversión de GNV

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

A diciembre de 2007, el 36,36% de los talleres de conversión a GNV se encuentra en Cochabamba; el 31,82% en Santa Cruz; el 17,05% en El Alto; el 5,68% en Tarija; el 3,41% en La Paz; el 3,41% en Sucre; y finalmente, el 2,27% en Oruro (Cuadro Nº 5).

Cuadro Nº 5Evolución del Número de Talleres de Conversión a GNV por Departamento

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

Actualmente, todas las Estaciones de Servicio de GNV se alimentan de Gas Natural mediante el sistema de redes primarias de distribución de Gas Natural, empleando la presión de entrega necesaria, aproximada-mente 19 Bar. (276 PSI). Este punto es importante, ya que el desarrollo de nuevas Estaciones de Servicio

CIUDAD 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007El Alto 1 1 2 2 3 3 4 8 14 15La Paz 0 0 0 0 0 0 0 1 3 3Cochabamba 3 3 4 8 14 18 20 25 29 32Santa Cruz 2 4 4 4 7 12 13 19 25 28Sucre 1 1 1 1 1 1 1 2 3 3Oruro 0 0 1 1 1 1 1 1 2 2Tarija 0 0 0 0 0 0 3 5 6 5TOTAL 7 9 12 16 26 35 42 61 82 88

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GNV dependerá de la expansión de las redes primarias de distribución y la capacidad dentro el sistema de distribución de Gas Natural para atender la creciente demanda.

A su vez, la disposición de Estaciones de Servicio de GNV es un incentivo adicional para la conversión de vehículos a GNV. Actualmente existen 109 Estaciones de Servicio de GNV en el país, donde la mayor cantidad de Estaciones se encuentran en Cochabamba, Santa Cruz y El Alto. (Cuadro 6)

Cuadro Nº 6Evolución del Número de Estaciones de Servicio de GNV por Departamento

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

b) Resultados de las Ferias de GNV

Las Ferias de Gas Natural Vehicular se establecieron en varias ciudades del territorio boliviano con el fin de impulsar la conversión a GNV, con el apoyo de empresarios privados.

En la ciudad de Santa Cruz, la tasa de crecimiento anual promedio de consumo de GNV, durante el periodo 1999 y 2004, era igual a 23,8% y el promedio de los años 2005 y 2007 fue igual a 67,6%, mostrando un incremento de 43,8 puntos porcentuales.

Este incremento puede ser explicado por la implementación de la Feria de Gas Natural en Santa Cruz, de-bido a que con dicho Programa se convirtieron 10.000 vehículos a GNV, de los cuales 1.700 funcionaban a GLP, 8.150 a Gasolina y 150 a Diesel Oil.

Esto implica que del total de vehículos convertidos a GNV durante las gestiones 2005 y 2006 (12.739 vehícu-los convertidos en Santa Cruz), el 78,5% corresponde a conversiones realizadas en la Feria establecida en la ciudad de Santa Cruz. (Gráfico 5).

CIUDAD 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007El Alto 1 1 2 3 4 5 6 7 10 15La Paz 0 0 0 0 0 0 0 1 2 2Cochabamba 6 6 9 11 18 28 34 35 42 45Santa Cruz 7 7 7 7 8 10 15 19 32 41Sucre 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2Oruro 0 0 1 1 1 1 1 1 1 2Tarija 0 0 0 0 0 0 1 1 2 2TOTAL 15 15 20 23 32 45 58 66 91 109

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 5Vehículos Convertidos a GNV en Santa Cruz

(Gestiones 2005 - 2006)

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos Feria del Gas Natural Santa Cruz

Para la implementación de la Feria de Gas Natural antes mencionada, se aprobaron tarifas base para el transporte de Gas Natural con distingo razonable igual a cero2 (0) $us/Mpc, mediante Resoluciones Admi-nistrativas emitidas por la Superintendencia de Hidrocarburos.

Para el caso de vehículos que funcionaban a GLP, se estimó la conversión de 4.500 vehículos, para lo cual se aprobó la tarifa base con distingo razonable a ser aplicada al transporte de un volumen de 447 MMpc de Gas Natural por el plazo de 21 meses, a partir de la fecha de inicio del Proyecto.

Este programa concluyó en noviembre de 2006, donde el volumen entregado por la conversión de vehiculos que funcionaban a GLP fue igual a 73.746 Mpc, lo que representa el 16% del volumen destinado y aprobado para dicho programa. Sin embargo, al examinar el número de vehículos convertidos, se puede evidenciar que el programa logró la conversión de 1.700 vehículos, lo que representa el 38% del valor estimado (4.500 vehículos). Ver Cuadro 7.

2 La Tarifa Mercado Interno a regir para el volumen, tramos y plazo mencionados, será igual al Sobrecargo de la Cuenta Diferida (SCD) vigente al momento de realizar el transporte.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 7Resultados de la Feria de Gas Natural en Santa Cruz

Conversión de Vehículos que Funcionaban a GLP

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos Feria del Gas Natural Santa Cruz

En el caso de conversiones de vehículos que funcionan a gasolina o Diesel Oil, la Superintendencia de Hidrocarburos aprobó una tarifa base con distingo razonable igual a cero (0) $us/Mpc para un volumen igual a 577.909 Mpc, por el plazo de 30 meses (desde abril de 2005 hasta octubre de 2007). Este programa consideraba una entrega diaria de 1.589 Mpc para la conversión estimada de 9.000 vehículos en la ciudad de Santa Cruz.

A 2007, se empleó el 94% de dicho volumen y analizando el número de vehículos convertidos a GNV se observa que se convirtieron 8.300 vehículos, que es igual al 93% del objetivo estimado (9.000 vehículos) (Cuadro 8).

Cuadro Nº 8Resultados de la Feria de Gas Natural en Santa Cruz

Conversión de Vehículos que funcionaban a Gasolina y Diesel Oil

Fuente: Superintendencia de HidrocarburosFeria del Gas Natural Santa Cruz

Se considera que el programa evidentemente ha contribuido de manera positiva a lograr la conversión a GNV. Los resultados para el programa de sustitución de gasolina en la ciudad de Santa Cruz han sido satis-factorios. Sin embargo, se encuentra la necesidad de implementar más programas que logren la conversión a GNV de aquellos vehículos que funcionan a GLP y Diesel Oil.

En lo que se refiere a las ciudades de La Paz y El Alto, la tasa de crecimiento anual promedio de consumo de GNV, durante el periodo 1999 a 2004, era igual a 26,9% y el promedio de los años 2005 a 2007 fue igual a 40,9%, mostrando un incremento de 14 puntos porcentuales. Este incremento puede ser explicado por la implementación de la Feria de Gas Natural.

Para la ejecución de este Programa de Conversión, la Superintendencia de Hidrocarburos aprobó me-diante Resolución Administrativa una tarifa base con distingo razonable igual a cero (0) $us/Mpc, para un volumen de 245.962 Mpc de Gas Natural. El objetivo de dicho programa consistía en la conversión de

Volumen Aprobado según Resolución

Administrativa(en Mpc)

Volumen Entregado por Conversión a GNV

(en Mpc)

% de uso delVolumenAsignado

Número deVehículosEstimados

Número Efectivo de Vehículos Convertidos

% de Vehículos convertidos a

GNV

447.000 73.746 16% 4.500 1.700 38%

Tipo de Conversión

Volumen Aprobado según Resolución

Administrativa(en Mpc)

Volumen Entregado por Conversión a

GNV (en Mpc)

% de uso del Volúmen

Asignado

Número de Vehículos Estimados

Número Efectivo de Vehículos

Convertidos

% de Vehículos

convertidos a GNV

Gasolina 577.909 540.660 94% 9.000 8.150 91%Diesel Oil 150 2%

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

1.500 vehículos que operaban a GLP, estimando una entrega diaria de 265 Mpc por el plazo de 21 meses a partir de la fecha de inicio del Proyecto.

La finalización de este programa fue en abril de 2007, en el cual se entregaron 2.085 Mpc por la conversión de vehículos que funcionaban a GLP, lo que representa el 0,85% del volumen destinado a dicho programa. (Cuadro 9).

Para aquellos vehículos que funcionan a gasolina o Diesel Oil, la Superintendencia de Hidrocarburos apro-bó una tarifa base con distingo razonable igual a cero (0) $/Mpc para un volumen de 545.803 Mpc de Gas Natural, cuyo plazo de entrega fue hasta enero de 2008 (30 meses computables a partir de la fecha de inicio del Proyecto). Este programa estimó una entrega diaria de 1.501 Mpc para la conversión de 8.500 vehículos en las ciudades de La Paz y El Alto.

Del volumen asignado por la Superintendencia de Hidrocarburos, se empleó el 8,15%, donde el 100% co-rresponde al volumen entregado a vehículos que funcionaban con gasolina. (Cuadro 9)

Cuadro Nº 9Volumen Entregado por Conversión a GNV en la Feria de Gas Natural en El Alto

Fuente: Superintendencia de HidrocarburosFeria del Gas Natural El Alto

El programa de sustitución de gasolina en las ciudades de La Paz y El Alto, tuvo un desempeño razonable, pero no ha tenido el mismo impacto que en la ciudad de Santa Cruz. Asimismo, tal como se puede observar, la conversión de GLP no ha tenido mayor impacto.

Este bajo rendimiento y resultados del programa en La Paz, pueden ser explicados por los problemas de abastecimiento de Gas Natural, que se dieron durante este periodo en el occidente del país a causa de las dificultades de disponibilidad de capacidad de transporte en el gasoducto del Altiplano (GAA).

Por otra parte, en la ciudad de Tarija las conversiones a GNV se iniciaron el año 2004. A través de la imple-mentación del Programa de Conversión en la ciudad de Tarija, se convirtieron 1.000 vehículos a GNV, esto implica que del total de vehículos convertidos a GNV durante las gestiones 2005 y 2006 (1.310 vehículos convertidos en Tarija), el 76% corresponde a conversiones realizadas en la Feria establecida en la ciudad de Tarija. (Gráfico 6).

Tipo de Conversión

Volumen Aprobado mediante Resolución Administrativa

(en Mpc)

VolumenEntregado por

Conversión a GNV(en Mpc)

% de uso del Volumen Asignado

GLP 245.962 2.085 0,85%Gasolina 545.803 44.490 8,15%Diesel Oil

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 6Vehículos Convertidos a GNV en Tarija

(Gestiones 2005 - 2006)

Fuente: Superintendencia de HidrocarburosFeria del Gas Natural Santa Cruz

De este total de vehículos convertidos a GNV en la Feria de Gas Natural en Tarija, 70 eran vehículos que funcio-naban a GLP, 920 eran vehículos que empleaban Gasolina y 10 vehículos funcionaban a Diesel Oil. (Gráfico 7)

Gráfico Nº 7Vehículos Convertidos a GNV en La Feria de Gas Natural en Tarija

Fuente: Feria del Gas Natural Santa Cruz

En el caso de la Feria del Gas establecida en Tarija, es evidente que tuvo éxito en las conversiones a GNV, por lo tanto es recomendable continuar con dichos Programas a fin de llegar a convertir todo el parque automotor en dicha ciudad, ya que las Ferias han sido un incentivo efectivo en la conversión de vehículos de gasolina a GNV.

Por otra parte, en el Departamento de Tarija existe actualmente un programa de conversión de vehículos a GNV que surge a partir de la promulgación de la Ley N° 3802 en fecha 14 de diciembre de 2007, cuyo obje-to es autorizar a la Prefectura del Departamento de Tarija a financiar, desarrollar y ejecutar directamente y

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

a través de las Subprefecturas y Corregimientos Mayores, el Proyecto de transformación de todo el parque automotor de dicho Departamento a GNV, con recursos económicos propios, a través de la constitución de un Fondo Rotatorio.

Este Fondo Rotatorio estará constituido por el aporte económico inicial otorgado por la Prefectura del De-partamento de Tarija, dichos recursos serán devueltos a esta institución a través del aporte de 0,20 Bs./mc de las Estaciones de Servicio adheridas voluntariamente a este programa.

4.1.3. Conclusiones

El consumo de GNV tuvo una tasa de crecimiento anual promedio de 35,57% entre los años 2004 y 2007, superando el crecimiento en otros sectores, industrial (7,38%), comercial (14,43%) y doméstico (23,67%) durante el mismo periodo. Tal como se demostró anteriormente, al aumentar la penetración del GNV en el periodo 2004 a 2007, la demanda de gasolinas no presentó un alto crecimiento, esto muestra que el GNV está compitiendo efectivamente con la gasolina.

Sin embargo, el consumo del Diesel Oil continúa creciendo, mostrando que el GNV no sustituyó al uso de este combustible, debido a que el Diesel se emplea principalmente en la agricultura, así como también de-bido a que el costo de conversión a GNV de buses que funcionan a Diesel Oil es superior al costo incurrido en las conversiones de vehículos, representando el 30% del costo de conversión de buses a Diesel (625 $us costo de conversión de vehículos vs. 2.100 $us costo de conversión de buses a diesel). Por lo tanto, son necesarias otro tipo de iniciativas orientadas al segmento de buses y transporte pesado para lograr la competitividad del GNV.

Por otra parte, se considera que los programas de Ferias de Gas Natural evidentemente han contribuido de manera positiva a lograr la conversión a GNV en los Departamentos en los cuales se han establecido las mismas. Por ejemplo, los resultados para el programa de sustitución de gasolina en la ciudad de Santa Cruz han sido satisfactorios.

Si bien los resultados de las Ferias han sido positivos en lo que se refiere a la conversión de vehículos de gasolina a GNV, es necesario implementar políticas más agresivas que logren la conversión a GNV de aquellos vehículos que funcionan a GLP y Diesel Oil, disminuyendo el consumo de estos hidrocarburos que son deficitarios en el mercado interno y además son subvencionados por el Estado.

4.2. ESTRATEGIA DE GAS NATURAL VEHICULAR

4.2.1. Obejtivo

Masificar el Uso del Gas Natural en el Mercado Interno a través de la Conversión de Vehículos a GNV.

4.2.2. Identificación de alternativas de solución y sus impactos

De acuerdo al análisis realizado en el estado de situación del presente documento, se ha podido evidenciar que si bien la estrategia de conversión comprendía la creación de un fideicomiso con el objetivo de contar con recursos necesarios para promover las conversiones de vehículos a GNV, este aspecto nunca pudo ser llevado a cabo.

Sin embargo, como parte de dicha estrategia los programas de corto plazo de conversión, reflejados en las Ferias de Gas si pudieron ser implantadas dando los resultados que antes se expusieron.

Dentro de este contexto, es necesario rediseñar la estrategia de conversión del Parque Automotor Nacional, que comprenda políticas de corto, mediano y largo plazo, que permitan alcanzar el objetivo de masificación del uso del Gas Natural en el mercado interno a través de una penetración más agresiva de GNV.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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4.2.3. Acciones

4.2.3.1. Medidas de Largo Plazo

Como medidas de largo plazo se propone la creación de un Fondo de Conversión de vehículos a GNV, este Fondo estaría destinado a la conversión a GNV, del parque automotor y se conformaría por recursos provenientes de un monto fijo establecido a través de reglamento correspondiente.

Es importante mencionar que de acuerdo al Reglamento de Precios vigente, el precio final del GNV por metro cúbico debe ser como máximo el valor equivalente al 50% del precio final por litro de la gasolina es-pecial. Actualmente, el precio del GNV es igual a 1,66 Bs/mc, lo que representa aproximadamente el 40% del precio de la gasolina especial.

Por otra parte, cabe indicar que el Fondo de Conversión podría ser manejado por YPFB que se encargará de la implementación de dicho Fondo en lo referente, entre otros aspectos, al establecimiento de priorida-des por departamento, por combustible que emplea el vehículo (GLP, Diesel Oil o gasolina) y por tipo de servicio (transporte público o privado). Asimismo, determinará el porcentaje del costo de conversión que será subvencionado, pudiendo cubrir el 100% del costo o sólo un porcentaje del mismo.

Para incentivar la conversión de vehículos que funcionan a GLP, YPFB a través del Fondo podría subven-cionar el total del costo de conversión de este tipo de vehículos, debido a que como se mencionó ante-riormente estas conversiones no tuvieron un gran impacto. Asimismo, es prioridad disminuir el consumo vehicular de GLP ya que el uso de este combustible en vehículos no tiene reglamentación y se encuentra prohibido, así como también permitirá asegurar su suministro para consumo doméstico.

El funcionamiento del Fondo de Conversión de Vehículos a GNV podría tener el siguiente esquema:

Esquema de Funcionamiento del Fondo de Conversión

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

El manejo y control del Fondo de Conversión deberá ser reglamentado y analizado dentro del marco de las disposiciones legales vigentes de manera que las conversiones se realicen de manera ordenada y no burocrática, tomando en cuenta el establecimiento de prioridades antes mencionadas.

Por otra parte, el Reglamento de Construcción y Operación de Estaciones de Servicio de GNV y Talleres de Conversión de GNV, señala que ningún vehículo podrá cargar GNV sin cumplir con la revisión periódica de cilindros cada 5 años, por lo que es necesaria la recalificación y reposición de los mismos cuando no cumplan con las condiciones óptimas.

Asimismo, la existencia de gran parte del parque automotor convertido en algunas ciudades, como es el caso de Cochabamba (35% de su parque automotor al año 2007), implica que dichos usuarios no se beneficiarán del Fondo de Conversión, por lo que se podría beneficiarlos a través de la recalificación y reposición de cilin-dros de GNV. En este sentido, se plantea la creación de un Fondo de Recalificación y Reposición de Cilindros de GNV, que se encontraría conformado por un monto fijo establecido en el Reglamento correspondiente.

Es importante indicar que esta propuesta ya se encuentra plasmada en el Decreto Supremo Nº 29629 de 2 de julio de 2008, que tiene por objeto reglamentar el régimen de precios del GNV. En dicho Decreto Supre-mo, se crearon el Fondo de Conversión de Vehículos a GNV y el Fondo de Recalificación y Reposición de Cilindros.

Sin embargo, el inicio de las conversiones de vehículos a GNV, así como el inicio de recalificación y reposi-ción de clindros efectuados con recursos de los Fondos, se realizará durante la gestión 2009, por lo que se consideran estos Fondos como una medida de largo plazo.

4.2.3.2. Medidas de Corto Plazo

Como una medida de corto plazo, las Ferias de Gas Natural apoyarían a la conversión del Parque Automo-tor Nacional, lo que permitiría continuar las conversiones que se están llevando a cabo actualmente y se trataría de sustituir el consumo de GLP y Diesel Oil por GNV en alguna medida.

Es necesario señalar que en el largo plazo, las Ferias de Gas Natural y el Fondo de Conversión de Vehícu-los a GNV podrían implementarse de manera paralela para que ambos mecanismos contribuyan al cambio de la matriz energética.

4.2.3.3. Medidas a Mediano Plazo

La implementación de Corredores Azules sería un objetivo a mediano plazo, y se refiere a la implementa-ción de Estaciones de Servicio de GNV en carreteras interdepartamentales, que permitan el abastecimiento de vehículos convertidos a GNV, permitiéndoles llegar a destino entre ciudad y ciudad, utilizando únicamen-te el Gas Natural como combustible.

Por ejemplo, el tramo de red interurbana entre Santa Cruz y Entre Ríos en el Departamento de Cochabam-ba cubre 205 Km. de ruta, con seis Estaciones de Servicio de GNV: 2 en Warnes (a 30 Km. de Santa Cruz), 1 en Montero (a 50 Km. de Santa Cruz), 1 en Guabirá (a 55 Km. de Santa Cruz), 1 en Portachuelo (a 74 Km. de Santa Cruz) y 1 en Entre Ríos (a 205 Km. de Santa Cruz).

Para desarrollar esta actividad, se requiere contar con la reglamentación aprobada del transporte de gas por módulos, para implementar el abastecimiento de combustible a través de gasoductos virtuales, para el caso de Estaciones de Servicio que se encuentren alejadas de gasoductos de transporte a partir de los cuales se pueda efectuar el aprovisionamiento de Gas Natural.

El disponer de Estaciones de Servicio de GNV en carreteras, indudablemente será un incentivo adicional para convertir a GNV al parque automotor que trabaja en el transporte entre departamentos del país.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Esta actividad en primera instancia estaría abierta al sector privado y público (estatal) y dependiendo de la respuesta que se obtenga, se haría incidencia en la implementación de Estaciones de Servicio por parte de YPFB.

Cabe señalar, que actualmente Transredes se encuentra impulsando el proyecto “Red Azul” que propone: (i) establecer una red de estaciones de GNV entre Yacuiba (frontera Argentina) y La Paz y desde Puerto Suárez (frontera Brasil) hasta La Paz; y (ii) convertir vehículos de transporte pesado para establecer una demanda en la red troncal caminera.

4.2.4. Escenarios: Proyecciones

Tomando en cuenta las propuestas antes señaladas se han establecido objetivos en cuanto al porcentaje del parque automotor nacional que se quiere convertir a GNV en el largo plazo y esto se traduce en vehículos a ser convertidos y consumo de Gas Natural en un determinado periodo.

Para realizar dichas proyecciones, en primer lugar se analizó el comportamiento del parque automotor nacional, de esta manera se determinó que dicho sector crecerá a una tasa anual de 7,05%, que es igual a la tasa de crecimiento promedio de los años 2001 a 2006. Para el cálculo del parque automotor nacional se consideraron aquellos vehículos con posibilidad de cambio a GNV.

De esta manera, considerando la implementación de nuevas ferias y en el largo plazo la implementación del Fondo de Conversión, suponiendo un escenario conservador, se estimó que al año 2027, el 20% del parque automotor nacional estará convertido a GNV. Tomando en cuenta esta meta, al año 2017 se tendría 18,0% del parque automotor nacional convertido a GNV. (Gráfico 8).

Gráfico Nº 8Escenario Conservador

Porcentaje del parque automotor nacional convertido a GNV

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

De esta manera, se estimó el volumen diario consumido por vehículo convertido a GNV, dentro de este contexto para el año 2017 se estima que se requerirán de 1,5 millones de metros cúbicos diarios para cubrir dicha demanda de GNV (Gráfico 9).

Gráfico Nº 9Escenario Conservador: Volumen Diario de Gas Natural

(en MMmcd)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Por otra parte, suponiendo un escenario más optimista, se estima que para el año 2027 el 35% del parque automotor nacional estará convertido a GNV. Tomando en cuenta esta meta, al año 2017 se tendría 25,5% del parque automotor nacional convertido a GNV, (Gráfico 10).

Gráfico Nº 10Escenario Optimista

Porcentaje del parque automotor nacional convertido a GNV

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Bajo este contexto (35% del parque automotor convertido a GNV), como se puede observar en el siguiente gráfico, el volumen estimado llega a 2,2 millones de metros cúbicos diarios.

Gráfico Nº 11Escenario Optimista: Volumen Diario de Gas Natural

(en MMmcd)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Por otra parte, a continuación se presenta un gráfico de los volúmenes de GNV bajo ambos escenarios, conservador y optimista.

Gráfico Nº 12Escenario Conservador y Optimista: Volúmen Diario de Gas Natural

(en MMmcd)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

4.2.5. Análisis Costo-Beneficio (Impacto Económico)

Para realizar un análisis costo-beneficio de la conversión de vehículos a GNV, se consideraron las pro-yecciones de volumen de GNV por conversiones anuales realizadas en el escenario conservador (20% del parque automotor nacional convertido al año 2027), de esta manera se calculó la sustitución de GLP empleado el sector transporte, gasolina y Diesel Oil. (Cuadro 10).

Cuadro Nº 10Sustitución Anual de Combustibles Líquidos

Escenario Conservador

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Asimismo, se calculó la sustitución de hidrocarburos líquidos bajo el escenario más optimista (35% del par-que automotor convertido a GNV, al año 2027) por el incremento de consumo de GNV. (Cuadro 11).

Cuadro Nº 11Sustitución Anual de Combustibles Líquidos

Escenario Optimista

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Años Incremento de GNVpor Conversiones Anuales (mc)

Sustitución de GLP (lt)

Sustitución de Gasolina (lt)

Sustitución de Diesel Oil (lt)

2008 21.155.083 9.028.297 13.247.679 3.243.9452009 22.884.948 9.766.546 14.330.950 3.509.2052010 24.753.556 10.564.007 15.501.105 3.795.7402011 26.771.872 11.425.358 16.765.009 4.105.2302012 28.951.714 12.355.643 18.130.064 4.439.4902013 31.305.825 13.360.301 19.604.249 4.800.4722014 33.847.941 14.445.193 21.196.166 5.190.2832015 36.592.867 15.616.637 22.915.086 5.611.1942016 39.556.564 16.881.446 24.771.004 6.065.6502017 42.756.231 18.246.959 26.774.691 6.556.291

Años Incremento de GNV porConversiones Anuales (mc)

Sustitución deGLP (lt)

Sustitución deGasolina (lt)

Sustitución deDiesel Oil (lt)

2008 33.820.587 14.433.519 21.179.037 5.186.0892009 37.335.163 15.933.425 23.379.925 5.725.0182010 41.177.097 17.573.037 25.785.810 6.314.1452011 45.375.071 19.364.595 28.414.654 6.957.8672012 49.960.184 21.321.371 31.285.931 7.660.9542013 54.966.150 23.457.753 34.420.753 8.428.5742014 60.429.510 25.789.336 37.842.004 9.266.3322015 66.389.866 28.333.021 41.574.482 10.180.3012016 72.890.133 31.107.122 45.645.062 11.177.0592017 79.976.801 34.131.480 50.082.856 12.263.737

Page 193: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Bajo este contexto, se tomaron en cuenta las proyecciones realizadas por la Superintendencia de Hidrocar-buros para la gasolina, el Diesel Oil y el GLP, las mismas que fueron explicadas en el documento de Abas-tecimiento. Dichas proyecciones fueron ajustadas tomando en cuenta la penetración de GNV; es decir, se calculó cual sería la disminución de consumos en cada uno de los casos por las conversiones realizadas.

Al analizar la influencia de la penetración del GNV sobre el comportamiento de estos carburantes, podemos observar que la tasa de crecimiento de la gasolina disminuye a medida que se incrementa el consumo de GNV, lo cual indica que este combustible competirá efectivamente con la gasolina. (Gráfico 13).

Gráfico Nº 13Volumen Anual de Gasolina y GNV

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Respecto al Diesel Oil, como se puede ver en el Gráfico 14, la sustitución por GNV es menor que en el caso de la gasolina, sin embargo la penetración del GNV disminuye la tendencia de crecimiento de este combustible. De esta manera, ya que el consumo de Diesel Oil continúa en ascenso, se ve la necesidad de que el Fondo de Conversiones priorice específicamente en la conversión de éstos vehículos, financiando el 100% del costo de conversión.

Bajo este contexto, dentro de las medidas de corto plazo que comprenden las Ferias de GNV, cabe men-cionar que Transredes solicitó la aprobación de la Tarifa con Distingo Razonable para el “Nuevo Progra-ma Promocional Abierto de Conversión a Gas Natural Vehicular (GNV)” en la ciudad de Santa Cruz, que plantea la conversión de 5.000 buses, con lo que se disminuiría el actual consumo de Diesel Oil en dicha ciudad.

Por otra parte, cabe indicar que el uso de Diesel Oil está orientado principalmente al sector agrícola, por lo que la conversión a GNV del sector transporte que funciona a Diesel, no influirá de manera significativa en el consumo de este combustible.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 14Volumen Anual de Diesel Oil y GNV

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Finalmente, realizando un análisis del consumo de GLP, se evidencia que no presenta una tendencia de crecimiento muy alta a medida que el consumo de GNV se incrementa. Sin embargo, se considera que la sustitución de GLP vehicular por GNV puede tener resultados más significativos y representativos en el largo plazo si el Fondo de Conversiones prioriza la conversión del vehículos que utilizan GLP, identificando objetivos por departamentos y mercados y teniendo en cuenta que dicho Fondo podría ser regional, tal como se lo explicó anteriormente. (Gráfico 15)

Gráfico Nº 15Volumen Anual de GLP y GNV

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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En este sentido, de acuerdo a los volúmenes estimados en el Cuadro 11 de menor consumo de gasolina, Diesel Oil y GLP, por mayor consumo de GNV, se calculó:

i) Pérdida por dejar de percibir el IEHD de la gasolina, igual a 1,36 Bs./Lt.

ii) Ganancias obtenidas por menor importación de Diesel Oil3.

iii) Beneficio obtenido por menor subvención al GLP4 en el mercado interno, suponiendo que el 50% del volumen de GLP liberado por mayor consumo de GNV, se destinaría al mercado externo.

iv) Ingresos por concepto de regalías e IDH como resultado de exportaciones de GLP.

v) Ingresos por concepto de regalías e IDH por mayores volúmenes de Gas Natural producidos en el mercado interno para cubrir la demanda de GNV.

De esta forma, al obtener el beneficio neto, se puede evidenciar que mayores conversiones a GNV tienen un efecto positivo para el Estado, sobretodo por el impacto positivo en regalías e IDH correspondiente a una mayor producción de gas natural y disponibilidad de GLP para la exportación, una vez que se abastez-ca el mercado interno. (Cuadro 12).

Es importante mencionar que en este análisis no se ha incluido las posibles recaudaciones que se podrían generar por concepto de IEHD del GNV, ya que se ha supuesto que a objeto de promover las conversiones por un determinado plazo no se debiera incrementar el precio final de este combustible.

Cuadro Nº 12Costo – Beneficio para el Estado Boliviano

(en Bs anuales)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

COSTO BENEFICIO BENEFICIO NETOGasolina

(Bs)Diesel Oil

(Bs)GLP (Bs) Regalías

Export. GLP (Bs.)

IDH Export. GLP (Bs.)

Regalías GN (Bs.)

IDH GN (Bs.)

2008 -28.803.490 19.344.111 1.770.944 3.407.092 6.057.052 1.388.034 2.467.617 5.631.361

2009 -31.796.698 21.354.317 1.954.977 3.761.151 6.686.491 1.532.276 2.724.047 6.216.562

2010 -35.068.702 23.551.760 2.156.152 4.148.188 7.374.557 1.689.954 3.004.362 6.856.270

2011 -38.643.930 25.952.844 2.375.970 4.571.093 8.126.387 1.862.243 3.310.655 7.555.262

2012 -42.548.867 28.575.358 2.616.060 5.032.998 8.947.552 2.050.421 3.645.193 8.318.715

2013 -46.812.225 31.438.583 2.878.186 5.537.300 9.844.088 2.255.872 4.010.439 9.152.242

2014 -51.465.125 34.563.420 3.164.264 6.087.680 10.822.541 2.480.094 4.409.056 10.061.929

2015 -56.541.296 37.972.521 3.476.365 6.688.127 11.890.003 2.724.714 4.843.935 11.054.370

2016 -62.077.284 41.690.431 3.816.738 7.342.965 13.054.160 2.828.461 5.318.208 11.973.678

2017 -68.112.684 45.743.740 4.187.816 8.056.877 14.323.337 3.282.337 5.835.265 13.316.688

3 IEHD del Diesel Oil Importado = 3,73 Bs./Lt.4 Subsidio promedio al GLP = 0,25 Bs./Lt.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Tal como se puede observar en el Cuadro 12, mayores conversiones a GNV tienen un efecto positivo para el Estado. Asimismo, se estaría logrando una mayor sustitución de hidrocarburos líquidos por uso de Gas Natural y de esta manera se estaría contribuyendo al cambio de la matriz energética.

El beneficio social que implicaría el cambio de la matriz energética estaría sustentado sobre la base de que se sustituiría el consumo de GLP por Gas Natural, lo cual ocasionaría que se pueda contar con el suficiente suministro de GLP en el mercado interno.

4.2.6. Planteamiento de Estrategias

Tal como se desarrolló en la sección anterior de la presente propuesta se han planteado dos alternativas de corto y largo plazo; las Ferias de GNV y la instauración del Fondo de Conversión.

Dentro de este contexto, para la aplicación de la propuesta de corto plazo que consiste en las Ferias de GNV a nivel nacional, es importante mencionar que las normas legales vigentes ya establecen los procedimientos que deben ser llevados a cabo. Es decir el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos establece un procedimiento para el otorgamiento de Tarifas con Distingo Razonable, donde la Superintendencia de Hidrocarburos aprueba dichas tarifas, previa comunicación del Ministerio de Hidro-carburos y Energía sobre la concordancia de dichos programas con los planes sectoriales y la política de hidrocarburos.

Una vez que se aprueben dichas tarifas, es el sector privado el que se encarga de llevar a cabo estos pro-gramas.

En lo que se refiere a la propuesta de largo plazo, referida a la creación de un Fondo de Conversión es necesario indicar que a través del Decreto Supremo Nº 29629 se instauró la creación de este Fondo. Sin embargo, en la reglamentación que se desprende de este Decreto Supremo, se deberán establecer los siguientes aspectos:

i) Funcionamiento, administración y utilización de los recursos de dicho Fondo, así como de los recursos del Fondo de Recalificación y Reposición de Cilindros de GNV.

ii) Identificación y priorización de departamentos objetivo.

4.3. Conclusiones

Tal como se señaló a lo largo del presente documento se analizaron dos alternativas que pueden contribuir a las conversiones a GNV en el mercado nacional, lo cual contribuiría a la masificación del uso del Gas Natural en el mercado interno.

Como propuesta de largo plazo se creó un Fondo de Conversión de vehículos a GNV, el cual está destinado a la conversión del Parque Automotor Nacional. Este Fondo será destinado al cambio de la matriz ener-gética para lo cual se debe identificar los departamentos objetivo, estableciendo además la prioridad de la conversión de los vehículos que utilizan GLP y Diesel Oil.

En el corto plazo, las Ferias de Gas Natural apoyarían la conversión del Parque Automotor Nacional, y en el largo plazo, estas Ferias y el Fondo de Conversión de Vehículos a GNV podrían implementarse de manera paralela para que ambos mecanismos contribuyan al cambio de la matriz energética.

Asimismo, se plantea la implementación de Estaciones de Servicio de GNV en carreteras interdepartamen-tales, que permitan el abastecimiento de los vehículos convertidos a GNV entre ciudades del país.

Por otra parte, se han planteado dos escenarios para la proyección de volúmenes comercializados de GNV, el escenario conservador fija como meta que al año 2027 el 20% del Parque Automotor Nacional se encon-trará convertido a GNV, y bajo el escenario optimista esta meta se estima que será del 35%.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Además del beneficio económico que representa para el Estado la conversión de vehículos a GNV, también se debe considerar el impacto social positivo que implicaría el cambio de la matriz energética, ya que se sustituiría el consumo de GLP por Gas Natural.

El beneficio social que implicaría el cambio de la matriz energética estaría sustentado sobre la base de que se sustituiría el consumo de GLP por Gas Natural, lo cual ocasionaría que se pueda contar con el suficiente suministro de GLP en el mercado interno.

Por otra parte, se debe tomar en cuenta que el mayor consumo de Gas Natural debe ir en concordancia con la disponibilidad de producción en el país, para que de esta manera se pueda garantizar un abastecimiento continuo en el mercado interno.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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5. PRECIO DEL GAS: MERCADO INTERNO

5.1. DIAGNÓSTICO

5.1.1. Antecedentes

De acuerdo a la anterior Ley de Hidrocarburos No 1689, la comercialización de Gas Natural era libre una vez que se satisficieran los volúmenes demandados en el mercado interno y se cumplieran con los contra-tos de exportación pactados por YPFB.

En lo que se refiere a los precios, esta norma legal disponía que el Sistema de Regulación Sectorial esta-bleciera precios máximos de comercialización de Gas Natural para el mercado interno por un plazo inicial de cinco años. Dicho plazo podría ser prorrogado de acuerdo al comportamiento de ese mercado.

Dentro de este contexto, el Reglamento para la Comercialización del Gas Natural establecía los mecanis-mos de determinación de precios máximos del gas natural para el mercado interno. En este sentido, por un periodo de 5 años a partir de la publicación de la Ley 1689, la Superintendencia de Hidrocarburos fijaba los precios máximos del Gas Natural en el mercado interno.

Los precios del Gas Natural, que en ese entonces se determinaron contractualmente para todos los secto-res (distribución de gas por redes, sector industrial y termoeléctricas) en el mercado interno se encontraban por debajo de los precios máximos fijados por el Ente Regulador.

Posteriormente el año 2001, una vez que feneció el periodo de los 5 años establecido en la Ley de Hidro-carburos No 1689, a través del Decreto Supremo No 26037 se establece el precio máximo del Gas Natural máximo en puerta de ciudad para las generadoras termoeléctricas en 1,30 $us/Mpc. Dicho precio esta compuesto por el precio en boca de pozo de 0,89 $us/Mpc y la tarifa de transporte para el mercado interno de 0,41 $us/Mpc.

En lo que se refiere a la actividad de distribución de gas por redes, se estableció una nueva metodología de determinación del precio máximo del Gas Natural en el mercado interno que consistía en que dicho precio no excedería al 90% del precio promedio aritmético de los precios de participaciones hidrocarburíferas para el mercado interno, publicados por el Ministerio de Hidrocarburos para el último semestre de la gestión 2004.

Posteriormente, se promulgó la Ley de Hidrocarburos No 3058, la misma que dispone las siguientes meto-dologías para la determinación del precio del Gas Natural en el mercado interno:

• El artículo 87 señala que en ningún caso los precios del mercado interno para el Gas Natural podrán sobrepasar el 50 % del precio mínimo del contrato de exportación.

• El artículo 89 determina que el Ente Regulador fijará para el mercado interno los precios máximos en moneda nacional de acuerdo a Reglamento para el Gas Natural considerando los precios de contratos existentes y de oportunidad de mercado.

5.1.2. Estado de Situación

Si bien aun no se cuenta con el correspondiente reglamento de Comercialización de Gas Natural donde se establezcan las metodologías de acuerdo a los lineamientos establecidos en la Ley, es importante señalar que actualmente la metodología indicada en el punto precedente para la determinación de precios para los sectores de distribución de gas por redes y para el sector termoeléctrico se encuentra vigente a través del Decreto Supremo No 28177 de fecha 19 de mayo de 2005, donde se autoriza a la Superintendencia de Hidrocarburos aplicar transitoriamente las metodologías de cálculo aprobadas para la fijación de precios de los hidrocarburos y de los productos derivados, conforme a las disposiciones legales vigentes hasta la promulgación de la Ley No 3058.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Tomando en cuenta las metodologías vigentes, antes mencionadas, para la determinación del precio en el mercado interno se tienen los siguientes precios:

• Para Distribución de Gas por Redes; De acuerdo a lo que establece el Decreto Supremo No 28106 de 29 de abril de 2005, el precio de Gas Natural en puerta de ciudad para distribución de gas por redes, no excederá al 90% del precio promedio aritmético de los precios de participaciones hidrocarburíferas para el mercado interno, publicados por el Ministerio de Hidrocarburos para el último semestre de la gestión 2004.

El resultado del precio del Gas Natural en punto de fiscalización en aplicación de la metodología es-tablecida en dicho Decreto Supremo da como resultado 0,57 $us/Mpc y tomando en cuenta la tarifa estampilla para el mercado interno, el precio en city gate (Puerta de Ciudad) para esta actividad es de 0,98 $us/Mpc.

Es importante mencionar que de acuerdo a la metodología aplicada según lo dispuesto en el Regla-mento de Comercialización de Gas Natural correspondiente a la Ley No 1689, el precio en boca de pozo para la actividad de distribución de gas por redes era de 0,89 $us/Mpc. Posteriormente, tal como se ha indicado el precio en boca de pozo fue de 0,57 $us/Mpc. Esta diferencia de precios no fue trans-ferida al consumidor final, de lo contrario la misma tiene como destino el Fondo de Redes, cuyo destino es el financiamiento de instalaciones de redes primarias y secundarias.

• Para generación termoeléctrica; Tal como se indicó anteriormente, el Decreto Supremo No 26037 de 22 de diciembre de 2001, establece que el precio máximo del Gas Natural en puerta de ciudad para las generadoras termoeléctricas es 1,30 $us/Mpc. El resultado del precio máximo del Gas Natural en punto de fiscalización en aplicación de la metodología establecida en dicho Decreto Supremo da como resultado 0,89 $us/Mpc.

Cabe señalar que, tomando en cuenta los precios máximos antes señalados, las empresas productoras, bajo los lineamientos de la Ley de Hidrocarburos, suscribieron en sus contratos de comercialización, dife-rentes precios los cuales por lo general se encuentran por debajo del precio máximo antes indicado.

Tal como se indicó en el caso de la actividad de distribución de gas por redes, el precio en punto de fiscali-zación es de 0,57 $us/Mpc para toda las empresas distribuidoras.

Por ejemplo, en lo que se refiere a las generadoras termoeléctricas, específicamente en el caso de las generadoras del Sistema Interconectado Nacional (SIN) los precios en punto de entrega fluctuaban entre 0,98 $us/Mpc y 1,15 $us/Mpc, tal como se puede observar en el Gráfico 1.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 1Precios en Punto de Entrega

Sistema Interconectado Nacional (SIN)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Para las generadoras que no encuentran conectadas al SIN (Sistemas Aislados), el precio en punto de en-trega fluctúa entre 1,02 $us/Mpc y 1,55$us/Mpc. La diferencia entre estos precios se debe a las tarifas de transporte que deben ser cubiertas hasta las instalaciones del comprador. (Gráfico 2).

Gráfico Nº 2Precios en Punto de Entrega

Sistemas Aislados

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

El consumo de Gas Natural de Consumidores Directos que utilizan el Gas Natural para su consumo propio comprende el análisis de demanda de empresas descolgadas de las redes de distribución de Gas Natural. Los precios en punto de fiscalización para esta categoría fueron establecidos mediante negociación entre partes, tal como se mencionó anteriormente. (Gráfico 3).

Gráfico Nº 3Precios en Punto de Fiscalización

Consumidores Directos

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

5.1.3. Identificación de Problemas

La determinación de los precios en el mercado interno juega actualmente un rol de suma importancia ya que este parámetro define los siguientes aspectos:

• Puede convertirse en un incentivo o de lo contrario en un desincentivo para lograr el objetivo de masifi-cación del uso del gas en el mercado interno. En el caso de que se incrementaran los precios en boca de pozo determinando alguna metodología especifica, tomando en cuenta los mandatos de la Ley de Hidrocarburos, este aspecto podría desincentivar el uso de dicho hidrocarburo en el mercado domésti-co por lo cual no se estaría alcanzando el objetivo de masificar su uso.

• Por otra parte, la determinación de este precio de acuerdo a lo que establece la Ley de Hidrocarburos, hace a este mercado menos atractivo que el mercado externo tomando en cuenta la diferencia de precios, lo cual desincentiva a que los productores destinen parte de su producción a este mercado lo que a su vez pone en riesgo el abastecimiento de Gas Natural en el largo plazo considerando los proyectos de desarrollo del mercado doméstico.

Por otra parte, tomando en cuenta otro enfoque el precio del Gas Natural para el mercado interno puede llegar a ser un instrumento que para alcanzar uno de los siguientes objetivos:

a) Objetivo social: Contar con precios bajos para masificar el uso del gas en el mercado domestico.

b) Objetivo fiscal: Contar con precios “aceptables” que permitan contar con mayores recursos por con-cepto de regalías y de IDH.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Asimismo, actualmente de acuerdo al Decreto de Nacionalización el único comercializador de Gas Natural es YPFB el mismo que determina los precios y volúmenes en cada un de los mercados.

Sin embargo, los precios que vayan a ser determinados por esta empresa deberán encontrarse sustenta-dos por un mecanismo o metodología apropiados que además considere los lineamientos que establece la Ley de Hidrocarburos.

5.1.4. Conclusiones

De acuerdo a lo que se ha señalado anteriormente, se observan problemas para determinar el precio del gas en el punto de fiscalización para el mercado interno, debido a que no existe una metodología precisa que ayude a definir dicho precio.

Actualmente se mantienen los precios en el mercado interno que han sido negociados por las empresas productoras con el sector de distribución de gas por redes como con en el sector termoeléctrico tomando en cuenta los precios máximos que establece la normativa vigente.

Sin embargo, aun no se cuenta con el reglamento que establezca los mecanismos vigentes que permitan determinar los precios de acuerdo a lo que indican los siguientes artículos de la Ley de Hidrocarburos:

• El artículo 87 señala que en ningún caso los precios del mercado interno para el Gas Natural podrán sobrepasar el 50 % del precio mínimo del contrato de exportación.

• El artículo 89 determina que el Ente Regulador fijará para el mercado interno los precios máximos en moneda nacional de acuerdo a Reglamento para el Gas Natural considerando los precios de contratos existentes y de oportunidad de mercado.

Es necesario establecer un mecanismo que determine los precios del Gas Natural en el mercado interno que además deba tener en cuenta los siguientes aspectos:

• No se convierta en un desincentivo para la masificación del uso de gas en el mercado interno, lo cual permitiría alcanzar el objetivo social del gobierno.

• No se convierta en un desincentivo para la asignación de volúmenes en este mercado, lo cual permitiría asegurar el abastecimiento de este mercado así como la ejecución de proyectos de mediano a largo plazo.

• Se debe tomar en cuenta el impacto fiscal de la determinación de estos precios a nivel nacional como a nivel regional.

Finalmente, la introducción de la empresa estatal como único comercializador y fijador de precios, con-duce al desarrollo de un nuevo esquema de valorización de referencia del Gas Natural en el mercado interno, el cual esté sustentado en un mecanismo metodológico que permita la mejor valoración del Gas Natural.

5.2. OPCIONES PARA EL PRECIO DE GAS NATURAL MERCADO INTERNO

5.2.1. Objetivo

“Establecer una metodología de fijación de precios que esté sustentada en un análisis y preparación técni-ca, para la valoración del Gas Natural en el mercado interno en punto de fiscalización”.

5.2.2. Identificación de alternativas de solución y sus impactos

A continuación, se explican los problemas identificados, sus alternativas de solución y a partir de ello, las implicancias de corto y largo plazo; en lo referente a la valorización del Gas Natural en el mercado inter-no.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Identificación de Problemas

La determinación de precios del Gas Natural en el mercado interno juega un rol preponderante en el desa-rrollo de este mercado, ya que a través del mismo se pueden alcanzar algunos objetivos sociales o fiscales, así como también dicho precio puede convertirse en un desincentivo para la producción de volúmenes adicionales de Gas Natural que tengan como destino el mercado doméstico.

Si bien el contar con precios mucho más bajos en el mercado interno, en comparación que los precios que tienen como destino Argentina y Brasil, representa un incentivo para poder alcanzar el objetivo final de masificación del uso del Gas Natural en el mercado interno, éste es a su vez un desincentivo para los productores, tomando además en cuenta que de acuerdo al mandato de la Ley de Hidrocarburos, se debe abastecer en una primera instancia al mercado doméstico.

Dentro de este contexto, es necesario poder establecer una metodología de precios que respalde la de-terminación de precios, y que además se encuentre dentro los lineamientos establecidos en la Ley de Hidrocarburos.

Es importante notar que la estructura de precios desde la producción hasta el consumidor final está divida en tres componentes, los precios en punto de fiscalización, precio en puerta ciudad y precio final.

Por otra parte, un aspecto importante que se debe considerar es que existen problemas para determinar el precio del Gas Natural ya que, a diferencia del petróleo, no existe para el Gas Natural una cotización in-ternacional de referencia. En el caso de los precios de exportación de los contratos actuales con Brasil y Argentina, se toma como referencia el precio internacional del fuel oil, combustible que puede ser sustituido por el Gas Natural en estos países.

Para el caso de la región latinoamericana, considerada aun un mercado aislado debido a la inexistencia de transporte de Gas Natural Licuado (GNL) a ultramar, y la existencia de muchos mercados no consolidados a nivel internacional, que no logran expresarse aun en un precio único internacional, como en el caso del petróleo, los precios tienen una independencia de los principales mercados internacionales como el Henry Hub, y deben reflejar el precio de costo de producción o un precio de acuerdo a las características del mer-cado de gas natural de la región.

Tal como se mencionó anteriormente, el Artículo 87 es contundente cuando establece que los precios del Gas Natural para el consumo interno no podrán ser mayores a la mitad del precio mínimo de exportación, sin embargo, el artículo 89 en su inciso d) establece que el Gas Natural se valorará, “considerando los pre-cios de contratos existentes y de oportunidad de mercado”.

Por otra parte, la determinación de precios bajos para el producto en punto de fiscalización, da como re-sultado bajos niveles de regalías y tiene implicancia directa en el consumidor final, tomando en cuenta que existe una tarifa de transporte de hidrocarburos por ductos estampilla para el mercado interno, así como tarifas máximas para la actividad de distribución de gas por redes.

Otro punto importante a ser considerado comprende el Artículo 2 del Decreto Supremo N° 28701 de Na-cionalización de los Hidrocarburos, el mismo que establece que “YPFB, a nombre y en representación del Estado, en ejercicio pleno de la propiedad de todos los hidrocarburos producidos en el país, asume su co-mercialización, definiendo las condiciones, volúmenes y precios tanto para el mercado interno como para la exportación y la industrialización”.

De acuerdo a lo anterior, YPFB asume una posición monopolista, ejerciendo además el control absoluto sobre el precio, la producción y la comercialización. Dentro de este contexto, es necesario contar con una metodología de precios de Gas Natural en el mercado interno a objeto de que YPFB pueda disponer con precios de referencia para poder dar cumplimiento al mandato del Decreto Supremo de Nacionali-zación.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Implicancias actuales y futuras

Actualmente, la producción de Gas Natural proviene de diversas empresas petroleras privadas que tienen firmados contratos de operación con YPFB. En lo que se refiere al precio de Gas Natural, este se encuentra determinado en los contratos de compra y venta entre estas empresas privadas y los consumidores finales. Es importante mencionar que dicho precio actualmente se rige de acuerdo a dichos contratos que a su vez consideran el mercado y destino final de uso del Gas Natural.

Sin embargo, se debe mencionar que de acuerdo al Decreto de Nacionalización YPFB a nombre y repre-sentación del Estado, asume la comercialización de Gas Natural, para lo cual deberá suscribir los contratos correspondientes con los diferentes consumidores finales, en los cuales además se definan los precios de comercialización. Al respecto, es importante notar que actualmente YPFB se encuentra en proceso de ne-gociación de dichos contratos, para lo cual se requiere de una norma legal que establezca una metodología que defina los precios por sector (distribución de gas por redes, generación termoeléctrica y otros usos), la misma que sería considerada por YPFB en dicho proceso de negociación.

De acuerdo a lo mencionado anteriormente se puede señalar que el mercado del Gas Natural en Bolivia, no puede ser caracterizado como de competencia efectiva, sino que más bien monopólico. Adicionalmente, su evolución natural no es hacia la competencia, sino hacia una verticalidad más firme de la empresa estatal. Sin embargo, es necesario establecer los parámetros a los cuales la empresa estatal deberá regirse, en este caso, para la comercialización de Gas Natural.

5.2.3. OPCIONES METODOLÓGICAS

El Estado a través del órgano regulador competente, debe fijar los precios máximos del Gas Natural en punto de fiscalización, tomando en cuenta los lineamientos de la Ley de Hidrocarburos, los mismos que deberán estar respaldados por una metodología.

En este sentido, se puede implementar una banda de precios (máximos y mínimos), en consideración al costo de producción y al costo de oportunidad de los combustibles sustitutos del Gas Natural. Este plantea-miento, toma en cuenta tanto los determinantes de la demanda como de la oferta.

Se debe tomar en cuenta que a medida que se aumenten las reservas de gas y se incrementen las posibi-lidades de sustitución de otros combustibles, el costo de oportunidad se encuentre más ligado a los costos medios de producción.

Debido a la aplicación de nuevas tecnologías en el sector energético, hay una tendencia a la fijación de los precios de los energéticos en función al poder calorífico que generan y no en cuanto al producto en cues-tión que se trate, como es el caso del petróleo. Además de otras razones de contexto regional, el aumento de los precios del Gas Natural a la par de los precios del petróleo, vislumbran un escenario energético internacional donde las reservas de Gas Natural serán estratégicas para los próximos años.

Los actores involucrados en la implementación de la estrategia son el Ministerio de Hidrocarburos y Ener-gía, el Ente Regulador, YPFB y las empresas petroleras privadas. El responsable directo es el Ente Regu-lador, bajo tuición del Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

Implementación de la Propuesta

Es necesario mencionar que se ha tomando en cuenta la metodología propuesta en el documento “Meto-dologías para la Determinación de Precios de Gas en la Región” de (Artículos Técnicos) de OLADE (de fecha enero 2007). Para efectivizar la metodología de banda de precios en punto de fiscalización, se debe considerar tanto la situación de oferta como de demanda del mercado de Gas Natural. Para tal efecto, se presentan sus principales factores determinantes.

Page 206: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Oferta de Gas Natural

Los precios en punto de fiscalización deben asociarse a los costos incrementales de largo plazo. Debe exis-tir una evaluación económica en el upstream centrado en el diagnóstico económico-técnico de los costos de producción. Se debe determinar los factores más sensibles que modifican los costos de producción a fin de lograr una equivalencia entre los precios y los costos reales de producción y prestación de los servicios. Es decir, los precios deben reflejar el costo de producción. Si el precio de referencia refleja costos máximos, esto podría atraer inversiones a la fase del upstream.

Demanda de Gas Natural

A continuación, se presenta la aplicación de las metodologías de costo de oportunidad de los sustitutos, señaladas en el documento de OLADE:

5.2.3.1. Precios en Función del Costo de Oportunidad del Sustituto

Esta metodología considera como referencia para la determinación del precio, a los sectores de consumo a los que el gas esta destinado y dentro de éstos, a los combustibles a los cuales sustituye.

En este caso, el precio del gas es una función de los precios de los combustibles sustitutos en cada sector a los que va a remplazar, considerando sus respectivos porcentajes de participación.

A continuación se presenta los combustibles usados por cada sector:

Cuadro Nº 1Combustibles empleados por sector

Fuente: Viceministerio de Desarrollo Energético

El precio del gas es una función de los precios de los combustibles sustitutos en cada sector a los que va a remplazar, considerando sus respectivos porcentajes de participación.

Para el caso de Bolivia, se podría considerar la siguiente fórmula:

Combustible/Sector Residencial Industrial GNV ResidualKerosene X XGLP X XDiesel X X XGasolina XGas Natural x x X X

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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ESCENARIO PUNTO DEFISCALIZACIÓN

TARIFA DETRANSPORTE

PRECIO FINAL

$us/Mpc $us/Mpc $us/MpcOPTIMISTA 0,612 0,410 1,022MEDIO 0,740 0,410 1,150PESIMISTA 0,890 0,410 1,300

ESCENARIO PUNTO DEFISCALIZACIÓN

TARIFA DETRANSPORTE

PRECIO FINALMÍNIMO

PRECIO FINALMÁXIMO

$us/Mpc $us/Mpc $us/Mpc $us/MpcOPTIMISTA 0,570 0,410 0,980 1,029MEDIO 0,610 0,410 1,020 1,071PESIMISTA 0,865 0,410 1,275 1,338

Donde se utiliza gas en sectores como industrial, GNV, residencial y sector residual (minería y otros); y los factores de participación de este hidrocarburo para cada sector son: 73% en el industrial, 22% en el GNV, 2% en el residencial y 3% en el residual.

A continuación, se muestra tres escenarios sobre los cuales fluctúan los precios en punto de fiscalización.

Cuadro Nº 2Precios promedio por escenario

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a datos de la Unidad de Producción

En el siguiente cuadro, se presenta los resultados finales de la aplicación de esta metodología para el caso de Bolivia tomando en cuenta los precios de referencia en el mercado interno actuales.

Cuadro Nº 3Precios de referencia por escenario

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a resultados de la aplicación de la metodología

Como se puede apreciar en los cuadros anteriores, la determinación de precios en el mercado interno utili-zando el Costo de Oportunidad del Gas Natural de acuerdo a la metodología propuesta por OLADE, resul-taría en precios con niveles inferiores a los actuales. Esta brecha, entre los precios calculados de acuerdo a lo mencionado anteriormente y los precios actuales, podría converger a precios cada vez menores al consumidor, donde se debe tomar en cuenta las ganancias en eficiencia en los costos de producción de gas natural. De la misma manera, por el lado de la demanda, estos valores podrían ajustarse a las variaciones de los combustibles sustitutos del Gas Natural.

De acuerdo a la metodología de OLADE, considerando que en la generación eléctrica para el mercado interno no existen sustitutos de combustibles para el Gas Natural, se podría utilizar la siguiente metodología:

5.2.3.2. Precios en Función del Costo de Oportunidad del Gas Natural enfocado para Generación de Energía Eléctrica.

Para el caso donde el Gas Natural presente una marcada tendencia de su uso en el sector eléctrico, como es el caso de Bolivia, se aplicó la metodología planteada en el documento de OLADE tomando en cuenta similares condiciones caloríficas, de combustibles que compiten en el mercado eléctrico.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

A continuación se presentan los supuestos considerados y los resultados obtenidos para la aplicación de la metodología antes mencionada.Como ejemplo para el caso de una Central Hidráulica que compite con una central de ciclo combinado se realiza el siguiente ejercicio:

a) Se calcula el costo del MWh de energía eléctrica generado con centrales hidráulicas, que considerando una planta de 485 MW, sería de 23,11 $us el MWh. Para ello suponemos una central con una potencia de 485 MW cuyo costo unitario de inversión por KW sea de 1.100 $us, una vida útil de 30 años y una tasa de descuento del 10%. El pago anual de la inversión en $us/año será de 56 millones.

El costo de operación y mantenimiento se considera el 4% de la inversión total en la central, por tanto este valor es de 2 millones por año, que sumados al pago anual de la inversión, para el caso del ejemplo, es de 58 millones. Si consideramos un factor de planta del 6%, es decir que la central va a tener un caudal operable de 60% de las 8.760 horas del año, la producción media anual sería de 2.549 GWh. Si se divide el costo total para la producción media el costo medio de la energía será de 23,11 $us/MWh.

b) Luego, continuando con el ejemplo, si se quiere comparar a la hidráulica con una central de ciclo combi-nado que utiliza gas, el precio del gas debería ser de 1,12 $us/MMbtu, de acuerdo al siguiente análisis:

Para ello suponemos que la hidráulica del ejemplo va a competir con una central de ciclo combinado de potencia de 65 MW, cuyo costo unitario de inversión en $us/KW es de 500, la vida útil de la central de 30 años y la tasa de descuento igual de 10%, con lo que se obtiene el pago anual de la inversión por año igual a 4 millones de dólares. A este valor, se le suma el costo de operación y manteniendo, el cual se supone es igual al 10% de la inversión total de la central. Es decir, este valor es de 0,5 millones de dólares, por lo que el costo total anual de inversión es de 4,5 millones de dólares.

Para el cálculo del costo de combustible, se tiene que la central tendrá un rendimiento térmico del 50%. Aplicando factores de equivalencia, se tiene que el MMBtu necesario para generar 1 MWh de energía es de 11,81. El precio del combustible (6,2 millones) sumado al costo total anual de la inversión (4,5 millones) es igual al costo total anual de la central (10,7 millones). Para obtener la producción media anual de la central de ciclo combinado, se considera un factor de planta del 85%, con lo que su producción es de 469 GWh.

Utilizando el costo anual de la central y la producción media anual, se obtiene que el costo medio de la energía de la central de ciclo combinado sea igual o menor a la de la hidráulica. En este caso, se estimó que el valor con el cual el costo medio de la energía de las dos centrales es equivalente es de $us 1,12 el MMBtu para la térmica, como se muestra en el siguiente cuadro:

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 4Precio del gas natural en base al costo medio

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

A continuación, se presenta los precios de venta a las centrales térmicas que se encuentran en vigencia.

Cuadro Nº 5Precios promedio de gas natural a las centrales térmicas

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a datos de la Unidad de Producción.

En el siguiente cuadro, se muestra tres escenarios para el precio mínimo y máximo de venta a las termo-eléctricas, tomando en cuenta su costo de oportunidad en relación a una central hidroeléctrica.

TIPO DE PLANTA HIDRÁULICA CICLO COMBINADOPOTENCIA(MW) 485 63COSTO UNITARIO DE INVERSIÓN $us/KW 1.100 500INVERSIÓN TOTAL EN LA CENTRAL ($us) 533.500.000 31.500.000PAGO ANUAL DE LA INVERSIÓN ($us/AÑO) 56.593.279 4.138.370COSTO DE O Y M 2.309.945 472.500COSTO TOTAL ANUAL DE LA INVERSIÓN 58.903.224 4.610.870COSTO DE COMBUSTIBLE 0RENDIMIENTO TÉRMICO 0,5(MMBTU/MWH) 11,81PRECIO DEL MILLON DEL Btu 1,12PRECIO DEL COMBUSTIBLE 6.228.538COSTO TOTAL 58.903.224 10.839.408FACTOR DE PLANTA 0,6 0,85PRODUCCIÓN MEDIA ANUAL (MWh) 2.549.160 469.098COSTO MEDIO DE ENERGÍA($us/MWh) 23,11 23,11

ESCENARIO PUNTO DEFISCALIZACIÓN

TARIFA DETRANSPORTE

PRECIO FINAL

$us/Mpc $us/Mpc $us/MpcOPTIMISTA 0,61 0,41 1,02MEDIO 0,76 0,41 1,17PESIMISTA 0,89 0,41 1,30

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 6Precio de referencia de gas natural a las centrales termoeléctricas

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Los cuadros anteriores, muestran los resultados de los precios al aplicar una metodología de costo de oportuni-dad del Gas Natural destinado a las termoeléctricas. Como se puede ver, los valores de los precios estimados son menores al precio máximo regulado según Decreto Supremo N° 26037 de 22 de diciembre de 2000.

Por otra parte, en el caso de la aplicación de la metodología de costos de oportunidad considerando com-bustibles sustitutos para el sector de distribución de gas por redes ésta puede dar como resultados precios menores a los actuales.

En el caso de la aplicación de costos de oportunidad para el sector termoeléctrico, la fórmula del precio del gas debe ser función del costo medio de la energía del sustituto de referencia. Esta metodología, se basa en el costo que debería tener el Gas Natural para generación de electricidad, frente a otras fuentes de generación eléctrica como la hidroeléctrica.

Esta última metodología podría ser empleada para el caso boliviano donde el consumo es mayormente para generación de electricidad y donde se requiere determinar el precio del gas para estas centrales. Sin embargo, es necesario analizar con el sector eléctrico, otras posibles metodologías que podrían ser adop-tadas para la determinación de precios para la generación termoeléctrica, que permitan alcanzar objetivos de política de hidrocarburos así como también objetivos de política de electricidad.

5.3. Conclusiones

Considerando la introducción de la empresa estatal como único comercializador y fijador de precios en el mer-cado interno, es necesario poder contar con una metodología que determine los precios del Gas Natural para dicho mercado que permita la formación de precios óptimos para beneficio de consumidores y productores.

A manera de ejemplo se aplicó la metodología de fijación de precios establecida en el documento de OLA-DE, en función de las características de la demanda de Gas Natural. En este sentido, se consideró el costo de oportunidad de los sustitutos del Gas Natural.

Si bien, este mecanismo teórico puede constituir una base de determinación de precios; los resultados expuestos en la presente propuesta constituyen una base para un estudio mucho más detallado y análisis de mayor información.

Asimismo, es necesario analizar en mayor detalle por sector impacto de la determinación de precios del Gas Natural y establecer una metodología por cada uno de los sectores, que se encuentre sustentada y que permita alcanzar los objetivos que se quieran alcanzar. Dichas metodologías se traducirán en un regla-mento de Comercialización de Gas Natural.

Finalmente se debe mencionar que estas metodologías deberán encontrarse dentro los lineamientos que establece la Ley de Hidrocarburos.

ESCENARIO PUNTO DEFISCALIZACIÓN

TARIFA DETRANSPORTE

PRECIO FINALMÍNIMO

PRECIO FINALMÁXIMO

$us/Mpc $us/Mpc $us/Mpc $us/MpcOPTIMISTA 0,570 0,410 0,980 1,010MEDIO 0,610 0,410 1,020 1,120PESIMISTA 0,865 0,410 1,275 1,300

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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6. ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS MEDIANTE PROCESOS DE REFINACIÓN Y EXTRACCIÓN DE GLP DE PLANTAS

6.1. DIAGNÓSTICO

6.1.1. Antecedentes

a) La Refinación en Bolivia

La Refinación en Bolivia, inició operaciones con la instalación de pequeñas unidades rudimentarias de destilación primaria en 1931. Años más tarde, luego de la fundación de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) en 1936 se pusieron en marcha las plantas refinadoras de Sanandita (Tarija) y Camiri (Santa Cruz), Sucre, Cochabamba y Santa Cruz de la Sierra, con capacidades de 500, 1.500, 3.000, 6.000 y 2.000 barriles de petróleo día (Bpd) respectivamente.

Debido a que no respondían a exigencias tecnológicas y a las necesidades del mercado, fueron cerradas la mayoría de estas plantas, y se construyeron modernas plantas de refinación que se pusieron en marcha en 1979 en las ciudades de Cochabamba y Santa Cruz, con una capacidad productiva instalada hasta antes del proceso de privatización (diciembre/1999) de 62.750 Bpd incluyendo la refinería de Sucre.

Privatización de las refinerías

Como resultado del proceso de privatización, las principales refinerías del país, Gualberto Villarroel de Cochabamba y Guillermo Elder Bell de Santa Cruz de propiedad y operadas por YPFB, fueron privatizadas y entregadas para su administración y operación a una compañía subsidiaria de Petrobrás denominada Empresa Boliviana de Refinación (EBR) en diciembre de 1999.

La refinería Carlos Montenegro de Sucre que operaba YPFB, fue privatizada y entregada a un emprendi-miento privado de los trabajadores petroleros de Chuquisaca y sus socios denominada Refisur en el año 2001, posteriormente ésta refinería fue cerrada y dejo de operar desde enero de 2003.

Nacionalización de las Refinerías

En aplicación al Decreto Supremo Nº 28701 de Nacionalización de los Hidrocarburos, en junio de 2007 YPFB Refinación S.A. recuperó en nombre del Estado las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell.

Una de las primeras tareas de la nueva gerencia, será la adecuación de unidades de crudo que no están en operación y la ampliación de unidades de crudo existentes en actual operación, tanto en la refinería Guillermo Elder Bell de Santa Cruz como en la refinería Gualberto Villarroel de Cochabamba.

b) Plantas de Extracción de GLP

Las primeras plantas de extracción de GLP que Bolivian Gulf Oil Company instaló en Bolivia fueron las plantas de Río Grande y Colpa, posteriormente YPFB instaló las plantas Vuelta Grande y Carrasco y las últimas instaladas fueron Paloma por la empresa Maxus y, después de la capitalización, fue instalada la planta Kanata por la empresa Chaco.

En Bolivia existen tres tipos de tecnología de extracción de GLP a partir del gas natural: Absorción con aceite y refrigeración con propano en Río Grande, Turbo expansión en Carrasco, Kanata, Paloma y Vuelta Grande, y Refrigeración con propano en Colpa.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

6.1.2. Estado de la Situación

PLANTAS DE REFINACIÓN

a) Refinerías

La refinería Gualberto Villarroel (GV) se encuentra ubicada en la zona de Valle Hermoso de la ciudad de Cochabamba, su capacidad de proceso actual es de 25.300 bpd, siendo ésta, la refinería de mayor capa- cidad de procesamiento de crudo del país. La segunda refinería de mayor capacidad es “Guillermo Elder Bell” (GEB) ubicada en la zona de Palmasola, al sur de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, su capacidad de operación actual es de 16.300 bpd de crudo.

Por otro lado, actualmente existen tres refinerías de menor capacidad, mismas que son resultado de la in-versión privada en la actividad de refinación. Entre las que se encuentra la refinería “Oro Negro” ubicada a 40 kilómetros de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, en la localidad de Tundy cerca al “Campo La Peña”, su ca-pacidad de operación actual es de 3.500 bpd de crudo. La empresa Reficruz, opera la “Refinería Santa Cruz”, en el mismo lugar que la anterior refinería y tiene una capacidad de operación de 1.500 bpd de crudo.

Gráfico N° 1Ubicación de Refinerías

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Finalmente, la refinería “Parapetí” ubicada en la región de “La Cañada”, al lado del río Parapetí a 127 km. de la ciudad de Camiri del departamento de Santa Cruz, actualmente tiene una capacidad de operación de 120 bpd de crudo.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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En el caso de la Refinería Carlos Montenegro ubicada en la ciudad de Sucre, dentro del radio urbano, está fue construida para YPFB el año 1948 contando con una capacidad de 3000 bpd, la misma dejó de operar enero de 2003 a causa de la quiebra de Refisur S.A.

b) Esquema de refinación

El proceso de refinación se inicia en la denominada Unidad de Destilación Atmosférica, también llamada Topping, la cual se observa en el Gráfico Nº 2. En dicha unidad se efectúa la destilación atmosférica del petróleo crudo para su separación correspondiente en diferentes cortes.

En esta unidad se obtienen los siguientes productos, empezando por la parte superior de la Unidad de Destilación Atmosférica: gas de refinería, gas licuado de petróleo (GLP), gasolina liviana, gasolina media, jet fuel, diesel oil y residuo atmosférico.

Las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell fueron diseñadas para el procesamiento de crudos livianos, tal como es la característica del crudo producido en Bolivia.

Gráfico N° 2Esquema de Refinación

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

c) Capacidad instalada y de proceso de las refinerías

Tal como se puede observar en el Cuadro Nº 1., la refinería Gualberto Villarroel de la ciudad de Cocha-bamba tiene dos unidades primarias de destilación atmosférica y sólo esta operando la Unidad de Crudo I de 27.250 bpd de capacidad instalada. Asimismo en la refinería Guillermo Elder Bell existen dos unidades primarias de destilación atmosférica y solamente la Unidad de Crudo I de 16.500 bpd se encuentra en operación.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro N° 1Capacidad de Refinación a Nivel Nacional

(*) Esta siendo probada para entrar en operación contínua el 2008Fuente: Ministerio de Hidrocarburos con información de la Superintendencia de Hidrocarburos

La unidad de destilación atmosférica primaria de 12.500 bpd (Unidad de Crudo II) de la refinería Gualberto Villarroel no esta operando por falta de adecuación técnica, por otro lado, la unidad de destilación atmosférica primaria de 5.000 bpd de la refinería Guillermo Elder Bell se encuentra en operación intermitente a partir de julio de 2007 con una capacidad de proceso de 1.800 bpd ya que se encuentra en proceso de adecuación.

d) Productos que elaboran las refinerías

La Planta de Carburantes de las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell cuentan con la tecno-logía para producir gasolina especial, gasolina premium, gasolina de aviación, diesel oil, fuel oil, kerosene y gas licuado de petróleo. Estos productos, denominados productos regulados, se destinan al abastecimien-to del mercado interno. Los combustibles producidos en la refinería G. Villarroel tienen como principales mercados a los departamentos de Cochabamba, Oruro, La Paz, Beni y Pando, en cambio los mercados principales de los combustibles producidos en la refinería G. Elder son los departamentos de Santa Cruz, Tarija, Chuquisaca y Potosí.

Adicionalmente, también en la refinería G. Villarroel se produce crudo reducido, nafta liviana y crudo re-constituido y otros productos, conocidos como no regulados. Asimismo la refinería Gualberto Villarroel de la ciudad de Cochabamba cuenta con una planta de lubricantes, misma que produce aceites bases, aceites automotrices, aceites industriales, grasas automotrices, grasas industriales, parafinas y asfaltos, a todos estos productos también se los denomina productos no regulados, (Cuadro Nº 2).

En la refinería Guillermo Elder Bell no existe una planta de lubricantes, sin embargo de su planta de car-burantes también se obtiene productos no regulados tal como el crudo reducido, la nafta liviana y el crudo reconstituido.

Por otro, lado se encuentran las refinerías “pequeñas” como Oro Negro que produce diesel y gasolina es-pecial cuyo principal mercado es la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, y también produce GLP, agro fuel y

Refinerías del País Capacidad Instalada y de Proceso a Noviembre 2007

Refinería Ubicación Año deInstalación

Unidades o Plantas

Capacidad Carga de Crudo 2007(bpd)

Capacidad Utilizada

(%)Instalada

(bpd)Proceso

(bpd)

Gualberto Villarroel Cochabamba 1979 Unidad de Crudo I 27.250 25.300 24.195 96%Valle Hermoso 1952-1979 Unidad de Crudo II 12.500 No Opera No Opera No Opera

Guillermo Elder Santa Cruz 1979 Unidad de Crudo I 16.500 16.300 16.300 100%Palmasola (*) 1968-1979 Unidad de Crudo II 5.000 1.800 729 41%

Oro Negro Santa Cruz 2002-2005 Unidad de Crudo 3.500 3.500 3.266 93%Campo La Peña

Reficruz Santa Cruz 2001 Unidad de Crudo 2.000 1.500 1.092 73%Campo La Peña

Parapety Santa Cruz 2006 Unidad de Crudo 150 100 42 42%Camiri - Cañada

Carlos Montenegro Sucre 1949-1968 Unidad de Crudo 3.000 Fuera de Servicio

Fuera de Servicio

Fuera de ServicioMesa Verde

Total 69.900 48.500 45.624 94%

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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los productos no regulados como el crudo reducido, gasolina blanca y el crudo reconstituido. La refinería Reficruz produce diesel cuyo principal mercado es la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, adicionalmente también produce crudo reconstituido y gasolina blanca. Finalmente, la refinería Parapetí produce diesel cuyo principal mercado es la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz, también produce gaso-lina blanca y crudo reconstituido.

Cuadro N° 2Productos Regulados y No Regulados

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con datos de la Superintendencia de Hidrocarburos

e) Carga de Petróleo Crudo por Refinerías

Las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell fueron diseñadas para procesar crudos de 49° a 54° API, estas refinerías fueron mejorando en cierto grado su tecnología y procesos debido al cambio del grado API del crudo procesado, mismo que fue cada vez mayor. Es así que para el año 2004, 2005 y 2006 la calidad promedio fue de 56,1º; 57,3º y 57,6º API respectivamente pese a ello los volúmenes procesados nunca se vieron afectados por que normalmente se trabajó por debajo de la capacidad de proceso que tienen actualmente las refinerías.

El Cuadro Nº 3 muestra los datos históricos del suministro de crudo que se hizo a cada refinería. El 100% de la carga del 2007 fue procesada por las refinerías: Gualberto Villarroel (53,0%), Guillermo Elder Bell (37,3%), Oro Negro (7,2%), Reficruz (2,4%) y Parapetí (0,1%). Cabe mencionar que la primera refinería es la de mayor capacidad y así sucesivamente.

REFINERÍASPRODUCTOS ELABORADOS

Refinerías Ubicación ProductosRegulados No Regulados

Gualberto Villarroel CochabambaValle Hermoso

GLPGasolina EspecialGasolina Premium

Gasolina de AviaciónJet FuelKerosénDiesel Oil

Crudo ReducidoNafta LivianaAceites Base

Aceites TerminadosGrasas

ParafinasAsfaltos

Crudo ReconstituidoGuillermo Elder Santa Cruz

PalmasolaGLP

Gasolina EspecialGasolina Premium

Gasolina de AviaciónJet FuelKerosénDiesel Oil

Crudo ReducidoNafta Liviana

Crudo Reconstituido

Oro Negro Santa CruzCampo La Peña

GLPGasolina Especial

Diesel OilAgro Fuel

Crudo ReducidoGasolina Blanca

Crudo Reconstituido

Reficruz Santa CruzCampo La Peña

Diesel Oil Crudo ReconstituidoGasolina Blanca

Parapetí Santa CruzCamiri - Cañada

Diesel Oil Crudo ReconstituidoGasolina Blanca

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 3Volumen de Crudo Procesado

% Carga: Es el porcentaje de crudo que cada refinería procesa del totalFuente: Ministerio de Hidrocarburos en base a datos de la Superintendencia de Hidrocarburos

f) Volúmenes de carburantes elaborados por refinerías

Tal como se puede observar en el Cuadro Nº 4, la carga de crudo para el año 2007 fue en promedio 45.624 bpd, cabe resaltar que las dos refinerías más grandes del país, Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell, procesan un 90,3% del volumen total de crudo utilizado para la elaboración de carburantes líquidos.

La producción y rendimiento de combustibles líquidos en las refinerías depende de la capacidad, diseño, tec-nología de proceso y la calidad del crudo alimentado; si el crudo es rico en destilados medios y pesados habrá mayor rendimiento de diesel oil, jet fuel y kerosén, y lo contrario ocurrirá si el crudo es pobre en destilados medios y pesados. En el Cuadro Nº 4, también se puede observar el rendimiento promedio de cada uno de los carburantes obtenido en el proceso de refinación del crudo en las refinerías del país.

Asimismo se debe indicar, que del volumen total de la carga de crudo, es decir el 100%, el proceso de refina-ción presenta un rendimiento del 69,5 % en carburantes líquidos, quedando una diferencia de 30,5 %, misma que esta conformada por el crudo residual y algunos porcentajes de otros productos.

Cuadro Nº 4Carga de Crudo a Refinerías y Carburantes Obtenidos (bpd)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con datos de la Superintendencia de Hidrocarburos

REFINERÍAS CRUDO PROCESADO (bpd)Refinerías 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 % Carga

2007Gualberto Villarroel 16.278 17.064 18.535 18.323 21.979 24.456 23.738 24.195 53,0%Guillermo Elder Bell 13.864 13.420 14.153 14.779 16.004 15.519 16.302 17.029 37,3%Carlos Montenegro 439 65 340 0 0 0 0 0 0,0%Reficruz 0 231 528 686 705 736 981 1.092 2,4%Oro Negro 0 0 804 1.387 1.443 1.117 2.339 3.266 7,2%Parapety 0 0 0 0 0 0 8 42 0,1%Total 30.580 30.779 34.359 35.175 40.131 41.828 43.368 45.624 100,0%Tasa Crecimiento 0,65% 11,63% 2,37% 14,09% 4,23% 3,68% 5,20%

Producto 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Rendimiento % 2007Carga de Crudo 30.580 30.779 34.359 35.175 40.131 41.828 43.368 45.624 100,0%

Car

bura

ntes

Gas Licuado de Petróleo 1.601 1.610 1.723 1.905 2.167 2.367 2.397 2.959 6,5%Gasolina Especial 10.468 9.496 9.530 9.532 10.689 10.428 11.349 12.124 26,6%Gasolina Premium 97 66 58 50 44 54 53 59 0,1%Gasolina de Aviación 70 76 44 54 61 70 77 87 0,2%Diesel Oil 7.564 8.212 9.099 9.901 12.488 12.368 12.819 13.393 29,4%Kerosén 634 420 399 455 410 414 437 360 0,8%Jet Fuel 2.591 2.373 2.580 2.623 2.628 3.065 2.990 2.718 6,0%Fuel Oil 23 12 16 0 0 0 0 0 0,0%Agro Fuel 0 0 0 0 3 18 18 0 0,0%Total 23.048 22.265 23.450 24.520 28.490 28.783 30.140 31.700 69,48%

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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PLANTAS DE EXTRACCIÓN DE GAS LICUADO DE PETROLEO (GLP)

a) Mapa de las plantas de GLP

La localización de las plantas de extracción de GLP se muestra en el Gráfico Nº 3. La planta de Río Gran-de puede procesar los gases del norte a través de los gasoductos Carrasco-Yapacaní, Yapacaní-Colpa, Caranda-Colpa, Colpa-Río Grande y gases del sur a través de los dos gasoductos Yacuiba-Río Grande YABOG y GASYRG, y de los campos Río Grande, La Peña, y Los Sauces. La planta Vuelta Grande pro-cesa los Gases de campo Vuelta Grande. La Planta Paloma procesa los Gases de los campos Paloma, Surubí, Surubí Bloque Bajo, y Surubí Nor Oeste. Las plantas de Kanata y Carrasco pueden procesar los Gases de los campos Carrasco, Carrasco FW, Kanata Norte, Kanata, Kanata FW, y Bulo Bulo, la planta Colpa procesa Gases de los campos de Colpa y Caranda.

Gráfico Nº 3Localización de Plantas de GLP

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

b) Esquema de plantas de GLP

El gas rico del reservorio fluye a alta presión hacia el separador, en este, a una menor presión, el conden-sado (liquido) y el gas se separan, el gas es procesado en la planta separadora de GLP, en ella el gas rico es enfriado a temperaturas muy bajas para lograr la extracción y separación de GLP, gasolina natural y gas pobre.

El gas de venta o gas pobre, es el gas que se utiliza en las industrias, generación termoeléctrica, cocinas, gas vehicular (GNV) y otros usos. La mayor parte de este gas es exportado.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

El GLP es transportado por ductos o cisternas hasta las plantas de engarrafado y es utilizado principal-mente como combustible domestico de cocinas. La gasolina natural, y condensado son transportados por ductos a las refinerías para convertirlos en productos refinados. En el Gráfico N° 4. se muestra un esquema típico de una planta de GLP.

Gráfico Nº 4.Esquema de Plantas de GLP

Fuente: Elaborado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía

c) Producción de GLP de plantas en el año 2007

La referencia de producción para éste análisis de diagnóstico es la capacidad de proceso, promedio de gas alimento y producción de GLP para el año 2007 (Cuadro Nº 5).

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 5Capacidad de Proceso, Gas Alimento y Producción de GLP, 2007

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de la Superintendencia de Hidrocarburos

La producción y rendimiento de GLP de plantas depende de la capacidad, diseño, tecnología de proceso y el volumen de componentes licuables en la corriente del gas alimento, si el gas de alimento es rico en licua-bles habrá mayor volumen de GLP y gasolina natural producida, y lo contrario ocurrirá si el gas es pobre. La tecnología Turbo expansión es la más eficiente de todas con una eficiencia o rendimiento mayor al 90 %.

d) Rendimientos, capacidad de proceso y capacidad de producción de GLP

La capacidad de proceso, rendimientos de producción, y la respectiva capacidad de producción de las plantas de GLP se muestran en el Cuadro Nº 6.

Cuadro Nº 6Capacidad de Proceso, Rendimientos y Capacidad de Producción

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos

La máxima capacidad de producción, es decir utilizando el 100% de la capacidad de proceso, estaría en unas 821 tmd en el mejor de los casos, ya que no siempre se darán las condiciones de diseño para la operación de éstas plantas.

Planta de ExtracciónLicuables

Capacidad de ProcesoMMpcd

Gas Alim. 2007

MMpcd

ProducciónGLP 2007

tmdRio Grande Absorción 180 172 265Vuelta Grande 100 81 145Carrasco 70 61 105Kanata 50 45 94Paloma 40 39 87Colpa 50 40 29Total 490 438 725

Pta. ExtracciónLicuables

Tecnología RendimientoGLP %

RendimientoGasol. Nat.

%

CapacidadProcesoMMpcd

CapacidadProducción

tmd GLPRio Grande Absorción(Andina)

Absorción c/lean oily refrigeración c/C3

91 97 180 267

Vuelta Grande (Chaco) Turbo expansión 91 97 100 181Carrasco (Chaco) Turbo expansión 95 99 70 132Kanata (Chaco) Turbo expansión 95 99 50 101Paloma (Repsol) Turbo expansión 94 100 40 99Colpa (Petrobras Energía) Refrigeración c/C3 29 76 50 41Total 490 821

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Los rendimientos de los procesos de las plantas de extracción de licuables a excepción de Colpa están dentro de los rendimientos estándar correspondientes a Absorción con Lean Oil y Refrigeración con pro-pano, y Turbo expansión. En el caso de Colpa, la planta procesa el gas de los campos con recuperación secundaria y “gas lift”, situación que reduce el suministro de gas para la producción de GLP e impacta en forma negativa, para la inversión de una planta con una tecnología de extracción más eficiente.

e) Producción actual de GLP y gasolina natural por plantas

Para poder realizar un análisis de producción se procedió a comparar la producción para el mes de febrero de 2007 y el caudal del gas alimento con sus respectivas cromatografías. El Cuadro Nº 7, y el Cuadro Nº 8, permiten cotejar éstos datos con los rendimientos de producción de GLP y gasolina natural para así poder determinar oportunidades de mejora.

Cuadro Nº 7Producción de Campos con Facilidades de Extracción de GLP y Gasolina Natural

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos

Composición

PLANTACARRASCOY KANATA

Rendto. GLPy Gas.

Nat: 95,19% y 99,2%

PLANTA VUELTAGRANDE

Rendto. GLPy Gas.

Nat: 90,89% y 97%

PLANTA RIO GRANDE

Rendto. GLPy Gas.

Nat: 91 % y 97 %

PLANTACOLPA

Rendto. GLPy Gas.

Nat: 29,4 % y 75,6%

PLANTA PALOMA

Rendto. GLPy Gas.

Nat: 93 % y 99,9%

N2 0,3364 1,7061 0,9793 0,9010 1,1470CO2 2,2418 0,0606 1,0391 0,4971 0,2143C1 88,1894 85,1733 86,6528 83,3080 84,1358C2 5,7025 8,9040 7,9258 9,1341 9,4269GLP 2,9361 3,3846 2,9791 5,0780 4,1286Gasol.Nat 0,5946 0,7752 0,4239 1,0817 0,9424Gas Alim. (MMpcd) 101 79 160 37 40Prod. GLP. (tmd) 196 146 269 21 93Prod Gasol. Nat. (bpd) 634 648 594 280 424Prod Cond . (bpd) 4.321 474 698 702 7.393

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 8Producción de Campos con Facilidades de Extracción de Gasolina Natural

(Plantas de Adecuación)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos con información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos

Se hace notar que en Río Grande ya se hicieron mejoras para procesar gases más ricos de la corriente de YABOG y GASYRG, estas mejoras en la planta han logrado incrementar la producción de 265 a 272 tmd.

Los campos de Sirari, Víbora, La Vertiente, Margarita, Sábalo y San Alberto cuya fracción molar de GLP, gasolina natural, y caudal de gas alimento, indican campos que tienen un mayor fracción volumétrica de componentes de licuables (GLP y gasolina natural), cuya eficiencia de extracción de gasolina natural es baja y no tienen equipos para la extracción de GLP, representan oportunidades para incrementar la pro-ducción de GLP.

El Cuadro Nº 9, muestra la producción de GLP para la gestión 2007. La producción de GLP se ha estado manteniendo en los mismos niveles a excepción del mes de febrero debido a la intransitabilidad de cami-nos por las lluvias que interrumpen el flujo, de camiones cisternas para el transporte de GLP y la rotura del oleoducto que transporta GLP hacia el occidente del país (OSSA-1).

ComposiciónPLANTA

SAN ROQUE97,48%

PLANTANARAN-JILLOS54,67%

PLANTAPORVENIR

73,03%

PLANTA SIRARI47,63%

PLANTAVIBORA88,34%

PLANTAYAPACANI

58,39%

N2 1,4582 1,0100 0,9079 0,5844 2,1976 1,2895CO2 0,0004 0,1400 0,1365 0,0778 0,6038 1,2910C1 84,6125 92,6200 86,5754 87,2445 82,1341 91,6354C2 7,9144 4,2700 6,8147 6,9806 6,7436 3,1560GLP 5,0489 1,1700 4,5261 4,3385 7,4945 1,9622Gasol.Nat. 0,9656 0,7900 1,0337 0,7742 0,8265 0,6660Gas Alim. (MMpcd) 7,4 13 4 44 43 39Prod Gasol. Nat. (bpd) 53 59 26 164 352 105Prod Cond. (bpd) 50 66 20 186 663 345

ComposiciónPLANTA

LA VERTIENTE59,34%

PLANTAMARGARITA

64%

PLANTASABALO66,23%

PLANTASAN

ALBERTO61,50%

PLANTATACOBO38,67%

PLANTAMONTEAGUDO

64,67%

N2 2,1004 0,7090 0,4436 0,5180 0,1518 1,0771CO2 0,0588 1,6015 2,0569 1,9421 4,6073 0,1121C1 85,6448 84,1596 85,5314 88,1605 92,5660 82,1741C2 6,2448 8,1022 6,9647 5,4820 1,6697 9,3688GLP 5,1167 4,7110 4,1527 3,1195 0,7293 5,6340Gasol.Nat. 0,8288 0,7030 0,8213 0,7229 0,2749 1,6338Gas Alim. (MMpcd) 43 70 408 355 40 1,2Prod Gasol. Nat. (bpd) 208 341 2346 1643 42 22Prod Cond. (bpd) 813 4.145 11.132 6.790 128 218

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 9Producción de GLP, 2007 (tmd)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos con información de la Superintendencia de Hidrocarburos, 2007

f) Efecto de la extracción de GLP y otros licuables por el poder calorífico del gas de exportación

De acuerdo a datos de YPFB de 2007, el poder calorífico del gas de exportación al Brasil está entre 1.045 a 1.055 btu/pc a 68º base saturada, por encima de los valores mínimos del contrato (GSA), es decir 1.034 btu/pc a 68 °F base saturada. De igual forma el poder calorífico del gas de exportación a la Argentina para el mismo mes está entre 1.087 a 1.092 btu/pc a 60ºF base seca, por encima del valor mínimo de contrato (ENARSA) de 1.000 btu/pc a 60 °F base seca.

Esto se debe principalmente a que estamos exportando GLP, gasolina natural, y etano por encima de los valores mínimos de exportación. El bajo rendimiento de algunas desgasolinadoras influye en menor grado. Además el gas boliviano tiene un alto contenido de etano que aumenta su poder calorífico.

En las actuales condiciones de calidad y volúmenes de exportación, se estima que se puede extraer por-centajes menores de volúmenes de GLP y gasolina natural del gas natural de la corriente de exportación al Brasil para producir unas 600 tmd de GLP y 1.100 bpd de gasolina considerando una extracción del 80% de dióxido de carbono (CO2), y cumplir con las especificaciones de calidad calórica del contrato GSA, pero no nos permitirá extraer el etano para su industrialización. En cambio, del gas natural de la corriente de exportación a la Argentina se puede extraer el 100% del GLP y gasolina natural y hasta el 85% de etano contenido en el gas y cumplir con la especificación del contenido calórico del Contrato ENARSA, permitien-do de esta manera su industrialización.

g) OFERTA Y DEMANDA HISTÓRICA DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS

a) Diesel Oil

Es importante mencionar que en el país existen mayores reservas de gas natural en comparación con las de hidrocarburos líquidos, la producción de petróleo es mínima y la de condensado/gasolina natural está asociada a la producción de gas natural. Por otra parte, la calidad de los hidrocarburos líquidos producidos en el país tiene un bajo rendimiento en diesel oil, es decir que la producción de petróleo crudo en Bolivia se caracteriza por tener un petróleo/condensado gasolina natural de cortes livianos, por lo que la producción nacional de diesel oil no cubre los requerimientos del mercado interno.

MES CARRASCO KANATA RIO GRANDE COLPA PALOMA VUELTA GRANDE TOTAL GLP PLANTAS

Ene-07 105 96 265 33 96 147 743

Feb-07 93 87 243 21 93 146 684

Mar-07 104 92 269 27 94 146 733

Abr-07 101 97 274 30 92 145 739

May-07 103 98 261 30 65 146 703

Jun-07 105 97 254 29 92 147 724

Jul-07 106 92 278 31 90 147 743

Ago-07 104 96 272 32 85 145 734

Sep-07 109 94 263 31 84 146 726

Oct-07 108 91 263 29 84 142 717

Nov-07 106 90 267 30 80 145 717

Dic-07 113 97 273 28 87 140 739

Promedio 105 94 265 29 87 145 725

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Por las razones antes expuestas, es que a partir de la segunda mitad de la década de los setenta, se ha tenido que recurrir a la importación de diesel oil, para cubrir la demanda en el mercado interno, es decir, la producción nacional de diesel oil cubre aproximadamente el 66% de la demanda y el restante 34% debe ser cubierto por las importaciones, tal como se puede observar en el Gráfico Nº 5.

Gráfico Nº 5Comercialización Diesel Oil, 2007

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Estas importaciones de diesel oil eran realizadas por empresas privadas hasta la promulgación de la Ley de Hidrocarburos 3058, a partir de la cual Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos se convierte en el único importador. En este contexto, actualmente YPFB importa aproximadamente 8.300 bpd de diesel en promedio, que aproximadamente son 250.000 barriles al mes provenientes de distintos países. Nuestro principal pro-veedor es PDVSA con alrededor de 200.000 barriles mensuales, de conformidad al Convenio de Cooperación Energética con Venezuela. La empresa REFINOR S.A. (Argentina) con aproximadamente 30.000 barriles mensuales, la empresa COPEC S.A. (Chile) con aproximadamente 10.000 barriles mensuales al igual que Shell S.A. (Chile) con 10.000 barriles, de acuerdo a la información presentada en el Cuadro Nº 10.

Cuadro Nº 10Proveedores de Diesel Oil, 2007

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de YPFB

Proveedores Barriles/mesPDVSA Venezuela 200.000REFINOR S.A. Argentina 30.000COPEC S.A. Chile 10.000SHELL S.A. Chile 10.000TOTAL 250.000

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Por otra parte es importante indicar que el diesel oil, es el derivado del petróleo de mayor consumo en el país representando en promedio un 42% sobre el total comercializado de productos derivados de petróleo, de acuerdo a la información de la Superintendencia de Hidrocarburos. Asimismo, la mayor demanda de diesel oil se encuentra en el departamento de Santa Cruz (40,7% del total comercializado en el país durante el 2007) como lo muestra el Grafico Nº 6.

Gráfico Nº 6Consumo de Diesel Oil por Departamentos, 2007

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

El diesel oil se utiliza principalmente en actividades de transporte como combustible para vehículos de alto tonelaje, por otro lado es un combustible utilizado en el desarrollo de la actividad agroindustrial, minera y maquinaria en general, asimismo es utilizado para la generación termoeléctrica en la zona Noroeste del país, zona que no se encuentra integrada al Sistema Interconectado Nacional (SIN) de electricidad.

Por otro lado, como se puede observar en el Gráfico Nº 7, la producción de diesel oil, presentó durante las gestiones 2003 y 2004 una tasa de crecimiento de 26,13%, considerablemente superior en comparación con tasas de anteriores periodos. Esta última tasa de crecimiento en la producción de diesel oil es atribuida a la existencia del incentivo a la producción de diesel oil (IPD), la misma que tuvo vigencia hasta diciembre de 2004. Al respecto, es necesario mencionar que el incentivo a la producción de diesel oil (IPD) fue instau-rado el año 2004 a objeto de asegurar la producción nacional de diesel oil tomando en cuenta que una de las medidas anteriores en política de precios fue el establecimiento de un margen de refinería igual a cero (0,00 Bs./Lt). Asimismo, se debe mencionar que a partir del año 2003 además del IPD existía una mayor carga de crudo lo que permitió contar con un incremento en la producción de diesel oil.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 7Producción de Diesel Oil

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

También se puede observar en el Gráfico Nº 7, que en los años 2004 y 2005 se registró un decremento no significativo en la producción de diesel oil en las refinerías del país, alcanzando una tasa de crecimiento negativa de 0.97% que podría ser explicada por la inexistencia del IPD. A partir del año 2004 la producción no se incrementó significativamente, debido a que se requieren de mayores inversiones para disponer de mayores capacidades en las refinerías.

En relación a la comercialización, ésta muestra un crecimiento promedio de 6,6% al año, si bien existió una disminución entre los años 2000-2001 se explican principalmente por el efecto climático (negativo) que tuvo el fenómeno del Niño sobre la producción agroindustrial. Tal como se puede observar en el Gráfico Nº 8, la demanda de diesel oil presenta una tendencia positiva de crecimiento.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 8Comercialización Diesel Oil

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Por otra parte, la demanda de diesel oil se comporta estacionalmente en el tiempo, presentando sus valores más altos en determinadas épocas del año, por ejemplo, en la actividad agroindustrial en época de cosecha y siembra, es decir los meses de marzo abril y mayo, septiembre, octubre y noviembre, (Gráfico Nº 9).

Gráfico Nº 9Estacionalidad del Consumo de Diesel Oil (bpd)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

El mayor consumo de diesel oil se presenta en el departamento de Santa Cruz y se estima que del total asigna-do a este departamento, el agro demanda entre el 50 y 60% aproximadamente, considerando el crecimiento de la superficie cultivable estimada en 3% para 2008 en tanto que para los siguientes años en un 7 a 8%, también se estima que para cultivar una hectárea se requiere 110 litros de diesel (Cámara Agropecuaria del Oriente).

Al mismo tiempo, otro de los factores que contribuyeron en los últimos años a la creciente demanda de este combustible, es el contrabando a países limítrofes y la especulación debido a que el precio al que

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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se comercializa este combustible a nivel nacional, es mucho menor en comparación a los precios de los países vecinos, los cuales varían de acuerdo al precio internacional del petróleo (WTI), tal como se puede observar en el Cuadro Nº 11.

Cuadro Nº 11Precio de Diesel Oil en la Región: 2007

(1) Diesel Oil con 0,03 % de Azufre(2) Precios promedio(3) Argentina tiene un impuesto a la exportación de Diesel Oil

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de Arpel, TC: 7,79 Bs/$us

Es importante indicar que la evolución de la demanda de diesel oil pone a la vista una tendencia creciente en el consumo de dicho combustible, asimismo el nivel de producción de diesel oil nacional en las refinerías del país llego a su límite, por lo tanto, para abastecer la demanda del mercado interno y el crecimiento del mismo, es necesario importar cada vez mayores volúmenes de diesel oil, los cuales representan una one-rosa salida de divisas por concepto de subvención, tal como se puede observar en el Cuadro Nº 12.

Cuadro Nº 12Subvención al Diesel Oil Importado (MM$us)

Fuente: Ministerio Hidrocarburos y Energía con información del Ministerio de Hacienda

b) Gas licuado de petróleo (GLP)

El Gas Licuado de Petróleo es una mezcla de hidrocarburos livianos, compuesta principalmente de propa-no y butanos en proporciones variables y que en determinadas condiciones físicas pasa al estado liquido. Existen dos formas de obtener GLP, una es la producción de GLP de plantas de extracción y la segunda consiste en la producción del GLP derivado del petróleo, el cual se obtiene de las refinerías del país. En el año 2007 aproximadamente el 74% de la producción de GLP provino de las plantas de extracción mientras que el 26% restante fue el aporte de las refinerías.

Cono SurPaís $us/Litro Bs./LitroBolivia 0,48 3,72Brasil 1,03 8,02Argentina(3) 0,51 3,97Chile(1) 0,93 7,24Perú(2) 0,93 7,24Uruguay 1,18 9,19

AÑO DEVENGADO CANCELADO SALDO2004 14,15 5 9,152005 74,2 74,98 8,382006 112,32 81,35 39,342007 123,13 21,648 140,83

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

La producción de GLP en Bolivia es ajustada en relación a la demanda, el país consumió 983 tmd durante el año 2007 y produjo 727 tmd en Plantas de GLP y 256 tmd en las refinerías (Ver Gráfico Nº 10).

Debemos mencionar que actualmente la producción de GLP tanto en refinación como en plantas de ex-tracción, esta llegando a su límite de capacidad de proceso. Al respecto se debe señalar que esta situación se presentó debido a que en los años anteriores no existieron inversiones en nuevas plantas de extracción de GLP, debido a que en una primera instancia, la antigua Ley de Hidrocarburos no establecía ninguna obligación por parte de las empresas productoras a que instalen nuevas plantas de extracción y una vez promulgada la Ley 3058, las empresas no realizaron las inversiones correspondientes ya que se encontra-ban a la espera de la suscripción de los nuevos contratos de operación.

Gráfico Nº 10Producción Total de GLP (Plantas y Refinerías)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de la Superintendencia de Hidrocarburos

El GLP, es el segundo producto hidrocarburífero de mayor consumo en el mercado interno boliviano, re-presenta en promedio un 25,5% sobre el total comercializado de productos derivados de hidrocarburos, de acuerdo a la información de la Superintendencia de Hidrocarburos. Asimismo, la mayor demanda de GLP se encuentra en el departamento de La Paz (34% del total comercializado en el país durante el 2007) como lo muestra el Gráfico Nº 11.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 11Consumo de GLP por Departamentos, 2007

MesesFuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

El GLP es un combustible de consumo masivo en el país, por lo que se encuentra dentro de los productos que componen la canasta básica de bienes con la que se calcula el Índice de Precios al Consumidor, dicho combustible es utilizado principalmente en el sector doméstico para la cocción de alimentos, calefacción y otros usos como combustible en una serie de establecimientos.

En lo que se refiere a la comercialización de GLP, ésta muestra una tasa de crecimiento promedio de 4,6% anual. Claramente el consumo de GLP presenta una tendencia creciente durante el periodo de análisis, es de-cir, desde la gestión 2000 – 2007 tal como se puede observar en el Gráfico Nº 12. Este aspecto tiene una razón esencial que se explica en el precio subsidiado al cual se comercializa este producto en el mercado interno.

Gráfico Nº 12Comercialización de GLP

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Las tasas de crecimiento positivas de la demanda del GLP observadas en el Gráfico Nº 11., responden directamente al precio subvencionado del GLP en el país. Al respecto, es importante señalar que la produc-ción nacional de GLP está destinada a satisfacer la demanda del mercado interno, específicamente para el consumo domiciliario, aspecto por el cual la subvención estatal está dirigida a la garrafa de 10 Kg, con la finalidad de brindar un beneficio a los hogares bolivianos. En este sentido, el beneficio de este subsidio no tenía por objetivo alcanzar a vehículos de transporte público u otro tipo de usos. Sin embargo, el uso del GLP vehicular es una variable determinante en el incremento de la demanda de este hidrocarburo. Actualmente se estima que existen 15.000 vehículos que utilizan el GLP.

Los Gráficos Nº 10 y 12, referidos a producción y comercialización respectivamente, muestran una diferen-cia de 8,22 tmd para el 2006, lo que aparentemente representaría un déficit, al respecto debemos señalar que esta diferencia esta siendo cubierta por los remanentes o saldos existentes en stock en las refinerías, plantas de GLP, y engarrafadoras que ascienden a 30,86 tmd.

Asimismo, la comercialización de GLP, comprende la comercialización a granel, la cual se realiza a través de tanques de GLP instalados en determinados establecimientos que cuentan con dicha instalación, como por ejemplo, hoteles, clínicas, saunas, clubes, gimnasios y otros, los cuales representan un volumen con-siderable de GLP. Sin embargo, el precio al que se comercializa el GLP a granel, es 2,25 Bs/Kg, el cual es el mismo de la garrafa de 10 Kg de los sectores que se benefician con la subvención.

Otro de los factores que contribuyeron a que la demanda de GLP se incremente los últimos años fue la especulación y contrabando de garrafas de GLP a países vecinos. Este aspecto tiene una relación directa con el precio subvencionado y bajo en comparación de los países limítrofes tal como se puede observar en el Cuadro Nº 13. Es importante mencionar que el contrabando de GLP se da a países tales como el Perú donde además de contar con precios superiores a los de Bolivia (tres veces mayor), actualmente su producción no alcanza a cubrir su demanda por lo que este país recientemente emitió las disposiciones legales necesarias para importar este producto y satisfacer su demanda.

Cuadro Nº 13Precio de Gas Licuado de Petróleo en la Región

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de Arpel, TC: 7,79 Bs/$us

Por otra parte, Paraguay es un país que actualmente importa sobre todo GLP de Argentina a precios de paridad de importación, por lo que el GLP producido en Bolivia se desvía también a ese país.

La demanda del GLP también tiene un comportamiento estacional en el tiempo, presentando sus valores más altos en época de invierno fundamentalmente en el occidente del país, como se puede observar en el Gráfico Nº 13.

PAÍS Precios ($us/Kg.) Precios Bs/Kg.BOLIVIA 0,29 2,25BRASIL 1,40 10,91ARGENTINA 0,69 5,38CHILE 1,62 12,62PERU 1,10 8,57URUGUAY 1,11 8,65

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 13Estacionalidad del Consumo de GLP (tmd)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

iii) Gasolinas Automotrices

Tal como se mencionó al principio del documento en la producción de hidrocarburos líquidos, Bolivia se ca-racteriza por tener un petróleo condensado de cortes livianos, al tener este tipo de condensado de petróleo, el porcentaje de rendimiento en la refinación de producción de gasolinas es favorable.

La producción de gasolina hasta la gestión 2007, ha sido superior en relación a la demanda de este com-bustible. El país consume aproximadamente 11.790 bpd, (gestión 2007) los que fueron abastecidos en su totalidad a través del proceso de refinación realizado en las refinerías del país. En la producción de gasolina existen dos variedades, la gasolina especial con un octanaje de 85 y la premium de 95.

Se debe tomar en cuenta que la gasolina, es el tercer producto derivado del petróleo de mayor consumo en el país, de acuerdo a la información de la Superintendencia de Hidrocarburos representa en promedio un 24,05% sobre el total comercializado de productos derivados de petróleo. Asimismo, la mayor demanda de gasolinas se encuentra en el departamento de La Paz (36,9% del total comercializado en el país durante el 2007).

La gasolina especial, así como la premium, son utilizadas principal y fundamentalmente en actividades de transporte como combustible para vehículos livianos.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 14Producción de Gasolinas

(bpd)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Tal como se puede observar en el Gráfico Nº 14, muestra una caída de la producción entre el año 2000-2001, manteniendo una tendencia relativamente constante de 2001, 2002 y 2003. Se debe indicar que a partir de 2003, la producción de gasolinas, experimentó un ascenso considerable manteniendo la tendencia hasta el año 2007.

En relación a la comercialización, ésta muestra una tasa de crecimiento promedio de 2,13% anual, el con-sumo de gasolinas presenta una tendencia estacionaria durante el periodo de análisis, es decir, desde la gestión 2000 – 2006 tal como se puede observar en el Gráfico Nº 15.

Gráfico Nº 15Comercialización de Gasolinas

(bpd)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Tal como se mencionó anteriormente, la oferta de gasolina especial sobre todo para las gestiones 2006 y 2007 se incrementó significativamente como respuesta a un incremento en la demanda por este combus-tible. Por ejemplo, la tasa de crecimiento de la comercialización de gasolinas para la gestión 2006 fue de alrededor 9,6%. Este incremento abrupto en la comercialización coincide con la promulgación de la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 en fecha 17 de mayo de 2005.

De acuerdo a la disposición final tercera de dicha normativa, se eliminó de la cadena de comercialización a las empresas mayoristas, instituyendo a YPFB como la única empresa encargada de la distribución ma-yorista en la comercialización de combustibles líquidos, es el caso de las gasolinas automotrices. En este contexto, es a partir de junio de 2006 que YPFB se hace cargo total del mayoreo en todas las plazas del país, debido a que anteriormente solo tenía a su cargo el Bloque Sur.

Tomando en cuenta, la evolución de las tasas de crecimiento de la comercialización de gasolina automotriz en el país, es posible manifestar que en general el consumo de gasolinas no ha tenido un crecimiento en promedio considerable, que podría ser explicado por el cambio de matriz energética a GNV que se ha venido efectuando en vehículos livianos de transporte público, en los últimos años. El departamento con mayor consumo de gasolinas automotrices es La Paz como se puede ver en el Gráfico Nº 16. La Paz, Santa Cruz y Cochabamba son las tres ciudades de Bolivia que consumen la mayor cantidad de gasolinas automotrices el 2007.

Gráfico Nº 16Consumo de Gasolinas Automotrices por Departamentos, 2007

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Sin embargo, es importante mencionar que el creciente contrabando de derivados de petróleo a países li-mítrofes también ha generado un aumento de la demanda de cada combustible, las gasolinas automotrices no han sido la excepción, dada la diferencia de precios con el resto de países limítrofes, tal como se puede observar en el Cuadro Nº 14.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 14Precio de Gasolina Especial en la Región

Chile Gasolina de 93 OctanosPerú Gasolina de 90 Octanos

Fuente: Elaborado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de Arpel, TC: 7,79 Bs/$us

Por otro lado, en la producción de gasolinas, existe la producción de gasolina Ron 85 para exportación, que es un producto terminado de la unidad de reformación de una refinería.

El comportamiento estacional de la demanda de gasolinas automotrices se muestra en el Gráfico Nº 17, se puede apreciar que tiene un comportamiento regular sin muchos picos considerables.

Gráfico Nº 17Estacionalidad de Consumo de Gasolinas (bpd)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

d) Jet fuel

Al igual que el caso del diesel oil, el rendimiento para la producción de jet fuel esta en función del grado API del petróleo crudo, el jet fuel proviene del corte del crudo natural.

(80 - 85 de octanaje)PAÍS Precios ($us/litro) Precios Bs/Kg.

BOLIVIA 0,48 3,74BRASIL 1,38 1,33ARGENTINA 0,55 4,28CHILE 1,23 9,58PERU 1,01 7,87URUGUAY 1,33 10,30

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Previamente a realizar el análisis de oferta y demanda de este producto es importante señalar que por la política de precios existen actualmente dos precios diferentes para el jet fuel; precio del jet fuel nacional y precio del jet fuel internacional. El precio del jet fuel nacional es fijo mientras el precio del jet fuel interna-cional varía de acuerdo a la fluctuación de los precios internacionales. En este sentido el precio del jet fuel nacional es bajo y notablemente inferior al precio del jet fuel internacional.

En el país se consume en promedio 2.619 bpd como se muestra en el Gráfico N° 18, de los cuales la tota-lidad se abastecen a través del proceso de refinación.

Gráfico Nº 18Comercialización de Jet Fuel

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Por otro lado, se debe tomar en cuenta que el jet fuel, ocupa la cuarta posición como derivado del petróleo de mayor consumo en el país, representa en promedio un 6,6% sobre el total comercializado de productos derivados de petróleo, de acuerdo a información de la Superintendencia de Hidrocarburos. Asimismo, la mayor demanda de jet fuel se encuentra en el departamento de Santa Cruz (62,1% del total comercializado en el país durante el 2007), el Gráfico Nº 19, muestra el consumo de jet fuel por departamentos.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 19Consumo de Jet Fuel por Departamentos, 2007

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

En lo que se refiere a la producción del jet fuel es importante mencionar que la tasa de crecimiento para la gestión 2004 a la 2005 fue superior a la de los demás años, tal como se muestra en el Gráfico Nº 20. Esta situación puede ser explicada a partir que la demanda de este combustible que para este periodo se incrementó drásticamente.

Gráfico Nº 20Producción de Jet Fuel

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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En el caso de la producción de jet fuel es importante diferenciar dos momentos, el primero consiste en que la producción de dicho combustible era deficitaria en relación a la demanda, como se puede apreciar en el Gráfico N° 19, a partir del mes de octubre de 2006 debido a vuelos directos a Europa, sin embargo se presenta una variable exógena, la cual constituye en que la aerolínea Lloyd Aéreo Boliviano deja de operar en marzo del año 2007 como se muestra en el Gráfico N° 19, generando una caída abrupta de la demanda de jet fuel, por ende el abastecimiento de jet fuel en los Aeropuertos del país llegó a ser normal.

Previniendo el posible déficit citado anteriormente se emitió el Decreto Supremo Nº 29032 que tenía por objeto autorizar a YPFB, realizar la importación de jet fuel, para tal efecto se estableció una metodología de cubrir el costo de la importación a través del incremento del IEHD del precio del jet fuel Internacional equivalente al valor de la importación, sin embargo dicha importación nunca se efectuó.

La utilización del jet fuel se basa primordialmente en actividades de transporte aéreo, en aeronaves de turbina. La demanda de este combustible también tiene un comportamiento estacional en el tiempo, pre-sentando sus valores más altos en época de fin de año donde existe un mayor número de vuelos, tal como se puede observar en el Gráfico Nº 21.

Gráfico Nº 21Estacionalidad de Consumo de Jet Fuel (bpd)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Es importante mencionar que a pesar que el precio del jet fuel Internacional se ajustaba de acuerdo a los precios internacionales, este precio era aun considerablemente bajo en relación a los precios de la región, lo que originó que varias líneas áreas internacionales carguen este combustible en el país. Actualmente con los precios diferenciados vigentes, estos se encuentran por debajo de los precios de la región tal como se observa en el Cuadro Nº 15.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 15Precio del jet fuel en la región

(1) En Bolivia existe un precio diferenciado para el Jet Fuel de vuelos nacionalesFuente: Elaborado por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de Arpel, TC: 7,79 Bs/$us.

En este sentido, luego de haber efectuado un análisis del balance entre la producción y demanda de jet fuel en el país, cabe resaltar que actualmente la capacidad de producción para este producto podría verse superada el momento en que el Lloyd Aéreo Boliviano reinicie sus operaciones normalmente, o en su defecto una nueva aerolíneas inicie operaciones en el territorio nacional. Como dato adicional, de acuerdo a información de la Superintendencia de Hidrocarburos el rendimiento de jet fuel en la refinería es del 6%.

e) Gas Oil

El gas oil es el diesel oil comercializado a precio subvencionado y destinado únicamente a la generación de energía eléctrica, por empresas, cooperativas, municipios y otras entidades generadoras de electricidad en sistemas aislados del país.

El precio al cual se comercializa el gas oil esta fijado en 1,10 Bs/lt por la Superintendencia de Hi-drocarburos mediante Resolución Administrativa SSDH 583/2001 del 16 de noviembre del 2001.

Tal como se puede observar, en el Gráfico Nº 22, los departamentos de Beni, Pando y Santa Cruz son los departamentos en donde existe una mayor asignación de gas oil, esto fundamentalmente por que no existe una interconexión de dichos departamentos con el Sistema Interconectado Na-cional.

EN CIUDADES CAPITALESPais $us/litro Bs/litro

Argentina 0,77 6,00Bolivia 0,82 6,37Bolivia (1) 0,36 2,77Ecuador 0,31 2,41Uruguay 1,01 7,87Venezuela 0,45 3,51

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 22Comercialización de Gas Oil, 2007

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de la Superintendencia de Hidrocarburos

PRODUCCIÓN HISTÓRICA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS (PETRÓLEO + CONDENSADO + GA-SOLINA NATURAL)

La producción de hidrocarburos líquidos (crudo + condensado + gasolina natural) depende en gran medida de la producción de gas natural, es decir que la producción de hidrocarburos líquidos en Bolivia se carac-teriza por tener una mezcla de petróleo/condensado de cortes livianos.

El Cuadro Nº 16, muestra la producción histórica de hidrocarburos líquidos del año 2000 al 2007, así mis-mo, se puede apreciar que en la gestión 2002 el 93% de la producción se comercializó a las refinerías del país para ser procesado en sus instalaciones industriales por lo que la diferencia se destinó a las exporta-ciones.

Este porcentaje de ventas en el mercado interno y externo se mantuvo durante la gestión 2003, dismi-nuyendo la venta a refinerías del país al 86% y 84% e incrementándose las exportaciones al 14% y 16% durante las gestiones 2004 y 2005, para finalmente durante la gestión 2006 destinarse a las refinerías del país un 90% y a la exportación un 10%. Asimismo, se muestra también que la relación producción (petróleo + condensado + gasolina natural) /gas natural disminuyó a una tasa promedio del 5% durante los últimos cuatro años (2003-2006).

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 16Producción Hidrocarburos Líquidos

(Crudo + condensado + gasolina natural) 2000-2007

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de YPFB

PROYECCIONES DE DEMANDA DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS

i) Modelo Econométrico de la Superintendencia de Hidrocarburos

Dentro de las tareas programadas por el Ente Regulador se encuentra la proyección de demanda de combustibles, es decir, mensualmente se debe realizar una actualización de las proyecciones de de-manda para la gasolina de aviación, jet fuel, gas licuado de petróleo y trimestralmente para la gasolina y diesel a nivel nacional.

El Ente Regulador contrató en fecha 19 de diciembre de 2003 al consultor Kjetil Halvorsen para la elabora-ción de modelos de proyección de demanda de productos refinados, dentro de los cuales se encuentran el gas licuado de petróleo, diesel oil, gasolinas, jet fuel y gasolina de aviación.

Es importante aclarar que los modelos econométricos de proyección de demanda fueron diseñados para realizar proyecciones de largo plazo, es por esta razón que dichos modelos incorporan dentro su estructura variables con mucha inercia como el PIB.

Por otro lado, los datos de la demanda que proyectan los modelos econométricos son dados dentro un intervalo de confianza de 95% con una incertidumbre del 5%, este intervalo es representado por un ancho de banda delimitado por un Límite Superior y un Limite Inferior.

ii) Proyección de la Demanda de Combustibles Líquidos Considerando los Proyectos de Sustitu-ción por GNV y Gas Natural por Redes (Residencial)

Sustitución por Proyectos de GNV

Los volúmenes de gas licuado de petróleo, gasolina automotriz y diesel oil que serán sustituidos en caso de efectivizarse los proyectos relacionados al cambio de la matriz energética con GNV en dos escenarios, uno conservador y otro optimista, se muestran en el Cuadro Nº 17.

PRODUCCION DE HIDROCARBUROS 2000-2007

AÑO 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

PRODUCCION HIDROCARBUROS LIQUIDOS (petroleo+condensado+gasolina natural) (bpd)

31.415 35.794 36.280 39.547 46.442 50.758 48.557 49.318

PRODUCCION GAS NATURAL (MMmcd) 15,6 19,6 24,4 28,0 34,7 40,2 40,2 41,7

RELACION PRODUCCION HIDROCARBUROS LIQUIDOS/GAS NATURAL (bbl/MMmc)

2.016 1.826 1.487 1.412 1.340 1.261 1.207 1.183

VENTAS PETROLEO MERCADO EXTERNO (bpd)

2.411 2.737 6.327 7.940 4.890 3.694

VENTAS PETROLEO MERCADO INTERNO A REFINERIAS (bpd)

33.869 36.810 40.115 42.818 43.667 45.624

CARGA PETROLEO A REFINERIAS (bpd) 30.580 30.779 34.359 35.175 40.131 41.828 43.368 45.624

% VENTAS REFINERIAS/PRODUCION 93 93 86 84 90 93

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 17Proyección de la Sustitución de GLP, Gasolinas y Diesel Oil por GNV

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Sustitución por Proyectos de Gas Natural por Redes

El volumen de gas licuado de petróleo que será sustituido en caso de efectivizarse los proyectos relaciona-dos al cambio de la matriz energética con redes de gas natural domiciliario, en dos escenarios conservador y optimista se muestran en el Cuadro Nº 18.

Cuadro Nº 18Proyección de la Sustitución de GLP por Gas Natural por Redes

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía (*) Garrafas de 10 kg

De acuerdo a los cuadros precedentes para la sustitución del GLP en los escenarios conservador y optimista, se elaboró el Cuadro Nº 19, considerando que las sustituciones por GNV y gas natural por redes ejecutados en cada año son aplicados al año siguiente.

AñoGNV por Vehículos

Convertidos Anualmente (m³)Gas Licuado

de Petróleo (tmd)Gasolinas

(bpd)Diesel Oil

(bpd)Escenario

ConservadorEscenarioOptimista

EscenarioConservador

EscenarioOptimista

EscenarioConservador

EscenarioOptimista

EscenarioConservador

EscenarioOptimista

2008 21.155.083 33.820.587 13 22 228 364 56 892009 22.884.948 37.335.163 15 24 247 403 60 992010 24.753.556 41.177.097 16 26 267 444 65 1092011 26.771.872 45.375.071 17 29 289 490 71 1202012 28.951.714 49.960.184 18 32 312 538 76 1322013 31.305.825 54.966.150 20 35 338 593 83 1452014 33.847.941 60.429.510 22 39 365 652 89 1602015 36.592.867 66.389.866 23 42 395 716 97 1752016 39.556.564 72.890.133 25 46 426 784 104 1922017 42.756.231 79.976.801 27 51 461 863 113 211

AñoNuevos Usuarios por año Consumo Total de GN

(m³/año)GLP SUSTITUIDO

(tmd)GLP SUSTITUIDO(Garrafas/Día) (*)

Escenario Conservador

EscenarioOptimista

EscenarioConservador

Escenario Optimista

EscenarioConservador

Escenario Optimista

EscenarioConservador

Escenario Optimista

2008 17.858 123.320 5.631.318 37.756.369 12 81 1.212 8.1292009 21.415 115.349 6.752.989 35.601.548 15 77 1.454 7.6652010 25.681 117.942 8.098.079 35.740.391 17 77 1.743 7.6952011 30.796 103.117 9.711.090 31.693.415 21 68 2.091 6.8232012 36.930 105.931 11.645.387 31.383.652 25 68 2.507 6.7572013 94.248 105.811 29.238.440 32.027.494 63 69 6.295 6.8952014 97.565 108.745 30.302.209 32.805.720 65 71 6.524 7.0632015 102.319 114.385 31.817.455 34.402.583 69 74 6.850 7.4072016 102.792 111.830 31.995.651 33.498.612 69 72 6.888 7.2122017 107.563 117.432 33.519.587 35.073.012 72 76 7.217 7.551

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 19Proyección de la Sustitución de GLP por GNV y Gas Natural por Redes

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

iii) Proyección de la Demanda de Diesel Oil

El modelo econométrico de la Superintendencia de Hidrocarburos estima que la demanda de diesel oil sin sustitución crecerá a una tasa promedio del 7% por año a partir del 2008.

El Gráfico Nº 23, muestra el rango en el que oscila anualmente la demanda sin sustitución, asímismo, se puede observar que los límites de la gestión 2008 establecen un rango de 3.446 bpd y que este valor va incrementando hasta alcanzar los 4.672 bpd en la gestión 2017.

Cabe mencionar que si se mantiene la producción sólo se podrá abastecer una pequeña proporción de la demanda sin sustitución, creciendo en consecuencia los volúmenes importados que afectan negativamente al Tesoro General de la Nación. Por lo tanto se deben ampliar las refinerías en corto, mediano y largo plazo para incrementar el volumen de producción nacional de este combustible para el abastecimiento del mer-cado interno y reducción de las importaciones.

El Gráfico N° 23, muestra también el efecto de la sustitución del diesel oil por GNV, en éste se puede apre-ciar que la demanda de diesel oil en el escenario con sustitución, disminuye en mínima proporción respecto a la demanda en el escenario sin sustitución.

En cuanto a la tasa de crecimiento se refiere, podemos decir que tanto el límite superior como el límite infe-rior del rango sin sustitución tienen una tasa de crecimiento de 7%, al considerar el escenario conservador de la sustitución de GNV y gas por redes domésticas las tasas alcanzan un valor de 6% y 7% respectiva-mente.

Año

GNV REDES TOTALEscenario

ConservadorEscenario Optimista

EscenarioConservador

Escenario Optimista

EscenarioConservador

EscenarioOptimista

Inc. Acum. Inc. Acum. Inc. Acum. Inc. Acum. Inc. Acum. Inc. Acum.2008 13 13 22 22 12 12 81 81 26 26 103 1032009 15 28 24 45 15 27 77 158 29 55 100 2032010 16 44 26 72 17 44 77 235 33 88 103 3062011 17 61 29 100 21 65 68 303 38 126 97 4042012 18 79 32 132 25 90 68 371 44 169 99 5032013 20 99 35 167 63 153 69 440 83 252 104 6072014 22 121 39 206 65 218 71 510 87 339 109 7162015 23 144 42 248 69 287 74 584 92 431 116 8332016 25 169 46 295 69 356 72 656 94 525 119 9512017 27 197 51 346 72 428 76 732 99 624 126 1.078

Page 243: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 23Proyección de Demanda de Diesel Oil

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con datos de la Superintendencia de Hidrocarburos, YPFB.

iv) Proyección de la Demanda de Jet Fuel

La sustitución de GNV no tiene ningún efecto en la demanda de este combustible por que el GNV no es un producto sustituto del Jet Fuel.

Tomando en cuenta lo anteriormente señalado, el Gráfico Nº 24 muestra que a partir del 2005, la demanda nacional de jet fuel exigió al país mayor producción. Se estima que a partir del 2008 la demanda interna crecerá a razón de 5,7% por año. Cabe mencionar que la proyección puede verse afectada por el ingreso de nuevas líneas aéreas y el comportamiento futuro de las operaciones del LAB que en estos últimos años fue inestable. Además, se puede observar que los límites de la gestión 2008 establecen un rango de 1.483 bpd y que este valor va incrementando hasta alcanzar los 1.918 bpd en la gestión 2017.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 24Proyección de Demanda Jet Fuel

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con datos de la Superintendencia de Hidrocarburos

v) Proyección de la Demanda de Gasolinas Automotrices

El consumo histórico de gasolinas fue de 9.813 bpd/año en promedio en los últimos ocho años, a partir del 2008 se estima que la demanda sin sustitución incrementará a una tasa promedio de 4% por año.

El Gráfico Nº 24, muestra el rango en el que oscila anualmente la demanda de gasolinas sin sustitución. Se puede observar también que los límites de esta demanda en la gestión 2008 establecen un rango de 3.631 bpd y que este valor va incrementando hasta alcanzar los 3.904 bpd en la gestión 2017.

El Gráfico N° 25, muestra también el efecto de la sustitución del GNV por gasolinas en el rango de la de-manda de este combustible considerando el escenario conservador de la sustitución de GNV; se puede ver que este disminuye en forma apreciable, teniendo efectos de consideración en el rango de la demanda de este combustible sin sustitución.

En cuanto a la tasa de crecimiento se refiere podemos decir que tanto el límite superior como el límite infe-rior del rango sin sustitución tienen una tasa de crecimiento de 4%, al considerar el escenario conservador de la sustitución por GNV las tasas alcanzan un valor promedio de 2%.

Page 245: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 25Proyección de la Demanda de Gasolinas con Sustitución de GNV

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con datos de la Superintendencia de Hidrocarburos y YPFB

vi) Proyección de la Demanda de GLP

El Gráfico Nº 26, muestra el rango en el que oscila anualmente la demanda de GLP sin sustitución, así mismo, se puede observar que los límites de esta demanda en la gestión 2008 establecen un rango de 130 Tmd y que este valor va incrementando hasta alcanzar los 165 tmd en la gestión 2017. Así mismo, se puede observar que a partir del año 2000 y hasta el 2003 las refinerías y las plantas en conjunto producían más de lo que el mercado interno demandaba. Ya para el año 2004 las plantas y refinerías empiezan a producir volúmenes casi similares a la demanda.

Por otro lado, desde el 2002, la demanda interna empieza a crecer por lo que las refinerías y plantas em-piezan a trabajar a plena capacidad. Se estima que la demanda sin sustitución por GNV y gas por redes domésticas interna crecerá 5% en promedio cada año a partir del 2008 por lo que si mantenemos la capaci-dad de refinación y de las plantas de GLP del país, no se podrá cubrir la demanda aún si estas trabajasen a plena capacidad productiva, por lo que se tendría que importar este combustible con recursos económicos nacionales afectando negativamente al TGN.

En este sentido el Gobierno a emitido en fecha 13 de junio del 2007 el Decreto Supremo Nº 29166 que per-mite a YPFB realizar importaciones de este producto cuando el país así lo requiera, esta medida permitirá garantizar el abastecimiento durante los primeros años hasta que se ejecuten los proyectos de ampliación de capacidad de refinerías y nuevas plantas de GLP principalmente.

Page 246: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

El Gráfico N° 26, muestra también el efecto de la sustitución del GLP por GNV y gas natural por redes (re-sidencial) en el rango de la demanda de este combustible sin sustitución, así mismo, se puede apreciar que este efecto disminuye el rango de la demanda mencionada en gran proporción considerando el escenario conservador de la sustitución.

De ejecutarse los planes de conversión de cambio de la matriz energética a través de GNV y redes de gas en el escenario conservador de la sustitución, la producción actual aun así no podrá abastecer el consumo de la demanda en el mercado interno en los años venideros hasta el 2017 si no se ejecutan los proyectos de ampliación de capacidad de refinerías y nuevas plantas de GLP principalmente, y se tendría que impor-tar este combustible con recursos económicos nacionales afectando negativamente al TGN.

Como se puede observar, la situación del abastecimiento de GLP es crítica, por lo que se deben instalar nuevas plantas de GLP en el corto, mediano y largo plazo para abastecer el mercado interno y contar con excedentes exportables.

En cuanto a la tasa de crecimiento se refiere podemos decir que tanto el límite superior como el inferior del rango sin sustitución tienen una tasa de crecimiento de 5%, al considerar el escenario conservador de la sustitución de GNV desde el año 2009 hasta el año 2012 ambas tasas alcanzan un valor promedio de 2% y a partir del año 2013 al año 2017 alcanzan una tasa promedio de -2%.

Gráfico Nº 26Proyección de la Demanda de GLP con Sustitución de GNV

y Gas Natural por Redes (Residencial)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con datos de la Superintendencia de Hidrocarburos y YPFB

Page 247: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS (PETRÓLEO + CONDENSADO + GASOLINA NATURAL)

El Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) a través de la Dirección General de Exploración y Producción (DGEP) elaboró la proyección de la producción de gas natural para los próximos 20 años (2008-2026).

En base a la producción de gas natural y crudo, la DGEP del MHE elaboró la proyección aproximada de la producción de hidrocarburos líquidos, los volúmenes calculados se muestran en el Cuadro Nº 20.

Cuadro Nº 20Proyección Estimada Producción de Hidrocarburos Líquidos

(Petróleo + Condensado + Gasolina Natural)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

i) Proyección del Requerimiento de Crudo en Función a la Proyección de la Producción de Petro-leo + Condensado + Gasolina Natural

Se asume que la producción total de hidrocarburos líquidos pronosticada en los próximos años (2008-2017) será procesada por las refinerías, esto con el fin de incrementar la producción de combustibles líquidos (diesel oil, gasolinas, GLP y jet fuel), disminuir los volúmenes de importación de diesel oil y exportar los excedentes de gasolinas de alto octanaje.

Para la proyección de los combustibles líquidos derivados de los hidrocarburos líquidos, se ha considerado los siguientes supuestos:

Se asume que en el país se producirán hidrocarburos líquidos (petróleo+condensado+ gasolina natural) en vo-lúmenes suficientes que cubran las capacidades proyectadas para el periodo (2008-2017) tanto por adecuacio-nes, ampliaciones y nuevas unidades de proceso en las refinerías Guillermo Elder Bell y Gualberto Villarroel.

En consideración a la proyección de la producción de hidrocarburos líquidos (petróleo+condensado+ ga-solina natural), al aporte de cada campo petrolífero (petróleo) o gasífero (condensado+ gasolina natural) al total de la producción nacional, los rendimientos por cortes de cada uno de los hidrocarburos líquidos de cada campo, y la tecnología de las dos refinerías mas grandes del país, se ha estimado que el rendimiento de cada uno de los combustibles más elaborados en las refinerías estarán entre el 26 a 30% para las ga-solinas, del 28 a 30% para el diesel oil, del 6 a 8% para el jet fuel y del 5 a 7% para GLP.

ii) Proyecciones del Requerimiento de Crudo para Cubrir la Demanda Total de Diesel Oil

El Cuadro Nº 21, muestra el requerimiento de crudo para cubrir en su totalidad la demanda estimada de diesel oil asumiendo un rendimiento del 29%. Se puede observar que para cubrir la demanda de diesel oil del 2008 de acuerdo al límite superior se necesitaría contar con una capacidad de operación y crudo disponible de 85.787 bpd para el 2008 y 151.629 bpd para el 2017 y de acuerdo al límite inferior se necesitaría contar con una capacidad de operación y crudo disponible de 73.904 bpd para el 2008 y 135.519 bpd para el 2017

AÑO 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

PROD. ESTIMADA GAS NATURAL CON CAMPOS EN DESARROLLO + EXPLORACION (MMmcd)

40,1 44,8 46,9 59,3 66,2 75,0 87,9 96,8 100,0 103,7

PRODUCCION ESTIMADA DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS (PETROLEO+CONDENSADO+ GASOLINAS) (bpd)

48.675 49.773 49.718 67.433 75.978 85.637 98.986 107.827 110.523 113.724

RELACION PRODUCCION: HIDROCARBUROS LIQUIDOS/GAS NATURAL (bbl/MMm3)

1.214 1.111 1.061 1.136 1.148 1.142 1.126 1.114 1.106 1.097

Page 248: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 21Proyección Requerimiento de Crudo en función al rango

de la Demanda Proyectada de Diesel Oil

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

MARCO LEGAL Y REGULATORIO

Refinación

Mediante el Decreto Supremo N° 25502 del 3 de septiembre de 1997 se establece las normas generales para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de refinerías, plantas petroquímicas y unidades de proceso.

Bajo este contexto, los márgenes de refinación se establecerán individualmente para cada producto, me-diante Decreto Supremo. Estos márgenes sumados a los precios de referencia dan como resultado los “precios ex refinería”, los mismos que son regulados a la salida de la refinería, previo a su despacho a una terminal de almacenamiento.

Mediante los Decretos Supremos Nº 25417, Nº 25530 y Nº 25535 de junio, septiembre y octubre de 1999, respectivamente, se modificó el Reglamento de Precios definiendo las fórmulas de cálculo y modificación anual de los márgenes de refinería por parte de la Superintendencia de Hidrocarburos.

El Decreto Supremo Nº 27691 del 19 de agosto de 2004, establece el congelamiento del precio de referen-cia del petróleo crudo puesto en refinería en 27,11 $us/Bbl sin IVA de acuerdo a un promedio de cotizacio-nes del precio del petróleo WTI y por medio de una banda con límites en:

Precio máximo: 27,11 $us/Bbl

Precio mínimo: 24,53 $us/Bbl

De forma complementaria, se promulga el Decreto Supremo Nº 27778, del 6 de octubre de 2004, mediante el cual se estabilizan los precios de referencia de los productos regulados como efecto de la estabilización del precio del petróleo en el mercado interno. A partir de esa norma, los precios finales de los productos regulados fueron estabilizados indefinidamente.

El Decreto Supremo Nº 27959 del 30 de diciembre del 2004 señala que la Superintendencia de Hidrocar-buros fijará provisionalmente, aplicando el Modelo de Optimización Económica de Refinerías, el Margen de

Volumen de crudo requerido para cubrir la demanda interna de Diesel Oil

AñoDemanda de Diesel Volumen de Crudo

LS LI LS LI2008 24.878 21.432 85.787 73.9042009 26.773 23.302 92.320 80.3512010 28.577 25.076 98.541 86.4682011 30.425 26.887 104.914 92.7142012 32.265 28.683 111.259 98.9082013 34.181 30.549 117.865 105.3422014 36.403 32.535 125.526 112.1892015 38.769 34.650 133.685 119.4822016 41.289 36.902 142.375 127.2482017 43.973 39.301 151.629 135.519

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Refinería. Por lo que se emite la Resolución Administrativa RA-1327/2004 del 30 de diciembre de 2004, estableciendo el margen de refinación en 3.80 $us/Bbl.

Adicionalmente, el Decreto Supremo Nº 28117 del 16 de mayo de 2005 se establece un nuevo Margen de Refinería de 4.81 $us/Bbl para todos los productos regulados, incluidos el GLP de refinerías y el gas oil. Asi-mismo, se crea un Margen de Compensación de 1,57 $us/Bbl a ser incorporado a la cadena de precios de todos los productos regulados, exceptuando el GLP de refinerías, el GLP de plantas, gas oil y agro fuel.

En el D.S. 28117, el margen de refinería de 4,81 $us/Bbl fue calculado considerando el precio del crudo recons-tituido de 30,35 $us/Bbl y de 31,29 $us/Bbl para la gasolina blanca. Este margen es calculado en función del los volúmenes y costos de los productos regulados, ingresos de los productos no regulados y precio de crudo.

La subida de los precios del petróleo y de sus derivados, en el mercado internacional, tuvo su efecto directo en el negocio de la refinación, generando márgenes y utilidades extraordinarias por la comercialización de los productos no regulados (RECON) a precios internacionales mucho mayores a los establecidos en el cálculo de margen de refinación de $us 4,81 $us/Bbl.

Posteriormente la nueva Ley de Hidrocarburos Nº 3058 del 17 de mayo de 2005, establece que los Márge-nes para los Productos Refinados, serán determinados por el Ente Regulador, conforme a Reglamento.

A fin de corregir esas distorsiones el Decreto Supremo Nº 29122 del 6 de mayo de 2007, establece que YPFB sea el único exportador del crudo reconstituido (RECON) y gasolinas blancas. Asimismo instruye que YPFB sea el único comprador en el mercado interno, con precios en punto de entrega ex refinería del RE-CON (30,35 $us/Bbl) y gasolinas blancas (31,29 $us/Bbl) para poder venderlas a precios internacionales.

La reconfiguración del escenario a través del Decreto Supremo Nº 29122, revierte las ganancias extraor-dinarias de las empresas refinadoras por la comercialización del RECON en favor del Estado a través de YPFB, lo que incidió sustantivamente en las expectativas de negocio.

La evolución del margen de refinación y otras variables que tiene que ver con su comportamiento desde diciembre de 1997 a octubre 2007 se muestra en el Cuadro Nº 22.

Cuadro Nº 22Evolución del Margen de Refinación

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

ConceptoPeriodo

Dic-97 Dic-99 Ene-03 Jul-03 Jul-04 Dic-04 May-05 jun/dic - 05 ene/dic - 06 ene/abr - 07 Oct-07WTI - Mercado Internacional 18.31 26.11 27.37 30.35 34.56 41.48 49.91 60.63 65.95 59.26 85.90

Descuento para venta de crudo - Mercado Interno 0.00 -4.50 -4.50 -7.45 -14.37 -22.80 -33.52 -38.84 -32.15 -58.79

Precio de crudo - Mercado Interno 18.31 26.11 22.87 25.85 27.11 27.11 27.11 27.11 27.11 27.11 27.11

Canasta de Productos Regulados - Mercado interno 22.52 26.39 29.45 32.62 34.87 27.11 27.11 27.11 27.11 27.11 27.11

Margen Internacional Corregido para el Mercado Interno 4.21 0.28 6.58 6.77 7.76 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Margen Doméstico 6.05 5.81 0.00 0.00 0.00 3.80 4.81 4.81 4.81 4.81 4.81

Margen de Refinería 9.64 5.44 5.62 6.92 8.50 3.80 4.81 4.81 4.81 4.81 4.81Margen de Compensación 1.57 1.57 1.57 1.57 1.57

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

El margen de refinación y otros márgenes influyen en la cadena de precios de los productos regulados tal como se puede apreciar en el Gráfico Nº 27.

Gráfico Nº 27Composición de la Cadena de Precios

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Margen de Transportes Diferentes y Otros

Otra variable importante que tiene incidencia en el negocio de la refinación es el Margen de Transportes Diferentes, ya que los productos regulados por la normativa vigente deben ser entregados por las refine-rías en las terminales. El Decreto Supremo Nº 25535 de 6 de octubre de 1999, define las metodologías de cálculo de los márgenes de transportes diferentes y transportes por poliductos, mismos que deben ser calculados y modificados de forma anual por la Superintendencia de Hidrocarburos.

El Decreto Supremo Nº 27473 de 30 de abril de 2004, suspendió el cálculo de los márgenes de transportes diferentes hasta que se emita un Decreto Supremo que especifique los costos que deben estar incluidos dentro del Costo Total Anual de Transportes Diferentes, neto de IVA – CDT.

El 16 de mayo de 2005 mediante Decreto Supremo Nº 28117 se estableció la necesidad de tratar, entre otros, los márgenes de transporte considerando los costos reales para lo que el Ministerio de Hidrocarbu-ros deberá elaborar un reglamento que establezca las metodologías para la determinación de margen de transporte por poliductos y margen de transportes diferentes.

En cumplimiento a lo dispuesto por el Decreto Supremo Nº 25535 del 6 de octubre de 1999, los cálculos realizados por la Superintendencia de Hidrocarburos, en marzo de 2007, establecen un Margen de Trans-porte por Poliductos de 0,83 $us/Bbl y un Margen de Transporte Diferentes de 0,49 $us/Bbl.

Además del Margen de Transportes Diferentes, los Márgenes de Transporte por Poliductos y los Már-genes de Compensación, también influyen en el negocio de refinación, ya que éstos son parte de la cadena de precios, y las refinerías por la normativa vigente deben entregar los productos regulados en las terminales.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Plantas de Extracción de GLP

El precio de referencia del GLP de plantas vigente a octubre 2007 es igual al definido en el Decreto Supre-mo Nº 27959 del 30 de diciembre del 2004, 16,91 $us/Bbl.

Según el Decreto Supremo Nº 28222 del 27 de Junio del 2005, el punto de fiscalización de las plantas de extracción de GLP es a la salida de la planta, y deberá cumplir con los requerimientos del gas para su adecuación, transporte, y venta.

De acuerdo a la Resolución Ministerial Nº 127/2005 del 13 de septiembre del 2005, para los campos con facilidades de adecuación y sin planta de extracción de licuables o desgasolinado, pero con gas natural procesado en una planta de extracción de licuables de otro campo, el GLP fiscalizado es el GLP teórico calculado en base a la cromatografía del gas de salida de separadores, y calculado en base a la eficiencia de recuperación de GLP más alta de una planta turbo expansión en el país.

El Decreto Supremo Nº 28121 del 23 de Mayo del 2006, establece la cadena de precios del GLP producido en plantas, así como también establece la metodología del cálculo de compensación por subvención al GLP en garrafas de 10 Kg para engarrafadores privados y YPFB.

Según la Ley de Hidrocarburos 3058, la base imponible del GLP para el pago de regalías (12%), partici-paciones (6%), e impuesto directo a los hidrocarburos (32%), es la sumatoria por campo de las toneladas métricas de GLP medidas en el punto de fiscalización, multiplicado por su participación contractual, y por el porcentaje de sus ventas en el respectivo mercado por su precio promedio ponderado. Para la venta en el mercado interno, el precio se basa en los precios reales de venta del mercado interno, y para la expor-tación en el precio real de exportación.

Con la publicación de la Ley de Hidrocarburos N° 3058, el GLP de plantas tributa regalías y participaciones a precios de GLP líquido y no a precio de gas natural como disponía la derogada Ley Nº 1689. Adicio-nalmente, el GLP está gravado por el 32% del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH). En el marco regulatorio actual del GLP no se han presentado inversiones en ampliaciones o nuevas plantas puesto que es más favorable vender gas rico a mercados de exportación que extraer el GLP.

6.1.3. Identificación de los Problemas

Refinación

No se cuenta con capacidad operativa disponible para procesar crudo adicional, actualmente se procesa crudo al 94% de su capacidad operativa (48.500 bpd).

Las unidades de Crudo II, correspondientes a las Refinerías Guillermo Elder Bell y Gualberto Villarroel (5.000 bpd y 12.000 bpd respectivamente), no se encuentran habilitadas para su operación en razón a que no se realizaron las adecuaciones técnicas.

Las utilidades mínimas de YPFB-REFINACION, impactarán en los recursos necesarios para la inversión en ade-cuación, ampliación y nuevas unidades de proceso de las refinerías, por efecto de la aplicación del Decreto Supre-mo Nº 29122 de comercialización de crudo reconstituido y gasolinas blancas a favor de YPFB casa matriz.

Plantas de Extracción de GLP

No se cuenta con capacidad operativa disponible para procesar gas natural adicional, se procesa gas na-tural al 90% de su capacidad operativa (490 MMpcd).

El gas alimentado de los campos Río Grande, Vuelta Grande y Paloma ha disminuido en su riqueza de componentes licuables y volúmenes, por ser campos antiguos con reciclaje de gas. Esta situación reduce la producción de GLP y gasolina natural.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

La demanda de GLP en el mercado interno, se ha incrementado llegando a valores cercanos al de la oferta (producción), lo cual podría representar déficit a corto plazo, que podría obligar a importar este combustible. No se efectuaron inversiones en ampliación de la capacidad de extracción de GLP de gas natural.

6.1.4. Conclusiones

Refinerías

El nivel actual de carga de crudo a las refinerías y la capacidad de refinación en el país ha llegado a su límite 94% de su capacidad operativa (48.500 bpd).

Las unidades de “Destilación Atmosférica” primaria de las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell de 12.500 bpd y 5.000 bpd respectivamente (Unidades de crudo II) no se encuentran operables por falta de adecuación técnica, lo que no permite contar con mayores volúmenes de productos de derivados.

La evolución de la demanda de diesel oil pone a la vista una tendencia creciente en el consumo de dicho combustible, sin embargo, el nivel de producción de diesel oil nacional en las refinerías del país llego a su limite, por lo que para abastecer la demanda del mercado interno y el crecimiento del mismo, es necesario importar cada vez mayores volúmenes de diesel oil, los cuales representan incrementos en importaciones y una carga al TGN por concepto de subvención.

La tasa de crecimiento de demanda de diesel oil proyectada sin proyectos de sustitución en los periodos 2009-2017 será de 7% y con sustitución conservadora por GNV de 6,8% respectivamente, no existiendo efecto significativo de esta sustitución en la demanda.

La aplicación del D.S. 29122 no permite a YPFB-Refinación contar con flujo de caja que le posibilite efec-tuar inversiones en adecuaciones, ampliaciones y nuevas unidades de proceso.

Plantas de Extracción de GLP

La capacidad de proceso de las plantas de GLP esta llegando a su limite 90% de su capacidad operativa (490 MMpcd).

Existe un equilibrio precario entre la demanda y producción de GLP con una tendencia a la importación de este combustible en el corto plazo, si no se efectúan inversiones en nuevas plantas y si se ejecutan los proyectos de cambio de matriz energética a través del GNV y gas natural doméstico por redes.

Es necesario la construcción de nuevas plantas de GLP en el corto y mediano plazo para abastecer la crecien-te demanda del mercado interno, evitar la importación y obtener ingresos por la exportación de excedentes.

La tasa de crecimiento de demanda de GLP en el periodo 2009-2017 sin proyectos de sustitución es de 5% y con sustitución de GLP por GNV y Redes de Gas en el escenario conservador es de 2% para el periodo 2009-2012 y de -2% para el periodo 2013-2017, existiendo un gran efecto en la disminución de la demanda por la sustitución de este combustible.

En el marco regulatorio de GLP actual, es mas favorable vender gas rico a mercados de exportación que extraer GLP para el mercado interno.

6.2. ESTRATEGIA DE ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOSMediante procesos de refinación y extracción de GLP de plantas

6.2.1 Objetivo de Política

Incrementar la producción de combustibles líquidos en el mercado interno, mediante procesos de refinación y extracción de GLP de plantas para reducir la importación de Diesel Oil y evitar la importación de GLP.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Actividades en refinación 2006-2007

En aplicación al DS. 28701 de Nacionalización de los Hidrocarburos del 1º de mayo de 2006, YPFB el 26 de junio de 2007 en nombre del Estado toma el control y dirección de la actividad de refinación al nacionalizar las acciones de la refinería Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell, dando lugar a la creación de YPFB Refinación S.A. (YPFBR).

Dadas las necesidades de abastecimiento de combustibles líquidos en el mercado interno, YPFBR inicia inmediatamente trabajos de adecuación y ampliación en la unidad de crudo II de la refinería Guillermo Elder Bell incrementado la capacidad de refinación en 1.800 bpd lo cual permitió producir 522 bpd adicionales de diesel oil que incidió en la reducción de las importaciones de este combustible y en consecuencia se logró un ahorro para el TGN por concepto de subvención. Gracias a la nacionalización de las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell se han logrado ingresos adicionales para YPFB por 74,5 millones de dólares, por ventas del crudo reconstituido entre junio y diciembre 2007. También cabe señalar que las inversiones en adecuación, ampliación y nuevas unidades de proceso de las refinerías de YPFBR continua-rán a lo largo de los siguientes años.

6.3.2. Procesos de Refinación

6.2.2.1. Acciones

Adecuación, Ampliación y Nuevas Unidades de Procesos de Refinación.

Abastecimiento por Procesos de Refinación de Crudo/Condensado.

La demanda de combustibles líquidos derivados de petróleo crece, por lo que las refinerías deben incre-mentar la producción para satisfacer estos nuevos requerimientos, adecuando y ampliando las unidades existentes y con nuevas unidades de proceso de las refinerías de YPFB-Refinación, por lo cual la amplia-ción de las refinerías debe ir en paralelo a la proyección de la producción estimada de hidrocarburos líqui-dos. Si no se ejecutan los proyectos para incrementar la capacidad de refinación y por lo tanto la producción de diesel oil principalmente, el déficit promedio para el año 2008 será 9.612 bpd, e ira creciendo a lo largo de los años del periodo 2008-2017.

Refinería Guillermo Elder Bell - Abastecimiento en el Corto Plazo 2008

Como la oferta de combustibles líquidos derivados de hidrocarburos es menor a la demanda actual, desde ju-lio de 2007 se ha incrementado la capacidad de la refinería Guillermo Elder Bell de la ciudad de Santa Cruz en 1.800 bpd adicionales al adecuar y poner en marcha la Unidad de Crudo II (5.000 Bpd nominales) que posee, esto permitió incrementar la producción de carburantes líquidos en forma intermitente durante el segundo semestre del 2007; desde enero del 2008 esta unidad trabajará en forma continua y permitirá incrementar la producción de carburantes líquidos de acuerdo a los volúmenes estimados que muestra el Cuadro N° 23.

Cuadro N° 23Proyectos Ejecutados RGEB 2007

Nota: Desde julio 2007 la Unidad de Crudo II operó de forma intermitente, en enero de 2008 empezó a funcionar normalmente.Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de YPFB Refinación.

Situación Proyectos FechaInversión Estimada (M$us.)

Rendimiento de ProductosGLP (tmd) GE (bpd) DO (bpd) JF (bpd)

Actual Adicional Actual Adicional Actual Adicional Actual Adicional

2007Adecuación Unidad Crudo II a 1.800 bpd

dic-07 100 85 9 4.238 468 4.727 522 1.141 126

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

En la gestión 2008 se efectuará los trabajos para incrementar la capacidad de la Unidad de Crudo II de 1.800 a 6.000 Bpd (4.200 Bpd adicionales que podrá procesar a partir de Dic-2008), además, se iniciará la ampliación de la Unidad de Crudo I de 16.300 a 18.000 Bpd, se realizarán estudios para la instalación de una Nueva Unidad de Crudo de 30.000 a 40.000 Bpd aproximadamente, se instalará generadores a gas (termoeléctricas), se iniciará la ingeniería básica para la segregación de crudos, se ejecutarán los proyec-tos menores (Parque GLP), y otros proyectos de seguridad operativa salud y medio ambiente (SMS).

El Cuadro Nº 24 muestra las inversiones programadas para el 2008 a efectuarse en los proyectos mencio-nados, así mismo, muestra los volúmenes adicionales de productos elaborados que se obtendrán por el incremento en la capacidad de refinación (Adecuación Unidad de Crudo II).

Cuadro N° 24Proyectos a Corto Plazo RGEB-2008

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de YPFB Refinación.

Abastecimiento a Mediano Plazo 2009-2010

En la gestión 2009 se concluirá la adecuación de la Unidad de Crudo II hasta 6.000 bpd, se concluirá la amplia-ción de la Unidad de Crudo I de 16.300 a 18.000 Bpd (1.700 bpd adicionales) que permitirá incrementar la pro-ducción de todos los carburantes líquidos de acuerdo a los volúmenes estimados que muestra el Cuadro N° 25, se continuarán con los estudios de la Nueva Unidad de Crudo (Cap. 30.000 a 40.000 bpd Aprox.), se concluirá los trabajos para la segregación de crudos y se ejecutarán los proyectos menores y proyectos SMS.

En la gestión 2010 se continuará con la ingeniería de detalle, las compras y se iniciará la construcción de la Nueva Unidad de Crudo, y se ejecutarán los proyectos menores (parque GLP), y otros proyectos SMS.

Cuadro N° 25Proyectos a Mediano Plazo RGEB

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de YPFB Refinación.

Situación Proyectos FechaInversiónEstimada(M$us.)

Rendimiento de ProductosGLP (tmd) GE (bpd) DO (bpd) JF (bpd)

Actual Adicional Actual Adicional Actual Adicional Actual AdicionalCorto Plazo Adecuacion Unidad e Crudo II de1.800 a

6.000 bpdDec-08 2.150 94 22 4.706 1.092 5.249 1.218 1.267 294

Corto Plazo Ampliacion Unidad de Crudo I de 16.300 a 18.000 bpd

2008 3.200

Corto Plazo Nueva Unidad de Crudo (Cap. 30.000 a 40.000 bpd Aprox.)

2008 500

Corto Plazo Grupos Generación Energía Electrica 2008 500Corto Plazo Segregación de crudo. Ing Básica 2008 130Corto Plazo Proyectos Menores y de SMS 2008 7.824

Situación Proyectos FechaInversión Estimada(M$us.)

Rendimiento de ProductosGLP (tmd) GE (bpd) DO (bpd) JF (bpd)

Actual Adicional Actual Adicional Actual Adicional Actual AdicionalMediano Plazo Adecuación Unidad Crudo II de

1.800 a 6.000 bpd2009 1.000

Mediano Plazo Ampliacion revamping Unidad de Crudo I de 16.300 a 18.000 bpd

Oct-09 4.200 116 9 5.798 442 6.467 493 1.561 119

Mediano Plazo Nueva unidad de Crudo (Cap. 30.000 a 40.000 bpd Aprox.)

2009 500

Mediano Plazo Segregación de crudo. 2009 120Mediano Plazo Proyectos Menores y de SMS 2009 9.950Mediano Plazo Nueva unidad de Crudo (Cap.

30.000 a 40.000 bpd Aprox.)2010 3.000

Mediano Plazo Proyectos Menores y de SMS 2010 2.513

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Abastecimiento a Largo Plazo 2011-2017

En el periodo 2011-2012 se proyecta continuar y concluir los trabajos de la Nueva Unidad de Crudo (Cap. 30.000 a 40.000 bpd Aprox.) para producir carburantes de acuerdo a los volúmenes estimados que muestra el Cuadro N° 26, así mismo se ejecutarán en paralelo los proyectos menores y SMS.

Cabe mencionar que, cuando la Nueva Unidad opere a capacidad plena, se requerirá una Nueva Unidad de Recuperación de Gases, una Unidad de Reformación Catalítica (Hidroborm Platforming) y otros proyec-tos necesarios para elaborar los carburantes, como la ampliación de los servicios existentes (agua, vapor, electricidad, enfriamiento, combustibles, almacenamiento, sistema contra incendio, aire, etc.) cuyas capa-cidades deberán ser evaluadas en su momento.

Cuadro N° 26Proyectos a Largo Plazo RGEB

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de YPFB Refinación.

El Cuadro precedente no contempla la Unidad de Cracking Catalítico por que al igual que la Nueva Unidad de Crudo, se encuentra en una etapa de análisis.

Refinería Gualberto Villarroel

Abastecimiento en el Corto Plazo 2008

En la gestión 2008 se iniciarán los tramites para la adquisición de un horno de 32.000 bpd para optimizar la Unidad de Crudo I de 25.300 a 32.000 bpd (revamping T-1001), se iniciará la ampliación de la Unidad de Crudo I en su primera fase de 25.300 a 27.000 bpd, se iniciará la adecuación de la Unidad de crudo II (12.500 bpd nominales) a 10.000 bpd, se iniciará la ampliación de las Unidades de Vacío I y II, se ejecu-tarán los trabajos para la instalación de agitadores para segregación de crudo, se efectuarán los trabajos para las mejoras y ampliación de la Unidad de Av-Gas y se ejecutarán los proyectos menores y SMS.

El Cuadro N° 27 muestra las inversiones estimadas para ejecutar los proyectos ya descritos anteladamente en la gestión 2008.

Cuadro N° 27Proyectos a Corto Plazo RGV

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a datos de YPFB Refinación.

Situación Proyectos Crudo (bpd) FechaInversión Estimada(M$us.)

Rendimiento de ProductosGLP (tmd) GE (bpd) DO (bpd) JF (bpd)

Adicional Actual Adicional Actual Adicional Actual Adicional Actual AdicionalLargo Plazo Nueva Unidad de Crudo (Cap. 30.000

a 40.000 bpd Aprox.) 2011 40.000

Largo Plazo Proyectos Menores y de SMS 2011 2.450Largo Plazo Nueva Unidad de Crudo (Cap. 30.000

a 40.000 bpd Aprox.) 40.000 Jul-12 16.000 125 208 6.240 10.400 6.960 11.600 1.680 2.800

Largo Plazo Proyectos Menores y de SMS 2012 12.851

Situación Proyectos FechaInversión Estimada(M$us.)

Rendimiento de ProductosGLP (tmd) GE (bpd) DO (bpd) JF (bpd)

Actual Adicional Actual Adicional Actual Adicional Actual AdicionalCorto Plazo Horno para unidad crudo I de 32.000 bpd 2008 6.000Corto Plazo Ampliacion Unidad de Crudo I de 25.300 a 27.000 bpd 2008 1.000Corto Plazo Adecuació Unidad de Crudo II a 10.000 bpd 2008 2.500Corto Plazo Ampliacion Unidad de Vacio I y II 2008 1.500Corto Plazo Segregacion de crudo agitadores 2008 100Corto Plazo Mejoras Planta Av Gas 2008 700Corto Plazo Proyectos Menores SMS 2008 8.478

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Abastecimiento en el Mediano Plazo 2009-2010

En la Gestión 2009 se concluirá con la adquisición e instalación del horno de 32.000 bpd, se continuará con la optimización de la Unidad de Crudo I (revamping T-1001) para incrementar la capacidad de procesamien-to de 25.300 a 27.000 bpd (1.700 bpd adicionales), se ampliará la capacidad de la Unidad de Recuperación de Gases, se concluirá con la adecuación de la Unidad de Crudo II a 10.000 bpd, esto permitirá aumentar la oferta de los carburantes líquidos de acuerdo a los volúmenes estimados que muestra el Cuadro Nº 28, se iniciarán los trabajos de ampliación de la Unidad de Desasfaltización por Propano (PDA), se concluirán la ampliación de la Unidad de Vacío I y II, se iniciará la ampliación de la Unidad de Furfural y se ejecutarán los proyectos menores y SMS.

En la gestión 2010 se concluirá con la ampliación de la Unidad de Crudo I de 27.000 a 32.000 bpd, esto per-mitirá aumentar la oferta de los carburantes líquidos de acuerdo a los volúmenes estimados que muestra el Cuadro Nº 28, se concluirán con la ampliación de la Unidad de PDA y la Unidad de Furfural, se efectuarán trabajos en la Unidad de Hydrobon-Platforming y se efectuarán los proyectos menores y SMS.

Cuadro N° 28Proyectos a Mediano Plazo RGV

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a datos de YPFB Refinación

Abastecimiento a Largo Plazo por Hidrocracking de Crudo Reducido en Refinería Guillermo Elder Bell

El hidrocracking es el proceso que forma parte de la refinación donde las fracciones medianas y pesadas de la destilación primaria se convierten en hidrocarburos livianos. Actualmente el país no tiene esta unidad de proce-samiento dentro sus plantas de refinación, por lo que la fracción pesada denomina “Crudo Reducido” es expor-tada al exterior para su comercialización como “Crudo Reconstituido” (33% crudo reducido y 67% naftas).

El país durante el 2007 procesó crudo a razón de 45.624 bpd y obtuvo un rendimiento aproximado de 7% para el “Crudo Reducido”.

Las dos refinerías más grandes del país “Gualberto Villarroel” y “Guillermo Elder Bell” procesaron el 97% del volumen total de petróleo crudo durante el 2007, es decir 44.480 bpd de los cuales se extrajo 3.200 bpd de “Crudo Reducido”.

Se estima que para el 2014 ambas refinerías podrían procesar hasta 106.000 bpd, esto significa que se ten-dría una producción total de 7.000 bpd de crudo reducido (7% de rendimiento), si el 71% de este volumen, es decir 5.000 bpd se somete a un “hidrocraqueo con reciclo” el país podrá obtener 3.800 bpd adicionales de diesel oil y otros combustibles (Ver Cuadro Nº 29).

Situación Proyectos FechaInversión Estimada(M$us.)

Rendimiento de ProductosGLP (tmd) GE (bpd) DO (bpd) JF (bpd)

Actual Adicional Actual Adicional Actual Adicional Actual Adicional

Mediano Plazo Horno de 32.000 bpd para Unidad Crudo I 2009 1.000Mediano Plazo Ampliacion Unidad de Crudo I de 25.300 a 27.000 bpd Mar-09 3.000 132 6 6.578 312 7.337 348 1.771 84Mediano Plazo Adecuación Unidad Crudo II a 10.000 bpd Jul-09 500 138 52 6.890 2.600 7.685 2.900 1.855 700Mediano Plazo Ampliacion Unidad PDA 2009 500Mediano Plazo Ampliacion Unidad de Vacio I y II de lubricantes 2009 2.000Mediano Plazo Ampliacion Unidad de Furfural 2009 300Mediano Plazo Proyectos Menores y de SMS 2009 1.105Mediano Plazo Ampliacion Unidad de Crudo I de 27.000 a 32.000 bpd Mar-10 2.000 190 26 9.490 1.300 10.585 1.450 2.555 350Mediano Plazo Ampliacion Unidad PDA 2010 500Mediano Plazo Ampliacion Unidad de Furfural 2010 1.000Mediano Plazo Hydrobon-Platforming- 2010 2.300Mediano Plazo Proyectos Menores y de SMS 2010 305

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro N° 29Rendimiento de Combustibles por Hidrocraqueo con Reciclo

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de Hydrocarbon Processing

Bolivia para el 2007 produjo solo el 65% del consumo nacional de diesel oil y el 35% restante se cubrió con importaciones (7.235 bpd de diesel oil en promedio). El volumen importado podría ser sustituido con producción nacional si se invierte en una unidad de “hidrocraqueo con reciclo” para procesar crudo redu-cido a razón de 5.000 bpd como mínimo ya que unidades de menor capacidad no son económicamente rentables.

Una unidad de “Hidrocraqueo con Reciclo” de 7.500 bpd (Inversión Estimada: 80 MM $us) podría ser cons- truida a partir del 2012 para operar a partir del 2014, porque la producción de crudo reducido para ese año se estima que estará por encima del volumen mínimo económico (5.000 bpd). Si se viabiliza el proyecto ese año, la producción nacional de diesel oil incrementaría en 3.800 bpd.

Isomerización de Gasolinas Livianas en Refinería Gualberto Villarroel

La isomerización es un proceso que forma parte de la refinación donde los excedentes de las gasolinas livianas de bajo octanaje, de la destilación primaria se convierten en gasolinas de alto octanaje para uso automotriz y de aviación. Actualmente el país no tiene esta unidad de procesamiento dentro sus plantas de refinación por lo que la fracción liviana o gasolina liviana es exportada al exterior para su comercialización como “Crudo Reconstituido” (33% crudo reducido y 67% gasolinas o naftas livianas).

El país durante el 2007 procesó crudo a razón de 45.624 bpd y produjo 10.000 bpd de crudo reconstituido, de los cuales 6.700 bpd corresponden a las gasolinas livianas.

Las dos refinerías más grandes del país “Gualberto Villarroel” y “Guillermo Elder Bell” procesaron el 97% del volumen total de petróleo crudo durante el 2007, es decir 44.480 bpd de los cuales se produjeron 6.500 bpd de gasolinas livianas excedentarias.

A fin de darle mayor valor agregado a esta gasolinas livianas (65 a 72 octanos) se proyecta instalar una unidad de isomerización de 5.000 bpd en la refinería Gualberto Villarroel, con una inversión estimada de 40 MM$us, para de esta forma obtener aproximadamente 4.000 bpd de gasolina de 92 octanos (80 % de ren-dimiento), para abastecer el mercado interno y los excedentes para su exportación. Además de la gasolina de 92 octanos esta unidad produce un 20% de gases de refinerías y GLP.

Esta unidad que podría ser construida a partir del 2010 para operar a partir del 2013.

Producción de Crudo Reconstituido

En la gestión 2007, el rendimiento de la producción de crudo reconstituido (RECON) estuvo entre el 18% a 24% de la carga de crudo natural, asumiendo un rendimiento del 18%, se hizo la proyección de RECON considerando la reducción por la puesta en marcha de la Unidad de Hidrocracking en el año 2014.

Cabe mencionar que la Unidad de Hidrocracking e Isomerización afectaría la producción del RECON en 10.000 bpd para la exportación reduciendo de esta manera los ingresos que tiene el país por este concepto

Carga de Crudo Reducido (5.000 bpd)Producto Rendimiento Volumen (bpd)

Diesel Oil 76,00% 3.800Gasolinas 17,00% 850GLP 3,60% 175Gases 3,40% 150

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

a partir del 2014, pero a cambio se lograría aumentar la producción de diesel oil que actualmente se importa dado que la oferta del país no es suficiente para cubrir la demanda interna (Ver Cuadro N° 30).

Cuadro Nº 30Proyección Producción de Crudo Reconstituido 2008-2017

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Crudo Procesado por las Refinerías considerando la Proyección de la Producción de Crudo (2008-2017)

De realizarse los proyectos de adecuación, ampliación y nuevas unidades de crudo en las refinerías Guiller-mo Elder Bell y Gualberto Villarroel en el periodo 2008-2012, la capacidad de proceso se incrementará de 48.500 bpd a 106.000 bpd que sumadas a la capacidad de las refinerías pequeñas, el país podría procesar crudo a razón de 111.100 bpd si contara con la producción suficiente del mismo.

El Cuadro N° 31 muestra el crudo que se asignará a cada una de las refinerías del país, considerando la máxima capacidad de proceso y la producción de hidrocarburos líquidos proyectados hasta el año 2017. Por otro lado, el cuadro muestra también los excedentes exportables de crudo que el país podría disponer a partir del año 2015 en caso que las refinerías trabajen a máxima capacidad productiva y se produzca el crudo previsto.

Si se cumplen los pronósticos de producción de crudo, a partir del 2015 existirán excedentes que podrían ser exportados o bien procesados en el país.

AÑO

TOTAL CARGADE CRUDO

EN REFINERIAS(bpd)

CRUDORECONSTITUIDO

PRODUCIDO(bpd)

2008 48.500 8.730

2009 49.773 8.959

2010 49.718 8.949

2011 67.433 12.138

2012 75.978 13.676

2013 85.637 10.415

2014 98.986 7.817

2015 107.827 9.409

2016 110.523 9.894

2017 111.100 9.998

Page 259: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro N° 31Proyección Carga de Crudo a Refinerías del País, Considerando Proyectos de Adecuación,

Ampliación y Nuevas Unidades de Proceso de las Refinerías G. Elder y G. Villarroel

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de YPFB-RefinaciónNota: (*) Refinerías: Oro Negro 3.500 bpd, Santa Cruz 1.500 Bpd y Parapetí 100 bpd

El Cuadro N° 32 muestra los incrementos en la capacidad de refinación por los nuevos proyectos a reali-zarse en esta actividad, la carga de crudo efectiva que se realizará en los próximos años (2008-2017), y la oferta estimada de combustibles líquidos del país para esos años.

Cuadro Nº 32Producción Estimada de Combustibles Líquidos considerando Planes de Producción de Crudo

(Carga de Crudo) y Nuevos Proyectos de Incremento de Capacidad de Refinerías G. Elder y G. Villarroel

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de YPFB-RefinaciónNota: El cuadro considera el incremento en el volumen de Diesel Oil por la puesta en marcha de la Unidad de Hidrocracking a partir

del 2014.

AÑO

Refinerias Capacidad Total

Refinerias País (bpd)

Producción Crudo+ Cond+

Gasolina (bpd)

Total Carga de Crudo en Refinerias

(bpd)

Exedente exportable de Crudo

(bpd)

RGV (YPFB-R) RGE (YPFB-R) Privadas(*)Capacidad Capacidad Capacidad

Act.(bpd)

Inc.(bpd)

Act.(bpd)

Inc.(bpd)

Act.(bpd)

Inc.(bpd)

2008 25.300 0 16.300 1.800 5.100 0 48.500 48.675 48.500 1752009 25.300 1.700 18.100 4.200 5.100 0 54.400 49.773 49.773 02010 27.000 10.000 22.300 1.700 5.100 0 66.100 49.718 49.718 02011 37.000 5.000 24.000 0 5.100 0 71.100 67.433 67.433 02012 42.000 0 24.000 40.000 5.100 0 111.100 75.978 75.978 02013 42.000 0 64.000 0 5.100 0 111.100 85.637 85.637 02014 42.000 0 64.000 0 5.100 0 111.100 98.986 98.986 02015 42.000 0 64.000 0 5.100 0 111.100 107.827 107.827 02016 42.000 0 64.000 0 5.100 0 111.100 110.523 110.523 02017 42.000 0 64.000 0 5.100 0 111.100 113.724 111.100 2.624

16.700 47.700 0

AÑO

Capacidad Total

Refinerias País(bpd)

TotalCarga de Crudo en

Refinerias (bpd)

CombustiblesGLP Gasolinas Diesel Oil Jet Fuel

Inc.(tmd)

Total(tmd)

Inc.(bpd)

Total(bpd)

Inc.(bpd)

Total(bpd)

Inc.(bpd)

Total(bpd)

2008 48.500 48.500 5 261 2.817 15.000 672 14.215 382 3.1002009 54.400 49.773 8 269 700 15.700 254 14.469 200 3.3002010 66.100 49.718 0 268 300 16.000 -220 14.249 200 3.5002011 71.100 67.433 98 367 800 16.800 6.024 20.274 300 3.8002012 111.100 75.978 48 414 4.068 20.868 2.751 23.024 300 4.1002013 111.100 85.637 54 468 2.705 23.572 3.148 26.172 300 4.4002014 111.100 98.986 73 541 3.696 27.268 8.266 34.438 300 4.7002015 111.100 107.827 49 591 2.475 29.744 2.856 37.294 300 5.0002016 111.100 110.523 15 606 755 30.498 762 38.057 200 5.2002017 111.100 111.100 3 609 162 30.660 6 38.063 200 5.400Total 353 18.477 24.520 2.682

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Efecto de la Producción Incremental de Diesel Oil

Como se puede apreciar en el Gráfico N° 28, la sustitución del diesel oil por GNV en el periodo 2008-2017 tiene un efecto mínimo en la reducción del rango de la demanda para este combustible. Por otro lado debido al incremento de la capacidad de refinación y carga de crudo a las refinerías, y la producción adicional de 3.800 bpd de diesel a partir del crudo reducido en la unidad de hidrocracking desde el 2014, la producción de diesel oil en el periodo 2008-2017 se verá incrementada en volúmenes considerables respecto al 2007, reduciéndose cada año la importación de este combustible en un volumen similar al producido adicionalmente. A partir del año 2014 la producción nacional cubrirá toda la demanda, evitándose las importaciones hasta el año 2016.

Gráfico N° 28Producción Incremental de Diesel Oil

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a datos de la SH, YPFB y YPFB Refinación S.A.

Efecto de la Producción Incremental de Jet Fuel

La demanda del jet fuel se verá afectada por el ingreso de nuevas líneas aéreas al país y por el comporta-miento futuro en las operaciones del LAB que en estos últimos años fue inestable.

Cabe hacer notar que la producción de jet fuel esta íntimamente ligada a la producción de diesel oil, ya que ambos combustibles provienen del mismo corte en el proceso de refinación, en consecuencia una mayor producción de jet fuel será a expensas del diesel oil y viceversa.

Como se puede apreciar en el Gráfico N° 29, debido al incremento en la capacidad de refinación y carga de crudo a las refinerías, la producción de jet fuel en el periodo 2008 -2015 se vera incrementada en vo-lúmenes considerables, sin embargo, si el Lloyd Aéreo Boliviano y Aerolíneas Sudamericanas o la futura

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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empresa nacional BOA, operasen el 2009 con todas sus naves, el volumen requerido (mostrado en el Gráfico N° 29) podría incrementarse hasta llegar al punto de equilibrio entre la oferta y la demanda, cabe mencionar que este equilibrio sería frágil ya que si cualquiera de las aerolíneas del país incluyendo a las nuevas aumentasen su frecuencia de vuelos podría existir el riesgo de un posible desabastecimiento, si sucediera lo mencionado, los volúmenes adicionales deberán ser cubiertos con producción nacional de jet fuel a expensas de la producción de diesel oil.

Gráfico N° 29Producción Incremental de Jet Fuel

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a datos de la SH, YPFB y YPFB Refinación S.A.

Efecto de la Producción Incremental de Gasolina Especial RON 85

Como se puede apreciar en el Gráfico N° 30 el efecto de la sustitución de las gasolinas automotrices por GNV en el periodo 2008-2017 tiene un efecto significativo en la reducción de la demanda de este combus-tible. Por otro lado, debido al incremento de la capacidad de refinación y carga de crudo a las refinerías, la producción de gasolinas automotrices se verá incrementada en volúmenes apreciables entre el 2008 y 2011 y considerables a partir del 2012 al 2017 respecto al 2007, cubriendo los requerimientos del mercado interno y contando con excedentes exportables.

Page 262: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Si YPFB-Refinación comercializara en los años 2008-2010 el excedente exportable de gasolinas automo-trices RON 85 a precios internacionales, entonces podría contar con algunos recursos para efectuar las inversiones programadas en la actividad de refinación.

Gráfico N° 30Producción Incremental de Gasolinas Automotrices

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a datos de la SH, YPFB y YPFB Refinación S.A.

6.2.2.2. Impactos por Adecuación, Ampliación y Nuevas Unidades de Crudo de las Refinerías de YPFB-Refinación

6.2.2.2.1. Impactos en Inversiones de Proyectos

Las inversiones estimadas a realizar por YPFB-Refinación en adecuación, ampliación y nuevas unidades de proceso de las refinerías G. Villarroel y G. Elder Bell para el año 2008 asciende a 33,1 MM$us y para el quinquenio 2008-2014 suman un total de 268,6 MM$us. El detalle de este programa de inversiones se muestra en el Cuadro Nº 33.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro N° 33Inversiones en proyectos de YPFB-Refinación

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de YPFB Refinación

6.2.2.2.2. Impacto Fiscal por Efecto de la Producción Incremental de Diesel Oil 2008-2017

Bajo las actuales condiciones, normativas y regulatorias (IEHD comercialización por producción nacional = 27,14 $us/bbl, y subvención por importación = -133,27 $us/bbl al 2 de junio de 2008), se estima que YPFB- Refinación al poner en marcha los proyectos de ampliación de capacidad de la refinerías e incrementar la producción de volúmenes adicionales de diesel oil en el periodo 2008-2017 respecto al 2007, afectará positivamente al TGN ya que éste dejará de erogar gastos por concepto de subvención a la importación de aproximadamente 6.093MM$us y percibirá adicionalmente por la comercialización de la producción nacio-nal adicional 1.237 MM$us aproximadamente, con un efecto neto a favor del TGN de 7.331 MM$us en el periodo 2008-2017, como se muestra en el Cuadro Nº 34.

PROGRAMA DE INVERSIONES EN YPFB REFINACIÓN (MM$US)AÑO 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 TOTAL

INVERSIÓN TOTAL YPFB-REFINACIÓN 33,1 30,8 17,9 52,9 55,9 50,0 28,0 268,6 1 Oficina central 1,6 0,3 2,0

SAP 1,0 1,0 Proyectos, equipos, muebles, otros 0,7 0,3 1,0

2 Refinería Guillermo Elder Bell 13,8 15,7 5,5 42,9 30,4 50,0 28,0 186,3 Adecuación Unidad Crudo II de 1.800 a 6.000 bpd

2,2 1,0 3,2

Ampliación Unidad de Crudo I de 16.300 a 18.000 bpd

3,2 4,2 7,4

Nueva unidad de Crudo de 30.000 a 40.000 bpd aprox.

0,5 0,5 3,0 40,0 16,0 60,0

Grupos Generación Energía Eléctrica 0,5 0,5 Segregación de crudo 0,1 0,1 0,3 Proyectos Menores y de SMS 7,4 9,8 2,5 2,4 12,9 35,0 Hidrocracking de Crudo Reducido cap. 7,500 bpd

0,5 1,5 50,0 28,0 80,0

3 Refinería Gualberto Villarroel 17,6 14,8 12,4 10,0 25,5 80,3 Horno de Destilación para Unidad Crudo I a 32.000 bpd

5,1 1,9 7,0

Ampliación Unidad de Crudo I de 25.300 a 32.300 bpd

0,3 3,7 2,0 6,0

Adecuación Unidad Crudo II de 0 a 10.000 bpd

2,1 0,9 3,0

Ampliación Unidad PDA 0,5 0,5 1,0 Ampliación Unidad de Vacío I y II de 2.000 a 2.500 bpd

0,6 2,9 3,5

Ampliación Unidad de Furfural 0,3 1,0 1,3 Segregación de crudo. Agitadores 0,1 0,1 0,1 Tubos Horno Hydrobon-Platforming 3,0 2,3 5,3 Mejoras y Ampliación Unidad Avgas 0,7 0,7 Proyectos Menores y de SMS 8,7 1,1 2,6 12,4 Isomerizacion de Gasolinas Livianas 5.000 bpd

0,5 4,0 10,0 25,5 40,0

Page 264: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro N° 34Efecto de la Producción Incremental de Diesel Oil al TGN

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y EnergíaNota: El cuadro considera el incremento en el volumen de Diesel Oil por la puesta en marcha de la Unidad de Hidrocracking a partir

del 2014. (*) Para la subvención del 2008: Enero – Mayo elaborado con información histórica, Junio-diciembre 2008 proyectado.

6.2.2.2.3. Impacto Económico por la Exportación de Crudo Reconstituido

El Cuadro Nº 35 muestra los volúmenes exportables estimados e ingresos por venta de RECON por el pe-riodo 2008-2017, asumiendo un precio de venta FOB barco de 126,00 $us/bbl en terminal de Arica (dato de la última venta de RECON efectuada por YPFB el 26/05/08), y un costo total incluyendo el transporte desde las refinerías hasta la terminal de Arica y otros costos incurridos de 42,00 $us/bbl. Los ingresos netos esti-mados generados a favor de YPFB para el año 2008 son 261MM$us incrementándose hasta 420 MM$us el año 2012 y reduciendo a partir del 2013 debido a la puesta en marcha de la Unidad de Isomerización e Hidrocracking, haciendo un total para el período 2008-2017 de 3.062 MM$us.

Cuadro Nº 35Proyección Producción e Ingreso por Crudo Reconstituido 2008-2017

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

AÑO

VOLUMENADICIONAL

CRUDO CARGADO(bpd.)

VOLUMENADICIONAL DE

DIESEL OILPRODUCIDO (bpd)

IMPORTACIÓNSUBVENCIÓN

DEL TGN(MM$us.)

PRODUCCIÓN NACIONAL

INGRESO AL TGN (MM$us.)

IMPACTO NETO AL TGN

(MM$us.)

2008 (*) 2.876 672 29 7 362009 4.149 926 45 9 542010 4.094 706 34 7 412011 21.809 6.731 329 67 3952012 30.354 9.481 464 94 5582013 40.013 12.629 616 125 7422014 53.362 20.895 1.020 207 1.2272015 62.203 23.751 1.159 235 1.3952016 64.899 24.514 1.200 244 1.4432017 65.476 24.520 1.197 243 1.440

AÑO CRUDO RECONSTITUIDO PRODUCIDO (bpd)

INGRESO A YPFB(MM$us)

2008 8.730 2612009 8.959 2752010 8.949 2742011 12.138 3722012 13.676 4202013 10.415 3202014 7.817 2402015 9.409 2892016 9.894 3042017 9.998 307

Page 265: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 265 -

6.2.2.2.4. Impactos Sociales

En cuanto a los impactos sociales, podemos mencionar que los conflictos que actualmente ocasiona el de-sabastecimiento de algunos productos refinados de petróleo (diesel oil, jet fuel, GLP) se verán disminuidos ya que la oferta de los mismos aumentará de forma gradual en los años siguientes (2008-2017).

6.2.2.2.5. Impactos por Unidad de Hidrocraqueo con Reciclo de Crudo Reducido de las Refinerías de YPFB-Refinación

Impacto Económico (Inversiones de Proyectos)

Las inversiones estimadas a realizar por YPFB-Refinación por una unidad de hidrocraqueo con reciclo de crudo reducido es de 80 MM $us que podría ser instalada y operar a partir del 2014.

Impacto Fiscal

El hidrocraqueo con reciclo procesara 5.000 bpd de crudo reducido para obtener 3.800 bpd de diesel oil. Como ya mencionamos anteriormente, cualquier incremento en la oferta de este producto causa un im-pacto positivo en el TGN por dos vías: la producción incremental de diesel oil a través del hidrocraqueo de crudo residual y la consecuente sustitución y disminución de las importaciones.

Bajo las actuales condiciones, normativas y regulatorias (IEHD producción nacional = 27,14 $us/bbl, y sub-vención importación = -133,27 $us/bbl al 2 de junio de 2008), los impactos de este proyecto son:

- 185 MM $us/año por ahorro por subvención a las importaciones de diesel oil.

- 38 MM $us/año por ingreso adicional por concepto de IEHD a la producción nacional de diesel oil.

De efectuar este proyecto, el TGN por la producción incremental de diesel oil se beneficiará con un monto neto de 223 MM $us/año.

6.2.3. Plantas de Extracción de GLP

6.2.3.1 Actividades en Plantas de Extracción de GLP 2006-2007

Para el proyecto de la nueva Planta de Extracción de Licuables del Chaco Tarijeño, en el Contrato de compra-venta de gas natural a la Argentina entre YPFB y ENARSA en octubre de 2006, se determinó que el gas estará despojado de licuables, con un poder calorífico mínimo de 1.000 btu/pc a 60ºF, base seca. Para implementar esta Planta en agosto del 2007 se firmó el Acuerdo de Financiamiento en condiciones Concesionales y Preferenciales con el Gobierno Argentino un Crédito de 450 MM$us para los Estudios de Preinversión y Construcción de la Planta que utilizará gas natural de la corriente de exportación a la Argen-tina. En diciembre de 2007, ENARSA realizó el primer desembolso a YPFB de 4 MM$us para los estudios de preinversión que se realizará en la gestión 2008-2009.

Para la Nueva Planta de GLP de Río Grande del Flujo de gas natural al Brasil, se realizó un estudio de evaluación para la instalación de la Planta, analizando las ventajas y desventajas de ubicar en Río Grande, para extraer el GLP y gasolina natural hasta los niveles permitidos de poder calorífico del Contrato de gas natural de exportación al Brasil GSA (1.034 btu/pc a 68 ºF, saturado). Mientras se construya la planta y producto del acuerdo del 14 de febrero de 2007, firmado entre los Ministros de Energía de Brasil y Bolivia y los Presidentes de Petrobrás y YPFB, para mejorar los ingresos por conceptos de licuables (GLP, Gasolina Natural) contenidos en el gas exportación enviados al Brasil a través del contrato GSA, se ha firmado un acuerdo el 17 de diciembre de 2007, en el cual Petrobrás pagará a YPFB un monto entre 100 y 180 MM$us/año por los licuables contenidos en el gas por encima de 1.000 btu/pc (a las condiciones termodinámicas del Contrato), proceso que se encuentra en etapa de implementación.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Nuevas Plantas de Extracción de GLP

Las siguientes alternativas de solución asumen que la producción de GLP de las plantas existentes, se mantiene constante después de la implementación de los proyectos a corto plazo (Carrasco, Kanata y Vuelta Grande). También se asume que la producción de Paloma, Río Grande, y Colpa se mantendrá a partir del 2007.

La producción de GLP para el año 2007 fue de 982 tmd de GLP distribuida en: 725 tmd de Plantas y 256 tmd de refinerías.

Existen varios proyectos para incrementar la producción de GLP a través de plantas, que de no eje- cutarse se registrará déficit para el año 2009, en los dos escenarios de la Demanda Con Sustitución y Demanda Sin Sustitución de GLP, por Gas Natural GN por redes y Gas Natural Vehicular GNV. Se es- tima que para el año 2008 se ubicará la Demanda Sin Sustitución dentro del rango del Límite Superior (LS) y Límite Inferior (LI) que registra un déficit de -141 tmd a -11 tmd y la Demanda Con Sustitución se ubica dentro del rango del (LS) y (LI) registrando un déficit de -116 tmd y un superávit de 15 tmd respectivamente.

a) Abastecimiento a Corto Plazo por Plantas Existentes (2008)

Planta de GLP de Vuelta Grande

La empresa Chaco S.A. estimó que para diciembre del 2007 la planta de Vuelta Grande sufrirá una re-ducción de producción de GLP de 5 tmd debido a la declinación del campo, sin embargo nuevas inver- siones en la planta y trabajos de reparación de pozos incrementarán la producción de 11 a 15 tmd para agosto del 2008.

Plantas de GLP de Carrasco y Kanata

Se estimó una reducción de producción de GLP de 7 tmd de junio a diciembre 2007 debido a la declinación-de los campos, sin embargo el ingreso de un nuevo pozo productor y trabajos de reparación en los pozos incrementa la producción de 196 a 207 tmd para enero del 2008. En otras palabras la producción en enero del 2008 se habrá incrementado en 11 tmd, en el mejor de los casos con relación a la producción de junio del 2007 (Chaco, 2007). En el caso de las plantas de Carrasco-Kanata estas estarían llegando al máximo de su capacidad de proceso en enero del 2008 con los proyectos mencionados. El resumen de los proyec-tos a corto plazo se muestra en el Cuadro Nº 36.

Cuadro Nº 36Resumen de Proyectos a Corto Plazo

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a información de Chaco S.A. 2007

Planta Situacion Actualtmd GLP Junio 07

Proyecto IncrementoProducción

tmd

Fecha deIncrementoProducción

InversiónMM $

Vuelta Grande 147 Reparación PozosMejoras en Planta

11 a 15 Agosto-08 nd

Carrasco-Kanata 202 Reparación PozosNuevo Pozo

11 Enero-08 nd

Total 22 - 26

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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b) Abastecimiento por Nuevas Plantas

Nueva Planta de Extracción de Licuables en el Chaco Tarijeño

Corto Plazo (2008)

El Gobierno Nacional ha tomado la decisión de emprender la industrialización del gas natural, para tal efecto la planta de extracción de licuables ubicada en el Chaco Tarijeño, se constituye en el inicio y parte principal del Complejo Petroquímico que se instalará en el futuro. Paralelamente se podrán instalar plantas de fertilizantes y plantas de polietilenos, las mismas que serán parte del Complejo Petroquímico del Gran Chaco.

La Planta de Extracción de Licuables (GLP, gasolina natural y etano) ubicada en el Chaco Tarijeño, pro-cesará hasta 34,4 MMmcd de Gas Natural de la corriente de gas de exportación a Argentina y se espera obtener hasta 1.800 tmd de GLP, 3.700 bpd de gasolina natural y 2.200 tmd de etano.

Durante el encuentro de los presidentes de los gobiernos de Bolivia y Argentina, realizado el 29 de junio de 2006, se suscribe el Convenio Marco para la venta de Gas Natural a la Argentina y la realización de pro-yectos de integración energética. Producto del convenio marco se negoció con el Gobierno Argentino, en el Contrato de Compra - Venta de gas natural, suscrito entre YPFB y ENARSA el 19 de octubre de 2006. Que el gas exportado estará despojado de licuables, y que para tal efecto se instalará una Planta de Separación de licuables de las corrientes de gas de exportación a la Argentina, que permitirá darle valor agregado al gas a través de la extracción del GLP, gasolina natural y etano. Esta Planta será de propiedad de YPFB y financiada por el Gobierno Argentino en condiciones concesionales y preferenciales.

El 10 de agosto de 2007 se firmó el Acuerdo de Financiamiento en condiciones Concesionales y Preferen-ciales con el Gobierno Argentino, un Crédito de 450 MM$us para los Estudios de Preinversión y Construc-ción de la Planta de Extracción de Licuables de la corriente de exportación de gas a la Argentina. (20 años plazo, tres años de gracia, 1,5% tasa de interés anual).

Por otra parte en diciembre del 2007, el Gobierno Argentino a través de ENARSA efectúo el primer desem-bolso de 4 MM$us a YPFB para los estudios de preinversión de la Planta a realizarse en la gestión 2008. Se tiene programado hasta el primer trimestre del 2008 lanzar la Licitación Pública Binacional para los estudios de preinversión para la construcción de la Planta. Estos estudios de la Ingeniería Conceptual, Ingeniería Básica y Estudios de Impacto Ambiental, deben concluirse el último trimestre del año 2008.

Mediano Plazo (2009-2010)

En el primer trimestre del 2009 se prevé lanzar la Licitación Pública para la Ingeniería Básica Final, Inge-niería de Detalle, Procura y Construcción de la Planta y se espera que durante los años 2009 a 2010 se proceda a la construcción, la provisión de equipos y el montaje de los mismos.

Largo Plazo (2011-2017)

Se tiene previsto la entrada en operación de la planta de extracción de GLP, gasolina natural y etano, en el último trimestre del año 2011, con la finalidad de abastecer la demanda del consumo interno y generar excedentes para la exportación.

Con la entrada en operación, esta planta tendrá una producción inicial estimada de 900 tmd de GLP, y que luego alcanzará durante el período 2014-2026 una producción de 1.800 tmd, como se muestra en el Cuadro Nº 37.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 37Proyecto Planta de Extracción de Licuables de YPFB - Provincia Gran Chaco

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y EnergíaNota: La producción de GLP, gasolina y etano depende de calidad del gas natural. A partir del 2015 la exportación de gas natural a

ENARSA incluye el gas combustible para la compresión del gasoducto GNEA estimada en 1,1 MMmcd.

Nueva Planta GLP en Río Grande, del Flujo de Gas al Brasil

A. Corto Plazo (2008)

En el Campo Río Grande, ubicado en la Provincia Cordillera del Departamento de Santa Cruz se encuentra la Planta de inyección y absorción para el procesamiento de gas natural y la producción de GLP y gasolina natural y la principal Planta de compresión de gas natural para el mercado de exportación al Brasil. Al citado campo convergen todas las líneas troncales de transporte de gas natural producido en el país. La corriente de gas de exportación al Brasil actualmente tiene un poder calorífico mayor (1.045 a 1.050 btu/pc a 68 ºF base saturada), al pactado en el contrato de compra/venta de gas firmado con Petrobras GSA (1.034 btu/pc a 68ºF saturado). Por ello es factible y necesario recuperar el excedente energético contenido en el gas de exportación, como el GLP y la gasolina natural, mediante la instalación de una o varias plantas de extrac-ción de estos dos productos, hasta los niveles permitidos de poder calorífico del Contrato de exportación de gas natural al Brasil GSA. Este contrato no permite la extracción total del GLP y gasolina natural, sino un porcentaje relativamente mediano y peor aún la extracción del etano para su industrialización. Bajo las actuales condiciones de exportación de 31,5 MMmcd de gas natural al Brasil y para poder cumplir con el poder calorífico del contrato, solo se puede extraer GLP y gasolina natural procesando hasta 12,5 MMmcd (440 MMpcd) de esa corriente de gas.

Por lo tanto se ha visto la necesidad de implementar en una primera fase una nueva Planta de GLP en Río Grande para procesar 200 MMpcd de gas natural y obtener 350 tmd de GLP y 600 bpd de gasolina natural para abastecer el mercado interno a partir del año 2009, evitar la importación y exportar los excedentes. La Inversión en la construcción de la planta se estima en 90 MM$us, y se desembolsará 45 MM$us durante el año 2008 y 45 MM$us durante el año 2009.

La siguiente estimación de producción utiliza tecnología turbo expansión y aprovecharía la infraestructura existente de la planta de Río Grande.

La cromatografía y gas alimentado a la nueva planta se estima será la siguiente, ver Cuadro Nº 38.

FechaEstimada

Producción

Gas Alimentado

Planta (MMmcd)

Gasrequerido para

transformación en GLP, Gasolina y

combustible Planta (MMmcd)

Gasrequerido para transformación

en Etano (MMmcd)

Producción GLP (tmd)

Producción Gasolinas

(bpd)

Producción etano (tmd)

Gas Residualmercado internoindustrializaciónUrea (MMmcd)

GasResidual

exportación ENARSA (MMmcd)

2011 17,6 1,07 900 1.850 16,5

2012 15,2 0,92 800 1.600 14,3

2013 24,2 1,47 1,24 1.300 2.550 1.550 1,5 20,0

2014-2026 34,4 2,07 1,80 1.800 3.700 2.200 1,7 28,8

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 38Cromatografía del Gas Natural de Alimento

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a datos de YPFB

La planta de extracción de GLP, se ubicará en la planta de Río Grande en el Departamento de Santa Cruz, debido a que esta planta no sufriría la declinación del gas alimento que es provista a través del GASYRG por los megacampos del sur (Margarita, San Antonio y San Alberto), además cuenta con un poliducto de GLP y gasolina natural a la Refinería Guillermo Elder, y se podrá aprovechar la infraestructura existente. La planta de Río Grande se encuentra aproximadamente a 50 km al Sur de la ciudad de Santa Cruz y tiene las ventajas logísticas como ser: carreteras asfaltadas, cerca de un centro de consumo importante y lo más importante el tiempo, por lo que resulta ventajosa su ubicación.

B. Mediano y Largo Plazo (2009-2017)

Se estima que esta planta entre en operación el tercer trimestre del año 2009 garantizando de esta manera el suministro de GLP al mercado interno.

Efecto de la Producción Incremental de GLP 2009-2017

Como se puede apreciar en el Gráfico Nº 31, el efecto de la sustitución del GLP por el GNV y el gas por redes en el periodo 2008-2017, tiene un efecto grande en la reducción de la demanda de este combustible. Por otro lado debido al incremento de la capacidad de refinación con mayor carga de crudo a las refine-rías y la operación de las nuevas plantas de GLP, la producción de GLP en el periodo 2008-2017 se verá incrementada respecto al 2007 en volúmenes considerables cubriendo la demanda del mercado interno y contando con excedentes exportables que el país podrá disponer a partir del año 2009 con el proyecto Río Grande y a partir del segundo semestre del 2011, con la producción de la Planta de Extracción de Licuables del Chaco Tarijeño.

La situación futura de abastecimiento de GLP Con y Sin proyectos de Sustitución del consumo de GLP por gas natural por redes (residencial) y GNV, será como se muestra en el Gráfico Nº 31.

Considerando el escenario de la Demanda Sin Sustitución en el rango del Límite Superior (LS) y del Límite Inferior (LI) para el año 2009, se registra un superávit de 53 tmd y de 184 tmd respectivamente. En el año 2010 registra para el rango del LS y LI, un superávit de 54 tmd y de 186 tmd respectivamente, registrándose un salto considerable en el año 2011 con la producción de la nueva planta de extracción del Chaco tarijeño donde registra en el rango del LS y LI un superávit de 850 tmd y 983 tmd respectivamente.

En el escenario de la Demanda Con Sustitución en el rango del LS y LI para el año 2009, registra un supe-rávit de 108 tmd y de 238 tmd respectivamente. En el año 2010 registra para el rango LS y LI un superávit de 142 tmd y 273 tmd respectivamente, registrándose un salto considerable el año 2011 con la producción de la planta de extracción del Chaco tarijeño donde se aprecia que en el rango del LS y LI un superávit de 976 tmd y 1.109 tmd respectivamente.

Componente Composición molar %N2 0,4910CO2 1,8900C1 87,8450C2 6,3100GLP (C3 y C4) 3,1260Gasol.Nat. (C5+) 0,3380Total 100,0000

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Estos superávit señalados para los años 2009 y 2010 nos muestran que tendremos excedente exportable de GLP en esos periodos, previo de haber cubierto la demanda interna, tanto con la ejecución del proyecto de Río Grande, como a partir del 2011 con el proyecto de la planta del Chaco Tarijeño.

Gráfico Nº 31Proyección del Déficit/Superávit Con y Sin Proyectos de Sustitución

de la Demanda de GLP

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a datos de SH

6.2.3.2. Impactos

6.2.3.2.1. Inversiones 2008-2011

Las inversiones para el período 2008-2011, en plantas de extracción de licuables para la producción en GLP, gasolina natural y etano que abastezca el mercado interno, la industrialización y los excedentes para la exportación, se muestra en el cuadro Nº 39.

Page 271: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 39Inversiones en Nuevas Plantas de Extracción de Licuables

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con datos de YPFB

6.2.3.2.2. Impactos a Corto Plazo (2008)

A. Impactos a corto plazo Sin proyectos de Sustitución del consumo de GLP por GNV y gas de Redes

Aun entrando en operación los proyectos de incremento de capacidad de las refinerías y si no ingresan en operación los proyectos de sustitución de GLP por GNV y redes de gas domiciliario en el 2008 en forma gradual, se prevé que habría un déficit durante el año 2008 en el rango del LS y LI de -141 tmd y de -11 tmd respectivamente y por consiguiente se tendría que importar GLP para abastecer el mercado interno debiendo el TGN subsidiar este combustible a precios de importación, sobre todo en el período de máximo consumo como es la época invernal, los meses de junio a agosto.

A.1 Impacto Fiscal

Asumiendo los costos de importación desde Lima (Perú) hasta terminal Senkata (La Paz – Bolivia), de 1.749,10 $us/tm, datos proporcionados por YPFB a junio 2008, y los datos del precio preterminal del GLP de plantas de 13,31 $us/bbl (155,00 $us/tm) señalados por la Superintendencia de Hidrocarburos en fecha 02 de junio del 2008, dan como resultado un subsidio de 1.594,00 $us/tm.

Por lo tanto los gastos que el TGN tendría que erogar por concepto de subsidio de GLP será: en el rango del LS y LI de 22,69 MM$us y de 1,77 MM$us respectivamente, por los meses de mayor demanda (julio a septiembre 2008), ver Cuadro Nº 40.

Cuadro Nº 40Subsidio a la importación de GLP año 2008

Sin Proyectos de Sustitución de GLP

(*) Corresponde a los meses de, Julio, Agosto y Septiembre. Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

B. Impactos a corto plazo Con proyectos de Sustitución del Consumo de GLP por GNV y gas de Redes

Entrando en operación los proyectos de incremento de capacidad de las refinerías y si se ejecutan e in-gresan en operación los proyectos de sustitución de GLP por GNV y redes de gas domiciliario en el 2008

PROGRAMA DE INVERSIONES EN PLANTAS DE EXTRACCION (MM$us)Año 2008 2009 2010 2011 TOTAL

INVERSION TOTAL PLANTAS DE EXTRACCIÓN 47,0 93,0 200,0 200,0 540,01 Nueva Planta de GLP en Río Grande 200 MMpcd 45,0 45,0 90,0

Ingeniería de Detalle, Procura y Construcción (EPC) 45,0 45,0 90,0

2 Nueva Planta de Extracción de Licuables Gran Chaco 34,4 MMmcd 2,0 48,0 200,0 200,0 450,0Ingeniería Conceptual y Básica 2,0 2,0 4,0

Ingeniería de Detalle Procura y Construcción (EPC) 46,0 200,0 200,0 446,0

Sin Sustitución 2008 (LS) (*) Déficit 2008 (LI) (*) Déficit

Promedio Déficit diario, tmd -141 -11Déficit Acumulado, tma (*) -12.972 -1.012Costo Puesto Senkata (Precio 1.749,10 $us) MM$us 22,69 1,77

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

en forma gradual, se prevé que habría un déficit durante el año 2008 de -116 tmd en el rango de LS y un superávit de 15 tmd en el rango del LI y por consiguiente se tendría que importar GLP para abastecer el mercado interno siempre y cuando el consumo alcance los niveles del limite superior LS de la demanda, si el nivel de consumo solo alcanza los niveles del limite inferior LI, la oferta cubrirá toda la demanda del mercado interno contando con excedentes o superávit para su almacenamiento.

B.1 Impacto Fiscal

Por lo tanto los gastos que el TGN tendría que erogar por concepto de subsidio de GLP será: en el rango del LS de 17,01 MM$us, por los meses de mayor demanda (julio a septiembre 2008), y en rango del LI se tendría un excedente que se podrá almacenar, ver Cuadro Nº 41.

Cuadro Nº 41Subsidio a la importación de GLP y Superávit año 2008.

Con Proyectos de Sustitución de GLP

(*) Corresponde a los meses de Julio, Agosto y Septiembre.Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

6.2.3.2.3. Impactos a Mediano y Largo Plazo

A. Impactos a Mediano y Largo plazo Sin Proyectos de Sustitución del consumo de GLP (2009-2017)

A.1 Impacto Fiscal 2009- 2010

El gasto que el TGN tendría que erogar por subsidio a la importación de GLP como se aprecia en el Cuadro Nº 42, registra en el primer escenario Sin Sustitución para los años 2009 al 2010 un superávit en el rango solo del LS de 53 tmd y 54 tmd respectivamente, registrando por lo tanto un ingreso bruto por esos venta de esos volúmenes de GLP de 19,3 MM$us y 19,7 MM$us respectivamente, haciendo un total de 39,1 MM$us para esos años, que al igual que para el rango de LI este registrará un superávit de 184 tmd y 186 tmd para esos años registrando por lo tanto un ingreso bruto por esos venta de esos volúmenes de GLP de 67,2 MM$us y 67,9 MM$us respectivamente, haciendo un total de 135,1 MM$us

En cuanto a los ingresos brutos para YPFB por concepto de exportación de excedentes de GLP, se asume un precio de exportación de 1.000 $us/tm que es el precio FOB en planta, a junio 2008 (valor promedio señalado en Platt’s Oilgram Price)

A.2 Impacto Económico 2011-2017

Se ha considerado que la planta de extracción de licuables de YPFB del Chaco Tarijeño entrará en operación con su primer módulo a partir del 2011, con una producción estimada de 2.172 tmd lo que implica que en el esce-nario Sin Sustitución se tendrá un superávit en el rango del LS de 850 tmd y un ingreso de 310,3 MM$us, al igual que en el LI un superávit de 983 tmd y un ingreso de 358,8 MM$us para dicho año, este excedente exportable va en continuo crecimiento hasta el año 2017 con un superávit exportable en el LS de 1.605 tmd y un ingreso de 585,8 MM$us y un superávit para el LI de 1.770 tmd y un ingreso de 646,1 MM$us, ver Cuadro Nº 42.

Con Sustitución 2008 (LS) (*) Deficit 2008 (LI) (*) Superavit

Promedio Déficit/Supeavit diario (tmd) -116 15Déficit/Superavit Acumulado (tma) (*) -10.672 1.395Costo Puesto Senkata (MM$us) 18,67Subsidio de GLP (MM$us) -17,01

Page 273: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 42Ingresos Brutos por exportación de GLP sin Proyectos de Sustitución (2009-2017)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

B. Impactos a Mediano y Largo plazo con Proyectos de Sustitución del consumo de GLP (2009-2017)

B.1 Impacto Económico 2009-2010

Si se realizan los proyectos de sustitución de GLP, YPFB podrá exportar el superávit de la producción. Consideran-do el escenario Con Sustitución para los años 2009-2010, estos registran un superávit en el LS de 108 tmd y 142 tmd y un superávit en el rango del LI de 238 tmd y 273 tmd respectivamente para ambos años, ver Cuadro Nº 43.

B.2 Impacto Económico 2011-2017

Si se realizaran los proyectos de sustitución de GLP como indicamos párrafos arriba, YPFB podría exportar el supe-rávit de producción de los años 2011 al 2017. Los volúmenes e ingresos brutos por exportación en el escenario Con Sustitución de la Demanda para el año 2011, alcanza un excedente exportable con un superávit en el rango del LS de 976 tmd y un ingreso de 356,2 MM$us , así como un superávit en el LI 1.109 tmd y un ingreso de 404,8 MM$us para el mencionado año. El excedente exportable va creciendo hasta el año 2017 con un superávit en el LS de 2.230 tmd y un ingreso de 814 MM$us y en el LI de 2.395 tmd y un ingreso de 874,2 MM$us, ver Cuadro Nº 43.

Cuadro Nº 43Subsidios e Ingresos por GLP con proyectos de Sustitución de GLP (2009 - 2017)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

AÑOSin Sustitución Limite Superior LS Sin Sustitución Limite Inferior LI

Superavit (tmd) Ingresos Brutos por ventaGLP en planta (MM$us)

Superavit (tmd) Ingresos Brutos por ventaGLP en planta (MM$us)

2009 53 19,3 184 67,22010 54 19,7 186 67,9Total MM $us 39,1 135,1(*) Los años 2009 y 2010 sin sustitución LI registran superávit

AÑO LS Superavit (tmd)

Ingresos Brutos por ventaGLP en planta (MM$us)

LI Superavit (tmd)

Ingresos Brutos por ventaGLP en planta (MM$us)

2011 850 310,3 983 358,82012 743 271,2 878 320,52013 1.162 424,1 1.298 473,82014 1.583 577,8 1.726 630,02015 1.747 637,7 1.897 692,42016 1.684 614,7 1.841 672,02017 1.605 585,8 1.770 646,1Total MM $us 3.421,5 3.793,4

AÑO Con Sustitución Límite Superior LS Con Sustitución Límite Inferior LISuperávit (tmd) Ingreso por la exportación de GLP (MM$us) Superávit (tmd) Ingreso por la exportación de GLP (MM$us)

2009 108 39,4 238 86,92010 142 51,8 273 99,6

Total MM $us 91,3 186,5(*) Con sustitución los años 2009 LI y 2010 LS y LI registran superávit

AÑO Superávit (tmd) Ingresos Brutos por ventaGLP en planta (MM$us)

Superávit (tmd) Ingresos Brutos por ventaGLP en planta (MM$us)

2011 976 356,2 1.109 404,82012 913 333,2 1.047 382,22013 1.414 516,1 1.550 565,82014 1.922 701,5 2.065 753,72015 2.178 795,0 2.328 849,72016 2.209 806,3 2.366 863,62017 2.230 814,0 2.395 874,2

Total MM $us 4.322,3 4.693,9

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

B.3 Impacto Social

Garantizar el abastecimiento de GLP al mercado interno y generación de empleo en la fase de construc-ción y operación de la planta de Río Grande y de la Planta del Chaco Tarijeño.

e) Concatenación con atras actividades de la cadena

i) Refinación

Para garantizar el abastecimiento de combustibles líquidos a través de procesos de refinación, es indispen-sable contar con reservas y producción necesaria de petróleo+condensado+gasolina natural, que garanti-cen el suministro de estos hidrocarburos líquidos.

Así mismo se debe contar con la disponibilidad en capacidad de transporte para el petróleo/condensado por oleoductos, para así asegurar el abastecimiento de este insumo a las refinerías, como también la capa-cidad disponible para el transporte por poliductos y almacenaje de combustibles líquidos en plantas y así poder abastecer los mercados regionales.

La producción de combustibles líquidos estará también ligada a la ejecución de proyectos de cambio de la matriz energética a través de la sustitución del GNV y gas natural por redes (residencial y comercial), por combustibles líquidos (diesel oil, GLP y gasolina automotriz) ya que estos proyectos disminuirán la deman-da de los mismos.

ii) Extracción de GLP

La producción de GLP a través de plantas está ligada a la producción y reservas de gas natural y a la ca-lidad del mismo para garantizar el abastecimiento de este combustible, así mismo disponer de capacidad para el transporte y almacenaje de GLP desde las plantas hasta las terminales y/o engarrafadoras.

iii) Comercialización de GLP y Gasolinas Automotrices y Diesel Oil

El abastecimiento de gasolinas, diesel oil y GLP en el mercado interno está sujeto a la disponibilidad de producción nacional. Por ello y con el propósito de una eficiente programación de las asignaciones por plazas y en especial sobre el abastecimiento de zonas fronterizas, se debe tomar acciones tendientes a evitar el desvió de los productos para otros fines, como ser el uso del GLP en automotores y el contra-bando.

6.2.3.3. Otras Acciones

Refinación

El Ministerio de Hidrocarburos y Energía en coordinación con YPFB y el Ente Regulador deben analizar la alternativa de la devolución de montos necesarios de exportaciones de RECON a YPFB-Refinación, a fin de que éste cuente con los recursos necesarios para efectuar las inversiones en las adecuaciones, am-pliaciones de la unidades existentes de las refinerías y nuevas unidades de proceso para incrementar a la producción y el abastecimiento de combustibles líquidos en el mercado interno.

Las instituciones mencionadas párrafos arriba, también deberán analizar como segunda alternativa el es-tudio del Margen de Refinación o la aplicación de la Tarifa de Servicio de Refinación y el Nuevo Cálculo del Margen de Transporte y de Compensación, garantizando la producción de los combustibles líquidos bajo el principio de eficiencia económica, permitiendo a las refinerías percibir los ingresos suficientes y obtener un rendimiento adecuado y razonable para incentivar la expansión (Inversión) en las unidades de proceso y de servicios para incrementar la producción de combustibles líquidos y abastecer al mercado interno.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Plantas de Extracción de GLP

Por intermedio del Ministerio de Hidrocarburos y Energía como cabeza del sector en acción conjunta con el ente regulador y YPFB como empresa estatal encargada de Ejecutar la Política Nacional de Hidrocarburos, se propone gestionar y ejecutar de acuerdo a su competencia las inversiones necesarias en nuevas plantas para incrementar la producción y el abastecimiento de GLP en el mercado interno.

Con las tres instituciones mencionadas, se deberán estudiar las posibilidad de aplicar una tarifa de servicio a las plantas existentes y nuevas, para garantizar el abastecimiento de GLP bajo el principio de eficiencia económica y permitir a los operadores percibir los ingresos suficientes para obtener un rendimiento ade-cuado y razonable e incentivar la expansión (inversión) en las unidades de proceso y de servicios.

Lucha Contra el Contrabando

En cumplimiento del Decreto Supremo Nº 29158, de fecha 13 de junio de 2007 que establece mecanismos de control y sanción a la ilícita distribución, transporte y comercialización de Gas Licuado de Petróleo – GLP en garrafas diesel oil y gasolinas, en el territorio nacional y en virtud a los buenos resultados obtenidos con el control de contrabando de hidrocarburos en zonas fronterizas del occidente del país, es necesario continuar con los operativos y ampliar los mismos a otras Zonas Fronterizas del país, en coordinación con la Aduana Nacional, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, Policía Nacional, Fuerzas Armadas y la Superintendencia de Hidrocarburos como ente regulador.

Para el efecto, se debe dotar a las unidades operativas, de los medios necesarios para el buen cometido en la lucha contra el contrabando, como ser la asignación presupuestaria por parte de los organismos invo-lucrados, la dotación de estipendios al personal de las Fuerzas Armadas y Policía Nacional, y suministros acordes para la ejecución de las tareas de interdicción del contrabando, de igual forma debe implementarse medios de comunicación y transporte acordes a las necesidades en zonas alejadas.

6.2.5. Conclusiones

Refinación

Las políticas para el abastecimiento de combustibles líquidos a través de procesos de refinación para el mercado interno, están sujetas a la producción y calidad de hidrocarburos líquidos (Petróleo / Condensado y Gasolina Natural), a la ampliación de la capacidad de las refinerías, a la ampliación de la capacidad de transporte de ductos (Oleoductos y Poliductos), y la ampliación de la capacidad de almacenamiento.

Los proyectos de sustitución de GNV por diesel oil, no contribuyen significativamente a la reducción de la demanda de este combustible siendo sus efectos mínimos, por lo tanto, para incrementar la producción de este combustible, deberán implementarse los proyectos de incremento de la oferta a través de proyectos de adecuación, ampliación o nuevas unidades de proceso de las refinerías de YPFB-Refinación, situación que permitirá reducir la brecha entre la demanda y la oferta, además de reducir los volúmenes de importación de este combustible desde el 37% actualmente hasta el 0% el 2014, con un impacto positivo al TGN por el ahorro considerable por concepto de subvención e ingresos adicionales por la producción incremental de diesel.

Asimismo, de ejecutarse los proyectos de sustitución de GNV por gasolina especial en los plazos previstos y por el incremento de capacidad de las refinerías, se contará con excedentes exportables de gasolinas de alto octanaje que repercutirá en la economía de YPFB o YPFB-Refinación por la venta de este combustible en el mercado externo.

Para cumplir el programa de inversiones, con la finalidad de incrementar la capacidad de procesos de las refinerías de YPFB-Refinación con el consecuente incremento de la producción de combustibles líquidos, es necesario que YPFB-Refinación cuente con los recursos necesarios que le garanticen un flujo de caja que le permita contar con aproximadamente 269 MM$us necesario para efectuar las inversiones requeridas.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Plantas de Extracción de GLP

Las políticas para el abastecimiento de GLP a través de procesos de extracción en plantas para el mercado interno, están sujetas a la producción y calidad del gas natural, la construcción de nuevas plantas de GLP, y la ejecución de proyectos de sustitución de GLP por proyectos de GNV y redes de gas (residencial).

Los proyectos de sustitución de GLP por GNV y gas natural domiciliario por redes, disminuyen en gran medida la demanda de este combustible, por lo tanto se deberán ejecutar estos proyectos de cambio de la matriz energética en los plazos programados.

En el corto plazo las mejoras en la planta de Carrasco - Kanata (11 tmd de GLP adicional) y Vuelta Grande (15 tmd adicional) no serian suficientes para satisfacer la demanda en el rango del LS en el año 2008.

Entrando en operación los proyectos de incremento de capacidad de las refinerías y si se ejecutan e in-gresan en operación los proyectos de sustitución de GLP por GNV y redes de gas domiciliario en el 2008, se prevé que habría un déficit de -116 tmd el rango del límite superior (LS) y un superávit de 15 tmd en el rango del limite inferior (LI), Por consiguiente se tendría que importar GLP para abastecer el mercado interno siempre y cuando el consumo alcance los niveles del limite superior LS de la demanda. Si el nivel de consumo solo alcanza los niveles del límite inferior LI, la oferta cubrirá toda la demanda del mercado interno contando con excedentes o superávit para su almacenamiento.

En el mediano plazo 2009-2010, con la implementación de la producción a partir del 2009 de la planta de Río Grande, se garantizará el suministro de GLP para el mercado interno hasta el 2010, presentando superávit con excedentes exportables a partir del 2009 en el escenario de demanda Sin Sustitución que presenta un superávit en el LS y LI de 53 tmd y 184 tmd respectivamente y en el escenario Con Sustitución en el LS y LI registran superávit con 108 tmd y 238 tmd respectivamente. Por lo tanto la implementación de la planta de Río Grande es importante y garantizará el suministro de GLP al mercado interno y contará con excedentes para la exportación hasta el 2010, esperando que a partir del 2011 entre en operación la planta de extracción de licuables del Chaco Tarijeño, que se encuentra en proceso de implementación, que generará superávit con grandes excedentes exportables.

El Contrato de venta de gas al Brasil GSA por el alto poder calorífico a entregar (mínimo de 1.034 btu/pc a 68 °F base saturada), no permite la extracción total del GLP y gasolina natural, sino un porcentaje relativa-mente mediano y peor la extracción del etano para su industrialización.

El Contrato de venta de gas a la Argentina ENARSA por su bajo poder calorífico a entregar (mínimo de 1.000 btu/pc a 60°F base seca), permite la extracción total del GLP, gasolina natural e incluso el etano permitiéndole su industrialización a través de la plantas de extracción de licuables y la petroquímica del etano.

Lucha contra el contrabando

Debido a que la producción de productos derivados en el país, no tiene excedentes (diesel oil, GLP) y los precios en el mercado interno son bajos respecto a los países vecinos, la comercialización de los productos en las zonas fronterizas debe dosificarse de acuerdo a la disponibilidad de producción, siendo necesario para ello mantener, mejorar y ampliar los procedimientos de control e iniciar en función a ello las acciones que correspondan para la lucha del contrabando a nivel país, lo que reducirá la demanda de los combus-tibles.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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7. INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL

7.1. DIAGNÓSTICO

7.1.1. Antecedentes

a) Industrialización del Gas Natural

La Ley de Hidrocarburos Nº 3058 define la industrialización del gas natural como las actividades de trans-formación química de los hidrocarburos y los procesos industriales (Petroquímica, Gas To Liquid y otros) y termoeléctricos que tienen por finalidad añadir valor agregado al gas natural (GN).

Conceptualmente, se entiende por industrialización del gas natural a todo proceso físico y/o químico que permite transformar el gas en derivados con valor agregado, sea para la industria o para el consumo masi-vo. Este proceso de industrialización se realiza para producir varios grupos de productos importantes, con tecnologías tradicionales de larga data (amoniaco/urea, metanol, a partir del metano y olefinas/poliolefinas, a partir del etano), o con tecnologías recientes desarrolladas, en los últimos 40 años (gas to liquid-diesel, polímeros a partir del metano, reformado del gas natural para procesos siderúrgicos).

Bajo esta definición, no se considera industrialización del GN al uso del gas como energético en las industrias de cerámica, fabricación de cemento, y otras industrias donde el gas es quemado tal como es. Asimismo, la distribución de GN para uso vehicular y domiciliario, tampoco se considera como industrialización. Todo lo mencionado como uso del gas natural cae dentro del esquema de comercialización para uso industrial.

El Gráfico siguiente muestra la gama de productos que se pueden obtener a partir de la industrialización del GN boliviano.

Gráfico Nº 1Productos del Gas Natural

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

El gas natural, a parte de ser materia prima fundamental para la petroquímica, es un insumo importante para la industria siderúrgica (fierros y aceros).

Bolivia cuenta con importantes reservas de gas natural (Probadas + Probables de 48,7 TCF al 2005) que le permitirán industrializarlas a través de la petroquímica, y el objetivo que se ha planteado el Gobierno dentro de la política hidrocarburífera, es pasar de ser un país exportador de materias primas a ser un país productor y exportador de productos terminados. Por ello es de interés y prioridad nacional desarrollar la industria petroquímica del gas natural para generar valor agregado y empleo.

Por lo expuesto, la industrialización del gas natural comprenderá:

Plantas de Extracción y Fraccionamiento de Licuables (etano, GLP y gasolina natural)

Plantas Petroquímicas:

- Petroquímica del Metano:

- Fertilizantes (amoniaco/urea)

- Metanol

- Petroquímica del Etano:

- Olefinas y polímeros (etileno y derivados)

- Plantas Gas To Liquid (GTL, diesel y naftas sintéticas)

Asimismo de acuerdo a la definición de la Ley Nº 3058, la industrialización incluye a las plantas termo-eléctricas, sin embargo el gobierno privilegiará la generación de electricidad vía centrales hidroeléctricas, geotérmicas, eólicas y otras no convencionales.

Adicionalmente podrán ser consideradas como parte de la industrialización las Plantas de Licuefacción y Regasificación del gas natural (Plantas LNG) y Plantas Termoeléctricas.

Por lo tanto, lo que se busca es identificar los Proyectos Industriales de GN que incorporan verdadero valor agregado y otorgan los mayores beneficios económicos y sociales al país y sus regiones.

b) El gas natural y su composición

El GN puede encontrarse asociado con el crudo al ser extraído de un pozo, o estar libre (no-asociado) cuando se encuentra solo en un yacimiento. El GN se define de acuerdo a su composición y sus propieda- des fisico-químicas, las cuales son diferentes en cada yacimiento, y su procesamiento busca enmarcarlo dentro de unos límites de componentes, bajo una norma de calidad establecida.

Los tipos más comunes de GN que existen en el mundo son los siguientes (Galvis 1995):

- Gas ácido: Gas que contiene más de 6 mg/m3 de H2S.

- Gas dulce: Gas que contiene igual o menos de 6 mg/m3 de H2S.

- Gas húmedo: Gas con un contenido de humedad mayor a 14 cm3 de agua por m3 de gas natural.

- Gas seco: Gas con un contenido menor o igual a 14 cm3 de agua por m3 de gas natural.

- Gas rico: Gas que contiene cantidades considerables de componentes licuables más pesados que el meta-no, con poder calorífico superior a 1.000 btu/pc en condiciones estándar (60 ºF y 1 atmósfera de presión).

- Gas pobre: Gas que contiene pocas cantidades de componentes licuables más pesados que el metano, con poder calorífico menor o igual a 1.000 btu/pc en condiciones estándar.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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En el Cuadro Nº 1 se puede observar la composición promedio del GN boliviano.

Cuadro Nº 1Componentes del gas natural

(*) Componentes del gas para la industrialización en BoliviaFuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía, en base a datos de YPFB.

Es importante hacer notar que el GN boliviano está exento de sulfuro de hidrógeno, y otros heteroátomos, pero la presencia de dióxido de carbono puede ser muy ofensiva para el transporte, en ciertas áreas de consumo o para las reacciones que involucren procesos de conversión del gas en otros productos. Por lo tanto, su remoción es altamente aconsejable; para este efecto existen varios procedimientos muy efecti- vos, incluyendo la utilización de tamices moleculares y algunos absorbentes basados en aminas.

c) La Petroquímica

La petroquímica se define como la industria derivada de las transformaciones físico-químicas del petróleo y GN; por lo general el término no incluye la producción de combustibles, lubricantes, ceras ni asfaltos

Según la materia prima de suministro, la petroquímica se divide en:

- Petroquímica del procesamiento del GN.

- Petroquímica del procesamiento de las corrientes de refinación del petróleo (naftas).

Las materias primas para la petroquímica son: metano, etano, propano y butanos, que se obtienen a partir del fraccionamiento del GN y de insumos de la refinación como las naftas, ciertos componentes de gases de refinería, azufre y otros productos. El metano es procesado en plantas de reformación (steam refor-ming), los licuables del GN y los gases de refinería en plantas de desintegración térmica (steam cracking), y las naftas en plantas de reformación catalítica o desintegración térmica.

Como resultado de los procesos de cracking y reformación se obtienen las siguientes tres líneas de pro-ductos petroquímicos primarios (Gráfico Nº 2), que constituyen los productos básicos de toda la cadena de productos petroquímicos secundarios y de químicos a partir de los cuales se puede manufacturar aproxi-madamente unos 70.000 productos intermedios y de consumo final.

Componente(Sustancia)

Mezcla Bolivia(% Vol.)

Metano (*) 89,03 Etano (*) 6,12Propano 1,75Butanos 0,66Pentanos y superiores 0,26 Dióxido de Carbono 1,40Nitrógeno 0,78

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 2Esquema Productos Petroquímicos Primarios

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

La cadena productiva petroquímica está conformada por distintos eslabones que abarcan las materias primas, petroquímica primaria o básica, secundaria, y de tercera o cuarta generación o de transformación (Gráfico Nº 3).

Gráfico Nº 3Eslabones de la Industria Petroquímica

Fuente: PEQUIVEN 2005

d) Petroquímica del Gas Natural

El Gráfico Nº 4 nos muestra la cadena petroquímica del GN, desde la materia prima principal (metano, etano y propano) pasando por lo productos básicos (metanol, amoniaco, etileno y propileno), productos interme-dios (urea, polietilenos, etc.) hasta los productos finales que forman parte de la industria manufacturera.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 4Cadena Petroquímica del Gas Natural

Fuente: PEQUIVEN 2005MTBE : Éter terciario butílico metílico

PVC : Policloruro de vinilo

e) Petroquímica de las corrientes de refinación

La cadena petroquímica de las corrientes de refinación se inicia desde la materia prima principal (naftas) pasando por los productos básicos (benceno, tolueno y xilenos), que asociada con la cadena petroquímica del GN, permite mayor fabricación de productos intermedios y finales, obteniéndose alrededor de más de 700 productos, ver Gráfico Nº 5.

Gráfico Nº 5Cadena Petroquímica de Corrientes de Refinación

Fuente: PEQUIVEN, 2005LAB: Benceno alquil lineal - PET: Teraftalato de polietileno

SBR: Caucho de butadieno estireno - ABS: Sulfonato alquil benceno

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

f) Plantas Petroquímicas en el Mundo y Sudamérica

El Gráfico Nº 6 muestra la capacidad instalada de los principales productos petroquímicos elaborados en el mun-do, en este gráfico se puede apreciar que de los productos intermedios, el amoniaco es el de mayor producción mundial, seguido del etileno, propileno, benceno, xilenos, y metanol, luego, a éstos le siguen los productos finales como los mono cloruro de vinilo (MCV), polietilenos de alta y baja densidad (PEAD, PEBD, PELBD) y otros.

Gráfico Nº 6Capacidad Instalada de Productos Petroquímicos en el Mundo Año 2004

MVC: Mono cloruro de viniloPEAD: Polietileno de alta densidadPEBD: Polietileno de baja densidad

PELBD: Polietileno lineal de baja densidadFuente: Ministerio de Energía de México

En Sudamérica, Brasil, Argentina y Venezuela, países económicamente más desarrollados e industriali-zados, se producen principalmente los siguientes productos petroquímicos: amoniaco/urea, polietilenos de alta y baja densidad, polipropileno y metanol. Chile produce polietilenos de baja densidad y metanol; Trinidad y Tobago amoniaco/urea y metanol y Colombia polietilenos de baja densidad.

g) Plantas GTL (Gas to Liquid)

La tecnología GTL consiste en la transformación de gas natural en combustibles líquidos como el diesel y gasolinas de alto nivel de parafinas, ceras y otros productos menores.

Las tecnologías GTL están siendo desarrollas por grandes compañías transnacionales (Exxon, Royal Dutch/Shell, Brithis Petroleum, Statoil, Texaco, Phillips, Chevron), o por pequeñas compañías especializadas (Syntro-leum Corp., Rentech Inc., y Sasol entre otras). Estas tecnologías se encuentran en proceso de maduración y por lo tanto son actualmente caras y acusan todavía bajos rendimientos (gas alimentado/líquidos producidos).

Las plantas de GTL requieren una inversión estimada en base a una escala de producción de 20.000 a 30.000 $us/Bbl de capacidad instalada para producciones superiores a 100.000 Bpd y de 35.000 a 45.000 $us/Bbl para producciones inferiores a 100.000 Bpd. Es así que una planta de 10.000 Bpd requiere una inversión aproximada de 450 MM$us, frente a 3.000 MM$us para una de 100.000 Bpd.

Los proyectos de GTL que existen actualmente a nivel mundial, para ser sostenibles, requieren obtener la materia prima (gas natural) a precios muy bajos, alrededor de 1 $us/MMbtu, y requieren volúmenes considerables de gas natural para muy bajos rendimientos de producto. Por ejemplo, para una planta con

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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capacidad de producción de 10.000 Bpd de diesel se requiere un volumen de 100 MMpcd de gas natural y para 100.000 Bpd se necesitan 1.000 MMpcd.

En el mundo sólo existen pocos proyectos, a escala comercial, de plantas de hidrocarburos líquidos sinté-ticos, los cuales están en etapas de implementación y construcción, con capacidades arriba de 100.000 bpd. Adicionalmente, muchos proyectos que debían ser implantados fueron paralizados por los actuales costos de la materia prima1 (gas natural).

El precio del gas establecido en el Contrato del Complejo Siderúrgico del Mutún (3,32 $us/MMbtu), aprobado por el Congreso mediante Ley, será el referente para el precio del gas natural en proyectos de industrialización.

Por lo expuesto, considerando que actualmente se importa diesel oil para cubrir la demanda interna, no obstante que con un proyecto de GTL (de escala mundial) se podría cubrir la demanda insatisfecha de este producto, en Bolivia no están dadas las condiciones para la implementación de este tipo de plantas debido al alto costo de la tecnología GTL, a los grandes volúmenes de gas natural requeridos, al bajo rendimiento de producción de líquidos (diesel sintético), al elevado costo de producción, al requerimiento de bajos pre-cios de GN poco convenientes para el país y las regiones y a la falta de GN como materia prima en el corto y mediano plazo. Consecuentemente, y considerando que los proyectos de plantas de GTL en el mundo se encuentran paralizados debido al elevado costo de las inversiones de capital y de la materia prima, la implementación de este tipo de plantas en Bolivia representa un elevado costo de oportunidad para ser considerado en el corto plazo.

No obstante de ello, se espera que en el mediano plazo, maduren las tecnologías y mejoren las condicio-nes para viabilizar proyectos de GTL en el país. Asimismo, los mercados asiático y de la India, entre otros, muestran un comportamiento creciente de la demanda, lo que significa un importante incentivo, en el corto plazo, para la implementación de esta tecnología en el país.

h) Planta LNG (Liquefied Natural Gas)

Podemos mencionar que los proyectos de LNG se los realiza preferentemente para la exportación de gas natural licuado a grandes distancias vía ultramar, mediante Plantas de Licuefacción (en origen) que enfrían y licuan el metano y Plantas de Regasificación (en destino) que calientan y regasifican el gas licuado, ubica-das en puertos marítimos. Este gas líquido es transportado en buques tanques metaneros y es regasificado en destino para los mercados de consumo.

Consecuentemente, la implementación de este tipo de proyectos en Bolivia, en el corto y mediano plazo, es considerada inviable, ya que los mayores costos de la cadena, desde la salida del pozo hasta el consu-midor final, se encuentran en el transporte del gas, proceso de licuefacción, transporte marítimo y proceso de regasificación, consiguientemente, se tiene un precio bajo del gas natural en boca de pozo. Por otro lado, al no contar con puertos marítimos soberanos y al efectuarse la licuefacción, transporte marítimo y regasificación en otros países, las inversiones en infraestructura y utilidades generadas por esta actividad, no beneficiarían a nuestro país.

La tecnología de licuefacción del gas natural LNG se encuentra mejorando constantemente y en proceso de expansión, siendo sus costos cada vez más bajos y competitivos. También el transporte de LNG ha op-timizado sus costos2, siendo más económico el transporte en distancias mayores a 4.000 - 5.000 km.

Las mini plantas de LNG, también están mejorando sus tecnologías y optimizando sus costos, lo que per-mitirá su aplicación e implementación en el corto y mediano plazo, en las regiones del país que no cuentan con gasoductos.

Por ello para los volúmenes de exportación del gas natural, con destino a ultramar, se debe buscar la posibilidad de que el puerto de salida, sea en aquel país que otorgue a Bolivia un puerto soberano donde

1 Documento enviado al MHE de la refinería de alta conversión con métodos ecológicos, GIP OIL, SRL del Ecuador, 20072 Fuente: Greenwld Gerald, LNG en “Caso: La decisión de financiación del proyecto de gas de Camisea”, Roberto Pérez Llanes, 2003

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

se efectúe el proceso de licuefacción y los beneficios resultantes de toda esta cadena sean favorables a nuestro país y sus regiones.

e) Antecedentes de la Industria Petroquímica Boliviana

Los primeros esbozos de la industrialización del GN en Bolivia, se dieron en la década de los 70, en el mar-co del Pacto Andino, hoy Comunidad Andina de Naciones (CAN), en esa época a Bolivia se le asignaron la producción de una serie de productos petroquímicos, los cuales Bolivia no los podía producir por falta de infraestructura, pero fundamentalmente por la falta de un Plan Nacional de Desarrollo de la Industria Petroquímica, y una clara Política Nacional de Industrialización del GN.

La utilización del GN como materia prima, estaba orientada a los siguientes proyectos petroquímicos:

Proyecto 1. La utilización de metano para la producción de amoniaco y de urea para fertilizantes.

Proyecto 2. La utilización de etano (60% etano, 30% propano y 10% butano) para la producción de polieti-leno de alta densidad, estireno y fenol.

Proyecto 3. La utilización del etano para la producción de polietileno de alta y baja densidad, estireno, fenol y polipropileno.

Posteriormente hubo muchos intentos para desarrollar la industrialización del gas natural pero todos ellos quedaron en simples cartas de intenciones y memorandums de entendimiento, no materializándose hasta la fecha ningún proyecto.

7.1.2. Estado de Situación

a) Estado actual de la Industria Petroquímica Boliviana

La industria petroquímica no ha sido desarrollada en nuestro país. La creciente demanda energética y el re-punte de la economía mundial, unidos a otros factores han impulsado un notable incremento en los precios internacionales del petróleo, GN y sus derivados, insumos principales de la industria petroquímica.

Esta situación, ha impulsado el desarrollo de un ciclo favorable para el sector petroquímico mundial, con altos precios, donde se observa la presencia de iniciativas para ampliar las capacidades industriales.

El aprovechamiento de este ciclo favorable, aunado al interés del Gobierno Nacional de desarrollar el sec-tor, y la creación de la industria petroquímica nacional, sólo será posible con un esfuerzo comprometido y compartido con todos los sectores que tiene que ver con la industrialización del gas natural a través de la petroquímica.

Por lo señalado hasta ahora, en Bolivia se quiere dar inicio con la industrialización del gas a través de la industria petroquímica, procesando el gas natural para la obtención de amoniaco/urea y metanol a través del metano y etileno/polietilenos a través del etano, esto por las características del gas natural boliviano, y porque la elaboración de estos productos no requiere de otros insumos adicionales para su fabricación.

Posteriormente, en base a las plantas de amoniaco y urea, podrán instalarse otras plantas vinculadas de fertilizantes y otros productos, como las plantas de nitrato de amonio, bifosfato diamónico, sulfato de amo-nio y otras que requieren insumos adicionales como la roca fosfática (cuyos yacimientos se encuentran en Capinota, departamento de Cochabamba) y sales de azufre. El metanol será la base para la industria del formaldehído, acido acético, disolventes y pinturas, y otras. Asimismo, en base a las plantas de etileno y polietilenos (de alta y baja densidad) podrán instalarse otras vinculadas de plásticos, cauchos y otros productos, como las plantas de PVC, en base al cloruro de vinilo del cloruro de sodio o sal (cuyos ricos yacimientos se encuentran en el salar de Uyuni, departamento de Potosí), óxido de etileno y etilbenceno, poliestirenos a partir de estireno obtenido del benceno y otras.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Para tal efecto, se estudiarán los mercados del amoniaco/urea debido a su gran demanda como el princi-pal fertilizante nitrogenado, el metanol por su gran consumo y aplicación en la industria de solventes, y el etileno/polietilenos por su gran demanda como el principal plástico consumido en el mundo

b) Mercados de la Petroquímica del Metano

Mercados de la Urea

La industria de fertilizantes está determinada por el comportamiento del mercado de urea y amoniaco. El 46% del volumen de fertilizantes usado a nivel mundial corresponde a la urea, y el 75% de la demanda de urea está destinada al campo de los fertilizantes. El amoniaco por su parte, es la materia prima básica de esta industria. Del consumo global de amoniaco, el 80% se destina a la industria de los fertilizantes.

El mercado de fertilizantes también se ve afectado por cambios climáticos drásticos, agotamiento de los nutrientes del suelo, fuertes temporadas de lluvia o sequía, factores que pueden propiciar la disminución de la actividad agrícola y, por consiguiente, la demanda de fertilizantes.

i) Balance demanda - oferta mundial de la urea

En los últimos dos años, el consumo mundial de urea ha recuperado la tendencia al alza, con un crecimien-to sostenido de 3% anual, luego de presentar un estancamiento en el año 2001. Las proyecciones para los próximos años muestran la continuación de éste crecimiento, de 117 MMtma en 2003, hasta 131 MMtma para 2008 (Gráfico Nº 7), lo que representa un incremento de 12%. La distribución del consumo se espera mantenga los valores actuales, con Asia representando el 65% del consumo mundial, seguido por 10% de Norteamérica y 7% tanto para Europa Occidental como para América Latina. El aumento del consumo neto de urea en Asia para 2008, se proyecta en 10 MMtma (con respecto al consumo alcanzado en 2003). Este aumento regional en Asia representa más del 70% del incremento mundial (Plan Nacional del Sector Petroquímico de Venezuela. Agosto 2005).

La capacidad instalada de urea en la actualidad se estima en 138 MMtma, con tasas de operación que rondan el 85%, Europa Central muestra la menor tasa de operación, con 47%.

Se proyecta un aumento de capacidad de urea para 2008 (en comparación con 2002) de 13,3 MMtma, para alcanzar 149 MMtma de capacidad mundial. La mayor expansión de capacidad se concentrará en el Me-dio Oriente y en Asia, con 6 MMtma respectivamente. La tasa de operación mundial se elevará levemente hasta rozar el 90% de la capacidad de producción, empujada por un ascenso importante en las plantas de Europa Central, que se espera trabajen al 60% de su capacidad.

Este aumento en Europa Central (primordialmente entre los nuevos miembros de la Unión Europea) vendrá como resultado de inversiones extranjeras, que sustituirán capacidades poco eficientes y repotenciarán capacidades previamente instaladas.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 7Balance Demanda y Oferta de Urea (Mtma)

Fuente: FERTECON 2003

ii) Exportación e Importación de Urea en el mundo3

Las exportaciones de urea decrecieron en el 2001 en más de un millón de toneladas, como resultado de una disminución en la demanda. El comportamiento de las exportaciones ha mostrado una recuperación, habiéndose alcanzado el 2003 un nuevo pico de 29,4 MMtma4 (Gráfico Nº 8).

Los mayores exportadores regionales actuales son: el Medio Oriente (23%), la Antigua Unión Soviética (23%) y Asia (18%). Los dos primeros mercados exportadores dirigen su exceso de producción a países fuera de la región, Medio Oriente, Asia, América del Norte y Europa; mientras que la Antigua Unión Sovié-tica a Europa y América Latina. Las exportaciones asiáticas son intraregionales.

La tendencia del comportamiento de las exportaciones es al alza, como resultado de una creciente deman-da de importación, para alcanzar 36 MMtma el 2008. Se espera que para ese mismo año, los productores del Medio Oriente incrementen sus exportaciones en casi 6 MMtma, principalmente para ser colocadas en Asia, donde se espera un déficit del mismo orden. Con este panorama, el Medio Oriente controlaría 33% del volumen mundial de urea exportada5.

Por otra parte, las regiones con mayor demanda de importación de urea son: Asia (34%), seguida de Amé-rica del Norte, América Latina y Europa Occidental (17% respectivamente).

Entre estas cuatro regiones se concentra el 85% de las importaciones mundiales de urea. Se espera que la demanda de importación mundial aumente en el orden de 8 MMtma, con Asia totalizando casi 6 MMtma y América Latina 1 MMtma. Con este incremento, Asia sería el destino de más de 40% del volumen de urea exportado en todo el mundo.

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3 Plan Nacional del Sector Petroquímico de Venezuela. PEQUIVEN. Agosto 2005. Asociación Brasilera de Industria Química (ABIQUIM). Boletín Instituto Petroquímico Argentino (IPA 2000).

4 Idem.5 Idem.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 8Balance Importación/Exportación Regional de Urea (Mtma)

Fuente: FERTECON, 2003

Se estima que el consumo de urea en el mundo, para el año 2008, será alrededor de 131 MMtma, corres-pondiéndole a América Latina, el 7% del mercado mundial, lo que representa un volumen de 9,2 MMtma. Asia seguirá siendo el mayor consumidor de este fertilizante con alrededor de 85,2 MMtma, lo que significa el 65 % del mercado mundial de consumo (Cuadro Nº 2).

Cuadro Nº 2Consumo de Urea en el Mundo 2008 según Región en Porcentaje y MMtma.

Fuente: Plan Nacional del Sector Petroquímico PEQUIVEN, Agosto 2005

iii. Expansión de la capacidad de procesamiento mundial de la Urea

El Cuadro Nº 3 muestra la capacidad de procesamiento de urea y su expansión en los países económica-mente más desarrollados.

Región Porcentaje MMtma Asia 65,00% 85,2Norteamérica 10,00% 13,1Europa Occidental 7,00% 9,2América Latina 7,00% 9,2Otras 11,00% 14,4Total 100,00% 131,0

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 3Expansión de Capacidades de Urea

Fuente: FERTECON 2003

iv) Precio promedio de Urea y Amoniaco en Estados Unidos

Existen tres variables que van a influir en el comportamiento del precio de urea y amoníaco en los próximos años: Balance Oferta/Demanda, costos de producción de los mayores exportadores y costos de producción de los mayores productores domésticos. El incremento de los precios del gas natural en EE.UU. durante el año 2000 (con precios picos de 10 $us/MMbtu) ha designado un piso en el precio del amoníaco, y ambas circunstancias han provocado el alza del precio de la urea.

Gráfico Nº 9Evolución de Precios de Urea y Amoniaco (FOB Costa Golfo) vs. Costo del Gas Natural en EE.UU.

Fuente: FERTECON 2003

País/Compañía Capacidad (Mtma)2004 1.073

Qatar/Qafco IV (julio) 1.0732005 6.487

Egipto/EFC II (julio) 635Irán/NPC-Pars (enero) 1.073Omán/OMIFCO (julio) 1.650

Omán/Sohar Fertilizer Prj (octubre) 1.166Arabia Saudita/SAFCO (julio) 1.073China/Tianji Coal Ch-Group 600

China/Urumqi 2902006 315

China/Urumqi Petrochemical 3152007 -2008 -

2004-2008 7.875

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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v) Mercado latinoamericano de la Urea6

Las importaciones de urea en América Latina representan el 17% de las importaciones mundiales de este producto. Su mayor vendedor externo a la región es la Ex-Unión Soviética (70%). Si el mercado se compor-ta de acuerdo a las proyecciones de la compañía Internacional Fertilizer Economic Market Analysis Consul-tancy (FERTECON), el encarecimiento del gas natural impulsará las inversiones en regiones de bajo costo (principalmente en el Medio Oriente), lo que traerá como consecuencia una contracción en la producción de Rusia y Ucrania. Esto dejará un volumen tentativo de demanda desde grandes importadores regionales (Brasil y México), que será difícil de cubrir si los requerimientos de importación, para el mercado doméstico de Estados Unidos, son tan grandes como se proyectan.

La industria de Fertilizantes en México cesó su producción de 1 MMtma reportadas en el año 1997, lo que le obliga a importar toda la urea requerida por su demanda interna (1,5 MMtma en 2003). El 22% de las im-portaciones en el 2003 provinieron de Estados Unidos, mientras que el 71% de la Antigua Unión Soviética. Las importaciones desde Estados Unidos serán un problema grave para México, porque las proyecciones apuntan a un mercado estadounidense cada vez menos capaz de colocar productos en el mercado inter-nacional a precios competitivos. De igual manera, la Ex-Unión Soviética podría afrontar serios problemas de incremento en sus costos de producción, si accede a complacer a las peticiones de la Unión Europea (UE), acerca del aumento de los precios de su energía. México se perfila como un mercado de más de 1 MMtma, estratégicamente cerca de Venezuela, y con una empresa agrícola que difícilmente está en la capacidad de costear altos precios de Fertilizantes (si se compara con la altamente subsidiada empresa agrícola norteamericana).

Por otra parte se encuentra Brasil, con una importación registrada el 2003 de 1,7 MMtma, de las cuales el 88% provinieron de la Ex-Unión Soviética. Su problema es similar al de México, aunque cuenta con pro-ducción doméstica, los altos niveles del precio de urea y la demanda que EE.UU. requerirá, dejaría a los importadores brasileños con pocas opciones de compra. Este desequilibrio creará una oportunidad para los grandes exportadores regionales (Trinidad y Tobago y Venezuela), quienes soportados por bajos costos de su energía, podrían producir volúmenes de urea para exportación a precios altamente competitivos, que difícilmente podrían ser arrebatados por Rusia y Ucrania.

vi) Capacidad instalada de Urea en Latinoamérica

En el ámbito latinoamericano, existen plantas productoras de urea en: Argentina, Brasil, Venezuela y Trinidad y Tobago.

La capacidad instalada y la capacidad de producción en los países de Latinoamérica las veremos a conti-nuación en el Cuadro Nº 4. Cabe mencionar que México cesó la producción de urea a partir del año 2000. (Fuente: Asociación Nacional de Consumidores de Fertilizantes, ANACOFER México).

Cuadro Nº 4Capacidad Instalada de Urea en Latinoamérica

Año 2005 (tma)

Fuente: 1) MEDINA-CARRAZANA 2004, PETROQUÍMICA. 2) PEQUIVEN (Plan Nacional del Sector Petroquímico, Agosto 2005)3) BOLETíN IPA 2000. 4) http://www.fao.org/docrep/007/y5210s/y5210s07.htm. 5) NITROBOL.

País F Capacidad Instalada tma F Producción tmaArgentina 1 1.308.000 4 1.151.040Brasil 1 1.719.000 5 800.000Venezuela 2 2.900.000 2 2.540.000Trinidad y Tobago 3 650.000 3 572.000Total 6.577.000 5.063.040

6 FERTECON 2003 y Plan Nacional del Sector Petroquímico de Venezuela. PEQUIVEN. Agosto 2005.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

vii) Exportación e Importación de Urea en Latinoamérica

Debido a la falta de materia prima (gas natural), medios de transporte, y la falta de competitividad ocasio-nada por los costos a cubrir, muchas plantas en el mundo se han visto obligadas a cerrar, tal es el caso de México en Latinoamérica y de plantas de producción de urea en Norteamérica. Todos estos factores originan grandes importaciones de urea desde países como Rusia hacia países de nuestra región, y miles de dólares en fuga de divisas.

En el Gráfico Nº 10 se observan los volúmenes importados de urea en Latinoamérica, siendo Brasil el principal importador, captando el 29,2%, le sigue México con 27,2%, Colombia con el 17,3%, y Chile con 11,5%. Bolivia, si bien su requerimiento de urea es creciente, su peso específico en la región es mínimo, ya que representa el 0,5%.

No obstante, se registran tasas promedio anual decrecientes, tal es el caso de Argentina, con -31,2%, Ecuador con -11,7%, y Uruguay con -10,6% de crecimiento promedio anual negativas, lo que ha generado una disminución en la importación de urea en -3,5% a nivel latinoamericano. Sin embargo, otros países con demanda creciente como ser Colombia con 14,6% de crecimiento promedio anual, seguido de Paraguay con 9,7%, Perú con 8,1% y Bolivia con un 6,3%, presentan tasas de crecimiento moderado.

Gráfico Nº 10Importación de Urea en Países de Latinoamérica

Periodo 2003-2006 (tma)

Fuente: 1) ABIQUIM, NITROBOL 2) http://www.cepes.org.pe/revista/r-agra84/LRA84.16-07.pdf3) ANACOFER. 4) ALADI

En al ámbito regional de las exportaciones, los que destacan son Venezuela y Argentina. Sin embargo, ambos presentan tendencias decrecientes. Entre 2003 y 2006, las exportaciones de Venezuela, se han contraído en 57% (de 0,68 MMtma a 0,39 MMtma) y a un ritmo del 17%. Asimismo, las exportaciones de Argentina han decrecido a una tasa del 15% entre estos periodos (Gráfico Nº 11).

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Debido a que la capacidad de exportación está en función a la capacidad de producción, consumo interno y comportamiento de la demanda de los mercados de la región, se puede apreciar que ese descenso en las exportaciones viene explicado, por un lado, por el incremento del consumo interno del 23% y a un ritmo del 8% (Gráfico Nº 12). Asimismo, Argentina experimentó un incremento interno del 24% en el volumen consumido, con un crecimiento promedio, entre 2003 y 2006, del 7%.

Gráfico Nº 11Exportaciones de Urea en Países de América Latina

Periodo 2003-2006 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a los datos de ALADI

viii) Consumo de Urea en Latinoamérica

En cuanto a los mayores consumidores de urea en la región, se encuentra Brasil, cuyo mayor nivel de consumo en 2005 fue de 2,6 MMtma, que paulatinamente descendió a 2,1 MMtma, a un ritmo promedio de 6%, contrayén-dose en 18%. Le sigue Venezuela con un escenario de crecimiento (8%) en los volúmenes de consumo (23% adicionales entre 2003 y 2006) de urea. En tercer lugar, y en el ámbito del cono sur, se encuentra Argentina, con un crecimiento en volumen del 24% (de 0,69 MMtma en 2003 a 0,85 MMtma en 2006), a un ritmo promedio del 7%. Luego se encuentra Chile, que mantiene un consumo promedio de 0,52 MMtma, entre 2003 y 2006.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 12Consumo de Urea Periodo 2003-2006 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a los datos de ALADI

ix) Proyección de la demanda y déficit de Urea en Latinoamérica

Las proyecciones realizadas en el Ministerio de Hidrocarburos y Energía son conservadoras y tienen ca-rácter preliminar. Las tasas de las proyecciones están en base al PIB de la región y de cada país.

En el periodo comprendido entre 2008 y 2018, se prevé un crecimiento en la demanda de urea en los países de la región, con tasas conservadoras, entre 3% y 7%, considerando el comportamiento del PIB de cada país. Brasil, Argentina, Bolivia y Venezuela, presentan las tasas más altas de crecimiento.

De acuerdo a las proyecciones sobre la demanda de urea en Latinoamérica, se prevé una tendencia cre-ciente generalizada. Entre los mayores consumidores se encuentra Brasil, con un crecimiento promedio de 7% anual, elevándose de 2,4 MMtma en 2008 a 4,7 MMtma en 2018. Venezuela, con una tasa promedio de crecimiento anual de 4%, y un nivel de consumo que se espera que pase de 2,6 MMtma a 3,9 MMtma entre 2008 y 2018. Conjuntamente, Brasil y Venezuela representan el 53% del mercado latinoamericano (25% y 28% respectivamente) y el 62% del mercado sudamericano (29% y 33% respectivamente).

Argentina, con una tasa de crecimiento promedio anual de 6%, incrementa su consumo, en el periodo compren-dido entre 2008 y 2018, de 1 MMtma a 1,7 MMtma. Por su parte, Venezuela, con un incremento en el volumen de alrededor de 33%, a un ritmo promedio de 4% anual, para el mismo periodo. Argentina es el único país que presenta superávit en los primeros años, sin embargo, el déficit se incrementa en los últimos años del periodo.

Colombia, presenta un consumo creciente promedio de 3% anual, hasta alcanzar 1,1 MMtma en 2018 y Chile presenta un crecimiento medio del 3% anual hasta los 0,7 MMtma para este mismo año. Ambos, representan el 17% del mercado sudamericano y presentarán un consumo acumulado, hasta el año 2018, de 9,6 MMtma (5,8 MMtma de Colombia y 3,8 MMtma de Chile).

En el caso de Bolivia, se espera una tasa de crecimiento de aproximadamente 5% anual, pero los volú-menes de consumo son mínimos (0,022 MMtma en 2008, que representa alrededor del 1% del volumen consumido en Brasil y 0,040 MMtma para el 2018).

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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En el caso de Paraguay y Uruguay, se espera que presenten tasas similares de crecimiento medio anual de 3%, pero consumos relativamente bajos (de 0,10 MMtma y 0,08 MMtma en 2008 hasta 0,13 MMtma y 0,11 MMtma en 2018 respectivamente). De igual forma, Perú presenta una tasa de crecimiento promedio de 3% entre 2008 y 2018 con un incremento en el volumen de 0,31 MMtma a 0,41 MMtma en el mismo periodo de referencia. Ecuador, con una tasa media del 3%, también incrementa su consumo de urea que pasa de 0,17 MMtma a 0,22 MMtma entre 2008 y 2018.

Gráfico Nº 13Proyección del Consumo de Urea en Latinoamérica

Periodo 2008-2018 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a los datos de ALADI.

La producción de urea pretende ser comercializada en los siguientes mercados de la región: Bolivia, Brasil, Argentina, Chile, Perú, Paraguay y Uruguay. No se pretende abarcar otros países al norte del continente sudamericano debido fundamentalmente a la presencia de Venezuela y Trinidad y Tobago, países que poseen plantas de producción de urea y grandes reservas de gas, como el caso de Venezuela. Asimismo tratar de competir con estas industrias sería en condiciones desfavorables.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Grafico Nº 14Proyección del Déficit de Urea en los Países de Interés del Proyecto

Periodo 2008-2018 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a los datos de ALADI.

En el Gráfico Nº 14 se puede apreciar que según las proyecciones efectuadas, el déficit de urea, especial-mente en Brasil, crecerá de 1,6 MMtma en 2008 a casi 4 MMtma para 2018, por lo que requerirá importar urea en ese volumen. Le sigue Chile con un déficit proyectado para el año 2018 de 0,7 MMtma. Argentina abastecería su demanda interna hasta el año 2010, y a partir del año 2012 se estima que el déficit de éste país sea de 0,06 MMtma incrementándose a 0,6 MMtma para el 2018, le sigue Perú con 0,4 MMtma para el mismo año. Por otra parte, se puede observar que Bolivia, que si bien no presenta una participación significativa en el mercado regional, se estima que experimente un crecimiento del déficit, llegando a 40 Mtma en 2018. Asimismo, las proyecciones realizadas muestran que en el periodo 2008 a 2018, Paraguay y Uruguay también experimentarán incremento en su déficit de urea, pasando de 0,10 MMtma hasta 0,13 MMtma y de 83 Mtma hasta 0,11 MMtma, respectivamente.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 15Proyección del Déficit Total de Urea en los Países de Interés del Proyecto

Periodo 2008-2018 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía sobre la base de datos de ALADI.

Como se observa en el Gráfico Nº 15, el déficit total proyectado en los mercados de interés de la región (Bolivia, Brasil, Argentina, Chile, Perú, Paraguay y Uruguay) experimentarán un continuo crecimiento. Se advierte que para el año 2010 se proyecta un déficit total en esta región de alrededor de 3 MMtma, que alcanzará a 6 MMtma para el año 2018. Este crecimiento de la demanda insatisfecha muestra que los prin-cipales mercados de la región no han logrado una producción acorde con la demanda interna, constituyén-dose en una oportunidad para la instalación de una o dos plantas de amoniaco/urea en Bolivia.

x) Evolución de precios de Urea en la región Sudamericana

El Cuadro Nº 5 que se muestra a continuación, presenta el promedio anual de los precios comerciales de urea que tuvo la región sudamericana, se puede apreciar un ascenso en éstos en los últimos años, 69 % desde 2003 hasta 2006.

Cuadro Nº 5Evolución del Precio Promedio de Urea en la Región ($us/tm)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía, en base a datos de ABIQUIM, NITROBOL, ANACOFER y http://www.cepes.org.pe/revista/r-agra84/LRA84-16-07.pdf.

Año Urea $us/tm2003 1502004 2132005 2572006 253

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Mercados del Metanol7

El Formaldehído representó aproximadamente la tercera parte de la demanda global de metanol. Entre sus usos cabe destacar: resinas de urea-melanina-formaldehído y de fenol-formaldehído (resinas térmicas usadas en materiales de construcción y componentes de partes eléctricas), poliacetatos, y 1,4 butanodiol entre otros.

El Metil Ter Butil Eter (MTBE), utilizado en las gasolinas para oxigenarlas y aumentar su octanaje, es el segundo más grande consumidor del metanol, acaparando cerca de 7,3 MMtma de metanol en el año 2003 (23% de la demanda global). Este derivado se está retirando de los EE.UU.

El tercer producto consumidor de metanol más importante es el ácido acético. El 2003, representó cerca del 9% de la demanda mundial de metanol. Se estima que la producción de ácido acético crecerá rápida-mente en los próximos 15 años porque se han desarrollado tecnologías competitivas para dirigir su uso en productos como: monoacetato de vinilo y ácido tereftálico (Gráfico Nº 16).

Gráfico Nº 16Producción de Metanol en Base a sus Derivados (2003 y 2008)

2003 2008

Fuente: PEQUIVEN, 2005

i) Balance demanda - oferta mundial del Metanol

El balance oferta/demanda global del metanol pronosticado para el período 2004-2008 refleja un crecimien-to anual de la demanda mundial del metanol de 2,2%, un crecimiento de capacidad de 3,5% y una tasa de operación cercana a 82% (Gráfico Nº 17).

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7 Plan Nacional del Sector Petroquímico de Venezuela. PEQUIVEN, Agosto 2005

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 17Balance Oferta/Demanda del Metanol

(MMtma)

Fuente: PEQUIVEN, 2005

La demanda del metanol crecerá de acuerdo al desarrollo de la economía mundial y la industrialización para obtener sus derivados que tienen aplicaciones potenciales como celdas de combustibles, combustible de automóviles, Dimetiléter (DME), Metanol a Olefinas (MTO) entre otros. La demanda global del metanol ha crecido aproximadamente a 32 MMtma en el 2003, la cual es casi el doble de la demanda para el año 1987 (Gráfico Nº 18).

Gráfico Nº 18Demanda Global del Metanol

(MMtma)

Fuente: PEQUIVEN, 2005

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

iii) Balance de Cierre - Expansión de la capacidad mundial del Metanol

Los tres mercados fundamentales para el metanol eran los Estados Unidos, Europa y el Noreste de Asia antes de los 80, que perdieron competitividad. El balance de cierre/expansión de capacidades del metanol desde 1997-2003 fue de 5,5 MMtma, esta cantidad fue suficiente para equilibrar el incremento de la deman-da mundial del metanol durante este período, la cual fue de 6,3 MMtma, ver Cuadro Nº 6.

Cuadro N° 6Balance de Cierre / Expansión de la Capacidad Mundial de Metanol

Fuente: PEQUIVEN, 2005

Este balance de cierre/expansión de capacidades traerá consigo la oferta de 6,6 MMtma, cubriéndose con ello el 20% de la demanda mundial para el 2008 (33,8 MMtma). El Cuadro Nº 7 muestra las nuevas plantas, anunciadas y en construcción, y los posibles cierres de plantas para el período 2004- 2008.

El mercado principal para Sudamérica será EE.UU., el cual se mantendrá como el mercado de mayor demanda mundial, dado que los costos de flete y aranceles desde el Medio Oriente resultan más altos. Europa Occidental será el segundo mercado para los productores de Sudamérica y el Medio Oriente. No obstante, el Medio Oriente dominará el mercado asiático del metanol en su totalidad.

iii) Proyección de precios del Metanol en Estados Unidos y Europa

La incidencia de factores como: tasas de operación regional y global, márgenes de producción, niveles de inventario, balance Oferta/Demanda, acciones políticas, condiciones económicas, percepción del mercado y consolidación de la industria, han sido preponderantes en los últimos años, en el panorama general de precios del metanol.

Entre los años 2000 y 2001, una oferta cerrada de producto y unos muy elevados precios del gas natural (alcanzando hasta los 10 $us/MMbtu) en los Estados Unidos, hicieron que se obtuvieran precios “spot” del metanol cercano a 1 $us/galón y precios de “Contrato” cercanos a los 80 centavos/galón.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 19Precios del Metanol en EE.UU. y Europa

(MMtma)

Fuente: PEQUIVEN, 2005

La mayor capacidad de producción mundial de metanol (Cuadro Nº 7) se encuentra en Arabia Saudita con 4,98 MMtma, luego EE.UU. con 3,98 MMtma, Irán con 3,53 MMtma y posteriormente Chile con 3,49 MMtma.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 7Plantas Productoras de Metanol en el Mundo (tma)

Fuente: Elaboración Ministerio de Hidrocarburos y Energía sobre la base de datos de Pequiven 2005 y de la pagina web http://www.senternovem.nl

iv) Mercado Latinoamericano del Metanol

En Latinoamérica existen plantas ubicadas en Chile, Venezuela, Argentina, Brasil, México y Colombia y que totalizan una capacidad instalada de 11,5 MMtma. Los países sudamericanos con mayor capacidad instalada son: Chile con capacidad instalada de 3,49 MMtma y le sigue Venezuela con 2,25 MMtma (Cuadro Nº 8).

Cuadro Nº 8Capacidad Instalada y Producción de Metanol en Latinoamérica (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con datos de la pagina http://www.senternovem.nl y de PEQUIVEN -2005

País Capacidad País CapacidadEEUU 3.985.000 Argelia 110.000 Canadá 1.300.000 Bahrein 425.000 México 260.000 Guinea Ecuatorial 860.000 Argentina 511.000 Irán 3.530.000 Brasil 262.000 Libia 660.000 Chile 3.490.000 Qatar 850.000 Colombia 25.000 Arabia Saudita 4.980.000 Trinidad 4.700.000 África del Sur 126.000 Venezuela 2.250.000 Australia 50.000 Rusia 2.950.000 China 2.855.000 Alemania 1.470.000 India 406.000 Países Bajos 910.000 Indonesia 990.000 Noruega 870.000 Malasia 660.000 Rumania 400.000 Nueva Zelanda 2.430.000 Eslovenia 150.000 Total 42.465.000

REGIÓN Capacidad Instalada (tma) Producción (tma)MERCOSURArgentina 511.000 408.800Brasil 262.000 209.600Paraguay 0 0Venezuela 2.250.000 1.800.000Uruguay 0 0

Total 3.023.000 2.418.400Comunidad AndinaBolivia 0 0Chile 3.490.000 2.792.000Colombia 25.000 20.000Peru 0 0Ecuador 0 0

Total 3.515.000 2.812.000Centroamérica Mexico 260.000 208.000CaribeTrinidad y Tobago 4.700.000 3.760.000

Total 4.960.000 3.968.000Total 11.498.000 9.198.400

Page 301: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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v) Exportación e Importación de Metanol en Latinoamérica

Latinoamérica durante el 2005, ha exportado metanol al mundo, cerca de 3,7 MMtma, de los cuales Chile exportó el 74%, Venezuela el 18% y Argentina el 8% (Gráfico Nº 20). Los destinos principales de las expor-taciones fueron: Estados Unidos, Países Bajos, Nigeria, Francia, Italia, Corea del Sur y Brasil.

Gráfico Nº 20Exportaciones de Metanol – Latinoamérica

Periodo 2000-2005 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con datos de ALADI y PEQUIVEN 2005

El mayor importador, en el ámbito regional, es Brasil, con un incremento leve entre 2000 y 2005, que va de 0,25 MMtma a 0,27 MMtma, como se puede apreciar en el Gráfico 21, representa el 48% del destino de las exportacio-nes de metanol en el ámbito regional, México paso de importar 0,19 MMtma a 0,24 MMtma en el mismo periodo y Argentina reduce de forma significativa sus importaciones, en el mismo periodo, de 89,5 Mtma a 651 tma.

Gráfico Nº 21Importaciones de Metanol-Latinoamérica

Periodo 2000-2005 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con Datos de ALADI y PEQUIVEN 2005

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

vi. Consumo de Metanol en Latinoamérica

Latinoamérica durante el periodo 2000-2005 consumió en promedio 2,65 MMtma de metanol. El 2005 con-sumió 2,05 MMtma, de los cuales Venezuela consumió 41%, Brasil 23%, México 16% y Chile el 12%, estos países se constituyen en los mayores consumidores de la región porque juntos suman el 92% del total que consume la región (Gráfico Nº 22).

Gráfico Nº 22Consumo de Metanol en Latinoamérica

Periodo 2000-2005 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a datos de ALADI y PEQUIVEN 2005

vii. Proyección de la demanda y déficit de Metanol en Latinoamérica

Las proyecciones elaboradas por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, son preliminares y la tasa de la proyección está en base al PIB de la región y de cada país.

En el periodo comprendido entre 2008 y 2018, se han contemplado tasas conservadoras, entre 3% y 5%, considerando el comportamiento del PIB de cada país.

El 2018 se estima que Latinoamérica demandará 3,4 MMtma y que Venezuela, Chile Brasil y México juntos demandan el 78% del total que consume esta región ver Gráfico Nº 23, Venezuela mantiene su posiciona-miento de líder en el periodo que va de 2008 a 2018, pasando de 0,9 MMtma a 1,1 MMtma, con una tasa de crecimiento del 2% anual. Asimismo, Chile con un ritmo de crecimiento levemente superior (2,2%), se prevé que incrementará su demanda de metanol en 194 Mtma. En tercer lugar se encuentra Brasil con una demanda que llega a 595 Mtma en 2018, con una tasa de crecimiento anual promedio del 2%, se espera que su incremento absoluto sea de 107 Mtma., registrando como los principales países consumidores de metanol. Argentina presenta una tasa de crecimiento medio anual, entre 2008 y 2018, de 1,5%, pasando de 225 Mtma a 261 Mtma.

Por otra parte, se espera que Paraguay, Uruguay, Bolivia, Perú y Ecuador presenten una tasa de crecimien-to medio anual del 1% en el periodo 2008 a 2018. Colombia, al igual que Brasil y México, crecerá a una tasa media anual de 2%. Los volúmenes se pueden observar en el Gráfico 24.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 23Proyección de la Demanda de Metanol-Latinoamérica

Periodo 2008-2018 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a datos de ALADI y PEQUIVEN 2005

En cuanto a la proyección del déficit de metanol en Latinoamérica (Gráfico 24), se estima que Brasil expe-rimentará un incremento de 293 Mtma en 2010 a 352 Mtma para 2018. Se puede suponer que Venezuela, por su ubicación geográfica, cubriría el déficit de Ecuador y Colombia, dejando a Brasil y Perú como los dos mercados potenciales para la industria petroquímica nacional, ya que se espera que juntos demanden 305 Mtma para el año 2010 y 366 Mtma para el 2018. Asimismo, se proyecta una demanda insatisfecha de Bolivia, Paraguay y Uruguay, cerca a 1,5 Mtma en total, para el 2010 y 1,7 Mtma para el 2018, los que no representan mercados atractivos para inversiones.

Gráfico Nº 24Proyección del Déficit de Metanol en Latinoamérica

Periodo 2008-2018 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a datos de ALADI y PEQUIVEN 2005

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

El Gráfico 25, nos muestra el déficit total proyectado de metanol en los países de interés del proyecto: Brasil, Perú, Bolivia, Paraguay y Uruguay, con demandas insatisfechas, que experimentarán crecimiento leve a lo largo del periodo 2008-2018. Se advierte que para el año 2010 se proyecta un déficit total en esta región de alrededor de 0,29 Mtma, que alcanzará a 0,36 Mtma para el año 2018. Bolivia podría incursionar en el negocio para cubrir la demanda insatisfecha de Brasil, con una demanda con tendencia creciente, así como la de pequeños mercados como Perú, Paraguay, Uruguay, pero se advierte un volumen relativamente pequeño que por hoy probablemente no justifique la instalación de una planta, salvo se cierren las plantas chilenas por falta de gas natural, o la producción se destine a mercados de ultramar asiáticos.

Gráfico Nº 25Proyección del Déficit Acumulado de Metanol en los Países de Interés del Proyecto

Periodo 2008-2018 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a datos de ALADI y PEQUIVEN 2005.

Mercado de la Petroquímica del Etano

Mercado de Etileno/Polietilenos8

La tendencia de producir etileno a partir de la nafta se mantiene debido a las facilidades de transporte que ofrece esta materia prima a las regiones de alta demanda de etileno. Se pronostica un incremento en el uso de gasoil y butano (fuera del Medio Oriente) como materia prima ya que el costo de los crackeadores tradicionales de etano/propano o de nafta es mayor.

El Gráfico Nº 26 muestra que el polietileno para filmes, y partes mecánicas domina la demanda mundial de productos derivados del etileno, seguido por el óxido de etileno (refrigerante, poliéster y detergentes), dicloruro de etileno (PVC, tuberías, etc.) y etilbenceno (para paquetes de poli estireno y resinas ABS).

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8 Plan Nacional del Sector Petroquímico de Venezuela. PEQUIVEN. Agosto 2005.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 26Producción de Etileno por Alimentación y Demanda

Por Alimentación Por Demanda de Derivados

Fuente: PEQUIVEN, 2005

i) Balance demanda - oferta mundial de Etileno

El pronóstico para el periodo 2004-2008 refleja un continuo crecimiento anual de la demanda mundial de etileno de 4,7 % a una tasa de operación del 90 %. Ver Gráfico Nº 27.

Gráfico Nº 27Demanda Mundial de Etileno

(MMtma)

Fuente: PEQUIVEN, 2005

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

ii) Consumo de Etileno a nivel mundial

El bajo costo de manufactura en Asia estimulará un fuerte crecimiento de la demanda de etileno en Asia. China representará el 50% de ésta demanda, seguido por Norteamérica. Se espera que para el año 2010 el consumo exceda 45 MMtma siendo la capacidad disponible de Asia para el mismo año 38 MMtma (Gráfico Nº 28).

Gráfico Nº 28Demanda o Consumo Global de Etileno

(MMtma)

Fuente: PEQUIVEN 2005

iii) Capacidad de producción mundial de Etileno

Para esta década la capacidad global de etileno está proyectada en 97 MMtma (año 2000) a 140 MMtma (año 2010). El incremento de capacidad de producción será en el Medio Oriente y el Noreste de Asia, se-guido por Europa Occidental y Norteamérica en mucha menor escala global (Gráfico Nº 29)

Asia se convertirá en el más grande productor de etileno con un 27% de la capacidad global para el 2010 en tanto que el Medio Oriente está incrementando capacidad en los niveles primarios de derivados orientados exclusivamente a la exportación. Sin embargo el Medio Oriente deberá también incrementar su infraestruc-tura logística para poder crecer en sus exportaciones.

Para los próximos años la demanda excederá la adición de capacidades de tal manera que las tasas de operación tendrán que incrementarse. Los productores mantendrán o incrementarán sus márgenes de ganancias.

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Page 307: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 29Capacidad Global de Etileno

(MMtma)

Fuente: PEQUIVEN, 2005

Asia se transformará en el más grande productor con un 27% de la capacidad global para el 2010. El Medio Oriente está añadiendo capacidad orientada exclusivamente a la exportación, sin embargo se pronostica y espera un incremento en la demanda que excederá la adición de capacidades en los próximos años.

Las tasas de operación también se incrementarán hasta la construcción de las nuevas plantas. Este escena-rio contribuirá a que los productores mantengan o incrementen sus márgenes de ganancia (Cuadro Nº 9).

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 9Nuevas Capacidades 2004-2008

Fuente: PEQUIVEN, 2005

iv) Proyección de precios del Etileno a nivel mundial

Los precios del Medio Oriente y Norteamérica están basados en contratos mientras que los de Asia apare-cen con el mercado “spot.” El año 2004 muestra un pico para Europa occidental por la debilidad del dólar ante el euro, en Asia también se muestra un pico por la hermeticidad de su mercado y altos costos de pro-ducción por elevados precios del crudo y nafta (PEQUIVEN 2005), Gráfico Nº 30.

Capacidad MtmaPAÍS COMPAÑÍA 2004 2005 2006 2007 2008

Austria OMV AG 150 Bélgica BASF Antwerpen NV 250 Brasil Río Polímeros 500

Petroquímica Uniao 200 China SECCO Petrochemical Co LTD 900

Fujian Petrochemical Co LTD 600 China National Offshore/Shell Nanhai 800 Lanzhou Petrochemical Co. 80 Sinpec 320 China National Offshore/Shell Petrochemical 800 BASF-YPC Co. LTD 600 Sinopec 270

República Checa Chemopetrol AS 25 Chemopetrol AS 50

Alemania Veba AG 440 Hungría Tiszai Vegyi Kombinat RT 250

Tiszai Vegyi Kombinat RT 85 India Reliance Assam Petrochemicals 300 Irán Jam Petrochemical Co. 1.320

Pars Petrochemical Co. 1.000 Marum Petrochemical 1.100 Bandar Imam Petrochemical Co 100 National Petrochemical Co. 500

Israel Carmel Olefins Ltd. 40 Italia Enichem SpA 80

Kuwait Kuwait Petrochemical Co. 850 Holanda Saudi Basic Industries Corp. 450 Filipinas Chinese Petroleum Corp. 350 Polonia PKN Orlen SA 320 Qatar Qatar Chemical Co LTD 195

Qatar Chemical Co LTD 1.300 Rumania Arpichem SA 100

Arabia Saudita Jabail United Petrochemical Corp. 1.000 Singapure Shell Chemical Co.

España Repsol YPF 120 Turquia Petkin Petrokimya Holding AS 120 EEUU Westake Petrochemical 45

BP America Inc. 295 Dow Chemical Co. 900

Venezuela Pequiven-Exxon Mobil 1.050 TOTAL Período 17.855

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 30Proyección de Precios del Etileno

Fuente: PEQUIVEN, 2005

v) Mercado de Polietilenos en Latinoamérica

Para este análisis tomamos como mercado regional los siguientes países: Brasil, México, Trinidad y Toba-go, Argentina, Bolivia, Perú, Paraguay, Uruguay, y Chile. El gran mercado emergente de Asia será cubierto por Medio Oriente y EE.UU. y declinará paulatinamente en sus exportaciones de etileno de acuerdo al nuevo mercado global.

El polietileno de alta y baja densidad, y el polipropileno son los productos básicos que más se comercializan en la región según datos de importación y exportación de la ALADI.

vi) Capacidad Productiva Instalada de Polietilenos en Latinoamérica

Como se puede observar en la Cuadro Nº 10, Brasil es líder en capacidad productiva para polietileno de alta densidad/baja densidad lineal (LL/HD PE), polietileno de alta presión/baja densidad (HP-LD PE), polie-tileno de alta densidad (HDPE), y polipropileno (PP), luego están México, Argentina, Venezuela, y Chile.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 10Capacidad Regional Productiva Instalada en Mtma

Capacidad al final de gestiónFuente: Buhler, Agosto 2005

La petroquímica de Brasil utiliza como materia prima, nafta principalmente y gas natural en menor escala. Rio-pol es la compañía que utiliza una unidad de polimerización tipo Swing para producir polietileno de alta den-sidad (PEAD, 270 Mtma) o polietileno de baja densidad lineal (PEBDL, 270 Mtma) con plantas integradas.

Brasil continuará siendo líder regional. La empresa BRASKEM S.A. tiene no sólo aspiraciones regionales, sino globales. Los nuevos proyectos para el Brasil se muestran en la Cuadro Nº 11. Brasil ya inició la cons-trucción de Petroquímica Paulinia, capacidad 350 Mtma de polipropileno (EFE, Febrero 2007).

Cuadro Nº 11Brasil, Nuevos Proyectos en Mtma

Fuente: Buhler, 2006

México tiene la mayor demanda insatisfecha de los mercados potenciales considerados. El complejo pe-troquímico Morelos inició operaciones en abril del 2007 con una planta tipo swing para PEBD/PEAD y una capacidad de producción de 300 Mtma. Con ésta planta se dejará de importar el 40 % de dichos productos (PEMEX, Boletín de prensa 24 Abril 2007).

HP-LDPE(Mtma)

HDPE(Mtma)

LLDPE(Mtma)

LL/HDPE(Mtma)

PP(Mtma)

Argentina 95 113 405 290 Brasil 792 637 1.400 1.385 Chile 43 130 Colombia 60 320 México 378 200 300 220 Venezuela 85 100 210 110 Región Total 1.453 1.050 - 2.315 2.455

Ubicación Tecnología Capacidad Producto OperaciónPetroquímica Paulinia Paulinia, SP Spheripol 300 - 350 PP 9/2007 - 4Q2008Polibrasil Mauá, SP - 300 PP 2007Polietilenos Uniao Santo André, SP Chevron

Phillips 200 LL/HDPE 2Q2008

Rio de Janeiro Petrochemical Complex - COMPERJ

Itaboraí, RJ - 400 PP 2012 En estudio

Rio de Janeiro Petrochemical Complex - COMPERJ

Itaboraí, RJ - 950 PE 2012 En estudio

Petroquímica Triunfo Ttriunfo, RS - - PP IndefinidoPetrobras (Regap) MG - 150 PP IndefinidoIpiranga Ttriunfo, RS - 150 to 200 PP 2010 En estudio

Page 311: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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El Cuadro Nº 12 muestra el estado de los nuevos proyectos de polietilenos en México.

Cuadro Nº 12México. Nuevos Proyectos en Mtma

Fuente: Buhler, 2006.

La Petroquímica del gas natural para olefinas y derivados en Venezuela está conformada por la Planta de Olefinas I y II en el Cuadrozo, Zulia. Esta planta utiliza el etano y propano como materia prima para producir etileno y propileno. La empresa Polinter utiliza el etileno para producir PEBD, PEAD, PEBDL.

Polinter: Capacidad Nominal 100 Mtma PEAD. Tecnología Mitsui

Capacidad Nominal 80 Mtma PEBD. Tecnología Elf Atochem

Capacidad Nominal 100 Mtma PEBDL. Tecnología Dupont

Los proyectos señalados abajo son producto de convenios de CPV y PEQUIVEN con la empresa BRAS-KEM S.A., nuevo socio estratégico de Venezuela. Existen memorándumes de entendimiento para la pro-ducción de 1 MMtma de PE y otros productos para el 2011 con una inversión de 1500 a 2000 MM$us para los mercados de México, EU, y Venezuela (Cuadro Nº 13).

Ubicación Tecnología Capacidad Producto OperaciónPEMEX Petroquímica Petroquímica Morelos,

Coatzacoalcos, VCUnipol 300 LL/HDPE 3Q2006

Indelpro Altamira, TAM Spherizone 360 PP 1Q2008Phoenix JV Coatzacoalcos, VC or

Altamira, TAMSclair 450 PE On hold

Phoenix JV Coatzacoalcos, VC or Altamira, TAM

- 450 PE On hold

Phoenix JV Coatzacoalcos, VC or Altamira, TAM

- 500 PP On hold

Altemate Phoenix Pet. Cangrejera,Coatzacoalcos, VC

- 300 PE 4/2009

Page 312: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 13Venezuela. Nuevos Proyectos en Mtma

Fuente: Buhler, 2006.

Chile tiene 2 proyectos mostrados en el Cuadro Nº 14 que deberían iniciar construcción el año 2007 para exportar a Colombia, Ecuador, y Perú (Quipuscu, 2005). Actualmente Chile produce sólo PEBD.

Cuadro Nº 14Chile. Nuevos Proyectos en Mtma

Fuente: Buhler, 2006.

Colombia tiene una petroquímica basada en corrientes de refinación y está compuesta por petroquímica básica, plástica, caucho, y resina, asimismo tiene un proyecto de 0,5 MMtma de PEAD/ PEBDL que se encuentra bajo estudio de Compañía Promotora del Caribe en Cartagena (Buhler, 2006).

El gobierno de Trinidad y Tobago iniciará la construcción a finales del 2007 de una planta petroquímica aus-piciada por el Grupo Chao en el que el gobierno es socio minoritario, producirá 0,6 MMtma de Polietileno y derivados utilizando gas natural como materia prima (Buhler, 2006).

Perú tiene memorándumes de entendimiento con Petrobrás para la construcción de un complejo petro-químico para la producción de polietileno utilizando el gas natural como materia prima (Aquino, 2007). La posible localización de ésta planta sería en Pampa Melchorita o Pisco (Quipuscu, 2005)

vii) Exportación e Importación de Polietilenos en Latinoamérica

Debido a la falta de una sola fuente con datos completos que reflejen el mercado de las importaciones y exportaciones, se tuvo que recurrir a tres fuentes distintas: IBCE-Bolivia, ALADI y Buhler. De esta forma se ha podido extractar la información para confeccionar los gráficos 31 y 32.

Ubicación Tecnología Capacidad Producto OperaciónCPV - Braskem EL Tablazo, Zulia Spheripol 400 PP 4Q2008 - Under studyPequiven - Braskem José Anzoátegui - 1.000 PE 2011 - Under study

Ubicación Tecnología Capacidad Producto OperaciónPetroquim and ENAP Talcahuano - 400 LL/HDPE 4Q2009Petroquim Talcahuano - 150 PP 4Q2009

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 31Importaciones de Polietilenos

Periodo 2002-2005 (tma)

Fuente: (*) IBCE-Bolivia, ALADI, (**) y (***) Buhler, 2005

De acuerdo a la información extractada de las tres fuentes anteriormente señaladas, se puede observar que Brasil es el mayor importador de la región, con 300 Mtma en el año 2004, registrándose el mismo ni-vel en el año 2002. Le sigue Argentina con 210 Mtma el 2004, lo que significa un crecimiento en volumen del 40% y un ritmo de crecimiento promedio anual del 18,3%, el más alto de Latinoamérica. Chile con 185 Mtma, el 2005, significando un crecimiento en volumen del 52% y una tasa de crecimiento medio anual del 15%. Con respecto a Bolivia, se ha registrado un crecimiento promedio anual de 2,1%, con un incremento en el volumen del 1%.

Gráfico Nº 32Exportaciones de Polietilenos

Periodo 2002-2005 (tma)

Fuente: (*) IBCE-Bolivia, ALADI, (**) y (***) Buhler, 2005

Las exportaciones en el contexto regional, muestra que Brasil es el mayor exportador de polietilenos, alcan-zando su oferta exportable a 550 Mtma en 2004, le sigue Argentina, con un nivel de exportaciones de 300 Mtma. Lejos, se ubica Chile, con un volumen exportado de 14 Mtma en 2005.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

viii) Consumo de Polietilenos en Latinoamérica

Como se puede apreciar en el Gráfico Nº 33, el consumo de los mercados objetivos ha crecido sosteni-damente. El principal mercado de polietilenos es Brasil, con un nivel de consumo registrado para el año 2005, de alrededor 2 MMtma. Para el mismo año, Argentina registró un consumo de 0,6 MMtma, seguido de Chile con 0,2 MMtma.

Gráfico Nº 33Consumo Mercados del Mercosur y Países Asociados de Polietilenos Periodo 2002-2005

(tma)

Fuente: (*) IBCE-Bolivia, ALADI, (**) y (***) Buhler, 2005

Como se puede apreciar en el Gráfico 33, Brasil es el mayor consumidor de polietileno en la región, con un mercado de 1,9 MMtma el 2005, con un incremento en volumen, respecto del año 2002, del 30% y con una tasa de crecimiento promedio anual del 14%. Continúa Argentina, con un nivel de consumo del 0,5 MMtma el 2005, habiéndose incrementado este volumen en 57,4% desde el 2002, a un ritmo promedio anual del 25,4%. Sigue Chile, con un consumo aproximado de 0,3 MMtma en 2005, con un crecimiento en volumen del 43% respecto del año 2002, a un ritmo medio de 13% anual. En cuanto a Bolivia, el consumo registrado para el 2005 fue de 0,02MMtma, habiéndose incrementado en 2,2% y a una tasa media anual creciente de 2,2%.

ix) Proyección de la demanda y déficit de Polietilenos en Latinoamérica

Las proyecciones elaboradas por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, son conservadoras y prelimina-res y la tasa de la proyección está en base al PIB de la región y de cada país.

En el Gráfico 34 se puede ver el comportamiento proyectado del consumo de Polietilenos en el ámbito regional, destacando la importancia de Brasil, seguido de Argentina y Chile.

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Page 315: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 34Proyección del consumo de Polietilenos

Periodo 2008-2018 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos en base a datos del ALADI, IBCE, Buhler, 2005.

Conforme a las estimaciones del comportamiento del déficit de polietilenos en el contexto regional, Brasil se mues-tra como el que mayor déficit va a enfrentar a lo largo del periodo 2008 y 2018, alcanzando para este último periodo un volumen aproximado de 1,3 MMtma. Le siguen Argentina, con 0,67 MMtma y Chile con 0,37 MMtma.

Gráfico Nº 35Proyección del déficit según país

Periodo 2008-2018 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos en base a datos del ALADI, IBCE, Buhler, 2005.

Para el año 2018, como se puede observar en el Gráfico 36, el déficit a nivel regional, será de aproxima-damente 2,5 MMtma.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 36Déficit Total Regional Proyectado

Periodo 2008–2018 (tma)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos en base a datos del ALADI, IBCE, Buhler, 2005.

Toda vez que Brasil, Argentina y Chile se constituyen en países de la región de mayor demanda de polieti-lenos, y a la vez, registran un incremento acelerado en la proyección de déficits, este escenario representa para Bolivia una oportunidad para ingresar en el proceso de producción de polietilenos y poder cubrir el mercado nacional, y el deficitario mercado brasileño, argentino, chileno, paraguayo y uruguayo.

En cuanto a los precios de los polietilenos, en la siguiente Cuadro se puede apreciar los precios a nivel Latinoamérica incluido México para el año 2006.

Cuadro Nº 15Precios Internacionales de Polietilenos de Países Productores de la Región

Diciembre 2006

Fuente: www.icispricing.comFOB = LIBRE A BORDO CFR = ADUANA Y FLETE

DAF = ENTREGADO EN FRONTERA

Unidad Rango de Precios 4 semanas atrás $us/tmARGENTINA (FOB) $us cts/lb 61,24 - 63,50 61,24 - 63,50 1.350 - 1400BRASIL (FOB) $us cts/lb 61,24 - 63,50 63,50 - 65,77 1.350 - 1400CHILE (CFR) $us cts/lb 59,87 - 61,24 63,50 - 64,41 1.320 - 1350COLOMBIA (CFR) $us cts/lb 58,97 - 60,78 58,97 - 60,78 1.300 - 1340MEXICO (DAF) $us cts/lb 50,00 - 52,00 53,00 - 55,00 1.102 - 1146VENEZUELA (FOB) $us cts/lb 70,31 - 74,16 70,31 - 74,16 1.550 - 1635ARGENTINA (FOB) $us cts/lb 57,15 - 58,51 57,15 - 58,51 1.260 - 1290BRASIL (FOB) $us cts/lb 61,24 - 62,60 64,41 - 65,77 1.350 - 1380CHILE (CFR) $us cts/lb 58,97 - 59,87 61,69 - 62,60 1.300 - 1320COLOMBIA (CFR) $us cts/lb 58,97 - 59,87 58,97 - 59,87 1.300 - 1320MEXICO (DAF) $us cts/lb 51,00 - 53,00 54,00 - 56,00 1.124 - 1168VENEZUELA (FOB) $us cts/lb 65,77 - 68,49 65,77 - 68,49 1.450 - 1510

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Page 317: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Localización de Complejos Petroquímicos

El desarrollo de la industria Petroquímica no puede encararse en forma aislada, debe contemplar su inte-gración en complejos industriales, generalmente ubicados aguas abajo de complejos refineros o plantas de extracción de licuables del GN, de tal forma que aseguren un uso apropiado de los servicios comunes existentes.

Un complejo petroquímico es un conjunto de plantas industriales que al estar ubicadas en un solo lugar reducen sus costos de operación al compartir servicios (electricidad, agua, vapor, aire, combustibles, etc.) e infraestructura logística (ductos, almacenes, vías de acceso, transporte y otros). Las mismas son dinámicas e interactúan entre sí, unas plantas procesan los hidrocarburos y/o sus derivados para obtener productos petroquímicos básicos, las otras plantas utilizan los mismos como insumos para obtener productos finales como urea, plásticos y otros.

Por lo expuesto, se ha visto la necesidad de identificar posibles localizaciones para los complejos petroquí-micos en base a los siguientes criterios técnicos:

- Ubicación cerca a las fuentes de materias primas,

- Disponibilidad de infraestructura y logística, para el transporte de la materia prima, los insumos y los productos,

- Disponibilidad de agua, electricidad y servicios,

- Cercanía a los mercados potenciales.

Bajo los criterios anteriores se identificaron los siguientes polos de desarrollo petroquímico:

- Municipio de Villamontes, Tarija

- Municipio de Puerto Suárez, Santa Cruz

- Municipio de Entre Ríos, Cochabamba

Complejo Villamontes, Tarija

Justificación de la Ubicación del Complejo Petroquímico

Villamontes al encontrarse en el Gran Chaco Tarijeño donde se encuentra el 85% de las reservas hidrocar-buríferas del país, hace de esta ubicación razón suficiente para instalar un Complejo Petroquímico, identi-ficándose las siguientes ventajas:

- Cercanía con los más importantes megacampos de gas en el país.

- Disponibilidad de agua del río Pilcomayo, con un caudal promedio anual de 203,14 m3/s.

- Disponibilidad de servicios básicos.

- Existencia de gasoductos, poliductos y oleoductos que pasan por el lugar que reducirían significativa-mente los costos de implementación del proyecto.

- Ubicación estratégica para la exportación de productos a países vecinos. Disponibilidad de vías de transporte por carretera, y ferrocarril y cercanía con Argentina y Paraguay.

- Acceso a través de transporte carretero y férreo océano pacifico y transporte carretero, férreo y fluvial al Océano Atlántico, lo que permite llegar a otros mercados potenciales como China, india Japón, y Europa Occidental.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Complejo Puerto Suárez, Santa Cruz

Justificación de la Ubicación del Complejo Petroquímico

Se han identificado las siguientes ventajas.

- Cercanía del complejo petroquímico a la frontera del Brasil, principal mercado objetivo de los productos.

- Disponibilidad de agua que ofrece la laguna Cáceres para la generación de vapor de agua caliente y agua para procesos.

- Disponibilidad de servicios básicos.

- El complejo tiene la gran oportunidad de contar con un incremento en el volumen de exportación de gas natural al Brasil, así como también de la disponibilidad de ampliación del gasoducto GTB y GASYRG.

- Acceso a los mercados de Argentina, Paraguay y Uruguay por la hidrovía.

- Acceso económico y garantizado a través de Puerto Busch y la hidrovía al océano Atlántico, lo que permite llegar a otros mercados potenciales como Japón y China.

- Ubicación estratégica para la exportación de productos a países vecinos por la disponibilidad de medios de transportes fluvial ferrocarril y carretero.

Complejo de Entre Ríos, Cochabamba

Justificación de la Ubicación del Complejo Petroquímico

Ubicación estratégica (Centro de Bolivia) para la exportación y el suministro de productos al mercado inter-no debido a la disponibilidad de transporte Bi-modal (Carretera-Ferrocarril) y Fluvial.

Tiene en abundancia tres de los principales requerimientos de un complejo petroquímico:

- Gas Natural: Los campos del norte pueden producir gas suficiente para sostener un proyecto industrial de gas natural además del mercado interno, si se desarrollan a futuro sus reservas no comprometidas.

- Agua: Que puede provenir del Río Ichilo y otros aledaños.

- Electricidad: Tiene la suficiente para el municipio pero tiene la posibilidad de acceder a energía extra si se conecta al sistema interconectado nacional.

- Disponibilidad de servicios básicos.

- Existencia de gasoductos, poliductos y oleoductos que pasan por el lugar.

Marco Legal de la Industrialización del Gas Natural

El marco normativo vigente establecido a través de la Ley de Hidrocarburos Nº 3058, del 17 de mayo de 2005, respecto a la industrialización del gas natural establece, en su Artículo 13, que el estado fomentará la industrialización de los hidrocarburos, otorgará incentivos y creará condiciones favorables para inversión nacional y extranjera.

La industrialización de hidrocarburos podrá ser ejecutada por YPFB o personas individuales o colectivas, ya sean públicas o privadas, como también empresas asociadas con YPFB (Art. 17).

Asimismo reconoce la necesidad urgente para fomentar el desarrollo, prioridad nacional la industrialización de los hidrocarburos en territorio boliviano (Art. 98).

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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En cuanto a los incentivos para la Industrialización, contemplados en la Ley, los Artículos 60 y 102 establecen:

- Liberación pago de aranceles (GAC) e impuestos (IVA) a la internación de equipos, materiales e insumos.

- Liberación de impuestos sobre utilidades por ocho años a partir de la operación.

- Otorgamiento de tierras fiscales en usufructo, cuando exista la posibilidad.

- Exención temporal de impuestos a la propiedad de bienes inmuebles por cinco (5) años.

- Las autoridades acelerarán los trámites de las empresas para la obtención de personería jurídica, licen-cias, permisos y otros.

Adicionalmente se establecen concesiones del transporte de hidrocarburos y acceso abierto donde el con-cesionario destine un mínimo de quince por ciento (15%) de la capacidad de transporte para otros usuarios que utilicen el gas en Proyectos de Industrialización en el territorio nacional (Art. 91).

En cuanto al precio del gas natural, la Ley, en su artículo 87, establece que en ningún caso los precios del mercado interno podrán sobrepasar el cincuenta por ciento (50%) del precio mínimo del contrato de expor-tación. Asimismo, El Regulador fijará para el mercado interno, los precios máximos, en moneda nacional, y los respectivos parámetros de actualización, de acuerdo a Reglamento (Art 89).

El Decreto Supremo 28701 de Nacionalización de los Hidrocarburos, del 1 de mayo de 2006 respecto a la actividad de industrialización del gas natural establece, que YPFB en nombre y representación del Estado, en ejercicio pleno de la propiedad de todos los hidrocarburos producidos en el país (gas natural y petróleo/condensado), asume su comercialización, definiendo las condiciones, volúmenes y precios tanto para el mercado interno, como para la exportación y la industrialización. Asimismo, el Estado toma el control y la dirección toda la cadena de la producción, transporte, refinación, almacenaje, distribución, comercialización e industrialización de hidrocarburos en el país.

7.1.3. Identificación de Problemas y soluciones

Disponibilidad de gas natural para la industria petroquímica

Actualmente Bolivia cuenta con importantes reservas de Gas Natural (Probadas y Probables) que la sitúan en el segundo lugar en el ámbito de la región sudamericana. No obstante de ello, el retraso en las inver-siones en la producción no permite contar con una disponibilidad inmediata para proyectos petroquímicos (urea, polietilenos, metanol, etc.). Sin embargo, se tienen comprometidos proyectos para desarrollar las reservas probadas no comprometidas que permitirán garantizar el suministro de gas natural en cantidad y calidad suficiente para futuros proyectos petroquímicos.

El desarrollo de estas reservas se efectuará través de los 44 contratos de operación suscritos entre las empresas operadoras y YPFB, o bajo la nueva modalidad del D.S. 29130 del 13 de mayo de 2007, que señala los mecanismos bajo el cual YPFB puede efectuar las actividades de exploración y explotación de las áreas reservadas a favor de YPFB.

Presiones regionales para la ubicación de los proyectos

Todas las regiones productoras y no productoras de gas natural, presionan al Gobierno para que en sus regiones se ejecuten proyectos petroquímicos, sin el mínimo criterio técnico y económico.

Se debe tener extremo cuidado al comprometer la fe del Estado en la ejecución de un proyecto regional. La lógica de la industria Petroquímica señala que plantas aisladas no tienen competitividad y debe contemplar su integración en complejos industriales o polos, generalmente ubicados aguas abajo de complejos refine-ros o plantas de extracción de licuables del gas natural, de forma tal que aseguren un uso apropiado de los servicios comunes existentes.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Asimismo para la ejecución de cualquier proyecto petroquímico se debe:

- Verificar que exista un mercado potencial insatisfecho y que es viable, desde el punto de vista operativo, introducir en ese mercado el producto en cuestión,

- Demostrar que tecnológicamente es posible producirlo una vez que se verificó que no existe impedi-mento alguno en el suministro de todos los insumos necesarios para la producción (solidez técnica),

- Demostrar que es económicamente rentable llevar a cabo la producción del producto (solidez econó-mica-financiera),

- Demostrar que se genera valor agregado y otorga beneficios económicos y sociales al país y genera desarrollo de las regiones (solidez económico-social),

- Demostrar la solvencia de la empresa proponente del proyecto (solidez de la empresa).

Por lo tanto cualquier proyecto petroquímico no podrá ser aprobado sino cumple mínimamente estos re-quisitos y se deberá hacer entender a las regiones y demostrarles que su proyecto no es viable ni técnica ni económicamente.

Garantía de suministro de etano del gas natural para la petroquímica.

Si bien el etano es una de las principales materia primas de la industria petroquímica por la diversidad de los productos que de este se obtiene, se tiene el riesgo de suministro en el largo plazo porque estas plantas:

- No tienen la opción de utilizar otra materia prima, como la tienen la industria petroquímica a partir de la nafta.

- El etano sólo representa el 6.5% molar del flujo de gas, por lo tanto se requieren grandes volúmenes para poder cumplir con la escala mínima rentable y competitiva para los proyectos petroquímicos del etano.

- El desarrollo de la industria petroquímica del etano en Bolivia en el mediano plazo depende del requi-sito de contenido calórico del gas natural.

Como ejemplo se puede mencionar que el contenido de calor del gas en el contrato GSA con Brasil, exige un nivel calorífico no menor a 1.304 btu/pc, lo que impide que sea utilizado un stock mínimo de suministro de etano. Contrariamente, el contrato con ENARSA de Argentina, exige un nivel calorífico mínimo mucho mas bajo (1.000 btu/pc) lo que obliga a Bolivia a industrializar el etano, el mismo que será separado de la corriente de exportación de Gas Natural.

Contradicciones entre los Artículos 87 y 89 de la Ley de Hidrocarburos Nº 3058, sobre el precio del gas natural para el mercado interno.

El precio del gas natural es uno de los factores más importantes para la viabilidad de los proyectos petro-químicos. La Ley de Hidrocarburos No 3058 incluye los siguientes artículos respecto al establecimiento de precios del gas natural:

- El Artículo 87 estipula que el precio del gas natural para el mercado interno no excederá al 50% del precio mínimo de los contratos de exportación del gas.

- El Artículo 89 estipula que el Ente Regulador establecerá el precio máximo de gas natural para el mercado interno, tomando en cuenta los precios del gas de contratos existentes y de oportunidad de mercado.

Al respecto, el precio del gas natural estipulado en el contrato del proyecto minero-siderúrgico del Mutún marcó la referencia del precio del gas natural en boca de pozo en el mercado interno para proyectos indus-triales en 3,32 $us/MMbtu, el cual podrá ser tomado en cuenta para futuros proyectos petroquímicos.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Límite en la capacidad de los gasoductos de transportar el gas natural de los campos productores a la frontera con Brasil.

Los proyectos petroquímicos y otros (siderúrgico y otros) a ejecutarse en un supuesto polo en Puerto Suá-rez, requieren grandes volúmenes de gas natural. En la actualidad, no existe la suficiente capacidad de transporte en el gasoducto con destino a Puerto Suárez y por tanto, al existir demanda de gas natural en la frontera brasilera, se deberá realizar la ampliación de la capacidad del gasoducto Rió Grande – Mutún y ésta podrá ser ejecutada sin contratiempos.

7.1.4. Conclusiones

PETROQUÍMICA DEL METANO

MERCADO DE LA UREA

A nivel mundial se identifican grandes mercados insatisfechos, tales como EEUU, México, Europa Occi-dental, China e India, entre otros.

La demanda insatisfecha de urea en los países de la región como Bolivia, Argentina, Chile, Perú, Paraguay y Uruguay, puede considerarse conservadora si se toma en cuenta los siguientes aspectos: Brasil estima una demanda insatisfecha al 2008 de 1,6 MMtma y tasas de expansión del mercado de urea del 7%, por lo que su demanda insatisfecha para el 2012 sería de 2,4 MMtma. A pesar de que Argentina, tiene una capacidad instalada de 1,2 MMtma, se estima que dejará de ser un exportador a la región, debido a que su producción sólo podrá abastecer la demanda de su mercado interno hasta el año 2010. Chile, debido a su alta producción agrícola, proyecta una demanda insatisfecha de 622 Mtm para el 2012. Para los otros países de interés: Bolivia Paraguay, Uruguay y Perú, el déficit proyectado para el 2012 será de 588 Mtma.

Considerando las ventajas comparativas y el comportamiento del consumo de los países vecinos, que muestran tasas crecientes, y tomando en cuenta la cercanía geográfica con los mayores consumidores, se puede concluir que Brasil (Sur de Brasil), Argentina (Norte de argentino), Chile (Norte chileno), Sur del Perú; Paraguay y Uruguay son mercados naturales y potenciales para la exportación de urea.

En el contexto regional, la demanda insatisfecha proyectada de urea del MERCOSUR y asociados, alcanza a 3,6 MMtma para el año 2012 y 5,9 MMtma para el 2018. Consecuentemente, la instalación de una o dos plantas, con una capacidad de al menos9 600 Mtma, parece ser lo mas adecuado para cubrir parte de este déficit proyectado al 2012.

MERCADO DEL METANOL

Las plantas de metanol en el Norte de América y Europa están en proceso de cierre, debido a que sus cos-tos de producción no les permiten obtener un producto competitivo como en Sudamérica y Medio Oriente. Se pronostica que durante el 2004-2008 las nuevas plantas se situarán en éstas dos regiones con una capacidad total de 70% de la mundial. Aquello se puede evidenciar con la puesta en marcha de la planta chilena denominada Chile IV el 2005 que actualmente se encuentra parada por falta de materia prima.

En cuanto a la demanda insatisfecha de metanol en la región, Brasil consume metanol anualmente por encima de las 400 Mtma y tiene la capacidad instalada para cubrir 262 Mtma de su demanda interna, alcan-zando una demanda insatisfecha, al 2008, de 279 Mtma. Con una tasa de crecimiento anual del mercado de metanol de 2%, su demanda insatisfecha o déficit, para el 2010 será de 290 Mtma. A pesar de que Ar-gentina, tiene una capacidad instalada de 511 Mtma, se estima que dejará de ser un exportador a la región para el año 2018, debido a que su producción sólo podrá abastecer la demanda de su mercado interno. Para los otros países de interés, como Bolivia Paraguay, Uruguay y Perú con tasas de crecimiento anual del 1%, el déficit proyectado para el 2010 será de 14,3 Mtma.9 Escala económica mínima planta amoniaco/urea 600 Mtma, para el año 2002.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Se estima que los países de la región tendrán una demanda insatisfecha de aproximadamente 307 Mtma a partir del año 2010 e irá creciendo hasta alcanzar 370 Mtma para el año 2018.

La instalación de una planta para la producción de metanol en Bolivia requiere de una capacidad míni-ma óptima de 600 Mtma. Tomando en cuenta que la demanda regional es menor a esta capacidad (370 Mtma para 2018), la implementación de este tipo de plantas, en la industria petroquímica, a una escala económica mínima, no es viable en el corto y mediano plazo. Sin embargo, el avance de la tecnología y el crecimiento sostenible del consumo de producto en la región, cuya materia prima es el metanol, se es-pera que consolide la viabilidad técnica-operativa y económica, y, por tanto, permita el desarrollo de esta industria en territorio nacional. Por otro lado, el crecimiento sostenido de los mercados asiáticos (China e India), se traducen en importantes potencialidades para la implementación de este tipo de plantas en el país.

MERCADO DE POLIETILENOS

Se han identificado, en el ámbito mundial, grandes mercados insatisfechos de consumo de polietilenos, tales como EEUU, México, Europa Occidental, China e India, entre otros.

En cuanto a la demanda insatisfecha de polietilenos en la región, Brasil es un país líder en petroquímica y utiliza naftas y gas natural como materia prima. Tiene proyectos en estudio, que incluyen la producción de 0,2 MMtma de polietilenos para el 2008. Asimismo tiene un gran proyecto en estudio de 1 MMtma de polietilenos para el 2012. Sin embargo a pesar de tener una capacidad instalada de 2,8 MMtma, a partir del 2016 empezará a experimentar déficit. Para el año 2018, se estima un déficit de 1,3 MMtma lo que significa que dejará de ser un exportador de la región, debido a que su producción sólo podrá abastecer su demanda interna.

La petroquímica de Argentina utiliza el etano como materia prima. Para el año 2012 tendrá un déficit de 0,4 MMtma de polietilenos en tanto que la proyección para Chile, pronostica un déficit de 0,3 MMtma. Por lo tanto, estos se constituyen en mercados potenciales para la exportación de polietilenos. Debido a que Perú tiene reservas remanentes de gas y proyectos petroquímicos, se considera que este mercado no es atractivo. Se prevé un déficit de 0,14 MMtma para el año 2012 en los mercados menores que no tienen industria petroquímica, tales como Bolivia, Paraguay y Uruguay.

Considerando las ventajas comparativas y el comportamiento del consumo de los países vecinos que muestran tasas crecientes y tomando en cuenta la cercanía geográfica con los mayores consumidores, se concluye que el Sur de Brasil, Norte de Argentina, Norte Chileno, Sur del Perú, Paraguay y Uruguay son mercados naturales y potenciales para la exportación de polietilenos.

En el contexto regional, la demanda insatisfecha proyectada de polietilenos del MERCOSUR y asociados, alcanza a 1,3 MMtma para el año 2012 y 2,5 MMtma para el año 2018. Consecuentemente, la instalación de una planta de polietileno (alta y baja densidad), con una capacidad de al menos10 600 Mtma, parece ser lo más adecuado para cubrir parte de este déficit proyectado para el 2012.

LOCALIZACIÓN DE COMPLEJOS

A partir de un análisis y de los criterios de ubicación de las reservas hidrocarburíferas del país, accesos de vías de ingreso y salida, disponibilidad de infraestructura de transporte carretero, férreo y fluvial, disponi-bilidad de agua, servicios públicos, infraestructura de transporte de hidrocarburos, cercanía de la materia prima al complejo, cercanía a los mercados potenciales y otros, se identificaron las siguientes ubicaciones geográficas óptimas para complejos petroquímicos: Provincia Gran Chaco (Tarija), Puerto Suárez (Santa Cruz) y Provincia Carrasco (Cochabamba).

10 Escala económica mínima planta de Etileno 600 Mtma, escala económica mínima plantas de polietilenos de alta y baja densidad 300 Mtma.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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7.2. ESTRATEGIA DE INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL

7.2.1. OBJETIVO

Superar el modelo primario exportador de materias primas, industrializando el gas natural a través de la industria petroquímica, para la generación de valor agregado y empleo.

7.2.2. Identificación de Alternativas

En el marco de la política hidrocarburífera, la industrialización del gas natural es una prioridad fundamen-tal para el Gobierno Nacional. La visión actual del Estado, es efectuar un proceso de industrialización sin pasiones ni demagogia. No se trata de empujar la industrialización como un fin en sí mismo, sino que a través de ella, el Estado maximice los rendimientos de esta industria en favor de la sociedad. El gas debe beneficiar a través del proceso de industrialización a cada uno de los bolivianos.

Bajo esta perspectiva, lo que se busca es la identificación de Proyectos Industriales de gas natural que incorpo-ren verdadero valor agregado y otorguen los mayores beneficios económicos y sociales al país y sus regiones.

El Gobierno Nacional, en aplicación al D.S. 28701, ha tomado la decisión de emprender la industrialización del gas natural a través de YPFB como único propietario de los recursos hidrocarburíferos. Para tal efecto, la Planta de Extracción y Fraccionamiento de licuables (GLP, gasolina natural y etano) de la corriente de gas de exportación a Argentina, en proceso de implementación, conforme a lo señalado en la Estrategia de Abastecimiento de Combustibles Líquidos, se constituye en el inicio del Complejo Petroquímico que se instalará en la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija. Paralelamente, se planea instalar la plan-ta de amoniaco/urea y la planta de polietilenos, las mismas que serán parte del Complejo Petroquímico, a través de las cuales, se generarán infraestructura, empleos, entre otros, otorgando los mayores beneficios económicos y sociales.

En este marco, se han identificado proyectos específicos en el ámbito de la petroquímica del metano y el etano, como alternativas de industrialización del gas natural.

Desde el 2006 a la fecha, se han suscrito Acuerdos y Memorandums de Entendimiento con varios gobier-nos y empresas de Argentina, Brasil, Venezuela e Irán para promocionar y desarrollar la industrialización del gas (Extracción de licuables y petroquímica), acuerdos que señalamos a continuación:

- En fecha 26 de mayo de 2006, se ha suscrito un Memorándum de Entendimiento (MdE) entre YPFB y Petroquímica de Venezuela (PEQUIVEN), con el objeto de realizar estudios para la instalación de una planta de amoniaco/urea en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba, este MdE ha sido ampliado mediante Adenda Nº 1 en fecha 18 de marzo de 2008.

- El 27 de septiembre de 2007, se ha firmado un MdE en materia de hidrocarburos, entre el Ministerio de Hidrocarburos y Energía de la República de Bolivia y el Ministerio de Petróleo de la República Islámi-ca de Irán. Producto de este MdE, se ha suscrito en fecha 24 de enero de 2008, un nuevo MdE entre YPFB y la National Petrochemical Company International (NPCI) de la República de Irán, con el objeto de realizar estudios para la instalación de una planta de amoniaco/urea en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija.

- En fecha 17 de diciembre de 2007, se ha suscrito un MdE entre YPFB y BRASKEM S.A. de Brasil, con el objeto de elaborar el acuerdo de estudios conjuntos para la instalación de una planta de etileno/polietileno en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija, este acuerdo se encuentra en etapa de implementación.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Entre otros proyectos que utilizan el gas natural como insumo, y le dan valor agregado, se encuentra el contrato de Riesgo Compartido (Contrato Mutún) para la exploración, explotación, industrialización y opera-ción del Complejo Minero-Siderúrgico del Mutún en la provincia Germán Bush del departamento de Santa Cruz, aprobado mediante Ley de la República Nº 3789 de 24 de Noviembre de 2007, cuyo objeto se mate-rializa en la obtención mínima de 1,73 MM de tm/año de acero, y una inversión comprometida de al menos 2.100 millones de dólares en las fases de inversión del proyecto, asimismo los volúmenes requeridos de gas natural en el proceso termoeléctrico-siderúrgico, para la producción del acero serán de 4,64 MMm3/d en el primer periodo de producción (2012-2015) y de 7,69 MMm3/d en el segundo periodo de producción (2016-2048).

Asimismo, en fecha 10 de Agosto de 2007, el Presidente de la República Bolivariana de Venezuela y el Presidente de la República de Bolivia, suscribieron el MdE para el desarrollo de proyectos en materia de electricidad. El Gobierno Nacional, emitió el Decreto Supremo 29224 en fecha 09 de agosto de 2007 autori-zando la creación de PDVSA BOLIVIA y ENDE. El 10 de agosto de 2007 se firmó el convenio de formación de una Sociedad de Economía Mixta, denominada ENDE ANDINA S.A.M., y posteriormente, mediante Ley 3795, del 13 de diciembre de 2007, se autorizó a ENDE efectuar los aportes de capital correspondientes. Esta planta estará ubicada en la localidad de Entre Ríos de la Provincia Carrasco del Departamento de Cochabamba y generará 100 MW, con un consumo de Gas Natural estimado en 18 MMpcd.

7.2.3. Acciones: Petroquímica del Metano

A nivel mundial se identifican grandes mercados insatisfechos de urea, tales como EEUU, México, Europa Occidental, China e India, entre otros. En el contexto regional, la demanda insatisfecha proyectada de urea en el MERCOSUR y países asociados, alcanza a 3 MMtma para el año 2010 y 6 MMtma para el 2018. Con-secuentemente, la instalación de una o dos plantas en el país, con una capacidad de al menos 600 Mtma podría cubrir parte de esta demanda.

7.2.3.1. Proyectos Petroquímicos del Metano: Planta Amoniaco/Urea en la Provincia Gran Chaco (Departamento de Tarija)

7.2.3.1.1. Corto Plazo- 2008

Tomando en cuenta la dimensión de los mercados potenciales de la región y considerando las reservas y la producción de gas natural en el país, se tiene previsto efectuar el Estudio de Prefactibilidad (Preinversión) para una planta de amoniaco/urea de 1 MMtma de capacidad, a ser instalada en la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija. El requerimiento estimado de gas natural para el proceso de transformación a amoniaco/urea, adicionalmente al gas combustible que se requiere para las operaciones de la planta petro-química, asciende a 1,5 MMmcd para el año 2012 y para el periodo 2013 – 2026 el requerimiento estimado alcanza a 1,7 MMmcd por año. Para tal efecto se ha suscrito, el 27 de septiembre de 2007, un Memorán-dum de Entendimiento (MdE), en materia petroquímica, entre el Ministerio de Hidrocarburos y Energía de la República de Bolivia y el Ministerio de Petróleo de la República Islámica de Irán.

Producto del acuerdo marco señalado en dicho MdE, se ha suscrito, en fecha 24 de enero de 2008, un Memorándum de Entendimiento (MdE) entre las compañías YPFB y la National Petrochemical Company International (NPCI) de la República de Irán, cuyo objeto se traduce en la elaboración de los Estudios de Prefactibilidad arriba mencionados.

Estos Estudios deberán contener mínimamente los siguientes aspectos:

- El alcance detallado del proyecto, su concepción técnica y capacidad de producción del complejo.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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- La sostenibilidad de las condiciones económicas y técnicas del proyecto, basados en las condiciones de volúmenes, precio, costo e inversión.

- Las fuentes de materia prima y valores.

- Tecnología a ser utilizada en el proyecto.

- Costos de Producción.

- Estudio de Mercado Interno y Externo.

- Estudio de la logística necesaria para el desarrollo del Proyecto.

- Aprovechamiento de los incentivos fiscales y otros, vigentes en Bolivia.

- Posibles estructuras de financiamiento disponible para el proyecto y cuantificación de las inversiones.

- Plazo de ejecución, implementación y conclusión del proyecto.

Los Estudios de Prefactibilidad tienen un presupuesto estimado de 200.000 $us, para el año 2008.

7.2.3.1.2. Mediano y Largo Plazo 2009 - 2017

Si los resultados de los Estudios de Prefactibilidad son positivos, se elaborarán los Estudios de Factibilidad del proyecto. A su vez, conforme a los resultados positivos de estos Estudios, se efectuarán, en el mediano plazo (2009), los estudios de Diseño Final para la ejecución del proyecto (desde 2010 hasta 2012).

7.2.3.2. Proyectos Petroquímicos del Metano: Planta de Fertilizantes en la Provincia Carrasco (De-partamento de Cochabamba)

7.2.3.2.1. Corto Plazo- 2008

De igual manera, se tiene previsto efectuar el Estudio de Prefactibilidad (Preinversión) para la implemen-tación de un Complejo Petroquímico para la producción de fertilizantes, de aproximadamente 750 Mtma de capacidad, a ser implementada en la Provincia Carrasco del Departamento de Cochabamba. El re-querimiento estimado de gas natural para el proceso de obtención de fertilizantes, adicionalmente al gas combustible que se requiere para las operaciones de la planta, se encuentra en el rango de 1,3 MMmcd a 1,5 MMmcd para el año 2011 y para el periodo 2012 – 2026.

Para tal efecto se ha suscrito, en fecha 26 de mayo de 2006, un primer documento denominado Memorán-dum de Entendimiento (MdE) entre las empresas YPFB y PEQUIVEN, el mismo que ha sido modificado, en su cláusula tercera, mediante Addendum de fecha 18 de marzo de 2008.

Dicho MdE tiene por objeto establecer las condiciones de acuerdo, según las cuales las partes desarrollarán Complejos Petroquímicos para la producción de fertilizantes, olefinas y otros productos básicos petroquími-cos (“Los Proyectos”) dentro del territorio de Bolivia. Para este efecto se han definido las siguientes etapas:

- Ejecución de estudios de factibilidad para la implantación de los proyectos. Dichos estudios incluirán aspectos legales, tecnológicos, de ingeniería, comercialización y financiamiento.

- Una vez definida la factibilidad de los proyectos (siempre y cuando los estudios sean positivos), las partes se comprometen a constituir una sociedad, cuyo objeto principal será la ejecución del proyecto.

Los Estudios deberán contener mínimamente:

- El alcance detallado del proyecto, su concepción técnica y capacidad de producción del complejo.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

- La sostenibilidad de las condiciones económicas y técnicas del proyecto, basados en las condiciones de volúmenes, precio, costo e inversión.

- Las fuentes de materia prima y valores.

- Tecnología a ser utilizada en el proyecto.

- Costos de Producción.

- Estudio de Mercado Interno y Externo.

- Estudio de la logística necesaria para el desarrollo del Proyecto.

- Aprovechamiento de los incentivos fiscales y otros, vigentes en Bolivia.

- Posibles estructuras de financiamiento disponible para el proyecto y cuantificación de las inversiones.

- Plazo de ejecución, implementación y conclusión del proyecto.

Para continuar con el proyecto se ha establecido que se deben realizar los siguientes estudios:

- Estudio de Ubicación de la planta

- Estudio de Mercado

- Estudio de logística tanto para insumos y equipos como para el producto final

- Análisis Económico Financiero

- Estudio de Impacto Ambiental

- Estudio Técnico de insumos de la planta, Agua, EE, Aire comprimido, Vapor

Estudios Presentados

A la fecha, han sido remitidos dos estudios preliminares de prefactibilidad para la instalación de plantas de amoniaco/urea, los mismos que están siendo analizados por el Estado, a través de las instituciones corres-pondiente del sector. Las características de estos proyectos son:

- “Planta productora de Amoniaco/Urea en Puerto Suárez, Santa Cruz” con una capacidad de 962 Mtma, y

- “Planta Productora de Amoniaco/Urea en Carrasco Cochabamba” con una capacidad de 400 Mtma.

7.2.3.2.2. Mediano y Largo Plazo 2009 - 2017

Una vez finalizados los Estudios de Prefactibilidad, si los resultados son positivos, se encararán seguida-mente los Estudios de Factibilidad, en el mediano plazo (2009). Asimismo, conforme a los resultados po-sitivos de estos últimos, se efectuarán los Estudios de Diseño Final para la ejecución del proyecto (desde 2009 hasta 2011). Se prevé el inicio de las operaciones a mediados de 2012.

7.2.3.3. Otras Plantas vinculadas a las Plantas de Amoniaco/Urea

Posteriormente en base a las plantas de amoniaco y urea podrán instalarse otras plantas vinculadas de fertilizantes y otros productos, como las plantas de nitrato de amonio, bifosfato diamónico, sulfato de amo-nio y otras que requieren insumos adicionales como la roca fosfática (cuyos yacimientos se encuentran en Capinota, departamento de Cochabamba) y sales de azufre.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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7.2.3.4. Impactos Petroquímica del Metano

Impactos Económicos

Se espera que el impacto económico se traduzca en:

- Inversión aproximada de 900 y 1.000 MM$us, para cada una de las plantas de producción de amoniaco/urea;

- Ahorro de divisas por la no importación de urea.

- Ingreso de divisas por la exportación de urea.

Impactos Fiscales

Los impuestos que generará un proyecto de amoniaco/urea:

- El impuesto al valor agregado neto (IVA) 13%.

- Impuesto a las transacciones (IT) 3 %.

- El impuesto a las remesas al exterior (IRE) 12,5%.

- El impuesto a las utilidades (IUE) 25 %. (A partir del octavo año de inicio de operaciones.)

Impactos Sociales

Se espera que el impacto social se traduzca en:

- Creación de infraestructura industrial de fertilizantes.

- Generación de empleos, aproximadamente 850 empleos directos y 300 indirectos en etapa de cons-trucción de la planta, asimismo 120 empleos directos y 400 indirectos en etapa de operación de cada una de las plantas.

- Revolución agrícola con la provisión de fertilizantes al campesino y al agro-industrial a precios conven-cionales a casi el 100% menores del precio actual para el mercado nacional, de esta manera mejoran-do la calidad de la tierra y el rendimiento del producto. Se incentiva el consumo de urea y se evita el chaqueo de tierras.

- Efecto multiplicador económico en la industria de fertilizantes, en el transporte, caminos, servicios, hotelería y otros.

- Mejoramiento y/o construcción de vías de acceso, caminos, vías férreas, o incluso de puertos o hidro-vías si es necesario para la exportación del producto.

7.2.4. Proyectos Petroquímicos del Metanol

Se estima que los países de la región tendrán una demanda insatisfecha de aproximadamente 307 Mtma a partir del año 2010 e irá creciendo hasta alcanzar 370 Mtma para el año 2018.

La instalación de una planta para la producción de metanol en Bolivia requiere de una capacidad mínima óptima de 600 Mtma. Tomando en cuenta que la demanda regional es menor a esta capacidad (370 Mtma para 2018), la implementación de este tipo de plantas, en la industria petroquímica, a una escala económi-ca mínima, no es viable en el corto y mediano plazo.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Sin embargo, el avance de la tecnología y el crecimiento sostenible del consumo de producto en la región, cuya materia prima es el metanol, se espera que consolide la viabilidad técnica-operativa y económica, y, por tanto, permita el desarrollo en el largo plazo de esta industria en territorio nacional. Por otra parte, el crecimiento significativo de los mercados asiáticos (China e India), se traducen en importantes potenciali-dades que no se puede soslayar para la implementación de este tipo de plantas.

7.2.5. La Petroquímica del Etano

Se han identificado, en el ámbito mundial, grandes mercados de consumo de polietilenos insatisfechos, ta-les como EEUU, México, Europa Occidental, China e India, entre otros. En el contexto regional, la demanda insatisfecha de polietilenos proyectada del MERCOSUR y países asociados, alcanza a 1,3 MMtma para el año 2010 y 2,5 MMtma para el 2018. Consecuentemente, la instalación de una planta en el país, con una capacidad de al menos 600 Mtma podría cubrir parte de esta demanda15.

Se espera que para el año 2012 se pueda planificar la operación de un polo petroquímico de producción de polietilenos (Alta y Baja Densidad) en Bolivia, con una capacidad de al menos 600 Mtma, para cubrir el déficit del mercado interno, sur de Brasil, norte de Argentina, norte de Chile, Paraguay y Uruguay.

7.2.5.1. Polo de la Petroquímica del Etano

Las plantas de etileno han aumentado sus capacidades de producción para lograr economías de escala. Los bajos costos de producción permiten que los derivados del etileno como los polietilenos puedan ser competitivos en precios, para sustituir materiales convencionales como la madera, el vidrio, los metales y otros. En la actualidad, el tamaño típico de las nuevas plantas de etileno de escala mundial es de 1 MMtma, lo que requiere de 50.000 Bpd de etano, una cantidad bastante grande que depende, a su vez, del conte-nido de etano en el gas natural.

Petroquímica Etano en Bolivia

El gas boliviano tiene un promedio de 6 a 6,5 % en volumen de etano y se requiere por encima de 45 MMmcd de producción de gas natural (80 % recuperación del etano) para una planta de 1 MMtma de ca-pacidad, que depende de la especificación requerida del poder calorífico del gas seco o residual.

Actualmente en el país no hay producción suficiente de gas para un cracker de etileno de escala mundial (1 MM tma). Ello debido a que el poder calorífico mínimo del contrato para exportación de gas al Brasil (GSA) es muy alto (1.034 btu/pc a 68 ºF base saturada), por lo que para cumplir con el contenido calórico del contrato se debe dejar licuables en la corriente del gas de exportación. En cambio el gas para el contrato de exportación a la Argentina (ENARSA) establece un poder calorífico mínimo (1.000 btu/pc a 60ºF base seca), lo que permite la extracción de GLP, gasolina natural y adicionalmente el 85% de etano de la corrien-te de exportación y cumplir con el contenido calórico del contrato, permitiendo su industrialización.

Consecuentemente, el poder calorífico del contrato GSA de 1.034 btu/pc a 68 ºF base saturada equivale a 1.075 btu/pc a 60 ºF base seca, tiene 75 btu/pc de poder calorífico más que el contrato con ENARSA de 1.000 btu/pc a 60ºF base seca, lo que obliga a no disponer de cantidades significativas de licuables que no pueden ser extraídos de la corriente de gas hacia el Brasil, para mantener los niveles caloríficos mínimos exigidos por el contrato GSA, no permitiendo de esta manera la extracción total del GLP, gasolina natural y del etano.

Tomando en cuenta estas pautas, y considerando que el contrato de exportación GSA ha sido firmado por la anterior administración, el actual Gobierno Nacional ha iniciado el proceso de negociación para el pago de licuables adicionales en la corriente de gas de exportación mayor a 1.000 btu/pc a 68 ºF base saturada, lo que significa un monto de aproximadamente 100 MM$us a 180 MM$us por año. A la fecha, se están llevando a cabo estas negociaciones a través de la firma de Addenda al contrato GSA, conforme al acuerdo firmado

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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en fecha 17 de diciembre de 2007, entre los presidentes de YPFB y PETROBRÁS el mismo que contempla el pago anteriormente mencionado por el excedente de poder calorífico arriba de los 1.000 btu/pc.

Ubicación del Polo Petroquímico del Etano

En Bolivia existen dos alternativas potenciales para ubicar el polo petroquímico del etano:

- Provincia Gran Chaco (Tarija): Debido a la proximidad a la fuente más grande del gas y sinergia con la planta de extracción de licuables en marcha para el contrato de venta de gas a la Argentina ENARSA.

- Puerto Suárez (Santa Cruz): Debido a las ventajas en logística que posee en carreteras, vías férreas e hidrovías que la hacen más competitiva en el costo de transporte al mercado principal de Brasil, además la sinergia que puede generar con el polo siderúrgico del Mutún en proceso de implemen-tación.

Por estas consideraciones, para traer equipos durante la construcción de la planta, traer insumos para la operación y mandar los productos al mercado es muy importante contar con una logística óptima.

Puerto Suárez tiene acceso al mercado Argentino y al Océano Atlántico a través del río Paraguay, y al mer-cado de Brasil por vía férrea y carretera, en cambio Villamontes cuenta con ferrovía y carreteras adecuadas para ambos mercados. Para determinar la ubicación mas óptima de un proyecto de la petroquímica del eta-no, es necesario contar con estudios de localización que abarquen por lo menos dos regiones posibles.

Será importante coordinar la integración de la planta de etano con otras plantas petroquímicas (urea, amo-niaco, y otras) para que todas sean localizadas en un solo complejo petroquímico. Esto beneficiará en un ahorro de inversiones y costos de producción, especialmente en infraestructura y utilización de servicios comunes al complejo.

Conforme a las dos alternativas, se ha concluido que la opción de mayor conveniencia, por su ubicación geográfica y potencial hidrocarburífero, es la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija.

Después de implementar el primer complejo petroquímico de escala y competitividad mundial, con el tiem-po se puede pensar en un segundo, dependiendo de la disponibilidad de los flujos de gas.

Extracción y agregación del Etano en Bolivia

• Extracción y agregación en Villamontes:

Cuando el flujo de gas hacia la Argentina llegue a 27 MMmcd, con especificación de 1.000 btu/pc, se po-dría disponer de 595 Mtma de etano (eficiencia de 95% de GLP, 100% de gasolina natural, 78% de etano y 100% de CO2).

• Extracción y agregación en Puerto Suárez:

Para tener una cantidad suficiente de etano en Puerto Suárez, hay dos opciones:

- Esperar un futuro crecimiento del flujo de gas (aumento de ventas al Brasil, proyecto Mutún, y otros de gas pobre), lo cual no sería suficiente. Consecuentemente, se tendría una planta de etileno de pequeña escala.

- Transportar etano de Villamontes hasta Puerto Suárez, lo que a su vez significa:

- Un etano-ducto dedicado.

- Alimentar la corriente del etano a los ductos que van a Puerto Suárez para volver a extraer el etano en Puerto Suárez. Para que esta opción sea viable, se tendrá que integrar a la planificación del proyecto de ampliación de los ductos.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Las especificaciones del poder calorífico mínimo del gas de exportación para los contratos con Brasil hacen difícil la extracción de etano y su industrialización.

Precio del Etano en Bolivia

El comportamiento de los precios del etano, para la industria petroquímica, comporta las siguientes características:

- Aunque el etano sea una buena materia prima para el etileno, tiene el problema de riesgo de suministro en el largo plazo, riesgo que no existe con nafta de petróleo.

- Las plantas de etileno, a partir de etano, no tienen la opción de usar otra materia prima. Además, el etano representa solo 6.5 % del volumen en el flujo de gas natural.

- Quien compra gas para combustible o para petroquímica de metano, puede soportar cambios eventua-les en la composición del gas pero no así en la petroquímica del etano.

- Para la petroquímica del etano, la energía comprada tiene que ser puro etano, mientras para otros usos, es suficiente tener la energía, independiente de la composición del gas natural. Esta característica de la petroquímica del etano la hace más vulnerable y riesgosa, lo que provoca la necesidad de un precio de materia prima mas bajo, que permite mitigar los riesgos de suministro en el largo plazo.

Conclusiones de la Petroquímica del Etano

El poder calorífico del contrato (GSA) con un mínimo de 1.034 btu/pc a 68 ºF base saturada el cual equivale a 1.075 btu/pc a 60 ºF base seca, no favorece ni permite la implementación de la industria petroquímica del etano en el país, ya que por el alto valor de su contenido calórico, obliga a no disponer de cantidades significativas de licuables (GLP y gasolina natura) y mucho menos de etano, que no pueden ser extraídas de la corriente de gas hacia el Brasil, para mantener las condiciones de poder calorífico del contrato. En cambio el contrato con ENARSA de 1.000 btu/pc base seca, permite la extracción total de licuables (GLP, gasolina natural y etano).

- Se estima que para el año 2013, existirá producción suficiente de gas natural y por ende etano vincula-do al contrato de exportación de gas a la Argentina (ENARSA), para justificar la implantación de un polo petroquímico de etano en Bolivia.

- La industria etano-química necesita un precio de gas natural competitivo, a fin de lograr productos con precio ex–planta que compitan con los productos importados y sean favorables en los mercados regio-nales de interés (MERCOSUR).

- Es de alta importancia incrementar las inversiones en exploración y producción de gas a fin de generar un excedente de producción de gas natural sostenible a lo largo del tiempo, lo que en consecuencia garantiza la viabilidad técnico-económica de la construcción y operación de una industria petroquímica del etano en el país.

- Hay que llegar a un consenso acerca del marco legal del país para comprender el impacto que puede presentar en términos de precio del gas natural para plantas de petroquímica de etano, ubicadas en suelo boliviano.

7.2.5.2. Proyectos Petroquímicos del Etano: Planta de Etileno/Polietilenos en la Provincia Gran Chaco (Departamento de Tarija).

7.2.5.2.1. Corto Plazo

Para la implementación de una planta de petroquímica del etano, se tiene previsto efectuar Estudios de Prefactibilidad (preinversión) para una planta de etileno/polietileno con una capacidad entre 600 Mtma a

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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800 Mtma, a ser instalada en la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija. El requerimiento esti-mado de gas, para el proceso de transformación del etano, para el año 2013, es de 1,50 MMmcd. Para el periodo 2014 – 2026 se estima que el requerimiento será de 1,80 MMmcd de gas por año.

Para tal efecto, se ha suscrito, en fecha 17 de diciembre de 2007, un Memorándum de Entendimiento (MdE) entre las empresas YPFB y BRASKEM S.A. de Brasil, el mismo que establece un marco general de trabajo entre las partes para la suscripción del “Acuerdo de Elaboración de Estudios Conjuntos” destinado a la instalación de complejos petroquímicos del etano en la provincia Gran Chaco. En función de los resul-tados de los Estudios de Prefactibilidad, se continuarán con los Estudios de Factibilidad.

A la fecha y en ejecución del MdE anteriormente mencionado, se encuentra en proceso de elaboración, entre YPFB y BRASKEM S.A., el “Acuerdo de Elaboración de Estudios Conjuntos”, para la implementación de una planta para la producción de etileno/polietilenos, que será firmado hasta el segundo cuatrimestre de 2008, dando inicio inmediato los Estudios de Prefactibilidad.

Dichos “Estudios Conjuntos” deberán contener mínimamente:

- El alcance detallado del proyecto, su concepción técnica y capacidad de producción del complejo.

- La sostenibilidad de las condiciones económicas y técnicas del proyecto, basados en las condiciones de volúmenes, precio, costo e inversión.

- Las fuentes de materia prima y valores.

- Tecnología a ser utilizada en el proyecto.

- Costos de Producción.

- Estudio de Mercado Interno y Externo.

- Estudio de la logística necesaria para el desarrollo del Proyecto.

- Aprovechamiento de los incentivos fiscales y otros, vigentes en Bolivia y Brasil.

- En caso de ejecutarse el proyecto, se determinará la estructura corporativa básica a ser adoptada, sujeta a un análisis de los temas relevantes, como ser legales, impositivos y el interés participativo de cada parte.

- Posibles estructuras de financiamiento disponible para el proyecto y cuantificación de las inversiones.

- Plazo de ejecución, implementación y conclusión del proyecto.

Se tiene un presupuesto estimado para los estudios de preinversión (prefactibilidad) para el año 2008 de 200.000 $us.

Asimismo, para la implementación de la planta de amoniaco/urea, se ha conformado una asociación entre PEQUIVEN y la compañía BRASKEM S.A. de la República de Brasil.

7.2.5.2.2. Mediano y Largo Plazo: 2009 - 2017

En función a los resultados de los Estudios de Prefactibilidad, en el mediano plazo (2009) se continuarán con los Estudios de Factibilidad.

Asimismo, de acuerdo a los resultados de los Estudios de Factibilidad, se elaborarán los Estudios de Di-seño Final para la ejecución del proyecto (desde 2010 hasta 2013). Se prevé el inicio de las operaciones entre 2013 y 2014.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

7.2.5.2.3. Otras Plantas vinculada a las Plantas de etileno/Polietilenos

Posteriormente en base a las plantas de etileno y polietilenos (de alta y baja densidad) podrán instalarse otras vinculadas de plásticos, cauchos y otros productos, como las plantas de PVC, Cloro- Soda en base cloruro de sodio o sal (cuyos ricos yacimientos se encuentran en el salar de Uyuni, departamento de Poto-sí), óxido de etileno y etilbenceno, poliestirenos a partir de estireno obtenido del benceno y otras.

7.2.5.2.4. Impactos Petroquímica del Etano

Después del análisis de la petroquímica del Etano, se puede enumerar los siguientes impactos:

Impactos Económicos

Se espera que el impacto económico se traduzca en:

- Inversión aproximada de 1.500 MM$us, para una planta de producción de 600 Mtma de etileno/polieti-lenos (alta y baja densidad lineal)

- Ahorro de divisas por la no importación de polietilenos.

- Ingreso de divisas por la exportación de polietilenos.

Impactos Fiscales

Los impuestos que generará un proyecto de etileno/polietilenos:

- El impuesto al valor agregado neto (IVA) 13%.

- Impuesto a las transacciones (IT) 3 %.

- El impuesto a las remesas al exterior (IRE) 12,5%.

- El impuesto a las utilidades (IUE) 25 %. (A partir del octavo año de inicio de operaciones.)

Impactos Sociales

Se espera que el impacto social se traduzca en:

- Generación de infraestructura industrial de etileno/polietileno (plásticos).

- Generación de empleos, aproximadamente 1.200 empleos directos y 400 indirectos en etapa de cons-trucción de la planta, asimismo 130 empleos directos y 500 indirectos en etapa de operación.

- Mayores ingresos al TGN, lo que implicaría mejoras en la inversión pública.

- Efecto multiplicador económico, tanto en la industria manufacturera como en el transporte, caminos, servicios, hotelería y otros.

- Mejoramiento y/o construcción de vías de acceso, caminos, vías férreas, o incluso de puertos o hidro-vías si es necesario para la exportación del producto.

El resumen de las inversiones en Plantas Petroquímicas para el periodo 2008-2013 ascienden a 3.450 MM$us, el detalle anualizado se muestra a continuación:

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 16Inversiones en Plantas de Extracción y Petroquímicas

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos con información de YPFB

7.2.6. Plantas de GTL (GAS TO LIQUID)

Los proyectos de plantas de GTL en el mundo se encuentran paralizados debido al elevado costo de las inversiones de capital y al elevado precio de la materia prima, por lo que en Bolivia no están dadas las condiciones para la implementación de este tipo de plantas debido al alto costo de la tecnología GTL, a los grandes volúmenes de gas natural requeridos, al bajo rendimiento de producción de líquidos (diesel sintético), al elevado costo de producción, al requerimiento de bajos precios de gas natural. No obstante de ello, se espera que en el mediano plazo, maduren las tecnologías y mejoren las condiciones para viabilizar proyectos de GTL en el país.

Consecuentemente, se tiene prevista la elaboración y evaluación de estudios, en el corto y mediano plazo, para la implementación de plantas GTL en el territorio nacional, con el objeto de determinar su viabilidad técnica-económica, y de esta manera incrementar la producción de diesel oil, con las consiguientes bene-ficios económicos y sociales para al país en general y sus regiones en particular.

7.2.7. Plantas de LNG (LIQUIEFIED NATURAL GAS)

La tecnología de licuefacción del gas natural se encuentra mejorando constantemente, encontrándose actualmente en un proceso de expansión, lo que determina que sus costos sean cada vez más bajos y competitivos con el transporte por ductos. Asimismo el gas natural Licuado (LNG) es producto cada vez más importante que se puede comercializar a corto plazo y a diferentes destinos, dada la situación desven-tajosa de los ductos que son rígidos y no permiten comercializar a diferentes puntos.

Los proyectos de LNG están dirigidos para la exportación de gas natural licuado a mercados distantes y accesibles por ultramar. La infraestructura de licuefacción, transporte en buques metaneros y regasifica-ción que lleva el gas natural a los consumidores finales, absorbe una porción considerable en la cadena del precio final, dejando un precio net back en boca de pozo poco atractivo. En vista a ello, y considerando que Bolivia no posee costas marítimas, las inversiones en la infraestructura del proceso de licuefacción,

PROGRAMA DE INVERSIONES EN PETROQUÍMICA (MM$us)Año 2008 2009 2010 2011 2012 2013 TOTAL

INVERSIÓN TOTAL PETROQUÍMICA 1,3 17,0 550,0 1.550,0 946,9 384,8 3.450,01 Planta Amonicao/Urea 1 MM tma Gran Chaco 0,2 1,0 250,0 500,0 248,8 0,0 1.000,0- Ingeniería Conceptual 0,2 0,2- Ingeniería Básica 1,0 1,0- Ingeniería de Detalle Procura y Construcción (EPC) 250,0 500,0 248,8 998,82 Planta Etileno/Polietilenos 600 Mtma Gran Chaco 0,2 15,0 100,0 550,0 500,0 384,8 1.550,0- Ingeniería Conceptual 0,2 0,2- Ingeniería Básica 15,0 15,0- Ingeniería de Detalle Procura y Construcción (EPC) 100,0 550,0 500,0 384,8 1.534,83 Planta Amonicao/Urea 750 Mtma Carrasco 0,9 1,0 200,0 500,0 198,1 0,0 900,0- Ingeniería Conceptual y Básica preliminar 0,9 0,9- Ingeniería Básica 1,0 1,0- Ingeniería de Detalle Procura y Construcción (EPC) 200,0 500,0 198,1 898,1

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

transporte y regasificación, y las utilidades de esta cadena no beneficiarían a nuestro país, por lo que la implementación de estos proyectos no se consideran atractivos en este momento. Sin embargo una vez se tengan mercados de ultramar y se solucionen los problemas de accesibilidad a costa marítima habrá que efectuar los estudios de las plantas LNG para su implementación.

Por ello se debe buscar la posibilidad de que el puerto de salida para los volúmenes de exportación del gas natural, con destino a ultramar, sea en aquel país que otorgue a Bolivia un puerto soberano donde se efec-túe el proceso de licuefacción y los beneficios resultantes de toda esta cadena sean favorables a nuestra nación y sus regiones.

La tecnología de licuefacción del gas natural LNG se encuentra mejorando constantemente y en proceso de expansión, siendo sus costos cada vez más bajos y competitivos. También el transporte de LNG ha op-timizado sus costos, siendo más económico el transporte en distancias mayores a 4.000 - 5.000 km.

Las mini plantas de LNG también están mejorando sus tecnologías y optimizando sus costos, lo que per-mitiría su aplicación e implementación en nuestro país, en las regiones que no cuentan con gasoductos, en un mediano plazo.

A la fecha, se tiene dos perfiles de proyectos de mini plantas:

- “Sistema Criogénico de producción de GNL y gasoducto virtual para cambio de matriz energética en Bolivia – departamentos de Pando y Beni” Elaborado entre YPFB, ENDE y MHE, como respuesta a la problemática derivada de la inviabilidad de ejecutar proyectos de transporte de gas por ductos a regiones remotas del país, orientado a sustituir el Diesel Oil y GLP, generar electricidad a través de una fuente energética más eficiente y sostenible en el mediano y largo plazo, además de dotar de gas natural para otros usos en GNV y redes de gas y de esta manera contribuir al cambio de la matriz energética en esas regiones.

- “Implementación de una planta piloto de licuefacción de Gas Natural para consumo vehicular”, ela-borado por el MHE, orientado a la sustitución de Diesel Oil por GNL, en un parque vehicular de aproximadamente 700 camiones, el cual permitiría sustituir 14,5 MMt/año, lo que representa 14 días del consumo total del departamento de Santa Cruz y liberar la cantidad de Diesel Oil indicada. El consumo que requiere la planta en relación a Gas Natural es de 45 Mmcd (1,6 MMpcd). El costo de inversión es de 7 millones de dólares.

En el corto y mediano plazo se tiene previsto efectuar los estudios de prefactibilidad y financiamiento de ambos proyectos para su ejecución, los mismos que servirán de modelos para replicar en otras regiones donde no llega el gas natural por los altos costos de los gasoductos. Para la gestión 2008 se tiene presu-puestado 30.000 $us para los estudios de prefactibilidad.

CONCATENACIÓN CON OTRAS ACTIVIDADES DE LA CADENA

El desarrollo de la industria petroquímica está íntimamente ligada a las reservas y producción de gas natu-ral para garantizar el abastecimiento de materia prima a lo largo de la vida de los proyectos (25 años), así como la disponibilidad de la capacidad de transporte de gas a través de los gasoductos, para llegar a los polos donde se instalarán las plantas petroquímicas.

Por lo tanto, se considera de vital importancia, antes de encarar un proyecto petroquímico, contar con la se-guridad de la suficiente cantidad de gas natural, en tiempo, cantidad y calidad requeridos para el desarrollo de la industria petroquímica en el país.

7.2.8. Acciones

Para el éxito en la industrialización del gas natural, generar valor agregado y mayor empleo, se deben de-linear las siguientes estrategias y acciones que permitan lograr los objetivos definidos.11 ESMAP TECHNICAL PAPER – “Estrategia de Integración de la red de gasoductos del Cono Sur”. Octubre, 2006.12 Ídem.

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Conforme a la actual visión del Estado, para la industrialización del gas natural, se han previsto las siguien-tes actividades y medidas:

Crear la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH), como la entidad responsable directa de la promoción, desarrollo armónico y sostenible y la ejecución de proyectos de industrialización del gas natural en el país.

Para crear la estructura organizativa de la EBIH, se debe modificar, por ley, la actual estructura organizativa de YPFB y sus competencias, con el fin de permitir la creación de la empresa responsable de la promoción, desarrollo y ejecución de proyectos en la Industria Petroquímica del país. De esta manera, YPFB deberá hacerse cargo, en primera instancia, de la estructura organizativa de la Empresa Boliviana de Industriali-zación de Hidrocarburos (EBIH), hasta la consolidación de la misma, para que posteriormente, se convierta en una compañía técnica, operativa y financieramente independiente.

En vista de que el proceso de aprobación de una Ley, esta sujeta a la aprobación Congresal, el Gobierno Nacional promulgó el Decreto Supremo Nº 29511 que declara de prioridad nacional el desarrollo de pro-yectos de industrialización de los hidrocarburos, estableciendo la creación de la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos (EBIH) en un plazo de 60 días.

Una vez aprobada la Ley de la EBIH, se elaborarán los Estatutos, Reglamento Interno, Organización téc-nico-operativa y otros, para tal efecto el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, YPFB y el Ministerio de Hacienda deberán asegurar la adecuada sostenibilidad financiera de la EBIH, para desarrollar la industria-lización del gas natural.

Por otra parte, se deberán realizar las siguientes acciones:

Realizar el análisis de las mejores alternativas para el país, de cada uno de los proyectos petroquímicos. El MHE en coordinación con EBIH, YPFB y el Ente Regulador del sector de Hidrocarburos, evaluará de manera permanente las diferentes opciones para la utilización del gas natural como materia prima para la industria petroquímica o como energético, en función de los mayores beneficios para el país en términos técnicos, económicos y sociales.

Generar las condiciones a la industria petroquímica boliviana a través de la configuración de programas sectoriales que incorporen las condiciones necesarias para el desarrollo de la Industria Petroquímica, re-ferentes a lo siguiente:

- Materias primas en condiciones oportunas y competitivas.

- Criterios de selección de productos de mayor competitividad.

- Soporte de la infraestructura industrial y de servicios.

- Estímulos a la participación de los capitales privados nacional e internacional.

- Apoyo en la participación en los mercados de exportación.

- Incentivos para la competitividad y la productividad.

- Programas de asistencia tecnológica y de apoyo a la innovación.

Promover y estimular la participación de la inversión pública o privada (nacional y/o internacional) en la industria petroquímica, para tener acceso a nuevas tecnologías y mercados, a fin de impulsar y sostener el desarrollo del sector petroquímico nacional, a través del diseño y ejecución de programas que estimulen la participación de los sectores público y privado (nacional y/o internacional) en la industria petroquímica y su cadena productiva. El MHE y la EBIH, mantendrán un banco de proyectos actualizados actuando de manera conjunta, con el fin de la promoción de la industria petroquímica y su cadena productiva, tanto en el ámbito nacional como internacional.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Identificar las acciones pertinentes para lograr la extracción y separación o fraccionamiento de los líquidos del gas natural: etano, propano, butano y otros, antes de utilizar el gas natural como combustible o para inyección a los yacimientos, a fin de aprovecharlos como insumos para la industria petroquímica nacional y su cadena productiva.

Seleccionar proyectos de la industria de los fertilizantes, fundamentados en estudios de factibilidad técni- ca, económica y de impacto social que proporcionen el mayor beneficio para el país, que satisfagan priorita- riamente la demanda nacional y conlleven al desarrollo agrícola nacional y sus excedentes a la exportación. En efecto, al contar con fertilizantes a más bajo costo y disponibilidad inmediata, se torna más eficiente la producción agrícola, generando efectos positivos en la seguridad alimentaría. El MHE, a través de YPFB, el Ministerio de Hacienda (MH) y el Ministerio de Planificación del Desarrollo (MPD) asignarán los recursos necesarios para que EBIH ejecute los proyectos de desarrollo en el área de fertilizantes, en forma individual y/o en asociación con empresas públicas o privadas, según sea el caso.

Coordinar con todas las Universidades Públicas, asociaciones profesionales y empresariales y las institu-ciones educativas vinculados al sector para la preparación de programas de ejecución conjunta a nivel nacional que conduzcan a la formación de recursos humanos en los diferentes niveles, ajustados a las exigencias de actualización tecnológica de la industria petroquímica y a las necesidades de desarrollo del país.

7.2.9. Conclusiones

La industrialización del gas natural a través de la petroquímica del metano y etano, está sujeta a la produc-ción de las reservas de gas natural y la ampliación de capacidad de transporte de gasoductos.

Actualmente Bolivia cuenta con importantes reservas de Gas Natural (Probadas y Probables) que la sitúan en el segundo lugar en el ámbito de la región sudamericana. Estas reservas de gas natural son suficientes para realizar la producción de amoniaco/urea (fertilizante) y etileno/polietilenos (plásticos), con plantas de escala mundial, con capacidad para producir entre 750 Mtma a 1 MMtma para cada planta, con inversio-nes estimadas de 750 MM $us para cada planta de amoniaco/urea, y de 1.500 MM $us para una planta de etilenos/polietilenos.

El contrato GSA de exportación de gas natural firmado en una anterior Administración Gubernamental entre Bolivia y Brasil, exige que el poder calorífico mínimo de la corriente de exportación sea de 1.034 btu/pc a 68 ºF base saturada, lo cual equivale a 1.075 btu/pc a 60 ºF base seca, por tanto dificulta la extracción de licuables de esta corriente e imposibilita la extracción total del GLP, gasolina natural y del etano. Por tal motivo el Gobierno Nacional con el fin de mejorar las condiciones de este contrato, ha iniciado un proceso de negociación para el pago por el excedente de poder calorífico arriba de los 1.000 btu/pc por los licuables adicionales de la corriente de exportación hacia el Brasil.

El contrato con ENARSA entre Bolivia y Argentina firmado por el actual Gobierno, sólo exige un poder calo- rífico de 1.000 btu/pc a 60 ºF base seca, lo cual favorece la industrialización del gas natural y la implemen-tación de la industria petroquímica del etano en el País, ya que se tiene 75 btu/pc de poder calorífico más, en comparación con el contrato al Brasil (GSA) y posibilita la extracción del total de licuables (GLP, gasolina natural y etano).El contenido promedio de etano en las distintas corrientes de gas natural producidas en el país (aproximadamente 6,5% molar de etano) es suficiente para apoyar la producción de etileno/polietile-nos, siempre y cuando exista la suficiente producción de gas natural para extraer el etano.

El Estado boliviano, a fin de garantizar la industrialización del gas en el país, sólo puede comprometer, en futuros contratos de exportación de gas natural, su venta con un poder calorífico de 1000 btu/pc a 60 ºF base seca.

Sobre la base de los niveles actuales y las estimaciones de producción de gas natural, habrá suficiente etano recuperable para la petroquímica del etano, en el mediano y largo plazo.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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A nivel mundial se identifican grandes mercados insatisfechos de amoniaco/urea y polietilenos, tales como EE.UU., México, Europa Occidental, China e India, entre otros.

El mercado potencial regional para los productos petroquímicos a producirse en Bolivia es el MERCOSUR y asociados, particularmente Brasil, Argentina y Chile.

Proyectos que den lugar a incrementos considerables en la producción de gas (caso Contrato Mutún) permitirán la expansión de capacidad de las plantas de etileno, o la instalación de un segundo complejo industrial petroquímico a futuro.

La conformación de la Empresa Boliviana de Industrialización (EBIH), como entidad responsable del de-sarrollo y ejecución de proyectos de la Industria Petroquímica del país, es fundamental para el control y dirección de los futuros emprendimientos, esta empresa debe poseer más del 51% de la propiedad de las acciones para el Estado.

Actualmente los aranceles del MERCOSUR para la urea y polietilenos son del 6% y 14% respectivamente, por lo que se recomienda abrir un espacio de negociación con lo países signatarios a fin de incluirlos en las listas de productos con arancel cero, de modo de incentivar la producción y exportación de urea y polietile-nos a precios competitivos en el mercado regional.

Entre los impactos que genera la petroquímica del gas natural, se pueden mencionar:

- Inversiones en la construcción de dos plantas de amoniaco/urea y una planta de etileno/polietilenos.

- Generación de empleo durante las fases de construcción y operación de cada planta.

- Ahorro de divisas como consecuencia del abastecimiento con producción nacional de urea y polietile-nos.

- Ingresos de divisas por exportación de urea y polietilenos.

- Ingresos directos al Estado por concepto de impuestos.

- Efecto multiplicador económico en el transporte, hotelería, servicios, otras industrias asociadas a los fertilizantes y plásticos.

- Ingresos a YPFB a partir de la producción y venta de gas natural a la industria petroquímica.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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8. CONSOLIDACIÓN DE BOLIVIA COMO CENTRO GASÍFERO REGIONAL8.1. DIAGNÓSTICO

Una vez determinados los volúmenes requeridos de gas natural y las reservas equivalentes, para garanti-zar el abastecimiento del mercado interno a corto, mediano y largo plazo, suministrar los insumos para los proyectos de industrialización prioritarios del país y cubrir los compromisos de exportación actuales, es po-sible cuantificar las reservas disponibles para nuevos contratos de exportación de gas natural e identificar nuevos mercados en base a una visión mundial y regional del comportamiento de los hidrocarburos.

El análisis efectuado sobre el ENTORNO INTERNACIONAL (Capítulo I), a nivel mundial y regional, cubre el comportamiento de la demanda y oferta de petróleo y gas natural, identifica los principales productores y consumidores, importadores y exportadores, sus reservas y sus respectivas tendencias a mediano y largo plazo. Se complementará dicho análisis con el examen de los mercados actuales y potenciales de gas natural para Bolivia en la región sudamericana.

Asimismo, el presente capítulo contempla un análisis descriptivo de las iniciativas de integración energética y de los convenios binacionales existentes, a objeto de definir la política de integración del país bajo criterios económicos, políticos y de complementariedad regional y, en el marco de la política exterior y los intereses nacionales.

En este contexto, se establecerán las principales estrategias para consolidar, ampliar y diversificar los mercados externos para el gas natural, convertir a Bolivia en un centro de provisión de este producto en la región y posicionar al país en el marco de los procesos de integración regional.

La fuente de información utilizada para la elaboración del presente documento está constituida por docu-mentos oficiales emitidos por organismos internacionales tales como OLADE, CEPAL, Internacional Energy Agency, Banco Mundial, BP, Ministerios, Direcciones y Comisiones relacionadas con el ámbito energético de cada país y otras. Se reconoce la propiedad intelectual de las fuentes, por tanto, en ningún caso el MHE se atribuye la autoría de éstas.

8.1.1. Mercados Actuales y Potenciales de Gas Natural

En base al análisis del ENTORNO INTERNACIONAL a nivel Regional y la disponibilidad de excedentes de producción exportables a partir de 2014, se ha podido determinar que los principales mercados potenciales para Bolivia, en la región sudamericana, son Brasil, Argentina, Uruguay, Paraguay y otros que registran niveles importantes de consumo de gas natural, dependiendo su abastecimiento de la importación o de nuevos descubrimientos de reservorios.

Brasil es un mercado joven en gas natural que, en el año 2006, registró un consumo interno de 61,18 MMm3 diarios. Por otra parte, las tasas de crecimiento del uso de este combustible en Brasil son altas, del 2004 al 2005 fue de 7,9%1.

Para el año 2006, de acuerdo a información del Ministerio de Minas y Energía del Brasil, la matriz energé-tica reflejó una importante participación de los derivados del petróleo (37,7%), seguidos de la hidroelectri-cidad (15%), maderas y otras biomasas (30%), quedando relegado a un cuarto lugar el uso del GN (10%)2 y finalmente el Carbón Mineral (6%), tal como se puede apreciar en el Gráfico 1.

1 Fuente: Balance Energético de Brasil publicado por el Ministerio de Minas y Energía de Brasil el 2007.2 Fuente: Ministerio de Minas y Energía – Balance Energético Nacional – 2006. Brasil.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Grafico Nº 1Matriz Energética de Brasil

Fuente: Ministerio de Minas y Energía del Brasil, 2005.

Los elevados precios del petróleo han ayudado a impulsar la demanda de gas natural, el cual es usado frecuentemente como un sustituto de los combustibles de petróleo en el sector industrial y generación de energía. Brasil tiene políticas para el desarrollo de electricidad en base a fuentes renovables; sin embargo, para asegurar el abastecimiento de electricidad en épocas secas, recurre al uso intensivo de gas natural en las plantas termoeléctricas. Asimismo, las importaciones de GN han conducido a un rápido desarrollo del mercado interno.

De acuerdo a las proyecciones utilizadas, Brasil tiene una demanda creciente de gas natural en el período 2008 – 2025 de 82,5 MMmcd adicionales, siendo los centros de mayor demanda Sao Paulo, Río de Janeiro y Porto Alegre3. Este incremento en la demanda de estas ciudades podría ser cubierta por gas natural pro-veniente de Bolivia a través de la ampliación del TBG, por el cual Brasil recibe actualmente el gas de Bolivia. Otras zonas accesibles son ciudades del Mato Grosso y Goias (Brasilia), a las cuales se puede llegar ex-tendiendo el GOM que llega actualmente hasta Cuiabá. Estas últimas, además de que Mato Grosso es una región en expansión, tienen la ventaja para el gas boliviano de encontrarse lejos de las cuencas hidrocarburí-feras de Brasil y de la costa donde se puede instalar posibles plantas de regasificación. Para acceder a estos mercados, se tendría que, en territorio boliviano, efectuar trabajos para la ampliación del GTB y GOB.

El Oil Gas Journal (OGJ) informó que Brasil contaba con 10,8 trillones de pies cúbicos (TCF) de reservas de GN probadas en el año 2007. Las cuencas de Campos y de Santos tienen la mayoría de las reservas aso-ciadas, incrementadas estas últimas por los grandes descubrimietos recientes (principalmente de petróleo) de Tupi, Júpiter y Carioca. A pesar de las reservas, en Brasil, la producción ha crecido lentamente en los últimos años, principalmente por la falta de capacidad de transporte interno y los bajos precios internos. En el futuro, Brasil espera aumentar la producción de GN a través de una ampliación de la red de transporte, el desarrollo de las reservas existentes y nuevas inversiones en exploración. Sin embargo, el desarrollo de los nuevos reservorios, por las características de los mismos, requiere previamente la aplicación de nuevas tecnologías, razón por la cual, a corto y mediano plazo, las proyecciones de la producción efectuadas están lejos de cubrir las proyecciones de demanda.

Argentina tiene un mercado más desarrollado, que registró, el año 2006, un consumo interno mayor a 100 MMm3 diarios, con una matriz energética dependiente en un 50 % del gas natural.

3 ESMAP TECHNICAL PAPER – “Estrategia de Integración de la red de gasoductos del Cono Sur”. Octubre, 2006.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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El Oil Gas Journal (OGJ) informó que Argentina tiene 15,8 trillones de pies cúbicos (TCF) de reservas de GN probadas a enero de 2008, el tercer país con mayor cantidad en América del Sur, pero con una baja relación R/P = 9,5 años. La producción de GN en este país ha aumentado constantemente durante la última década, en 2006, Argentina produjo 1,63 TCF de GN4, casi el doble de los niveles registrados en 1996; sin embargo, la falta de inversión en exploración y explotación reducen las posibilidades de autoabastecimiento en el mediano plazo. Actualmente, Argentina importa de Bolivia bajo el Contrato YPFB – ENARSA, el cual contempla volúmenes crecientes hasta 27 MMmcd. El año 2007 importó un promedio de 4,9 MMmcd.

Tomando en cuenta que el GNEA no llega hasta Buenos Aires y que la demanda de esta ciudad es una de las principales en la región5, se considera que este centro de consumo y otros en este país pueden ser también abastecidos por gas procedente de Bolivia, mediante una ampliación del GNEA y de la red de gasoductos internos. Por otra parte, los gobiernos de Uruguay y Argentina se encuentran planificando la construcción de una planta de regasificación en Montevideo con una capacidad de entre 6 y 8 MMmcd con destino al mercado de Uruguay y Buenos Aires6. Asimismo, de acuerdo a información de prensa7, durante el período mayo-agosto, el Gobierno argentino, mediante la estatal ENARSA y Repsol-YPF, está importando GNL por un promedio de 8 MMmcd, mediante un barco regasificador instalado en Bahía Blanca alimentado por barcos metaneros. Se especula sobre un precio promedio de US$ 17 por millón de BTU, inyectado a la red de ductos, resultando “casi el doble del precio que actualmente Argentina le está pagando a Bolivia por el gas”, existiendo “un sugestivo silencio sobre los precios de compra del GNL y los valores internos de comercialización”.

Estos volúmenes podrían ser cubiertos en un futuro por gas boliviano, tomando en cuenta los precios com-petitivos a los que podría llegar el gas de Bolivia, respecto al precio del LNG en Montevideo y en Bahía Blanca.

El mercado chileno, es otro importante consumidor de gas natural en la región, con una demanda de alre-dedor de 20 MMm3 diarios, que actualmente atraviesa una crisis acentuada de abastecimiento provocada por los recientes recortes en las exportaciones de gas desde Argentina.

Uruguay, si bien consume volúmenes pequeños de gas natural importados desde Argentina, sujetos tam-bién a las restricciones de la oferta argentina, tiene una demanda creciente, que de acuerdo a las proyec-ciones consideradas, llegaría a 3,7 MMmcd.

Paraguay es considerado un mercado potencial debido a que no cuenta con producción de gas y tiene planes de ampliar el uso de este hidrocarburo en su matriz energética.

Incremento de volúmenes de demanda en mercados identificados

Los datos sobre demanda para Argentina, Brasil, Paraguay y Uruguay se han obtenido en base a las pro-yecciones por país, para un escenario intermedio entre los escenarios de baja y de alta demanda regional, efectuadas en el Estudio elaborado en octubre de 2006 por ESMAP8. Es necesario tomar en cuenta que estos datos constituyen aproximaciones a los volúmenes que se registrarán a lo largo del período conside-rado, sin embargo, junto con las proyecciones de producción efectuadas en este mismo Estudio, permiten cuantificar la demanda insatisfecha de estos países, a fin de tener una proyección cercana de los requeri-mientos de Gas Natural que Bolivia podría cubrir con sus reservas actuales y descubrimientos futuros.

4 Fuente SIEE – OLADE, nov 20075 ESMAP TECHNICAL PAPER – “Estrategia de Integración de la red de gasoductos del Cono Sur”. Octubre, 2006.6 PRESIDENCIA República Oriental del Uruguay - 01/06/07 – www. Presidencia.gob.uy “MATRIZ ENERGÉTICA PRIORIDAD ESTADO, INVERSIONES Y GREMIO”.7 Clarín, El Diario de Coyu – 23 de junio de 2008 8 Programa de Asistencia para la Gestión del Sector de la Energía (Programa administrado por el Banco Mundial). El estudio se denomina “Estrategia de integración de la red

de gasoductos del Cono Sur”. Varios aspectos de este estudio han sido tomados en cuenta.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 1Demanda de Gas Natural en mercados identificados

Fuente: Ministerio de Hidrocaburos y Energía en base al estudio de ESMAP

Gráfico Nº 2Demanda de países identificada

MMmcd

Fuente: Ministerio de Hidrocaburos y Energía

8.1.2. Suministradores y Consumidores de Gas Natural Licuado (LNG)

El gas natural licuado es gas natural que ha sufrido un proceso de enfriamiento criogénico para ser trans-portado en forma líquida en buques metaneros. Este proceso es de menor costo que el transporte por gasoductos para distancias superiores a 3.500 kilómetros de los centros de demanda9.

AÑO DEMANDA DE GAS NATURAL (MMmcd)ARGENTINA BRASIL PARAGUAY URUGUAY

2008 115,4 94,6 0 1,52009 119,2 98 0,9 1,42010 123,3 104,1 1,2 1,52011 127,4 106,6 1,7 1,72012 131,7 112,9 1,7 1,92013 136,1 114,8 1,8 1,92014 140,7 116,6 1,8 2,12015 145,4 118,3 1,9 2,32016 150,3 123,2 2 2,52017 155,3 128,2 2 2,72018 160,5 133,4 2,1 2,82019 165,9 138,9 2,2 2,82020 171,5 144,6 2,3 2,92021 177,2 150,5 2,3 2,92022 183,2 156,8 2,4 3,22023 189,3 163,3 2,5 3,42024 195,7 170,1 2,6 3,52025 202,3 177,1 2,7 3,6

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9 REPSOL YPFB, 2002

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 3Costo transporte GNL vs. Ductos

Fuente: REPSOL YPFB, 2002

Las operaciones de LNG están ampliándose rápidamente en todo el mundo, y cada vez hay más plantas en construcción o en proyecto. En 2006, se consumía más de 100 millones de toneladas anuales de LNG en el mundo. Las proyecciones varían, pero se espera, para el año 2010, que la producción se duplique10.

Uno de los pocos proyectos de LNG (de licuefacción) que se ha puesto en marcha en la región es Atlantic LNG en Trinidad y Tobago con una capacidad de 10 millones de tm/año en tres plantas de producción11. El gas natural de Trinidad & Tobago es absorbido mayoritariamente para el LNG exportado al mercado norteamericano12.

Otro proyecto de licuefacción, actualmente en desarrollo, es el de Perú LNG en base a las reservas de Camisea, cuyos yacimientos San Martín y Cashiriari, conjuntamente conocidos como Bloque 88, constitu-yen importantes reservorios de gas natural no asociado en la región sudamericana. Las reservas probadas de gas “in situ” alcanzan a 8,7 trillones de pies cúbicos (TCF)13 . Las reservas probadas y probables están estimadas en 11 TCF de gas natural.

Gráfico Nº 4Reservas Camisea

Fuente: PERÚ LNG, 2006.

10 CMS Energy, 2006.11 OLADE.12 Ministry of Energy - Government of Trinidad y Tobago, mayo 2006.13 PERÚ LNG, 2006

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Respecto a plantas de regasificación de LNG para importar gas, existen varios proyectos, uno de los cuales se ubica en Quintero, Chile, el mismo se encuentra en ejecución. Las plantas de regasificación en estudio proyectan ubicarse en Tocopilla (Chile), Montevideo (Uruguay), Fortaleza y Porto Alegre (Brasil) y, reciente-mente, existe información de prensa sobre posibles proyectos en Río de Janeiro (Brasil).

No obstante que las plantas de LNG en los países vecinos implicarán una competencia al gas natural boliviano, por otra parte podrá servir como precio referencial en un futuro, por que será un indicador más cercano a un precio internacional o costo de oportunidad.

Lo anteriormente descrito se muestra en el siguiente mapa:

Gráfico Nº 5Mapa Proyectos de LNG en Sudamérica

Fuente: Modificado de CIER, 2006

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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8.1.3. Gas natural e infraestructura

La infraestructura para el transporte de gas natural es un factor determinante para el estudio de viabilidad de nuevos mercados externos para el país. Los dos siguientes mapas muestran los gasoductos en fun-cionamiento y los proyectos nuevos en la región de Sudamérica. Como se puede observar en el siguiente mapa, existe una amplia red de gasoductos en la subregión del Cono Sur, la misma que con el GNEA y pequeños ramales permitiría conectar la cuenca de Tarija con los principales mercados identificados.

Gráfico Nº 6 Gasoductos en Funcionamiento

Fuente: Modificado de CIER, 2006

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 7Gasoductos en Proyecto

Fuente: Modificado de CIER, 2006

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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8.1.4. Flujo de hidrocarburos en la región

El flujo de gas natural, petróleo y derivados se muestra a continuación en los siguientes mapas.

Gráfico Nº 8Flujo de Petróleo

Fuente: Modificado de CIER, 2006

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 9Flujo de Gas Natural

Fuente: Elaboración VMDE

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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8.1.5. La Integración Energética en Sudamérica

• Unión de Naciones Sudamericanas-UNASUR (Originalmente nominada Comunidad Sudamerica-na de Naciones)

El 8 de diciembre de 2004, los presidentes de los países de América del Sur, reunidos en la ciudad del Cuz-co, Perú, en ocasión de la celebración de las gestas libertarias de Junín y Ayacucho, decidieron conformar la Comunidad Sudamericana de Naciones.

Entre las áreas de acción prioritarias de la Comunidad Sudamericana de Naciones se encuentra la inte-gración energética de América del Sur. En este marco, en fecha 17 de abril de 2007, se llevó a cabo la I Cumbre sobre Integración Energética en Isla Margarita-Venezuela con el objetivo de buscar las vías que permitan asegurar un consenso entre los países de la región con miras a alcanzar una integración energé-tica sudamericana efectiva.

Asimismo, como resultado de este encuentro, los mandatarios de los países participantes decidieron nom-brar el esfuerzo integrador de Suramérica como “Unión de Naciones Sudamericanas UNASUR” y se creó el Consejo Energético de Sudamérica, conformado por los Ministros de Energía de cada país.

Los aspectos más relevantes mencionados en la Declaración de Margarita son:

• El reconocimiento de que el proceso de integración energética involucra como actores principales al Estado, la sociedad y a las empresas del sector.

• La promoción, a través de inversiones conjuntas, del desarrollo y expansión de la infraestructura de integración energética.

• Establecer una sistematización y evaluación del balance energético suramericano.

• El impulso al desarrollo de las energías renovables.

• La promoción de la cooperación entre las Empresas Petroleras Nacionales incluyendo la industriali-zación de los hidrocarburos.

• El reconocimiento a las iniciativas como PETROSUR, PETROANDINA, PETROAMÉRICA, Petrolera del Cono-Sur y otras.

• La creación de un Consejo Energético de Sudamérica, integrado por los Ministros de Energía de cada país. (El primer Consejo se realizó en Caracas, en mayo de 2008 con el objeto de con-siderar la Estrategia Energética Sudamericana, el Plan de Acción y el Tratado Energético de Sudamérica)

• Se reconoció el potencial de los biocombustibles y se acordó conjugar esfuerzos para intercambiar experiencias realizadas en la región con miras a lograr la máxima eficiencia en el empleo de estas fuentes. Al respecto Bolivia manifestó sus observaciones sobre el punto.

• Alternativa Bolivariana para las Américas

La Alternativa Bolivariana para las Américas (ALBA) surge con el Acuerdo entre el Presidente de la Repú-blica Bolivariana de Venezuela y el Presidente del Consejo de Estado de Cuba, para la aplicación de la Al-ternativa Bolivariana para las américas, suscrito en La Habana, Cuba en fecha 14 de diciembre de 2004.

Mediante el instrumento denominado “Contribución y Suscripción de la República de Bolivia a la Declara-ción conjunta firmada en La Habana, el 14 de diciembre del 2004, entre los Presidentes del Consejo de

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Estado de la República de Cuba y de la República Bolivariana de Venezuela”, Bolivia hace como suyos los objetivos, principios y bases conceptuales de la Alternativa Bolivariana para los Pueblos de Nuestra Améri-ca (ALBA), contenidos en la Declaración conjunta suscrita en La Habana.

En fecha 29 de abril de 2006, se suscribe el “Acuerdo para la aplicación de la Alternativa Bolivariana para los Pueblos de Nuestra América y el Tratado de Comercio de los Pueblos”, entre la República de Cuba, la República Bolivariana de Venezuela y la República de Bolivia, posteriormente se adhieren Nicaragua y Doiminica (Este instrumento se encuentra pendiente de ratificación por el Poder Legislativo).

En relación al sector energético, el 30 de abril de 2007, se suscribe el Tratado Energético del ALBA, entre los tres miembros con la inclusión de Nicaragua, que tiene por objetivo desarrollar acciones, para contribuir a la seguridad energética de los países miembros garantizando el balance de la matriz energética de cada Parte, sobre la base de la construcción de una matriz energética del ALBA, basada en criterios del uso ra-cional de la energía, en búsqueda del máximo ahorro y la eficiencia energética, así como, el desarrollo de fuentes de energías alternativas en cada una de las Partes.

En materia energética el ALBA ha identificado los siguientes proyectos, que serán desarrollados a través de la creación de una Empresa Grannacional de Energía S.A. en la que participarían Venezuela, Cuba, Nicaragua, Bolivia y Dominica, cada país con un 20% de la inversión:

1) VISIÓN ESTRATÉGICA DEL GAS: Con el objeto de identificar las necesidades y disponibilidad (ba-lance energético) de gas natural en el mercado de los países del ALBA en el corto, mediano y largo plazo, a fin de evaluar las potencialidades de su uso en cada uno de los países miembros, así como el posible suministro de gas requerido para cubrir esta demanda.

2) ESTUDIO DE CAPACIDAD INTEGRAL DE REFINACIÓN: Con el objeto de conocer las necesidades de productos refinados de los países miembros del ALBA, de tal manera que permita determinar las capacidades de refinación a fin de garantizar el abastecimiento de cada uno de los países y destinar el excedente, si existiera, al mercado internacional.

3) CENTRO DE CAPACITACIÓN ENERGÉTICA DEL ALBA: Con el objetivo de que las empresas ener-géticas de los países integrantes del ALBA, cuenten con recursos humanos altamente calificados a nivel internacional, así como, calificar al personal de las instituciones de los países miembros en el desarrollo tecnológico de la industria energética.

4) BALANCE Y MATRIZ ENERGÉTICA: Caracterización energética de los países del ALBA para cono-cer potencialidades y necesidades energéticas.

5) ALBA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN: Este proyecto tiene por objeto determinar y cuantificar los recursos de hidrocarburos en los países miembros del ALBA.

6) BLOQUE ALBA (Franja Petrolera Orinoco FPO): Con el fin de proporcionar una fuente que ga-rantice el suministro de los volúmenes de crudo necesario para los países participantes. Elevar la calificación y preparación de los profesionales de los países del ALBA durante la exploración y desarrollo del bloque.

7) ENERGÍA GEOTÉRMICA: Para evaluar el potencial geotérmico de los países miembros del ALBA.

• GASODUCTO SUDAMERICANO

En junio de 2005, en Asunción, en oportunidad de la vigésimo octava cumbre presidencial del MERCOSUR, fue lanzada la propuesta para la construcción del llamado Gasoducto Sudamericano (también conocido como

14 http://www.mercosur.int

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 351 -

anillo energético o red de gasoductos del Sur). Se trata de un proyecto de interconexión gasífera del Cono Sur14. El mismo, en primera instancia, fue impulsado fundamentalmente por los mercados deficitarios de gas.

Este proyecto de interconexión gasífera pretende incorporar parte de las reservas de los yacimientos de gas de Camisea, ubicados en el sur de Perú, así como las existentes en Bolivia. En este sentido, se invitó a Perú y Bolivia, este último sólo lo ha hecho en calidad de observador hasta junio de 2007. A partir de la séptima reunión del Grupo de Trabajo, Bolivia se incorporó de manera oficial.

En las reuniones de trabajo de la Comisión conformada, se arribó a acuerdos básicos respecto a principios tarifarios, tributarios, los mecanismos de desarrollo de infraestructura y ampliación de la capacidad de trans-porte, normas ambientales y de protección de las comunidades locales, normas técnicas, de seguridad, me-dición y calidad de gas, defensa de la competencia y adhesión de otros Estados de América del Sur.

La intención de suscribir un documento conjunto que permita transformar el acuerdo de implementación del proyecto en un tratado internacional, aún no fue posible debido a divergencias en algunos puntos del texto del tratado. En el mes de junio de 2007, se ha retomado los avances logrados hasta noviembre de 2005 en las 6 reuniones de trabajo anteriormente realizadas quedando pendiente los siguientes temas: promoción de inversiones, aspectos tributarios y mecanismos de solución de controversias.

• GASODUCTO DEL SUR - Memorándum de Entendimiento entre Venezuela, Brasil y Argentina.

En diciembre de 2005, durante la vigésimo novena cumbre presidencial del MERCOSUR, los presidentes de Venezuela, Brasil y Argentina firmaron un Memorándum de Entendimiento para dar inicio a los estudios de factibilidad para la construcción de la primera etapa del Gasoducto del Sur que conectaría los yacimien-tos de gas de Venezuela con los principales centros de consumo en Brasil y Argentina. En aquel entonces, se estableció que el gasoducto tendría una extensión aproximada de 8 mil a 10 mil kilómetros y uniría Puer-to Ordaz, Venezuela con Manaos, Brasil. Éste se extendería hasta Buenos Aires15.

A principios de febrero de 2006, en Buenos Aires, los gobiernos de los países involucrados iniciaron las primeras negociaciones técnicas para el establecimiento del gasoducto. El tema principal de la agenda en esta etapa inicial de discusión técnica fue acordar los plazos de ejecución. En dicho encuentro, se estimó la finalización del gasoducto para el periodo 2010 y 2012 e incorporar a Bolivia en el proyecto como proveedor y a Paraguay y Uruguay como consumidores. Asimismo, se trató el tema de las tarifas y aspectos ambien-tales16. Actualmente, este proyecto impulsado por Venezuela no ha logrado la respuesta comprometida de los otros países involucrados.

• PETROAMÉRICA

La propuesta PETROAMÉRICA, en el marco de UNASUR, es concebida como una alianza estratégica entre las operadoras energéticas públicas a fin de fortalecerlas y convertirlas en instrumentos eficaces y eficientes para garantizar la seguridad en el suministro energético de la región, así como su integración posterior. Se trata de un proceso que intenta desarrollarse de forma progresiva y que empezará a concre-tarse a través de acciones y acuerdos bilaterales de complementación económica, de participación con-junta en diversas actividades de exploración, explotación, refinación y comercialización de hidrocarburos, especialmente petróleo17.

En PETROAMÉRICA confluyen tres propuestas subregionales de integración energética, que son PE-TROSUR, donde se agrupan Argentina, Brasil, Venezuela y Uruguay; PETROANDINA, que involucra a

15 Ídem.16 Ídem.17 Síntesis de la Declaración de Caracas suscrita por los Ministros de Energía de Sudamérica, o sus representantes, el 27 de septiembre de 2005.

Page 352: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 352 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

los países que conforman la Comunidad Andina de Naciones con Bolivia, Ecuador, Colombia, y Perú; y PETROCARIBE, acuerdo suscrito por 14 países de la región caribeña.

En el marco de PETROANDINA, Bolivia y Venezuela han firmado acuerdos y contratos. Los mandatarios de ambos gobiernos acordaron la participación de Bolivia en el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas, estableciendo que Venezuela suministrará crudo, productos refinados y/o GLP a Bolivia por una cantidad inicial de hasta 200 mil barriles mensuales. La aplicación del Acuerdo será exclusiva para los entes públicos avalados por ambos gobiernos. Sin embargo, se ha determinado que Bolivia podrá utilizar empresas privadas, sólo para efectos de la logística necesaria para el movimiento físico de los volúmenes de hidrocarburos comprados bajo este Acuerdo para su consumo interno.

Los pagos de intereses y de amortización de capital de las deudas contraídas por Bolivia, podrán realizarse mediante mecanismos de compensación comercial que comprenderá tanto la entrega de bienes como la prestación de servicios. La facturación de las ventas se hará con base a precios referenciados al mercado internacional. De acuerdo con lo establecido en dicho Acuerdo, Venezuela otorgará esquemas de financia-miento preferenciales a Bolivia.

Asimismo, en base al Acuerdo Sobre Cooperación en el Sector Energético entre la República Bolivaria-na de Venezuela y República de Bolivia, en fecha 10 de agosto de 2007, se constituyó la Sociedad de Economía Mixta que gira bajo la denominación de YPFB – PETROANDINA S.A.M. con la participación de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos por la parte boliviana y PDVSA Bolivia S.A. como filial de Petróleos de Venezuela S.A,. con el objeto de llevar a cabo actividades de exploración y explotación en áreas reservadas para la empresa estatal boliviana. En el mes de abril de 2008, se ha suscrito contratos para la exploración y explotación entre YPFB y YPFB-PETROANDINA S.A.M., sujetos a aprobación por el Congreso Nacional, en las áreas reservadas de Aguaragüe Norte, Centro, Sur A y Sur B, Iñau, Iñiguazu y Tiacia, en el Sur del país, y, Securé, Madidi, Chispani, Liquimuni y Chepite en el Norte de La Paz. Estos contratos fueron aprobados en julio del presente año.

8.1.6. Resumen y Conclusiones18

En la región latinoamericana, en los últimos años, se registró tasas de crecimiento económico elevadas y se prevé que esta tendencia continuará en los próximos años. Este crecimiento y el desarrollo social en la región repercutirán en la demanda de energía, en especial de hidrocarburos.

Con respecto a los recursos de hidrocarburos, se puede observar que, en Sud y Centro América, Venezuela cuenta con el mayor porcentaje de reservas de gas natural (62,7%), seguido de Bolivia (10,8%), Trinidad y Tobago (7,7%), Argentina (6%), Brasil (5,1%) y Perú (4,9%)19. El resto de los países se encuentran por debajo del 3%. Cabe mencionar que Trinidad & Tobago y Perú tienen comprometidas gran parte de sus reservas en proyectos de exportación de LNG; y Argentina y Brasil en su consumo interno.

Solamente 4 países de Sur América realizan intercambios comerciales de gas natural. Uruguay importa el 100% de gas para cubrir su demanda, Chile el 75%, Brasil el 48% y la Argentina el 3,7%, sin embargo, las reservas de la Argentina son pequeñas en relación a su producción y se encuentran estancadas por la falta de inversión en exploración y explotación, sin posibilidades de autoabastecimiento en el mediano plazo. Asi-mismo, si bien Paraguay no produce ni consume gas, es un mercado potencial para Bolivia porque importa el 100% de su consumo de petróleo y tiene planes para incorporar gas natural en su matriz energética.

Los mayores consumidores de gas natural en la región: Argentina, Brasil y Chile cuentan con reservas relati-vamente bajas en relación a su nivel de consumo y producción, siendo importadores de este combustible. El principal exportador de Sur América es Bolivia.

18 International Energy Agency (IEA, 2004), Dirección Nacional de Energía Tecnología Nuclear y Ministerio de Industria, Energía y Minería – Uruguay.19 Ídem.

Page 353: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 353 -

En el marco de las iniciativas de integración energética y respecto al Gasoducto del Sur, (Venezuela, Brasil, Argentina), se puede observar que este gasoducto tendría una extensión mayor a 3.500 kilómetros, lo que hace a este proyecto poco competitivo en relación al LNG, debido a que se ha calculado que para mayores distan-cias es más económico el transporte del gas natural licuado. El impulso que se ha querido dar a este proyecto muestra el interés por parte de Venezuela de ganar mercados con grandes requerimientos de gas natural, como son los de Brasil y Argentina.

Respecto a las reservas de Camisea del Perú y el Gasoducto Sudamericano, (también conocido como Red de Gasoductos del Sur) es necesario considerar que el proyecto de exportación de LNG, que se encuentra en ejecución en este país, absorberá gran parte de las reservas probadas de gas (4,2 TCF de 12 TCF de reservas probadas) y, tomando en cuenta la prioridad de abastecer el mercado de Lima, al Perú le queda remanentes poco significativos para otros proyectos de exportación, sin embargo, los trabajos de exploración en área cerca-nas a Camisea están resultando exitosos, permitiendo a este país contar con reservas para ampliar su mercado interrno, emprender proyectos petroquímicos y disponer de saldos para exportar. En este marco, las reservas de Bolivia tendrían un rol preponderante en este proyecto subregional.

En relación al LNG, se ha visto que existen varios proyectos de importación, uno de los cuales se encuentra en ejecución (Planta de regasificación en la costa cerca de Santiago), y, existen otros en etapa de estudio en Fortaleza y Porto Alegre en Brasil, en Montevideo, Uruguay y próximo a Tocopilla en Chile.

En este contexto regional, se puede apreciar que Bolivia tiene ventajas comparativas en los mercados poten-ciales identificados (Brasil, Argentina, Uruguay y Paraguay), y puede exportar volúmenes excedentes en el mediano plazo. En este sentido, Bolivia debe tomar las previsiones para encarar, con la agilidad requerida, la competencia de Venezuela y de competidores de ultramar; asimismo, se debería evaluar alternativas como acuerdos entre Bolivia, Paraguay y Uruguay, los cuales implicarían una relación de beneficios mutuos, asegu-rando la oferta y demanda de gas a largo plazo.

Bolivia debe definir una estrategia para convertirse en un centro de provisión de gas natural en la región. Como se puede apreciar, tiene posibilidades de hacerlo mediante la suscripción de convenios bilaterales y/o a través de acuerdos energéticos multilaterales. Asimismo, en vista de las proyecciones que se presen-tan para el LNG, Bolivia no debe descartar proyectos de LNG para el futuro.

8.2. ESTRATEGIA DE CONSOLIDACIÓN DE BOLIVIA COMO CENTRO GASÍFERO REGIONAL

8.2.1. Punto de partida: Reservas de gas

Como se ha podido apreciar en el diagnóstico, si bien existen considerables mercados potenciales con re-querimientos apremiantes de gas natural en la región sudamericana, existen también grandes competido-res, situación que se traduce en proyectos concretos en ejecución o en negociación, como son los proyec-tos de regasificación de LNG en Chile, Brasil, Argentina y Uruguay y el proyecto del Gasoducto del Sur.

En base a los actuales contratos de operación suscritos, el desarrollo de campos y nuevos prospectos exploratorios permitiría contar, de acuerdo a las proyecciones realizadas, con disponibilidad de volúmenes adicionales para la exportación a partir de entre cinco y seis años.

Tomando en cuenta lo anterior, la variable tiempo, juega un rol importante en el objetivo de consolidar al país como centro gasífero regional. Este escenario coloca a Bolivia en la necesidad de tomar acciones de manera inmediata y mandar señales, tanto a los posibles compradores como a los operadores en el país y posibles inversionistas, para adelantar negociaciones que permitan en el tiempo la firma de contratos de venta, aprovechando las ventajas comparativas que tiene el gas natural boliviano, derivadas de su favora-ble situación geográfica en el Continente, que le permitiría convertirse en el eje integrador de los mercados del Cono Sur de este energético.

Page 354: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 354 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Una vez determinados, en el diagnóstico efectuado, los potenciales mercados para los saldos exportables de gas natural: Brasil, Argentina, Paraguay y Uruguay, en función a sus niveles de consumo, de producción, de importación y su relación reservas/producción, así como también identificados los posibles competido-res en dichos mercados (proyectos de regasificación de LNG y Venezuela), se ha procedido, como parte de la elaboración de la estrategia, a:

• Determinar las reservas comprometidas de gas natural para cubrir el mercado interno dentro de los escenarios alto y bajo, los proyectos de industrialización y los actuales compromisos de exportación, a objeto de definir las reservas remanentes disponibles para la exportación.

• En base a la información del Diagnóstico y a otras fuentes complementarias utilizadas, estimar posi-bles volúmenes de demanda insatisfecha en los mercados identificados.

• Cuantificar las reservas requeridas para cubrir los volúmenes de demanda potenciales.

• Comparar los precios del gas boliviano con los precios del LNG, se ha efectuado un ejercicio para la estimación de precios city gate en los principales centros de consumo para:

- el gas natural procedente de Bolivia,

- el LNG desde la planta de regasificación en ejecución o proyectada, más cercana.

Por otra parte, no se ha efectuado el análisis para el gas natural procedente de Venezuela al Brasil, porque se ha supuesto que este gas sólo llegará, en caso de concretarse el proyecto, hasta mercados del norte y noreste del Brasil, y si el gasoducto se extendiera a mercados más al sur, sería a precios muy elevados y poco competitivos. Asimismo, se ha determinado precios en Yacuiba (net back) para las alternativas de exportación de LNG.

• Reservas remanentes y comprometidas de gas natural en mercado interno y externo

- Escenario Alto de Demanda Interna

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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,9259

,9259

,9259

,9259

,9228

,8028

,8028

,8028

,8028

,8028

,8028

,8010

,93

GSA

26,79

31,12

31,12

31,12

31,12

31,12

31,12

31,12

31,12

31,12

31,12

31,12

31,12

5,16

Cuiab

á + C

OMGA

S0,9

80,0

1

Arge

ntina

4,62

1,50

5,54

6,88

17,50

15,40

21,26

28,80

28,80

28,80

28,80

28,80

28,80

28,80

28,80

28,80

28,80

28,80

28,80

28,80

5,76

Total

Me

rcad

o Int

erno

5,89

7,35

7,48

8,19

9,05

10,00

10,95

11,84

12,82

12,89

13,86

14,02

15,02

14,71

15,76

15,49

16,70

16,49

17,77

17,74

3,27

Term

oeléc

tricas

2,49

3,68

3,48

3,92

4,36

4,77

5,24

5,54

6,01

5,67

6,20

5,98

6,58

5,79

6,46

5,74

6,49

5,86

6,69

6,15

1,38

Resid

encia

l0,0

80,0

90,1

10,1

40,1

60,1

90,2

80,3

60,4

50,5

40,6

30,7

30,8

30,9

31,0

31,1

41,2

51,3

71,4

81,6

10,1

7

Come

rcial

0,06

0,08

0,09

0,10

0,12

0,13

0,18

0,21

0,25

0,28

0,30

0,34

0,39

0,44

0,49

0,54

0,59

0,65

0,70

0,76

0,09

Indus

trial

1,47

1,55

1,63

1,71

1,80

1,89

1,99

2,09

2,19

2,31

2,42

2,55

2,67

2,81

2,95

3,10

3,25

3,41

3,58

3,76

0,63

Tran

spor

te0,7

00,7

50,8

10,8

80,9

51,0

31,1

21,2

11,3

11,4

21,5

41,6

61,8

01,9

52,1

12,2

82,4

72,6

72,8

83,1

20,4

2

Otro

s1,0

91,2

01,3

61,4

41,6

71,9

92,1

52,4

22,6

02,6

82,7

72,7

72,7

62,7

92,7

22,6

92,6

52,5

42,4

42,3

50,5

8

Total

Indu

strial

izació

n0,5

00,5

01,5

49,4

211

,6312

,2112

,2115

,2615

,2615

,2615

,2615

,2615

,2615

,2615

,2615

,2615

,2615

,262,7

8

Plan

tas de

GLP

0,50

0,50

1,

54

1,78

2,

29

2,57

2,

57

2,57

2,

57

2,57

2,

57

2,57

2,

57

2,57

2,

57

2,57

2,

57

2,57

0,5

2

Amon

iaco-

Úrea

3,00

3,

20

3,20

3,

20

3,20

3,

20

3,20

3,

20

3,20

3,

20

3,20

3,

20

3,20

3,

20

3,20

0,6

2

Polie

tileno

1,50

1,

80

1,80

1,

80

1,80

1,

80

1,80

1,

80

1,80

1,

80

1,80

1,

80

1,80

1,

80

0,32

Mutún

4,64

4,

64

4,64

4,

64

7,69

7,

69

7,69

7,

69

7,69

7,

69

7,69

7,

69

7,69

7,

69

7,69

1,3

3

TOTA

L38

,2839

,9744

,6546

,7059

,2165

,9474

,9683

,9784

,9588

,0789

,0489

,2190

,2158

,7759

,8259

,5560

,7660

,5561

,8361

,8016

,99

Trillo

nes d

e Pies

Cúb

icos

0,49

0,52

0,58

0,60

0,76

0,85

0,97

1,08

1,09

1,14

1,15

1,15

1,16

0,76

0,77

0,77

0,78

0,78

0,80

0,80

16,99

Page 357: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 357 -

De conformidad a la certificación de reservas efectuada el año 2005, las reservas probadas alcanzan a 25,29 TCF (26,74 certificadas al año 2005, menos la producción de los años 2005, 2006 y 2007) y las reservas probables se encuentran en un nivel de 22,03 TCF. Bajo el supuesto de que la estimación de re-servas considera el factor de recuperación y se recuperen las reservas probadas y el 50% de las reservas probables, se puede disponer aproximadamente de 36,31 TCF entre P1 y P2 recuperables.

Si dentro del Escenario Alto de Demanda Interna, a los 36,31 TCF se resta los 17,78 TCF requeridos para cubrir los compromisos de exportación actuales, los proyectos de expansión del consumo interno y de industrialización, quedan 18,53 TCF remanentes disponibles para la exportación bajo nuevos contratos, incluyendo los contratos interrumpibles de Cuiabá y COMGAS.

Asimismo, si dentro del Escenario Bajo de Demanda Interna, a los 36,31 TCF se resta los 16,99 TCF re-queridos para cubrir los compromisos de exportación actuales, los proyectos de expansión del consumo interno y de industrialización, quedan 19,32 TCF remanentes disponibles para la exportación bajo nuevos contratos, incluyendo los contratos interrumpibles de Cuiabá y COMGAS.

• Demanda total, demanda insatisfecha de potenciales mercados externos e incorporación de nue-vas reservas

A objeto de determinar la Demanda Total Potencial de Bolivia que incluye la demanda interna, los actuales compromisos de exportación y la demanda insatisfecha en los países identificados, previamente se requie-re cuantificar esta última.

Una vez proyectada la Demanda Total Potencial de Bolivia, se hace necesario calcular las reservas adicio-nales requeridas para abastecerla asegurando una R/P mínima igual a 20 años20. Para este objeto, se ha estimado el año hasta el cual se puede utilizar las reservas remanentes manteniendo la R/P señalada, y a partir de dicho año se ha proyectado el incremento de reservas requerido por año para cubrir dicha deman-da potencial manteniendo la misma R/P.

Para determinar la demanda insatisfecha de gas natural en los países vecinos identificados con potenciales mercados para el gas durante el período 2008 - 2026, se ha utilizado la siguiente fórmula:

DI = PrD – PrPI – ImpDonde:

DI es la Demanda Insatisfecha de los países con potenciales mercados durante el período considerado.

PrD es la proyección de la demanda interna en los países identitificados establecida en el Cuadro Nº 1

PrPI es la proyección de la producción interna en los países identificados (inyección media proyectada) en el estudio de ESMAP citado

Imp son las importaciones de GN de Brasil y Argentina provenientes de Bolivia, en el marco de los contra-tos suscritos (YPFB-PETROBRAS y YPFB_ENARSA).

Se considera la posibilidad de exportar a partir de 2014. Se toma en cuenta el 100% de la demanda insa-tisfecha de los países identificados, excepto en el caso del Brasil que se considera la parte de la demanda insatisfecha que puede ser cubierta por el gas boliviano a precios competitivos bajo los supuestos utilizados y en el marco de un escenario conservador. En este sentido, se ha considerado la diferencia entre la de-manda de los Estados de Mato Grosso, Goiás, Minas Gerais, Río de Janeiro y los Estados que se encuen-tran al Sur (mercados accesibles para el gas boliviano) y la producción interna de las cuencas del Brasil que abastece estos Estados más las importaciones procedentes de Bolivia bajo el GSA. Para efectuar este

20 Es necesario aclarar que el uso de este concepto (R/P) es diferente al utilizado en el documento de Estrategia de Exploración, en el cual la R/P = 29 es igual a las reservas remanentes después de cubrir las proyecciones de la demanda interna y los compromisos actuales de exportación, dividida por la producción correspondiente al último año del período.

Page 358: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 358 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

análisis, se ha utilizado información adicional del Balance Energético Nacional (Ministerio de Minas y Ener-gía) y de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) del Brasil.

La Demanda Insatisfecha de Argentina se calcula tomando en cuenta la importación de los volúmenes de gas natural provenientes de Bolivia. Los volúmenes exportados a la Argentina son enviados una vez cu-bierta la demanda del mercado interno, por lo que dichos volúmenes varían en función de la demanda del Mercado Interno Boliviano dentro de los Escenarios Alto y Bajo.

Cuadro Nº 4Demanda Insatisfecha de Países con Potenciales Mercados para Bolivia

Escenario Alto de Demanda Interna

Fuente: MHE en base a información de ESMAP TECHNICAL PAPER. Estrategia de Integración de la red de gasoductos del Cono Sur. Octubre de 2006.

TCF Demanda insatisfecha Argentina

Demanda insatisfecha

Brasil

Demanda insatisfecha

Uruguay

Demanda insatisfecha Paraguay

Demanda insatisfecha Total

2008 0,10 0,29 0,02 0,00 0,002009 0,15 0,30 0,02 0,00 0,002010 0,22 0,34 0,02 0,01 0,002011 0,16 0,33 0,02 0,02 0,002012 0,26 0,36 0,02 0,02 0,002013 0,26 0,34 0,02 0,02 0,002014 0,22 0,31 0,02 0,02 0,582015 0,29 0,26 0,03 0,02 0,612016 0,34 0,30 0,03 0,02 0,692017 0,38 0,33 0,03 0,03 0,772018 0,43 0,37 0,03 0,03 0,862019 0,48 0,41 0,04 0,03 0,952020 0,53 0,82 0,04 0,03 1,422021 0,58 0,86 0,04 0,03 1,512022 0,63 0,91 0,04 0,03 1,612023 0,69 0,95 0,04 0,03 1,712024 0,75 1,00 0,04 0,03 1,822025 0,81 1,03 0,04 0,03 1,922026 0,90 1,03 0,05 0,03 2,01Total 2008-2026 8,19 10,56 0,58 0,44 19,77Total 2014-2026 7,04 8,59 0,47 0,37 16,46

Page 359: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 359 -

Cuadro Nº 5Demanda Insatisfecha de Países con Potenciales Mercados para Bolivia

Escenario Bajo de Demanda Interna

Fuente: MHE en base a información de ESMAP TECHNICAL PAPER. Estrategia de Integración de la red de gasoductos del Cono Sur. Octubre de 2006.

TCF Demanda insatisfecha Argentina

Demanda insatisfecha

Brasil

Demanda insatisfecha

Uruguay

Demanda insatisfecha

Paraguay

Demanda insatisfecha

Total2008 0,10 0,29 0,02 0,00 0,002009 0,15 0,30 0,02 0,00 0,002010 0,21 0,34 0,02 0,01 0,002011 0,15 0,33 0,02 0,02 0,002012 0,25 0,36 0,02 0,02 0,002013 0,25 0,34 0,02 0,02 0,002014 0,22 0,31 0,02 0,02 0,582015 0,29 0,26 0,03 0,02 0,612016 0,34 0,30 0,03 0,02 0,692017 0,38 0,33 0,03 0,03 0,772018 0,43 0,37 0,03 0,03 0,862019 0,48 0,41 0,04 0,03 0,952020 0,53 0,82 0,04 0,03 1,422021 0,58 0,86 0,04 0,03 1,512022 0,63 0,91 0,04 0,03 1,612023 0,69 0,95 0,04 0,03 1,712024 0,75 1,00 0,04 0,03 1,822025 0,81 1,03 0,04 0,03 1,922026 0,90 1,03 0,05 0,03 2,01Total 2008-2026 8,13 10,56 0,58 0,44 19,71Total 2014-2026 7,04 8,59 0,47 0,37 16,46

Page 360: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 360 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 6 Reservas proyectadas para satisfacer la Demanda Total Potencial, manteniendo una relación

mínima de R/P igual a 20 años desde 2007 Escenario Alto de Demanda Interna

Fuente: ESMAP TECHNICAL PAPER. Estrategia de Integración de la red de gasoductos del Cono Sur. Octubre de 2006. YPFB.

En TCFaño

A100% P1 + 50% P2

BDemanda Total

Potencial(incluyendo

demanda insa-tisfecha países

vecinos)

C=BProducción

que satisface la Demanda

TotalPotencial

DIncremento de reservas para

mantenerrelación Res/

Prod igual a 20 años

E = A+DReservas

totales

2007 36,82 0,49 0,49 0,00 36,822008 36,33 0,52 0,52 0,00 36,332009 35,81 0,58 0,58 0,00 35,812010 35,24 0,60 0,60 0,00 35,242011 34,64 0,76 0,76 0,00 34,642012 33,87 0,85 0,85 0,00 33,872013 33,02 0,97 0,97 0,00 33,022014 32,06 1,68 1,68 1,61 33,662015 30,38 1,72 1,72 4,06 34,442016 28,65 1,86 1,86 8,50 37,152017 26,80 1,95 1,95 12,29 39,092018 24,84 2,05 2,05 16,15 41,002019 22,79 2,15 2,15 20,31 43,102020 20,64 2,24 2,24 24,22 44,862021 18,39 2,36 2,36 28,71 47,112022 16,04 2,45 2,45 33,05 49,092023 13,58 2,58 2,58 38,05 51,632024 11,00 2,69 2,69 42,87 53,872025 8,31 2,82 2,82 48,04 56,342026 5,49 2,91 2,91 52,77 58,27

Page 361: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 361 -

Cuadro Nº 7Reservas proyectadas para satisfacer la Demanda Total Potencial, manteniendo una relación

mínima de R/P igual a 20 años desde 2007Escenario Bajo de Demanda Interna

Fuente: Proyección de la demanda Capítulo 3.2,ESMAP TECHNICAL PAPER. Estrategia de Integración de la red de gasoductos del Cono Sur. Octubre de 2006.

• Sobre la base de los datos de ESMAP, en el período 2014 - 2026, la demanda insatisfecha de los países vecinos asciende a 16,46 TCF, siendo el mayor demandante Brasil seguido por Argentina.

• Hasta el año 2013, el 100% de las reservas probadas y el 50% de las reservas probables certifica- das al año 2005 (“reservas recuperables”) podrán satisfacer la demanda del mercado interno, los compromisos actuales de exportación y la demanda insatisfecha proveniente de los países vecinos, manteniendo una R/P = 20.

• Del año 2014 a 2026, se efectuó al cálculo de nuevas reservas requeridas para mantener una rela-ción R/P constante igual a 20 años.

• En el año 2014, para poder mantener una relación R/P mínima de 20 años, será necesario incre-mentar el volumen de reservas (“recuperables”) en 1,61 TCF dentro del Escenario Alto de Demanda Interna y en 1,26 TCF dentro del Escenario Bajo.

EnTCFaño

A100% P1 + 50% P2

BDemanda Total

Potencial(incluyendo

demandainsatisfecha

países vecinos)

C=BProducción

que satisface la Demanda Total Poten-

cial

DIncremento de reservas para

mantenerrelacion Res/ Prod igual a

20 años

E = A+DReservas

totales

2007 36,82 0,49 0,49 0,00 36,822008 36,33 0,51 0,51 0,00 36,332009 35,82 0,57 0,57 0,00 35,822010 35,24 0,60 0,60 0,00 35,242011 34,64 0,76 0,76 0,00 34,642012 33,88 0,85 0,85 0,00 33,882013 33,03 0,97 0,97 0,00 33,032014 32,06 1,67 1,67 1,26 33,322015 30,39 1,70 1,70 3,66 34,062016 28,69 1,83 1,83 7,81 36,502017 26,87 1,92 1,92 11,52 38,392018 24,95 2,01 2,01 15,17 40,122019 22,94 2,11 2,11 19,21 42,162020 20,83 2,17 2,17 22,64 43,482021 18,66 2,28 2,28 26,99 45,652022 16,38 2,38 2,38 31,13 47,512023 14,00 2,50 2,50 35,95 49,962024 11,50 2,60 2,60 40,54 52,052025 8,90 2,72 2,72 45,51 54,412026 6,18 2,81 2,81 49,99 56,17

Page 362: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 362 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

• En el año 2023, dentro del Escenario Alto de Demanda Interna, el incremento de reservas disponi-bles deberá llegar a un nivel de 38,05 TCF, algo superior al volumen actual, y para el año 2026, las reservas deberán incrementarse en 52,77 TCF. Asimismo, dentro del Escenario Bajo de Demanda Interna, en el año 2023, el incremento de reservas disponibles deberá llegar a un nivel de 35,95 TCF y para el año 2026, las reservas deberán incrementarse en 49,99 TCF.

8.2.1.2. Estimación de precios City Gate

Tomando en cuenta como referencia los precios vigentes en octubre de 2007 (preliminares) puestos en Río Grande y Yacuiba para el GSA y ENARSA, respectivamente, de 4,71 $us/MMbtu y 6,01 $us/MMbtu, que corresponden a un precio WTI promedio mensual del petróleo que fluctúa entre 55,08 y 78,1 $US/bbl en los meses abril – septiembre del mismo año, a objeto de efectuar el ejercicio de estimación de precios en los mercados de consumo, se ha supuesto que para nuevos contratos y volúmenes, se puede negociar un precio de 5 $us/MMbtu, puesto en frontera.

Asimismo, en vista de que existe muy poca información respecto a los precios del LNG, en general, y a los posibles precios que se estarían negociando en los proyectos de regasificación (Quintero, Porto Alegre y Montevideo) que se están considerando en el análisis, se toma como supuesto conservador que el precio del LNG a la salida de la planta de regasificación es de 8 $us/MMbtu, como también para posibles ventas de LNG en puerto de destino.

Se asume que la relación entre 5 y 8 dólares, para el gas natural en frontera y para el LNG a la salida de la planta, respectivamente, se mantendría, por lo menos, similar y proporcional para cualquier variación en las cotizaciones del petróleo, es decir que si éstas últimas suben o bajan, el precio en frontera del gas boliviano y del LNG también fluctuarían en el mismo sentido, sin afectar propiamente a la relación o diferencia entre ambos. (El primer trimestre de 2008, el precio del GSA alcanzó a 5,55 $us/MMbtu, y el de ENARSA a 6,98 $us/MMbtu que corresponde a un precio WTI promedio trimestral del petróleo de 97,83 $US/bbl, siendo posible que el precio del LNG haya subido más que proporcionalmente como consecuencia del incremento en el precio del acero, entre otros).

Para obtener el precio del LNG en las centros de consumo que se analiza, se debe añadir a este precio de 8 dólares, el costo del transporte por gasoducto desde Porto Alegre o Montevideo hasta la ciudad de consumo, con excepción de estas dos ciudades.

Para estimar las tarifas de transporte para nuevos gasoductos, en la mayor parte de los casos, se ha inferi-do de manera proporcional a la distancia y a la capacidad. Para el caso de ampliación de los existentes, se ha tomado como referencia la información obtenida de situaciones similares de gasoductos existentes.

En base a estimaciones gruesas y preliminares, se ha podido determinar que, en el Brasil, el gas boliviano llegaría a precios competitivos respecto al LNG que se regasificaría en Porto Alegre, por lo menos, a las ciudades de Cuiabá, Rondonópolis, Brasilia y a las ciudades a las cuales llega el TBG y, por consiguiente, a todos los centros de consumo comprendidos al Sur y al Oeste de dichas ciudades.

Asimismo, se ha podido estimar que el gas natural procedente de Bolivia en los mercados de Argentina, Paraguay y Uruguay es más económico que el LNG, bajo distintos escenarios y alternativas para acceder a estos mercados.

Respecto a la exportación de LNG, para analizar y evaluar esta posibilidad, se calculó el precio puesto en Yacuiba, utilizando puertos del Pacífico. Los resultados del análisis muestran que los precios en Yacuiba son similares a los actuales precios de exportación en Río Grande y Yacuiba y, en algunas alternativas, inferiores (para un precio conservador del LNG).

Como se mencionó anteriormente, este ejercicio tiene por objeto contar con una visión preliminar de los precios a los cuales puede llegar el gas boliviano en algunos mercados identificados. Sin embargo, se considera necesario desarrollar una metodología para la fijación de precios de exportación mediante regla-

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 363 -

mento, tomando en cuenta las disposiciones establecidas en la Ley Nº 3058.

8.2.2. Objetivo de la Política de Consolidación de Bolivia como Centro Gasífero Regional

Consolidar, ampliar y diversificar mercados de gas natural y posicionar al país en el marco de los procesos de integración regional a objeto de consolidar a Bolivia como centro gasífero regional.

8.2.3. Acciones

8.2.3.1. Política de Consolidación y Ampliación del Mercado Externo

Respecto a los mercados de países de la región sudamericana y otros que afectan al mercado de gas na-tural regional y mundial, es necesario que el Ministerio de Hidrocarburos y Energía efectúe un seguimiento y monitoreo continuo de las características de la demanda, producción, reservas, condiciones fiscales para operaciones de exploración y explotación, infraestructura, proyectos petroquímicos, inversiones, aspectos financieros y económicos, entre otros, a objeto de llevar adelante la política respecto a las exportaciones de gas con la agilidad requerida.

En este sentido, el mercado del LNG debe ser objeto de estudio detallado y continuo, no solamente en lo referente a sus implicaciones como alternativa al gas boliviano en los países vecinos, sino también como una opción futura de exportación de gas que no se debe descartar.

De concretarse los contratos para exportar gas natural a los nuevos mercados identificados, existe la posibilidad, en el largo plazo, de duplicar los ingresos por divisas y los ingresos del Estado por regalías, participaciones e IDH, en relación a los que se obtendrán por los contratos suscritos con Brasil y Argentina, además de los efectos positivos sobre la economía y sus repercusiones sociales.

De conformidad al cálculo efectuado para determinar las reservas requeridas para cubrir: el mercado inter-no, los proyectos de industrialización y los actuales contratos suscritos de exportación de gas, se dispone de un excedente de reservas remanentes que alcanzan a 18,53 TCF dentro del Escenario Alto de Demanda Interna y a 19,32 TCF dentro del Escenario Bajo de Demanda Interna.

Tomando en cuenta la cantidad de reservas requeridas para cubrir la demanda insatisfecha identificada en los países vecinos, estas reservas remanentes son suficientes para cubrir dicha demanda por 20 años. Sin embargo, en el marco de una política de seguridad energética, tomando en cuenta consideraciones estraté-gicas, así como para proporcionar confianza a las inversiones requeridas y como garantía para emprender futuros proyectos de gran envergadura, es necesario desarrollar una política agresiva de exploración para incorporar nuevas reservas que permitan mantener una relación reservas producción (R/P) igual a 20 años, bajo la consideración de que esta relación satisface los objetivos señalados.

Por tanto, sin las condiciones que proporcionen confianza sobre descubrimiento de nuevas reservas y sin señales de una política seria de exploración, no se creará un clima apropiado para iniciar negociaciones sobre ventas futuras de gas y para realizar las inversiones correspondientes, en el marco de acuerdos bilaterales o multilaterales de integración. En este sentido, la estrategia definida para las actividades de exploración y explotación responde plenamente a este propósito.

8.2.3.1.1. Mercados Existentes: Brasil y Argentina

Actualmente, exportamos gas a Brasil y Argentina bajo contratos que alcanzan volúmenes considerables de hasta 30 MMmcd y 27,7 MMmcd, respectivamente. Asimismo, de acuerdo a las proyecciones de ES-MAP citadas, en el período comprendido entre 2008 y 2025, la demanda de ambos países crece en 82,5 y 87 MMmcd, respectivamente, (Ver Cuadro Nº1) gran parte de la cual puede ser cubierta por el gas bolivia-no, tomando en cuenta los límites en la producción relacionados al estado de las reservas y a la madurez de las cuencas de ambos países21.21 ESMAP TECHNICAL PAPER – “Estrategia de Integración de la red de gasoductos del Cono Sur”. Octubre, 2006.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Considerando la importancia de estas ventas y las posibilidades de expansión de las mismas, se debe calificar las relaciones con Brasil y Argentina como importantes en el campo energético y consolidar los vínculos con estos países no solamente mediante la exportación de volúmenes adicionales a estos merca-dos, sino también mediante la firma e implementación de acuerdos de integración energética que permitan llegar a niveles paralelos de acercamiento y complementación en actividades y emprendimientos conjuntos en las áreas de exploración, explotación, transporte e industrialización de hidrocarburos.

Brasil

Actualmente, se está exportando gas natural al Brasil, bajo el Contrato de Compra Venta YPFB-PETRO-BRAS (GSA) que finaliza el 2019, por volúmenes crecientes hasta 30,08 MMmcd, suscrito en el marco del Acuerdo de Alcance Parcial de Promoción del Comercio entre la República de Bolivia y la República Federativa del Brasil (agosto 1992).

Asimismo, bajo un contrato sucrito originalmente por la Empresa Petrolera Andina S.A. por volúmenes interrumpibles crecientes de 1,1 hasta 2,20 MMmcd, se ha exportado a Cuiabá desde el año 2001 hasta el 2007 (Ver Capítulo 3.2). Igualmente, bajo un contrato suscrito originalmente por British Gas Bolivia y BG COMGAS por 0,68 MMmcd, interrumpibles, se ha exportado a Sao Paulo desde el año 2001 hasta el 2007.

Bajo los supuestos señalados anteriormente, en el mapa se puede observar los precios estimados del gas boliviano en algunas ciudades del Brasil.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 10Mercados Existentes - BRASIL

Fuente: Elaboración VMDE

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Acciones

Dar continuidad e implementar los instrumentos bilaterales e interinstitucionales suscritos en fecha 17 de diciembre de 2007 en materia energética con el Gobierno de Brasil y PETROBRAS, relativos a integración y complementación energética, pago de los licuables contenidos en el gas natural comprado por PETRO-BRAS en el marco del GSA, capacitación, inversiones en exploración y explotación, actividades conjuntas en áreas reservadas a favor de YPFB e industrialización. En este sentido, se debe:

• Conformar una Comisión Binacional para implementar los proyectos y actividades contemplados en dichos acuerdos.

• A nivel nacional, conformar grupos técnicos entre el MHE, YPFB y las instancias pertinentes, a fin de concretizar los proyectos conjuntos.

• En este marco, conformar grupos técnicos de trabajo con las respectivas contrapartes y representantes del gobierno brasileño, empresas públicas, mixtas y/o privadas, para identificar nuevos proyectos de ampliación de mercados, asegurando el abastecimiento de los mismos y la infraestructura requerida.

• Identificar las acciones pertinentes para concretar los proyectos identificados.

Argentina

Dentro el Convenio Marco de Venta de Gas Natural y la Realización de Proyectos de Integración Energé-tica, suscrito entre la República de Bolivia y la República Argentina, en fecha 29 de junio de 2006, se ha establecido las bases para los proyectos GNEA (gasoducto noreste argentino) y plnata de estracción de licuables y se ha firmado el Contrato de Compra Venta de Gas Natural entre ENARSA y YPFB (2007 - 2026) que pretende llegar a volúmenes de hasta 27,7 MMmcd.

En fecha 10 de Agosto de 2007, se ha suscrito un nuevo Acuerdo Bilateral que no sólo abarca lo estipulado en el Convenio Marco de Venta de Gas Natural y la Realización de Proyectos de Integración, de fecha 29 de junio, sino también emprendimientos conjuntos que permitan asegurar la suficiente oferta de gas, que contemplen inversiones en exploración, explotación, como también en transporte e industrialización del mismo.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 11Mercados Existentes - Argentina

Fuente: Elaboración VMDE

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Acciones

En el marco de este Acuerdo Bilateral, se debe identificar proyectos para implementarse de manera inme-diata, que permitan complementar los intereses de ambos países, en la perspectiva de ampliar mercados, incrementar la producción y las reservas de gas y la infraestructura necesaria, no sólo para llegar a merca-dos argentinos, sino también, contemplar la inclusión de terceros países con mercados potenciales para el gas (Uruguay y Paraguay).

Considerando las proyecciones de producción en Bolivia y en Argentina y en vista de que el precio del gas boliviano estimado en Buenos Aires (Ver mapa) y en otros centros de consumo es inferior que el del LNG proveniente de Montevideo o de Quintero (o de otra planta a instalarse en la costa de Argentina) y tomando en cuenta los considerables requerimientos de gas natural de este país:

* En el corto plazo, se debe renegociar los volúmenes iniciales del Contrato con ENARSA debido a las restricciones de la producción en Bolivia.

* En una perspectiva de mediano y largo plazo, se tendría que ampliar el contrato de venta de gas a ENARSA, como también reprogramar el proyecto GNEA para mayores volúmenes con destino a Bue-nos Aires y otras regiones argentinas y con opciones de transportar el gas boliviano hasta los mercados uruguayos y paraguayos.

En este contexto, se debe ampliar las funciones del equipo técnico que se encuentra trabajando en estos aspectos al análisis y evaluación de estas opciones y, en su caso, de las condiciones de gas en tránsito.

8.2.3.1.2. Mercados Nuevos: Uruguay y Paraguay

Uruguay

En relación a Uruguay, las conversaciones para vender gas a este país se remontan a agosto de 2004 cuando se firmó el Memorándum de Entendimiento Para la Complementación Energética y Económica entre la República de Bolivia y la República Oriental del Uruguay, en el mismo se establece una Comisión Técnica Binacional a objeto de identificar los mecanismos y condiciones para el desarrollo de un proyecto de exportación de productos hidrocarburíferos bolivianos al Uruguay. El Memorándum menciona que “En el desempeño de sus funciones la Comisión deberá actuar en consulta y coordinación con los Gobiernos de terceros países que directa o indirectamente se vinculen al referido proceso e incluso podrá acordar su ampliación mediante la incorporación de los mismos.”

Como consecuencia de lo anterior, en la misma fecha se firmó un Memorándum de Entendimiento Para la Complementación, Integración Energética y Económica entre la República de Argentina, la República de Bolivia y la República Oriental del Uruguay, mediante el cual acuerdan un encuentro trinacional entre las tres Repúblicas para coordinar acciones destinadas a lograr el aprovisionamiento temporal y permanente de gas natural boliviano al Uruguay, a través de territorio argentino una vez que se concrete el GNEA.

El 19 de abril de 2006, los Presidentes de Bolivia, Paraguay y Uruguay suscribieron el Memorándum de Entendimiento sobre Integración Energética y Física para construir un gasoducto que permita proveer gas a ambos países.

Tomando en cuenta estos antecedentes, se ha identificado las siguientes alternativas para exportar gas natural a Uruguay:

1. Vía Argentina

El precio del gas natural de Bolivia para ambos mercados llegaría a Buenos Aires a un aproximado de 5,81 $us/MMbtu y a Montevideo de 6,31 $us/MMbtu. Tomando en cuenta el posible precio del LNG de 8 $us/MMbtu en Montevideo a la salida de la planta de regasificación, el precio boliviano resulta ventajoso en Montevideo.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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2. Vía Paraguay

Una segunda opción para vender gas a este país es a través de territorio paraguayo, para lo cual se ten-dría que construir un gasoducto desde Puerto Casado, vía Asunción, hasta Montevideo. La distancia y los relativamente pequeños volúmenes transportados ocasionan que el precio del gas boliviano en esta ciudad sea aproximadamente de 7,92 $us/MMbtu, muy próximo al precio supuesto para el LNG.

3. Vía Brasil:

Otra alternativa para llegar al Uruguay es a través de territorio brasileño, mediante prolongación del TBG desde Porto Alegre hasta Montevideo. Para llegar a Uruguay a través de los gasoductos que transportan el gas boliviano por territorio brasileño, desde Mutún en Bolivia hasta Porto Alegre en el Brasil, es necesario tomar en cuenta que la longitud de este gasoducto es de 3400 kms con una capacidad en el último tramo (Sao Paulo – Porto Alegre) de 6 MMmcd. Esta extensión hace que el precio del gas en Porto Alegre pueda alcanzar los 6,2 $us/MMbtu. Si a este valor, se añade el transporte entre Porto Alegre a Montevideo y la posible incidencia de ampliar la capacidad de los ductos en los tramos correspondientes, el precio en este último mercado podría fluctuar alrededor de 7,22 $us/MMbtu.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 12 Mercados Nuevos - Uruguay

Fuente: Elaboración VMDE

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Acciones

Si se compara los precios en Montevideo de estas tres alternativas, se puede observar que las alternativas 2 y 3 implican mayores costos de transporte y, por consiguiente, precios más elevados puestos en Montevideo.

Por consiguiente, el precio más económico para llegar a este centro de consumo es a través de los ga-soductos argentinos y, considerando que los proyectos de exportación de GN tienen un período largo de maduración (negociación, construcción de la infraestructura, desarrollo del mercado interno), se tendría que proceder a:

• Proponer la conformación de una Comisión Binacional a objeto de concretar las iniciativas para retomar la voluntad expresada en los Memorándumes anteriormente mencionados sobre el desarrollo de un proyecto de exportación de gas natural boliviano a esa República.

• Establecer un grupo de trabajo técnico para evaluar las alternativas de exportación de gas, con la op-ción de incorporar a Argentina en estas negociaciones y las condiciones de gas en tránsito.

En base a estas conversaciones previas:

• Proponer y evaluar con Argentina la ampliación de la construcción del GNEA en lo relativo a plazos y capacidad, tomando en cuenta volúmenes adicionales para Montevideo y Buenos Aires.

• En el marco del nuevo Acuerdo Bilateral suscrito con la República de Argentina y del Memorándum de Entendimiento de agosto de 2004 (entre Argentina, Uruguay y Bolivia), en los temas que corresponda, conformar un comité multilateral, en lo relativo a ventas de gas natural, entre representantes de estos tres países.

Esta propuesta puede ser implementada mediante un swap con destino al Uruguay, en función a los volúme-nes disponibles a mediano plazo. En este caso, el precio del gas natural en Montevideo sería inferior o, en el peor de los casos, igual al precio calculado cubriendo todo el transporte por los gasoductos de Argentina.

Paraguay

Alternativas:

1. Gasoducto Bolivia – Paraguay

Con base al convenio firmado entre los gobiernos de Bolivia y Paraguay durante la visita del presidente Evo Morales a Asunción, en abril de 2006, mediante el cual afirmaron su voluntad de llevar a cabo la integración gasífera entre los dos países propuesta el 28 de julio de 2005 por el Ministro de Obras Públicas y Comuni-caciones del vecino país a sus pares bolivianos, se reunió, en la ciudad de La Paz, el 9 de junio de 2006, el Grupo Técnico G – BOPY con la participación de autoridades de ambos países a objeto de acelerar la implementación del proyecto de venta de gas al Paraguay.

En estas reuniones llevadas a cabo en el contexto del Acuerdo de Cooperación Energética suscrito entre los Mandatarios de ambos países, la delegación paraguaya presentó su propuesta consistente en ejecutar en forma conjunta un gasoducto en el tramo Tarija – Puerto Casado, así como una planta de procesamien-to de gas que permita suministrar excedentes de GLP al vecino país que tiene un alto consumo de este energético. El proyecto contaba con el financiamiento del BID para cubrir los estudios de factibilidad del ducto, así como con el interés de varias empresas privadas para invertir en la construcción del mismo, no habiéndose descartado la posibilidad de participación de YPFB como de ANDE y Petropar, empresas es-tatales paraguayas.

De acuerdo a estimaciones del Ministerio de Obras Públicas del Paraguay, el monto de la inversión para este gasoducto (aproximadamente 460 Km), se calculaba en $us 300 millones. Tomando en cuenta lo an-

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

terior, el precio aproximado calculado hasta Puerto Casado llega a 5,87 $us/MMbtu, pudiendo extenderse este gasoducto hasta la ciudad de Asunción, estimándose que el precio alcance a 6,36 $us/MMbtu en ésta última.

Esta propuesta, además de pretender cubrir el mercado del Paraguay desde Puerto Casado, centro con-siderado con proyecciones de consumo de gas, contempla también variantes para convertir a este país en un centro por el cual pase el gas boliviano con destino al Uruguay y al Atlántico, cubriendo importantes áreas del territorio brasileño e incluso argentino, no descartándose el convertirse en un eje integrador entre el Pacífico y el Atlántico.

2. Vía Argentina

Es posible también exportar gas a este país utilizando el GNEA hasta la altura de la localidad de Quitillipi (Provincia Chaco de Argentina) y, desde este punto construir un ramal de 311 Kms hasta Asunción. El pre-cio estimado en esta ciudad es de 5,72 $us/MMbtu.

3. Vía Brasil

Otra alternativa para llegar al Paraguay consiste en construir un ramal del TBG desde Campo Grande has-ta Puerto Casado (pasando por territorio brasileño). Sin embargo, se ha estimado que el precio por esta vía alcanza un valor aproximado de 6,2 $us/MMbtu en Puerto Casado y de 6,69 $us/MMbtu en Asunción, resultando esta opción menos económica que las anteriores, debido a que, adicionalmente, se tendría que añadir, al precio en Río Grande, la tarifa de transporte del GTB, la tarifa estampilla del TBG, la tarifa del nuevo gasoducto Campo Grande - Puerto Casado, y, para llegar hasta Asunción, la tarifa Puerto Casado - Asunción.

4. Vía Mutún

Si se considera la alternativa 3 como una opción para vender gas al Paraguay, es obvio que también se extienda el análisis para identificar, en esta ruta, una vía más directa consistente en construir un gasoducto desde Mutún directamente hasta el país vecino (Puerto Casado). Sin embargo, en esta ruta sólo se aho-rra la tarifa del TBG, puesto que la longitud Campo Grande – Puerto Casado es similar a la longitud entre Mutún – Puerto Casado, llegando a Puerto Casado y a Asunción a un precio de 5,53 y 6,1 $us/MMbtu, respectivamente.

Page 373: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 13Mercado Nuevos - Paraguay

Fuente: Elaboración VMDE

Acciones

Como se puede apreciar, las vías más económicas para llegar a Asunción son vía Argentina (GNEA) y vía Mutún (utilizando el GTB). Sin embargo, tomando en cuenta que el gasoducto GTB puede estar copado por volúmenes adicionales al Brasil, es aconsejable utilizar el GNEA para llegar hasta Asunción. Por otra parte, para acceder a la zona de Puerto Casado, los precios resultan más bajos utilizando la alternativa 1 (Tarija – Puerto Casado) y la alternativa 4 (Vía Mutún). La definición de una de las opciones para exportar gas al Paraguay tendría que estar sujeta a un análisis técnico, económico y geopolítico, en consulta con el

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gobierno de éste país y de otros países.

Frente al interés manifiesto por el gobierno paraguayo, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía y la Can-cillería deberán:

• Retomar las negociaciones.

• Retomar las reuniones del Grupo Técnico G – BOPY para el análisis y evaluación de las alternativas. En principio, mediante la coordinación de la Cancillería, se tiene prevista una reunión de este Grupo para junio de 2008.

• Tomando en cuenta que el consumo de GLP en Paraguay es relativamente elevado y que el interés de Paraguay en el gas natural se encuentra asociado al GLP, se debería considerar la posibilidad de vender los excedentes exportables de GLP. Con los proyectos a implementarse, dentro del Escenario Alto de Demanda Interna, los excedentes exportables de GLP alcanzarían a alrededor de 913 tmd en el año 2012 y a 2.209 tmd en el año 2016; asimismo, dentro del Escenario Bajo, dichos excedentes alcanzarían a 1.047 tmd en el 2012 y a 2.366 tmd en el 2016.

8.2.3.2. Integración Energética

8.2.3.2.1. Posicionamiento del País

Los proyectos de integración energética obedecen a diferentes razones, entre las cuales se puede citar la desigual distribución de recursos energéticos entre los países, la complementariedad energética entre los países de la región, sus diversos niveles de explotación, desequilibrios entre oferta y demanda al interior de cada país, la desigual distribución de los recursos energéticos dentro un mismo país, diferencias esta-cionales en el nivel de demanda y oferta de los distintos países y otras.

Como se ha podido analizar en el diagnóstico, considerando la vital importancia de la energía en el desa-rrollo económico y social, los países de la región han impulsado varias iniciativas de integración energética. Los países que registran mayores niveles de consumo y mantienen una alta dependencia de los recursos energéticos importados, han generado espacios de acercamiento en materia energética, con la finalidad de abastecer sus crecientes demandas en el mediano y largo plazo. Asimismo, los países que cuentan con fuentes energéticas que superan sus requerimientos internos han mostrado también su interés en éstos proyectos. En lo relativo al gas natural, lo señalado se refleja, en el diagnóstico efectuado, en las diferentes iniciativas sobre integración energética y en las propuestas concretas sobre la “Red de Gasoductos del Sur” (Gasoducto Sudamericano), Gasoducto del Sur y Petroamérica.

El nivel de desarrollo económico y las condiciones macroeconómicas y políticas en los países de América del Sur son diversos, constituyéndose en barreras que limitan y entraban los procesos de integración que se han venido intentando en la región. En el curso de estos empeños, se ha logrado identificar las barreras de carác-ter institucional y regulatorio y de política económica que en el pasado han detenido los diferentes procesos de integración y que se están presentando también en las nuevas iniciativas de integración energética.

En este marco, UNASUR, Unión de Naciones Sudamericanas (inicialmente nominada como Comunidad Sudamericana de Naciones) plantea entre sus objetivos la integración energética, sin embargo, el mate-rializar los mismos puede ser un camino largo, que exige la fuerte voluntad de los gobiernos para que se traduzcan en acciones concretas.

8.2.3.2.2. Articulado de Iniciativas

Las ventajas comparativas y competitivas de las reservas de gas natural en Bolivia, se están traduciendo en acuerdos bilaterales de venta que involucran una integración energética y que constituyen mecanismos de complementariedad ágiles en su operativización. Sin embargo, Bolivia no debe descuidar los esquemas que se organizan en el hemisferio sur, como la ya mencionada UNASUR, así como la CAN y el MERCO-SUR, en los cuales se contempla proyectos de integración energética, teniendo Bolivia la posición ventajo-

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 375 -

sa de participar en ambos, constituyéndose en potencial articulador entre las iniciativas que se emprendan en el marco de estos acuerdos.

Respecto a UNASUR, se debe mantener la posición de Bolivia expresada en las cumbres energéticas de Jefes de Estado llevadas a cabo en el marco de esta iniciativa.

La participación de Bolivia en estas iniciativas debe basarse en principios de complementariedad entre países consumidores y productores, a objeto de obtener beneficios mutuos que se traduzcan en:

• Abastecimiento del mercado regional.

• Precios más bajos para los consumidores, que les permite ser más competitivos.

• Mejores precios para los productores que les proporcione recursos económicos que apoyen su desa-rrollo económico.

• Desarrollo de reservas existentes y descubrimiento de nuevas.

Al efecto, se requiere avanzar en temas relacionados a normativa común respecto a las condiciones de gas en tránsito, operación de gasoductos y aspectos relativos a tributación, promoción de inversiones, arbitraje y participación de empresas estatales y mixtas.

En este sentido, se deberá desarrollar marcos de acuerdos multilaterales a objeto de identificar y establecer las condiciones que permitan el flujo de este energético entre los países que resulten de interés común para las partes involucradas.

8.2.3.2.3. Gasoductos que integran mercados regionales

En el contexto de los acuerdos anteriormente citados, se han presentado dos grandes proyectos que han sido objeto de estudios y evaluación: por un lado, la Red de Gasoductos del Sur, patrocinado principalmen-te por las economías del Sur deficitarias en reservas y suministro de gas y petróleo y, por otro, el Gasoducto del Sur, patrocinado principalmente por Venezuela, con grandes reservas de gas natural, proyecto que, hasta el momento, no ha logrado la respuesta necesaria por parte de los posibles demandantes de gas.

Tomando en cuenta el largo período que absorbería la puesta en marcha del Gasoducto del Sur, su alto costo y las inmensas reservas de Venezuela que podrían estar disponibles para los mercados a los que pretende llegar dicho Gasoducto, Bolivia debe evaluar su participación en esta iniciativa y sus posibilidades de acceso a estos mercados, con y sin el desarrollo de este emprendimiento.

En relación a la Red de Gasoductos del Sur y tomando en cuenta que las negociaciones y reuniones técnicas sobre este proyecto han sido retomadas en junio de 2007, habiéndose Bolivia incorporado oficialmente como miembro, se debe mantener la atención en la revitalización de esta iniciativa que presenta mayores posibilidades de materializarse, debido a la infraestructura ya establecida de la red de gasoductos en la sub-región sur del continente, que conectaría las reservas de gas situadas en Tarija con los principales centros de consumo: Buenos Aires, Mendoza, Tucumán, Asunción, Montevideo, entre otros. La implementación de este proyecto complementaría y viabilizaría las posibilidades de exportación a los mercados identificados, en un marco que permitiría ahorrar, a las partes involucradas, en el trans-porte del gas, mediante swaps virtuales entre cuencas y mercados, así como facilitaría el financiamiento de la infraestructura.

8.2.4. Conclusiones

La política de ampliación y diversificación de mercados y el posicionamiento de Bolivia dentro de los pro-cesos de integración energética regional está sujeta a la incorporación de nuevos volúmenes de reservas no comprometidas, a objeto de mantener una relación R/P similar a los tiempos de los contratos de ex-portación de gas (20 años) que permita dar confianza a la inversión que se tendría que realizar. Para este propósito, se requiere una política agresiva de exploración.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Bolivia tiene una favorable situación geográfica en el continente que hace competitivos los precios del gas natural en los países vecinos demandantes y tiene reservas remanentes que le otorgan al país una carta de presentación para iniciar negociaciones.

Considerando lo anterior y la disponibilidad de producción de gas en base al desarrollo de los campos, se debe tomar contactos con los gobiernos de los países mencionados y emprender acciones dirigidas a concretar:

* Proyectos en el marco del nuevo Acuerdo Bilateral suscrito con Argentina, en función a las prioridades identificadas.

* Negociaciones para dar continuidad a los instrumentos bilaterales e institucionales suscritos con Brasil y PETROBRAS en el campo energético, que incluyen, entre otros aspectos, impulsar iniciativas para realizar inversiones en ambos países dirigidas al desarrollo de la producción y la consolidación de mercados de gas.

* Retomar las negociaciones con los gobiernos de Paraguay y Uruguay a fin de identificar la vía más conveniente para abastecer de gas a estos mercados.

* Conformar comisiones técnicas bilaterales o multilaterales a objeto de efectuar estudios técnicos, eco-nómicos y financieros sobre los proyectos y alternativas identificados.

* Participar en las reuniones que se programen del Grupo de Trabajo para la preparación del Acuerdo de Implementación de la Red de Gasoductos del Sur, evaluando los temas pendientes del borrador del Acuerdo Marco.

* Impulsar las iniciativas de integración regional a objeto de garantizar el suministro seguro de gas natural en la región y obtener recursos económicos para apoyar el desarrollo económico.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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9 . TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS9.1. DIAGNÓSTICO

9.1.1. Antecedentes

El transporte por medio de tuberías de gas natural es una industria separada del transporte de crudo. Una vez extraídos del pozo, los líquidos son transportados a los tanques de almacenamiento para luego ser enviados a las refinerías. De ahí los productos refinados son enviados a las terminales para su posterior distribución.

El sistema de transportes por ductos en Bolivia se encontraba a cargo de la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos. Con la Ley de Capitalización, los ductos fueron separados de los activos de Y.P.F.B. para crear una nueva empresa TRANSREDES.

TRANSREDES controla y opera la mayor parte del sistema de ductos a nivel interno. Así mismo, es el mayor accionista de Gas Transboliviano S.A. (GTB) que es la empresa operadora del gasoducto de expor-tación al Brasil.

Posteriormente, en fecha 17 de Mayo de 2005, se abroga la Ley de Hidrocarburos Nº 1689. y el Estado a través de sus órganos competentes, en ejercicio y resguardo de su soberanía establece la Ley de Hidro-carburos Nº 3058, la cual señala:

Articulo 10 inciso d) Continuidad: Los servicios de transporte, aseguren satisfacer la demanda del mercado interno de manera permanente e ininterrumpida, así como el cumplimiento de los contratos de exporta-ción.

Articulo 11 inciso d) Garantizar, a corto, mediano y largo plazo, la seguridad energética, satisfaciendo ade-cuadamente la demanda nacional de hidrocarburos.

Articulo. 93. Expansiones de las Instalaciones de Transporte. Con el objeto de incentivar y proteger el con-sumo en el mercado interno.

Asimismo, en fecha 1º de mayo de 2006 mediante Decreto Supremo 28701, se nacionalizan las acciones necesarias para que YPFB controle el 50% más 1 en las empresas Chaco S.A., Andina S.A., Transredes S.A., Petrobras Bolivia Refinación S.A. y Compañía Logística de Hidrocarburos Boliviana S.A. - CLHB.

En este documento se presenta el resultado del diagnóstico de la situación actual en la que se encuentran las redes de ductos de nuestro país.

9.1.2. Situación Actual

El transporte de hidrocarburos por ductos de Bolivia esta conformado por redes de: Gasoductos, Oleoduc-tos y Poliductos, dichas redes se encuentra concentradas en la parte inferior del país, tal como se puede contemplar en los Anexos I, II y III -Ductos.

La red de ductos del país es administrada por concesionarios, con el objeto de que dicha empresa pública o privada, tenga la facultad de construir y operar ductos, asimismo tenga la obligación de prestar el servi-cio público de transporte por ductos; el Cuadro Nº 1 a continuación presenta un resumen de las empresas concesionarias reguladas:

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 1Empresas concesionarias reguladas

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

El Cuadro Nº 2 a continuación, presenta un resumen de la longitud total por red de ducto y porcentaje de participación de las mismas:

Cuadro Nº 2Longitud Total por red de ducto

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos en base a información de la Superintendencia de Hidrocarburos

Empresas NormativaTRANSREDES SA.Gas Mercado Interno RA SSDH N° 446/02Gas Mercado Externo RA SSDH N° 447/02Liquidos Mercado Interno RA SSDH N° 448/02Liquidos Mercado Externo RA SSDH N° 449/02CLHBPoliductos RA SSDH N° 445/02TRANSIERRA SA Gasoducto GASYRG RA SSDH N° 656/01GOB (2)Gasoducto San Miguel- San Matias RA SSDH N° 115/99JV ANDINA/CHACOCompresión Rio Grande RA SSDH N° 075/00PLUSPETROLGasoducto Madrejones- Campo Durán RA SSDH N° 435/00 CHACOGasoducto Carrasco- Termoelectrica RA SSDH N° 282/01 JV ANDINADucto de 12” RA SSDH N° 274/02ORO NEGRO Gasoducto RA SSDH N° 168/2002 Oleoducto RA SSDH N° 167/2002 REFICRUZGasoducto RA SSDH N° 340/2002 Oleoducto RA SSDH N° 556/2004 DISCARGasolina RA SSDH N° 0033/2002 Diesel RA SSDH N° 0036/2002

TIPO DE DUCTO LONGITUD (km.) PARTICIPACION (%)Gasoductos 4.378 51Oleoductos 2.606 31Poliductos 1.512 18TOTAL 8.495 100

Page 379: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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CAPACIDAD ACTUAL DE TRANSPORTE

• Gasoductos

Gasoducto de acuerdo al Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos de Bolivia, es el ducto o sistema de ductos que cuenta con Concesión o Licencia, utilizado para el transporte de Gas Natural. El Anexo IV Ductos, contempla un detalle de las características de los Gasoductos del País: tramo, longitud, diámetro y empresa concesionaria correspondiente.

Considerando la Capacidad Máxima o Nominal en MMpcd de los Gasoductos del país, a continuación se presenta el porcentaje de utilización de la misma, correspondiente al mes de abril de la presente gestión.

Cuadro Nº 3Capacidad de Gasoductos

Abril 2008

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos en base a información de la Superintendencia de Hidrocarburos

GASODUCTOS SIGLA Cap-Max Entrega-do

Diferencia CAPACIDAD

MMpcd MMpcd MMpcd Utilizada%

Disponible%

Carrasco-Yapacani GCY 176,00 169,98 6,02 97% 3%Yapacani-Colpa GYC 176,00 169,42 6,58 96% 4%Colpa-Río Grande GCRG 274,00 207,75 66,25 76% 24%Carrasco-Valle Hermoso GCVH 32,10 19,90 12,20 62% 38%Colpa-Minero GCM 11,20 7,44 3,76 66% 34%Derivada Parque Industrial D.G.P.I 72,00 31,17 40,83 43% 57%Yacuiba-Caigua GYRG 1 468,00 320,44 147,56 68% 32%Caigua-Taquiperenda GYRG 2 460,00 334,88 125,12 73% 27%Taquiperenda-Saipurú GYRG 3 438,00 364,47 73,53 83% 17%Saipurú-Río Grande GYRG 4 480,00 364,03 115,97 76% 24%Villamontes-Tarija GVT-1 8,80 6,37 2,43 72% 28%Tarija-El Puente GVT-02 5,70 3,91 1,79 69% 31%Taquiperenda-Tarabuco GTC-1 21,00 16,53 4,47 79% 21%Tarabuco-Sucre GTC-2 20,00 14,84 5,16 74% 26%Tarabuco-Cbba. GTC-3 10,00 0,02 9,98 0% 100%Piraimiri-Cerrillos GPC 40,30 0,25 40,05 1% 99%Sucre-Potosí GSP 5,20 4,03 1,17 77% 23%Río Grande-Parotani GAA-1 75,00 60,95 14,05 81% 19%Parotani-Oruro GAA-2 33,40 24,07 9,33 72% 28%Oruro-La Paz GAA-3 29,50 20,69 8,81 70% 30%Río Grande-Santa Cruz GRGSC 86,40 0,00 86,40 0% 100%Madrejones -Campo Duran GMCD 88,29 21,39 66,90 24% 76%Río Grande - Mutún GTB 1.062,00 1.084,71 -22,71 102% -2%Chiquitos - San Matías GOB 98,87 1,16 97,71 1% 99%Yacuiba - Río Grande GASYRG 621,54 609,12 12,41 98% 2%

Page 380: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Del porcentaje de utilización expuesto anteriormente, se puede observar que existen gasoductos cuya capacidad utilizada está cercana o es mayor al 70% del total de la capacidad nominal, entre estos encon-tramos a los gasoductos:

1. Carrasco – Yapacaní - Colpa “GCY-GYC” (97%)

2. Taquiperenda – Tarabuco “GTC-1” (79%)

3. Sucre – Potosí “GSP” (77%)

4. Río Grande – Parotani “GAA-1” (81%)

5. Parotani – Oruro “GAA-2” (72%)

6. Oruro – La Paz “GAA-3” (70%)

7. Río Grande – Mutún “GTB” (94%)

8. Yacuiba – Río Grande “GASYRG” (98%)

• Oleoductos

Oleoducto, de acuerdo al Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos de Bolivia, es un ducto o sistema de ductos que cuenta con concesión o licencia, utilizado para el transporte de petróleo crudo, condensado, gasolina, crudo reconstituido y gas licuado de petróleo. El Anexo V - Ductos, contempla un detalle de las características de los Oleoductos del País: tramo, longitud, diámetro y empresa concesionaria correspondiente.

EL Cuadro a continuación presenta el porcentaje de utilización y la disponibilidad de los oleoductos y pro-panoductos correspondiente al mes de mayo del año 2008.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 4Capacidad de Oleoductos Y Propanoductos

Mayo 2008

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos en base a información de la Superintendencia de Hidrocarburos *Volumen por encima de la capacidad por uso de mejorador de flujo.

A partir de Abril, Víbora bombea a ONCZ - 1C

Del análisis realizado se puede observar que existen oleoductos cuya capacidad utilizada de transporte está cercana o mayor al 70% entre los cuales encontramos a los oleoductos:

1. Camiri – Yacuiba “OCY 1” (105%)

2. Camiri – Villamontes “OCY 2” (112%)

3. Chorety – Santa Cruz “OCSZ 2” (111%)

4. Santa Cruz – Cochabamba “OSSA 1” (98%)

• Poliductos

Poliducto, de acuerdo al Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos de Bolivia, es el ducto o sistema de ductos que cuenta con concesión o licencia, utilizado para el transporte de productos refinados de petróleo y GLP. El Anexo VI - Ductos, contempla un detalle de las características de los Poliductos del País: tramo, longitud, diámetro y empresa concesionaria correspondiente.

El Cuadro Nº 5 muestra la capacidad existente y el porcentaje de utilización y disponibilidad de poliductos promedio del año 2007.

OLEODUCTOSTramo

SIGLA Capacidadbbl/día

Programadobbl/día

Utilizadobbl/día

Capacidad Util. %

Disponible%

Camiri - Yacuiba OCY (TPC-ETG)* 26.500 28.523 27.716 105% -5%

Camiri - Villamontes OCY (ETG-ECH) 29.150 30.534 32.607 112% -12%

Cerrillos - Chorety OCCH 3.000 360 0 0% 100%

Chorety - Santa Cruz OCSZ-2 * 28.600 30.373 31.692 111% -11%

Rio Grande - Santa Cruz ORSZ 4.500 1.035 1.034 23% 77%

Santa Cruz - Cochabamba OSSA - 1 33.500 34.183 32.904 98% 2%

Cochabamba - Arica OSSA - 2 18.000 10.096 10.484 58% 42%

Surubí - Carrasco OSCR 15.000 6.527 6.286 42% 58%

Carrasco - Caranda ONSZ - 2 21.000 9.779 9.802 47% 53%

Yapacaní - Sirari - Vibora ONSZ - 1A 5.000 - - - -

Humberto Suárez- Caranda ONSZ - 1C 8.100 2.693 2.663 33% 67%

Caranda - Santa Cruz OCSC 30.000 12.959 13.802 46% 54%

Carrasco - Cochabamba OCC 16.200 1.650 1.220 8% 92%

PROPANODUCTOTramo

SIGLA Capacidadbbl/día

Programadobbl/día

Utilizadobbl/día

Capacidad Util. %

Disponible%

Rio Grande - Santa Cruz PPF 3.200 656 20,42 1% 99%

Palamasola - Flamagas PRSZ 3.200 2.334 2.483,68 78% 22%

Page 382: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 5Capacidad de Poliductos

Promedio 2007

Fuente: CLHB y EBR / 2007

Asimismo, se observa que existen poliductos cuya capacidad utilizada está cercana o mayor al 70% y que por lo tanto pueden requerir de una ampliación. Estos poliductos son:

1. Poliducto Cochabamba – La Paz (OCOLP) (97%).

2. Poliducto Villamontes – Tarija (PVT) (82%).

3. Poliducto Santa Cruz - Camiri (OCZ-1). (70%).

Es importante considerar que la vida útil efectiva de la red de ductos está determinada principalmente por:

a) El desgaste interno por abrasión, es causado por las partículas en suspensión en el seno del gas; este desgaste es minimizado por la limpieza del gas natural en una etapa previa al transporte de éste. El desgaste interno tiene efecto en el espesor del ducto.

b) El desgaste externo por corrosión, causado por corrientes eléctricas que producen picaduras en la su-perficie del ducto y que es controlado mediante la aplicación de protección catódica.

DUCTO PRODUCTOS VOLUMEN CAPACIDADNominal Utilizada Disponible

bpd % bpd bpd % bpd %POLIDUCTO COCHABAMBA - LA PAZ

OCOLP Gasolina Especial 5.078 43%GLP 4.049 35%Diesel Oíl 1.791 15%Jet Fuel 489 4%Kerosene 282 2%Fuel Oíl 0 0%Gasolina Premium 0 0%TOTAL 11.689 100% 12.000 11.689 97% 311 3%

POLIDUCTO COCHABAMBA - PTO. VILLARROEL PCPV Diesel Oíl 449 48%

Gasolina Especial 460 50%Kerosene 20 2%Jet Fuel 0 0%GLP 0 0%TOTAL 929 100% 2.000 929 46% 1.071 54%

POLIDUCTO CAMIRI - SUCRE PCS Kerosene 143 5%

Petróleo Crudo 0 0%GLP 997 37%Platformado 0 0%Diesel Oíl 751 28%Gasolina Liviana 0 0%Gasolina Especial 772 29%TOTAL 2.663 100% 8.000 2.663 33% 5.337 67%

POLIDUCTO SUCRE - POTOSI (CLHB)PSP Diesel Oíl 216 20%

Gasolina Eespecial 424 39%GLP 376 34%Kerosene 74 7%TOTAL 1.090 100% 3.000 1.090 36% 1.910 64%

POLIDUCTO VILLAMONTES - TARIJA (CLHB)PVT Gasolina Eespecial 331 27%

GLP 551 45%Diesel Oíl 331 27%Kerosene 17 1%TOTAL 1.230 99% 1.500 1.230 82% 270 18%

POLIDUCTO SANTA CRUZ - CAMIRI OCSZ-1 Petróleo Crudo 0 0%

Gasolina Liviana 0 0%Kerosene 168 6%Diesel Oíl 1.299 47%Gasolina Especial 1.325 47%TOTAL 2.792 100% 4.000 2.792 70% 1.208 30%

POLIDUCTO - PALMASOLA - VIRU VIRU PPVV Jet Fuel 1.360 100,0%

TOTAL 1.360 100% 2.500 1.360 54% 1.140 46%POLIDUCTO - VALLE HERMOSO - AEROPUERTO COCHABAMBA

PVAC Jet Fuel 283 100,0%TOTAL 283 100% 2.000 283 14% 1.717 86%

Page 383: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Por las condiciones de nuestro medio, se considera que la vida útil de un ducto está en 40 años, lo que significa que tramos de ducto que hayan sido construidos antes del año 1966 deberían ser inspeccionados para establecer cronogramas de mantenimiento dado y el necesario, para el transporte de gas natural del mercado interno, los tramos más antiguos corresponden al año 1972 con lo que se tendría un margen de 5 años de vida.

9.1.3. Demanda

9.1.3.1. Gasoductos

• Demanda Interna Geográfica: Cochabamba, Oruro, La Paz

En el Anexo VI - Ductos se muestra el cuadro de proyección de demanda de GN máxima en el área de influencia del GAA (Cochabamba, Oruro, La Paz) para el periodo 2007-2015. El resumen de dicho Anexo se puede apreciar en el siguiente cuadro para el escenario optimista:

Cuadro Nº 6Volúmenes proyectados de Gas Natural Mercado Interno – GAA

Escenario optimista - (GAA) MMpcd

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

En el siguiente cuadro se muestra la proyección de demanda de GN en el área de influencia del GAA (Co-chabamba, Oruro, La Paz) para el periodo 2007-2015 para el escenario conservador:

Cuadro Nº 7Volúmenes proyectados de Gas Natural Mercado Interno – GAA

Escenario conservador - (GAA) MMpcd

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos en base a información de la Superintendencia de Hidrocarburos Informe Comisión GAA.

• Demanda Interna Geográfica: Tarija

En el Anexo VII- Ductos, se muestra un Cuadro de proyección de demanda de GN en Tarija. Dicha proyec-ción fue elaborada por la Superintendencia de Hidrocarburos en base a datos proporcionados por EMTA-GAS, Prefectura y SETAR, a continuación se presenta un resumen del mencionado anexo, el cual refleja un escenario optimista:

Tramo 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Parotani- Senkata 47,59 61,33 65,84 69,1 73,73 90,84 95,96 100,53Río Grande - Parotani 74,61 81,93 83,41 87,31 104,51 105,71 106,91 108,31Total 122,20 143,27 149,25 156,41 178,24 196,55 202,87 208,84

Tramo 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Parotani- Senkata 46,60 62,60 66,20 69,09 72,00 87,91 92,08 95,90Río Grande - Parotani 64,85 71,00 71,21 73,47 88,64 89,15 89,69 90,26Total 111,45 133,6 137,41 142,56 160,64 177,06 181,77 186,16

Page 384: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 8Volúmenes proyectados mercado interno - GVT

Escenario optimista - Zona Geográfica: Villamontes - Tarija (GVT)

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

Si bien la proyección expuesta anteriormente refleja que para la presente gestión el requerimiento de gas natural en el Gasoducto Villamontes Tarija será de 13,8 MMpcd, en la realidad se verifica que el consumo máximo promedio es de 8,4 MMpcd, con picos máximos horarios de hasta 9,1 MMpcd en el mes de junio, de acuerdo a la información proporcionada por el centro de monitoreo de Transredes.

• Demanda Externa

De acuerdo al contrato de exportación al Brasil (GSA) la demanda proyectada hasta el año 2019 es de 30,08 MMmcd.

Cuadro Nº 9Volúmenes contratados mercado externo

GSA

Fuente: Contrato GSA

Por otro lado, de acuerdo al contrato de exportación con Argentina al año 2007 el volumen contratado es de 7,7 MMmcd, los años 2008 a 2009 de 16 MMmcd y a partir del año 2010 hasta el año 2026 de 27,7 MMmcd.

Cuadro Nº 10Volúmenes contratados mercado externo - ENARSA

Fuente: Contrato GSA

Por último, existe la posibilidad, de acuerdo a la disponibilidad de gas natural, de que YPFB suscriba un contrato de provisión de GN con TBS (exportación por Cuiabá, Comgas) por un volumen de aproximada-mente 2,8 MMmcd.

Años MMpcd2008 13,812011 16,112015 20,08

Años MMmcd2008-2019 30,08

Año MMmcd2007 7,72008-2009 16,02010-2026 27,7

Page 385: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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9.1.3.2. Oleoductos

• Demanda Externa

Todo el excedente del condensado y gasolina natural asociado al GN (exportación a Argentina y Proyecto Mutún) más el crudo reconstituido producido por las refinerías, podrá ser sujeto de la exportación ya sea vía Arica o vía Pocitos.

Es importante considerar que producto de la planta de extracción y fraccionamiento de licuables a ser instalada en la provincia Gran Chaco, la que tendrá una capacidad de proceso de gas natural de aproxima-damente 34 MMmcd, se obtendrá un volumen aproximado de 18.000 bpd adicionales de GLP y 3.000 bpd de Gasolina Natural, cuyos sistemas de evacuación son parte del objeto de estudio licitado por YPFB en el año 2008. Todo el excedente de dichos productos que no sea consumido en el mercado interno, podrá ser destinado a la exportación.

9.1.3.3. Poliductos

• Demanda Externa

Una vez concluida la planta de extracción de licuables en la provincia Gran Chaco de Tarija, prevista para el último trimestre del año 2011, con la finalidad de abastecer la demanda del consumo interno y generar excedentes para la exportación; se hace necesario un sistema de evacuación de GLP y Gasolina Natural producto del proceso de extracción.

9.2. ESTRATEGIA DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS

9.2.1. Objetivo de Política

Desarrollar la infraestructura de transporte por ductos y almacenaje de combustibles líquidos, petróleo y gas natural, para el mercado interno y externo en función a la demanda de hidrocarburos proyectada interna y externa.

9.2.2. Acciones

9.2.2.1. Proyectos en ejecución y estudio

Con el objeto de dar cumplimiento a la política hidrocarburifera del país, y garantizar el suministro de Gas Natural y combustibles líquidos, desde la gestión 2006 se han ido desarrollando y ejecutando proyectos de ampliación, entre los cuales podemos resaltar:

9.2.2.1.1. Gasoductos

• Ampliación Gasoducto al Altiplano GAA Fase II. (Concluida)

La expansión GAA Fase II fue concluida en el mes de agosto de 2006 e incremento la capacidad de trans-porte del sistema de 62 MMpcd hasta 75 MMpcd.

El proyecto comprendió la construcción de:

- Estación de compresión de Samaipata con 4 unidades de compresión de 25 MMpcd cada una.

- Estación de compresión de Chillijchi con 4 unidades de compresión de 25 MMpcd cada una.

- Estación de Oconi ampliada con 1 unidad de compresión adicional de 25 MMpcd.

Page 386: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

2 Loops de 10”:

• Uno de 46 Km entre Pongo y Kohani.

• Y otro de 25 Km entre Vila Vila y Sica Sica.

1 Loop de 12”:

• De 12 Km y 12” entre Río Grande y Taruma.

Gráfico Nº 1GAA Fase II

Fuente Superintendencia de Hidrocarburos

• Ampliación Gasoducto al Altiplano GAA Fase III-a. (Concluida)

El objetivo de la ampliación de gasoducto GAA Fase III-a fue la de incrementar la capacidad de transporte en el tramo Parotani - Senkata de 27,1 MMpcd a 33,4 MMpcd.

Dicho proyecto consistió en:

2 Loops de 10”:

Uno de 6 Km desde Koani hasta Sica Sica.

Y otro 38 Km desde Sica Sica hasta Senkata.

2 Loops de 12”:

Uno de 6 Km entre Parotani y Koani.

Y otro de 40 Km entre Koani y Sica Sica.

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Page 387: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 387 -

Gráfico Nº 2GAA Fase III-a

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos y Transredes

• Ampliación Gasoducto al Altiplano GAA Fase III-b.

El objetivo de la ampliación de gasoducto GAA Fase III-b es el de incrementar la capacidad de transporte en el tramo Parotani - Senkata de 33,4 MMpcd a 49,1 MMpcd.

Dicho proyecto consiste en:

2 Loops de 10”:

Uno de 26 Km entre Vila Vila y Konani.

Y otro de 32 Km entre Huayñacota y Parotani

Unidades Adicionales de Compresión:

Montaje de un compresor de 25 MMpcd de capacidad en la Estación Sica Sica.

Montaje de dos compresores de 25 MMpcd de capacidad en la Estación Parotani.

• Construcción Gasoducto Carrasco Cochabamba GCC.

El Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC), tendrá una extensión de 254 Km y un diámetro de 16”, su capacidad de transporte será de 120 MMpcd.

El GCC, atravesará la zona del trópico de Cochabamba, siguiendo el recorrido del actual Oleoducto Ca-rrasco a la refinería de Valle Hermoso (OCC), iniciándose en Carrasco y llegando hasta la ciudad de Co-chabamba.

El GCC fue dividido en tres Tramos:

Tramo 1: Carrrasco (Población Entre Ríos) – Trópico, Cochabamba - Cristal Mayu – (110 Km),

Tramo 2: Sillar - Pampa Tambo (70 Km),

Tramo 3: Corani - Cochabamba (70 Km).

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Page 388: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 3GAA Fase III b – GCC

Fuente Superintendencia de Hidrocarburos y Transredes S.A.

• Adecuación del Oleoducto Carrasco – Cochabamba (OCC) a Gas Natural.

Oleoducto de 8” y 10”, cuenta con una longitud de 247 Km, siendo usado de manera intermitente (2 a 3 veces por mes) con 22.000 bbl/dia de crudo. Se adecuará para suministrar temporalmente Gas Natural al Occidente, hasta que se concluya la construcción del GCC, permitiendo garantizar el suministro de gas natural al Occidente del país (Cochabamba – Oruro – La Paz) especialmente en las épocas de mayor con-sumo del año 2009.

Capacidad de transporte de hasta 15 MMpcd desde Carrasco hasta la ciudad de Cochabamba.

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Page 389: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 4OCC-GCC

Fuente Transredes S.A.

• Ampliación Gasoducto al Altiplano GAA Fase III-c.

El objetivo de la ampliación de gasoducto GAA Fase III-c es el de incrementar la capacidad de transporte en el tramo Parotani - Senkata de MMpcd 49,1 a 70 MMpcd (+20,9 MMpcd).

Dicho proyecto consiste en:

1 Loop de 10”:

- De 14 Km entre Parotani y Sica Sica.

1 Loop de 12”:

- De 15 Km entre Huayñacota y Parotani

Unidades Adicionales de Compresión:

- Montaje de una Estación de compresión en Kohani 4 unidades de 25 MMpcd.

- Montaje de una unidad de compresión de 25 MMpcd de capacidad en la Estación Sica Sica.

- Reemplazo de dos unidades de compresión en la Estación de Parotani de 25 MMpcd cada una.

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Page 390: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 5GAA Fase III - c

Fuente Superintendencia de Hidrocarburos y Transredes S.A.

• Expansión GVT Fase I. (Concluida)

Se incrementó la capacidad de transporte de 7,7 a 8,8 MMpcd, e inició sus operaciones el 30 de noviembre 2007.

Consistió en lo siguiente:

- Construcción de un loop de 12 Km y de 10” entre la zona de El Portillo – Santa Ana.

- Construcción de la Lateral Margarita – Palos Blancos de 20 Km y 10”.

- Implementación de un compresor nuevo en la Estación Intermedia Entre Ríos.

- Montaje del Sistema de Medición, Regulación y Sistema de Comunicación SCADA en la planta Margarita.

Gráfico Nº 6GVT Fase I

Fuente Superintendencia de Hidrocarburos y Transredes S.A.

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Page 391: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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• Expansión GVT Fase II. (Concluida)

En esta fase se incrementó la capacidad de transporte de 8,8 a 13,8 MMpcd y consistió en la construcción de 66 Km de loops y de una Estación de Compresión en San Lorenzo, la cual se encuentra en proceso de instalación, se señala como concluida, debido a que el incremento de capacidad de transporte se encuentra disponible.

Consiste en lo siguiente:

- Loop de 10” x 37,6 Km en el tramo Entre Ríos – Tarija.

- Loop de 10” x 28,1 Km en el tramo Palos Blancos – Entre Ríos.

- Estación San Lorenzo y Traslado Unidades Entre Ríos

- Incremento del MOP DGPT (Derivación Gasoducto Tarija – El Puente).

Gráfico Nº 7GVT Fase II

Fuente: Transredes S.A.

• Expansión Percheles Gas. (Concluida)

El Proyecto bajo responsabilidad de Chaco, de la Interconexión del Campo Percheles Gas al Gasoducto GAA, para el incremento de 20 MMpcd de gas natural para el Mercado de Exportación. Consta de un Puen-te de Medición de Gas y la Interconexión al GAA.

• Expansión Vuelta Grande. (Concluida)

El Proyecto de ampliación “Construcción Loop Lateral Vuelta Grande” comprende la construcción de una línea paralela o loop de 10”de diámetro y 13 km de longitud, del Gasoducto lateral de salida de Vuelta Grande al YABOG para incrementar el transporte de la producción; así como la interconexión de este nuevo loop al puente de medición existente en la salida de la Planta Vuelta Grande. El incremento de gas natural resultante de esta expansión tendrá su efecto en la producción incremental de 23 tmd de GLP.

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Page 392: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 8Expansión Vuelta Grande

Fuente Superintendencia de Hidrocarburos

• Optimización Gas Norte

Con éste proyecto se tendrá un incremento de 38 MMpcd en el Tramo Yapacaní – Colpa y hasta 40 MMpcd en reversa por el GAA, una vez concluido el GCC.

Gráfico Nº 9Optimización Gas Norte

Fuente: Transredes S.A.

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Page 393: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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• Instalación Turbocompresor Solar Taurus 70-C402 GASYRG (Concluido)

Este turbocompresor será instalado en la Estación de Compresión de Villamontes y se espera aumentar el volumen de 17 a 20 MMmcd de gas natural en el Gasoducto Yacuiba Rio Grande.

• Mercado de exportación (GNEA)

Existe un Acuerdo firmado por Bolivia y la Argentina para un proyecto importante que deberá ser definido hasta mediados de la gestión 2008 para su ejecución.

Este proyecto es la construcción del ducto de interconexión del Sistema Troncal de Transporte Bolivia con el Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) mismo que está sujeto al resultado del estudio de la ubicación de la planta de extracción de licuables licitado por YPFB. Asimismo, a la fecha no se cuenta con una defi-nición de quien va realizar la construcción de dicho gasoducto.

YPFB definió la traza del sistema Troncal de transporte de gas vinculado al GNEA a partir de los gasoduc-tos ubicados en el sector denominado Campo Pajoso, hasta la frontera con la Argentina. La capacidad máxima de transporte es de 30 MMmcd.

De manera paralela a la construcción del GNEA, se procedería a la construcción y puesta en marcha de una planta de extracción de licuables en el Chaco tarijeño y su sistema de evacuación para los líquidos asociados producidos (GLP y Gasolina Natural).

9.2.2.1.2. Oleoductos

• Interconexión del oleoducto OCSZ-2 al Campo Percheles líquidos.

El proyecto de interconexión del Oleoducto Camiri Santa Cruz Tramo 2 (OCSZ-2) con el Campo Percheles líquidos permitirá el transporte de líquidos al mercado interno.

La implementación consta de la instalación de:

- Un puente de medición para líquidos

- La interconexión al OCSZ-2

- La lateral de 4” de diámetro y 70 metros.

• Expansión Líquidos Sur Fase I.

Por otra parte, tal como se identificó en el análisis de la capacidad actual, existe deficiencia en los oleo-ductos:

1. Camiri – Yacuiba (OCY-1)

2. Camiri – Yacuiba (OCY-2)

3. Chorety – Santa Cruz (OCSZ-2)

En ese sentido, Transredes tiene elaborado un proyecto de ampliación que incrementará la capacidad entre Yacuiba y la Terminal Santa Cruz en 5.000 bpd. De acuerdo a información proporcionada por Transredes, el proyecto consiste en lo siguiente:

- Loop de 8” y 22 km. sobre el OCY-1.

- Unidad de bombeo de 25.000 bpd en Estación Tiguipa.

Page 394: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 394 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

- Loop de 12” y 58 km. sobre el OCSZ-2.

- Unidad de bombeo de 25.000 bpd en Estación Chorety.

- Certificación de la MOP en el OCY-1 tramo Pocitos – Tiguipa.

Gráfico Nº 10Expansión Líquidos Sur

Fuente: Transredes S.A.

9.2.2.1.3. Poliductos

• OCOLP I y II

Tal como se identificó en el análisis de la capacidad actual, existe deficiencia en el poliducto OCOLP. De acuerdo con el comportamiento de este poliducto, y en consideración del porcentaje de utilización, se ha llegado a transportar volúmenes a plena capacidad instalada 12.000 bpd. Bajo esta premisa, se postulan dos fases de ampliación en un corto plazo, entre 1 y 3 años. Por lo que se propone:

Primera fase:

Considera la adecuación del primer tramo del OCOLP-2 entre la Estación Cabecera de Cochabamba y el empalme al tramo que operaba Transredes como gasoducto, entre Cochabamba y Parotani (ubicación ex City Gate), además se debe considerar el tendido de línea entre Parotani a Estación Intermedia de Sayari (aproximadamente 9,5 km. tubería de 6 pulgadas).

Adicionalmente, se debe completar el empalme de las paralelas (que fueron construidas por YPFB antes de la privatización) entre Cohani y la Estación Intermedia de Caracollo, y la complementación de la ampliación de la propia Estación (3ra. unidad de bombeo), con lo cual todo el bombeo quedaría en esta Estación.

Para esta fase se estima una inversión (sujeta a revisiones de costos) de aproximadamente 1,1 MM$us. En esta fase se lograría un incremento de hasta 2.500 bpd adicionales, por lo cual la capacidad de transporte sería de aproximadamente 14.500 bpd.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 11Ampliación OCOLP I - II

Fuente: Y.P.F.B.

Segunda fase:

Apunta a completar el tendido de la línea paralela entre Caracollo y Sica Sica, que debe considerar la cuan-tificación y adquisición de materiales, tubería y accesorios con una longitud aproximada de 75 km.

Una vez completados los estudios y la ejecución, se podría disponer de una instalación total del OCOLP-2, vale decir que se tendría la posibilidad de flexibilizar operaciones de transporte, productos livianos por una línea y pesados por la otra línea.

Para esta fase se estima una inversión de aproximadamente 3,5 MM$us. En esta fase se lograría un incre-mento de hasta 9.500 bpd adicionales, por lo cual la capacidad total de transporte sería de aprox. 24.000 bpd.

• GNEA – Expansión Líquidos.

Una vez concluida la planta de extracción de licuables en la provincia Gran Chaco de Tarija, prevista para el último trimestre del año 2011, con la finalidad de abastecer la demanda del consumo interno y generar excedentes para la exportación; se hace necesario un sistema de evacuación de GLP y Gasolina Natural producto del proceso de extracción, cuyo análisis preliminar se esquematiza en el gráfico siguiente.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 12GNEA – Expansión Líquidos

Fuente: Transredes S.A

9.2.2.1.4. Inversiones Ejecutadas

El resumen de las inversiones ejecutadas por gestión en transporte de hidrocarburos por ductos, así como el presupuesto programado para la presente gestión se presenta a continuación.

Cuadro Nº 11Inversión de Capital ejecutada por Gestión

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a información de Superintendencia de Hidrocarburosy Presupuestos Ejecutados* Presupuesto programado

El proyecto GCC contempla una inversión total de 172,5 MM$us de acuerdo a la información proporcio-nada por Transredes, cuyas obras están programadas iniciarse en julio 2008 y su conclusión está prevista para mediados de 2009.

El resumen de inversiones de capital de los proyectos más relevantes anteriormente nombrados ejecuta-dos o por ejecutarse se presenta a continuación:

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 12Proyectos relevantes por Gestión

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a información de la Superintendencia de Hidrocarburos y Transredes.

9.2.3. Análisis de Deficit y Proyectos a Ejecutarse

Del análisis efectuado se puede realizar las siguientes observaciones y propuestas.

9.2.3.1. Gasoductos

• GCY - GYC.

Con la ejecución del Gasoducto del Norte se tendrá un incremento aproximado de 40 MMpcd en el Tramo Yapacaní – Colpa en reversa por el GAA, una vez concluido el GCC, por lo que se estima que ya no se re-querirá su ampliación, asimismo se deberá realizar seguimiento del comportamiento del mismo para poder utilizarlo específicamente para la exportación.

• GTC-1.

Una vez construido el GCC ya no se requeriría su ampliación debido a que se liberarán volúmenes para Sucre y Potosí, en aproximadamente 6 a 8 MMpcd o, en todo caso, se podrá revertir el flujo del GTC-3 (Tarabuco - Cochabamba) para inyectar volúmenes adicionales para Sucre y Potosí a través del gasoduc-to Tarabuco - Sucre (GTC-2) y Sucre-Potosí (GSP) respectivamente. Sin embargo, se deberá realizar un seguimiento al incremento de la demanda de gas natural en Sucre y Potosí para prever, en todo caso, ampliaciones de capacidad en estos dos tramos, que a la fecha ya están siendo utilizados en porcentajes de 74% y 77%, respectivamente.

• GTB.

La capacidad actual del GTB es suficiente para cubrir la demanda actual del contrato al Brasil (GSA), las demandas actuales del área de influencia del Mutún y la demanda de Cuiabá; sin embargo, se programará

Gestión Construcción Proyectos Relevantes Inversión MM$us2006 GAA Fase II 28,92007 GAA Fase III a 24,9

GVT Fase I 9,1Percheles Gas 1,3

2008 GVT Fase II 23,2Expansión Vuelta Grande 3,5Turbocompresor Villamontes 8,09Percheles Líquidos 0,8Adecuación OCC 3,6GAA Fase III b 28,4Construcción GCC 172,5Expansión Líquidos sur Fase I 25,5

2009 GAA Fase III c 25,92010 Optimización Gas Norte 16,6

GNEA 145OCOLP 4,6GNEA - Expansión Liquidos 700TOTAL 1.221,9

Page 398: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

una ampliación adicional en ese ducto para cubrir requerimientos del proyecto Mutún principalmente y otros que puedan surgir en ese importante polo de desarrollo. De no ejecutarse ampliaciones en ese ducto, será necesario analizar la construcción de otro gasoducto desde Río Grande hasta Puerto Suárez.

• GASYRG.

Si bien el GASYRG está utilizando un 98% de su capacidad, esto no necesariamente implica una necesi-dad de ampliación debido a que el gasoducto YABOG de Transredes cuenta actualmente con capacidad disponible de aproximadamente 74 MMpcd.

• GAA.

El Gasoducto al Altiplano se encuentra en fase de ampliación; sin embargo, la ampliación efectiva para el tramo Cochabamba - Oruro - La Paz, será evidente a partir de la construcción y puesta en servicio del GCC.

Tramo Parotani – Senkata

Tal como se puede apreciar en los gráficos siguientes, a partir de año 2008 una vez ejecutado el proyecto GAA III-b, la capacidad del gasoducto GAA se incrementará de 33,4 a 49,1 MMpcd, que permitirá práctica-mente cubrir la demanda proyectada; sin embargo efectivamente esta capacidad podrá ser utilizada una vez que se cuente con la conversión del OCC a gas, cuyo inicio de operaciones se estima para principios del año 2009.

Posteriormente, con la siguiente fase (GAA III-c) se incrementará de 49,1 a 70 MMpcd, lo que permitirá cubrir con mayor seguridad hasta el año 2011 la demanda proyectada de 69 MMpcd.

Page 399: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 13DEMANDA vs. CAPACIDAD DE TRANSPORTE PANORAMA OPTIMISTA

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos en base a información de la Superintendencia de Hidrocarburos Informe Comisión GAA.

En tal sentido, si a partir de la ejecución de la fase III c el comportamiento presentado en las proyecciones cumple la tendencia, se deberá planificar la cuarta ampliación del GAA en el tramo Parotani – Senkata.

Tramo Río Grande – Parotani

Con la conversión prevista para fines del presente año del OCC a gas natural, la restricción del suministro en el tramo Río Grande – Parotani podrá ser superada hasta la conclusión del GCC, situación en la cual este tramo podrá ser revertido en función de la demanda de gas natural del sistema.

• Tarija (GVT)

Como se puede observar en el Gráfico siguiente, con las ampliaciones del GVT en su primera y segunda fase se incrementó la capacidad de transporte a 13,8 MMpcd.

Tomando en cuenta las tasas de crecimiento establecidas en la proyección de la demanda elaborada por la Superintendencia de Hidrocarburos y considerando el consumo máximo horario de 9,1 MMpcd indicado en párrafos precedentes, se elaboró el pronóstico de la demanda para un escenario conservador, cuyos resultados se muestran a continuación.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 14Demanda Vs Capacidad Escenario Optimista y Conservador - GVT

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía en base a información SH.

Como se puede apreciar en el gráfico anterior, la capacidad ampliada del GVT permite satisfacer la de-manda proyectada hasta el año 2015, considerando un escenario conservador, por lo que se efectuará un seguimiento del comportamiento de la demanda versus la capacidad de transporte, para planificar el inicio del GVT Fase III.

9.2.3.2. Oleoductos

• OCY 1, OCY 2, OCSZ 2.

El uso de mejoradores de flujo es un elemento que permite una utilización mayor al 100%, hecho que verifica la necesidad de ampliación en estos tramos. Al respecto Transredes cuenta con un el proyecto Expansión Líquidos Sur.

• OSSA 1.

Si bien la capacidad utilizada es mayor que la máxima, no se requiere de una ampliación en este oleoducto debido a que existe el Oleoducto Carrasco Cochabamba (OCC), que cuenta con una capacidad disponible del 92% (equivalente a 14.830 Bpd), por lo que la conclusión de la construcción del GCC es fundamental, para que el OCC a partir de la gestión 2010 vuelva a convertirse a líquido.

• OCOLP.

Se cuenta con la propuesta de ampliación OCOLP I y II, por lo que esa alternativa incrementará la capaci-dad de transporte de combustibles líquidos.

9.2.3.3. Poliductos

• PVT.

Si bien este poliducto está al 82% de su capacidad, la necesidad de ampliación debe ser determinada en base a una proyección de demanda de las localidades dependientes de combustibles y líquidos y GLP de la región.

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Page 401: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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• NACIONALIZACIÓN

La Nacionalización tanto de TRANSREDES como de CLHB, permitirá a YPFB participar en el transporte de hidrocarburos controlando y operando estas empresas, lo que implica la mayoría de la red de gasoductos, poliductos y oleoductos a nivel interno.

Cabe resaltar, que a través del control de TRANSREDES, también se controla a la empresa Gas Trans-boliviano, operadora del ducto de exportación de gas natural al Brasil, constituyéndose el transporte de hidrocarburos estratégico para la seguridad energética del país.

9.2.4. Impactos Económicos y Sociales

9.2.4.1. Gasoductos

Impacto Económico. En gas mercado interno, la tarifa de transporte será analizada de acuerdo a las in-versiones realizadas y volúmenes transportados.

Con la implementación del proyecto GNEA se da la opción más económica para la salida de 30 MMmcd a la planta de extracción de licuables, en virtud a que el impacto tarifario en todo el sistema es considera-blemente menor. La inversión en ducto de interconexión en el lado boliviano al GNEA estimada es de 21,6 MM$us con un impacto tarifario de 0,011$us./Mpc. Si se instala una Estación de Compresión cabecera en el lado boliviano, la inversión alcanza a 41,7 MM$us adicionales y el impacto tarifario en el sistema es de 0,033 $us/Mpc. En forma integrada permitirá optimizar el transporte de gas y líquidos en los sistemas de Transredes S.A., considerando la magnitud de la inversión en relación al volumen adicional a ser transpor-tado, se estima que no se debería afectar negativamente a la tarifa. Sin embargo, esto deberá ser verificado en la siguiente revisión tarifaria.

Impacto Social. (Gas natural MI) La ejecución de los proyectos permitirá que el gas natural llegue a abas-tecer a las poblaciones que encuentran en el área de influencia cerca de los ductos, a industrias, domicilios y GNV, permitiendo el cumplimiento de uno de los objetivos principales del actual gobierno de masificación del uso del gas natural dando seguridad de abastecimiento al mercado interno.

Por el impacto del transporte de los volúmenes del GNEA, se viabilizarán otros proyectos de desarrollo en el mercado interno como las fases 4 y 5 del GAA, GVT Fase III, la ampliación Sucre-Potosí, proyectos de industrialización. Para el caso del GLP, permitirá abastecer en forma sostenida a los centros importantes de consumo como Tarija, Santa Cruz, Cochabamba, Oruro y La Paz.

9.2.4.2. Oleoductos

Impacto Económico. En mercado interno, la tarifa de transporte deberá ser analizada de acuerdo a las inversiones realizadas y volúmenes transportados.

Asimismo, el proyecto permite evacuar crudo asociado a la producción de Gas Natural con lo que maximiza la producción de Gas Natural con destino al mercado interno y compromisos de exportaciones.

Impacto Social. Con la implementación de este proyecto se incrementa el volumen de crudo que ingresa a refinerías el cual a su vez permite una producción de derivados destinados a cubrir el mercado interno. (Siempre y cuando exista capacidad de refinación).

9.2.4.3. Poliductos

Impacto Económico. Con la implementación del proyecto se podrá realizar mantenimiento al OCOLP-1, cuya construcción data del año 1957, para garantizar la continuidad operativa del mismo por un tiempo adi-cional. Asimismo, considerando la magnitud de la inversión en relación al volumen adicional a ser transpor-

Page 402: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

tado, se estima que no se debería afectar negativamente a la tarifa. Sin embargo, esto deberá ser verificado en la siguiente revisión tarifaria.

Impacto Social. Al igual que en caso de oleoductos, el proyecto permite garantizar el abastecimiento en el mercado interno.

9.2.4.4. Nacionalización

Impacto Económico. El estado pasará a controlar los dividendos generados por la actividad del transporte de los hidrocarburos, en las empresas más importantes que operan en Bolivia.

Impacto Social. Mediante el control de estas empresas, el Estado se hace cargo de la logística del trans-porte de hidrocarburos, incidiendo en la seguridad energética nacional.

9.2.5. Conclusiones

Se observa que la capacidad utilizada de ductos que están por encima del 70% son los siguientes:

Gasoductos:

Carrasco –Yapacaní - Colpa “GCY-GYC”,

Taquiperenda – Tarabuco “GTC-1” ,

Sucre – Potosí “GSP”,

Río Grande – Parotani “GAA-1”, Parotani – Oruro “GAA-2”, Oruro – La Paz “GAA-3”,

Río Grande – Mutún “GTB”,

Yacuiba – Río Grande “GASYRG”

Oleoductos:

Camiri – Yacuiba “OCY 1”,

Camiri – Villamontes “OCY 2”,

Chorety – Santa Cruz “OCSZ 2”,

Santa Cruz – Cochabamba “OSSA 1”

Poliductos:

Cochabamba – La Paz “OCOLP”,

Villamontes – Tarija “PVT”,

Camiri - Santa Cruz “OCZ-1”,

GASODUCTOS

Del análisis realizado se concluye que la ejecución de la construcción del Gasoducto Carrasco Cochabam-ba es fundamental, para satisfacer la demanda proyectada del sistema GAA, y también permitirá equilibrar todo el sistema de transporte de gas natural por ductos.

A partir de la ejecución de la Fase III c, si el comportamiento presentado en las proyecciones cumple la tendencia, se deberá planificar la cuarta ampliación del GAA en el tramo Parotani – Senkata.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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La conversión temporal del Oleoducto Carrasco-Cochabamba a Gas permitirá a corto plazo superar la res-tricción del suministro de gas Natural al occidente.

Asimismo, la restricción del suministro en el tramo Río Grande – Parotani podrá ser superada hasta la conclusión del GCC, situación en la cual este tramo podrá ser revertido en función de la demanda de gas natural del sistema.

La capacidad ampliada del GVT permite satisfacer la demanda proyectada hasta el año 2015, consideran-do un escenario conservador, por lo que se recomienda efectuar un seguimiento del comportamiento de la demanda versus la capacidad de transporte, para planificar el inicio del GVT Fase III.

Para el caso del GTB, se recomienda programar una ampliación adicional en ese ducto para cubrir los requerimientos del proyecto Mutún principalmente y otros que puedan surgir en ese importante polo de de-sarrollo (industrial de menor escala, sector doméstico, etc.). De no ejecutarse ampliaciones en ese ducto, es necesario analizar la construcción de otro gasoducto desde Río Grande hasta Puerto Suárez.

OLEODUCTOS

Tal como se identificó en el análisis de la capacidad actual, existe deficiencia en los oleoductos, OCY-1, OCY-2 y OCSZ-2.

En ese sentido, Transredes tiene elaborado un proyecto de ampliación que incrementará la capacidad entre Yacuiba y la Terminal Santa Cruz en 5.000 bpd.

POLIDUCTOS

OCOLP. Existe una alternativa para ampliar este poliducto a través de la ampliación de la estación de bombeo Caracollo. Asimismo, existe la posibilidad de ampliación a través de la puesta en operación del OCOLP-2.

PVT. Si bien este poliducto está al 82% de su capacidad utilizada, la necesidad de ampliación debe ser determinada en base a una proyección de la demanda a futuro.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Anexo I - Ductos

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Anexo II – Ductos

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Anexo III – Ductos

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

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Page 407: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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ANEXO IV– DUCTOSSistema de Transporte de Gasoductos

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Anexo IV– Ductos

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Anexo IV– Ductos

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Anexo V - DuctosSistema de Transporte Oleoductos

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Anexo V - Ductos

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Anexo VI – DuctosSistema de Transporte Poliductos

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Anexo VIIProyección de la Demanda - Gaa – Máxima Período 2007- 2015

En MMpcd

(1) Como volúmenes promedios para los consumos Doméstico, Industrial, GNV y Comercial, se utilizaron únicamente los datos presentados como máximos por YPFB.

(2) Fuente Superintendencia de Electricidad, Supone la disponibilidad de gas en todos los nodos del sistema eléctrico(3) Para el consumo de la refinería, se consideró el volumen del contrato en firme TR-PESA de 18/1/01 igual a 6 MMpcd

(4) Volumen que corresponde a otros consumos a lo largo del sistema y el gas combustible necesario para operar tanto las instalaciones existentes como nuevas.

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015La Paz (GNV, Ind, Dom, Com) Total (1) 31,09 36,5 39,2 42,7 45,15 49,3 52,9 56,8 60,6Kenko y otros nuevos (2) 5,2 5,2 15,9 15,9 15,9 15,9 28,9 28,9 28,9VOLUMEN TOTAL LA PAZ-SENKATA 36,29 41,7 55,13 58,63 61,08 65,23 81,83 85,73 89,53Oruro (GNV, Ind, Dom, Com) Total (1) 4,9 5,89 6,2 7,21 8,02 8,5 9,01 10,23 11VOLUMEN TOTAL ORURO 4,9 5,89 6,2 7,21 8,02 8,5 9,01 10,23 11VOLUMEN TOTALTramo Parotani-Senkata

41,19 47,59 61,33 65,84 69,1 73,73 90,84 95,96 100,53

Cochabamba (GNV, Ind, Dom, Com) Total

35,8 41,4 45,6 49,2 53,1 57,3 58,5 59,7 61,1

Valle Hermoso (2) 13 24,2 27,3 25,2 25,2 38,2 38,2 38,2 38,2PBR (3) 6 6 6 6 6 6 6 6 6TOTAL COCHABAMBA 54,83 71,61 78,93 80,41 84,31 101,51 102,71 103,91 105,31Otros (4) 3 3 3 3 3 3 3 3 3VOLUMEN TOTALTramo Río Grande-Parotani

57,83 74,61 81,93 83,41 87,31 104,51 105,71 106,91 108,31

VOLUMEN TOTAL GENERAL 99,02 122,2 143,27 149,25 156,41 178,24 196,55 202,87 208,84

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Anexo VIIIProyecciones Gasoducto Villamontes Tarija 2008-2015

En MMpcd

Fuente : Consumidores de G.N. (Soboce S.A. Caincotar, Setar, Emtagas, Prefectura) 12-Mayo-2006

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Villamontes Tarija

0,005 0,006 0,006 0,006 0,007 0,007 0,007 0,008Emtagas – Palos Blancos 0,102 0,107 0,113 0,118 0,124 0,13 0,137 0,144Emtagas – Entre Ríos 0,021 0,022 0,023 0,024 0,025 0,027 0,028 0,029Emtagas domestico – Entre Ríos

0,039 0,04 0,041 0,042 0,044 0,045 0,046 0,048

CLHB – Entre Ríos 0,078 0,084 0,091 0,098 0,106 0,115 0,124 0,134Emtagas – Casa Real 0,179 0,187 0,197 0,207 0,217 0,228 0,239 0,251Emtagas – Incerpaz 3,925 4,121 4,327 4,544 4,771 5,009 5,26 5,523Emtagas – El Portillo 4,356 4,792 5,271 5,798 6,378 7,015 7,717 8,489Setar – El portillo 8,705 9,359 10,069 10,837 11,672 12,576 13,558 14,626

El Puente Total DGVT 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9SOBOCE 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1,0G & E 1,103 1,158 1,216 1,276 1,34 1,407 1,477 1,551Emtagas – otros 5,103 5,158 5,216 5,276 5,34 5,407 5,477 5,451

TOTAL TARIJA 13,808 14,517 15,285 16,113 17,012 17,983 19,035 20,077

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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10. ALMACENAJE DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS Y GLP10.1. DIAGNÓSTICO

10.1.1. Antecedentes

La capacidad de almacenaje es importante para garantizar el abastecimiento del mercado interno de car-burantes y contar con un adecuado stock de seguridad; abastecimiento que debe regirse bajo el principio de continuidad, con la finalidad de satisfacer las necesidades energéticas del conjunto de la población y la industria, de manera permanente e ininterrumpida en el país.

En fecha 10 de agosto de 2000, a través de la Licitación Pública Internacional MCEI/YPFB/UR/LIC-012/99, se realizó la transferencia de activos de los poliductos y plantas de almacenaje de propiedad de YPFB al Consorcio Oil Tanking GMBH S.A.; GMP S.A. y Graña y Montero S.A. que constituyeron una sociedad anó-nima denominada Compañía de Logística de Hidrocarburos Boliviana S.A. Esta compañía operó más del 74,1% de la logística de almacenaje de combustibles líquidos y GLP con tarifas diferenciadas según zona geográfica que a la fecha no se encuentran reguladas.

Posteriormente, en fecha 17 de Mayo de 2005, se abroga la Ley de Hidrocarburos Nº 1689. y el Estado a través de sus órganos competentes, en ejercicio y resguardo de su soberanía establece la Ley de Hidro-carburos Nº 3058, la cual señala en su capítulo V Art. 103 que para ejercer la actividad de almacenaje de combustibles líquidos y gaseosos, se otorgará por el Ente Regulador autorizaciones y licencias de cons-trucción y operación para plantas de Almacenaje a empresas legalmente establecidas, previo cumplimiento de requisitos legales, económicos, técnicos y de seguridad industrial y ambiental.

Asimismo, en fecha 1 de mayo de 2006 mediante Decreto Supremo 28701, se nacionalizan las acciones necesarias para que YPFB controle el 50% más 1 en las empresas Chaco S.A., Andina S.A., Transredes S.A., Petrobras Bolivia Refinación S.A. y Compañía Logística de Hidrocarburos Boliviana S.A. – CLHB.

Finalmente, mediante Decreto Supremo, 29542 de 2 de mayo de 2008, se instruye al Presidente de YPFB realizar todas las gestiones ejecutivas, financieras, administrativas, operativas y legales con objeto de con-cretar la adquisición del Estado Boliviano del 100% de las acciones nacionalizadas del paquete accionario de la Sociedad Compañía Logística de Hidrocarburos Bolivia CLHB y establecer las condiciones a las que se sujetará esta transferencia.

Por lo que, el objeto del diagnóstico es el de exponer la situación actual en la que se encuentran las insta-laciones de almacenaje de combustibles líquidos y GLP.

10.1.2. Estado de Situación

La infraestructura de almacenaje existente en el país esta compuesta por una diversidad de tanques cilín-dricos de varios tipos para combustibles líquidos, tanques esféricos y cilindros horizontales para GLP y las demás instalaciones para la operación y seguridad industrial correspondiente.

Esta infraestructura está distribuida en cinco distritos comerciales que comprenden:

a. Distrito Comercial Occidente: Ciudades de La Paz, Oruro y El Alto.

b. Distrito Comercial Centro: Ciudades de Cochabamba, Puerto Villarroel, Trinidad, Riberalta, Guaya-ramerin y Cobija.

c. Distrito Comercial Oriente: Ciudades de Santa Cruz, Camiri, Puerto Suárez, San José de Chiquitos y Puerto Quijarro.

d. Distrito Comercial Sud: Ciudades de Potosí, Uyuni, Tupiza, Ciudad de Sucre, Qhora Qhora y Monte-agudo.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

e. Distrito Comercial Tarija: Ciudades de Tarija, Yacuiba, Villamontes, Bermejo y Villazón.

Dichos Distritos comerciales se encuentran distribuidos esquemáticamente en el Mapa de Bolivia Anexo I – Distritos Comerciales.

El Cuadro Nº 1 a continuación presenta un resumen de las plantas operadas por YPFB y otros operadores privados, incluyendo su ubicación.

Cuadro Nº 1 Plantas Operadoras

Nota: (*): Plantas fuera de operación.(**) En etapa de construcción. Inicio de operaciones para el año 2008.

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a información de YPFB.

Nº OPERADOR PLANTA UBICACIÓN GEOGRAFICA (DEPARTAMENTO)

1 CLHB S.A. Tarija Tarija2 CLHB S.A. Villamontes Tarija3 CLHB S.A. San José de Chiquitos Santa Cruz4 CLHB S.A. Camiri Santa Cruz5 CLHB S.A. Potosí Potosí6 CLHB S.A. Tupiza Potosí7 CLHB S.A. Uyuni Potosí8 CLHB S.A. San Pedro Oruro9 CLHB S.A. Senkata La Paz

10 CLHB S.A. Puerto Linares (*) La Paz11 CLHB S.A. Puerto Villarroel Cochabamba12 CLHB S.A. Qhora Qhora Chuquisaca13 CLHB S.A. Monteagudo Chuquisaca14 CLHB S.A. Tarabuquillo (*) Chuquisaca15 CLHB S.A. Villa Tunari (*) Cochabamba16 CLHB S.A. Trinidad Beni17 CLHB S.A. Riberalta Beni18 YPFB Bermejo Tarija19 YPFB Yacuiba Tarija20 YPFB Puerto Suárez Santa Cruz21 YPFB Villazón Potosí22 YPFB Cobija Pando23 YPFB Guayaramerin Beni24 ICB SRL Campo Pajoso Tarija25 COPENAC Ltda. Yacuiba Tarija26 ALCASA Santa Cruz Santa Cruz27 AUTUMA SINPER SRL Santa Cruz Santa Cruz28 GRAVETAL BOLIVIA S.A. Puerto Aguirre Santa Cruz29 FREE PORT TERMINAL Co. Puerto Guijarro Santa Cruz30 DISCAR SRL Santa Cruz Santa Cruz31 PLEA (**) El Alto La Paz32 Guillermo Elder Bell Palmasola Santa cruz33 Gualberto Villarroel Valle Hermoso Cochabamba

CAPACIDAD TOTAL DE ALMACENAMIENTO ( m3 )

Page 417: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Las actividades de almacenaje son desarrolladas por actores del sector público y privado, siendo la más importante por su capacidad instalada la empresa CLHB1 con 19 instalaciones (3 de ellas fuera de opera-ción) lo que representa un 74.1% de participación del total del país, por otro lado YPFB cuenta con 4.9% en 6 instalaciones y, finalmente, otras empresas privadas con 21% en 7 instalaciones (Discar, Free Port Terminal Co, Gravetal, Autuma Sinper, Alcasa, ICB y Copenac Ltda.).

10.1.3. Identificación de Problemas

Los combustibles líquidos que se almacenan y tienen destino el mercado interno son: gas licuado de petró-leo, jet fuel, gasolina de aviación, gasolinas automotrices, diesel oíl, y kerosene.

Cuadro Nº 2Capacidades Nominales por Distrito (m3) - 2008

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a información de YPFB.

Las ciudades de mayor consumo no cuentan con suficiente infraestructura que garantice seguridad energé-tica por un periodo tal que garantice con suficiencia el abastecimiento en caso de contingencias.

Asimismo, el almacenamiento de combustibles al no ser una actividad regulada económicamente, no cuen-ta con tarifas de almacenaje, lo que impide la planificación de las inversiones necesarias.

a) GAS LICUADO DE PETROLEO

El Gas Licuado de Petróleo (GLP) es una mezcla de hidrocarburos livianos, compuesta principalmente de propano y butano en proporciones variables y que en determinadas condiciones físicas pasa al estado líquido. Existen dos formas de obtener GLP, una es la producción de GLP de plantas de extracción y la segunda consiste en la producción del GLP derivado del petróleo, el cual se obtiene de las refinerías del país. Aproximadamente un 76% de la producción de GLP proviene de las plantas de extracción mientras que un 24% proviene de las refinerías.

En el caso del GLP, se considera 7 días como un periodo adecuado de seguridad energética para garan-tizar el normal abastecimiento en situaciones imprevistas. Actualmente la insuficiente infraestructura de almacenaje es un factor que imposibilita la generación de un mayor stock de seguridad.

i) Tanques de Almacenaje

Bolivia cuenta con 17.617,24 m3 de capacidad de almacenaje para Gas Licuado de Petróleo; los Cua-dros 3, 4, 5, 6 y 7 presentan un resumen por Distrito Comercial de la capacidad de almacenaje de GLP, tanto nominal, como operativa (85% de la nominal), considerando ciudad y unidad de negocio al que pertenecen.

1 Actualmente YPFB D.S. 29542

DISTRITO GLP Diesel Oil Gasolina Especial Gasolina Premium Jet Fuel Av GasDISTRITO OCCIDENTE 5.933,28 11.400,00 15.916,00 313 5.017,00 43DISTRITO CENTRO 4.624,35 24.999,00 12.558,00 133 2.710,00 367DISTRITO ORIENTE 6.126,30 31.213,00 31.291,00 5.133,00 3.266,00 127DISTRITO TARIJA 1.454,22 8.934,00 6.830,00 29 115 10DISTRITO SUR 2.588,02 6.885,00 3.950,00 0 163 19TOTAL DISTRITOS 20.726,17 83.431,00 70.545,00 5.608,00 11.271,00 566

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

• Distrito Occidente

El Distrito Occidente cuenta con una capacidad de almacenaje operativa de 5.043,29m3 distribuidos de la siguiente forma: 4.056,95m3 para el departamento de La Paz y 986,34m3 para el departamento de Oruro.

Cuadro Nº 3CAPACIDAD DE ALMACENAJE GLP (m3)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos

Por otro lado, se debe considerar que existen 7 tanques cilíndricos de almacenaje adicional en la ciudad La Paz (5 corresponden a Ex Comibol y 2 a la Empresa Bernel, sumado un total de capacidad nominal entre ambas es de 72m3), las cuales no serán contabilizadas por no encontrarse en operación, ni en proceso de compra.

DIST

RITO

OCC

IDEN

TE

DEPARTAMENTO Nº TK Tipo TK PLANTA EMPRESA CAPACIDAD NOMINAL

CAPACIDADOPERATIVA

CARGAMUERTA

UNIDAD DENEGOCIO

La Paz 1 Salchicha Senkata YPFBComercialización

75,42 64,11 11,31 Almacenaje2 Salchicha 75,40 64,09 11,313 Salchicha 75,41 64,10 11,314 Salchicha 76,65 65,15 11,505 Salchicha 76,16 64,74 11,426 Salchicha 77,05 65,49 11,567 Salchicha 76,00 64,60 11,408 Salchicha 77,29 65,70 11,5922 Esfera 1220,50 1037,43 183,0823 Esfera 1220,50 1037,43 183,0824 Esfera 1220,50 1037,43 183,081 Salchicha Achacachi 25,00 21,25 3,751 Salchicha Patacamaya 25,00 21,25 3,751 Salchicha Repsol - Ventilla Privado 113,00 96,05 16,952 Salchicha 113,00 96,05 16,953 Salchicha 113,00 96,05 16,954 Salchicha 113,00 96,05 16,95TOTAL 4.772,88 4.056,95 715,93

Oruro 1 Salchicha San Pedro YPFB Comercialización

76,00 64,60 11,40 Almacenaje2 Salchicha 76,00 64,60 11,403 Salchicha 76,00 64,60 11,404 Salchicha 76,00 64,60 11,405 Salchicha 76,00 64,60 11,406 Salchicha 76,00 64,60 11,407 Salchicha 76,00 64,60 11,408 Salchicha 76,00 64,60 11,409 Salchicha 76,00 64,60 11,4010 Salchicha YPFB Logistica 79,40 67,49 11,9111 Salchicha 79,40 67,49 11,9112 Salchicha 79,40 67,49 11,9113 Salchicha 79,40 67,49 11,9114 Salchicha 79,40 67,49 11,9115 Salchicha 79,40 67,49 11,91TOTAL 1.160,40 986,34 174,06

Page 419: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 419 -

• Distrito Centro

El Distrito Centro cuenta con una capacidad de almacenaje operativo de 3.930,70m3 distribuidos de la siguiente forma: 3.654,02 m3 para el departamento de Cochabamba, se consideró los tanques de Valle Hermoso utilizados para engarrafado; y 276,68 m3 para el departamento del Beni.

Cuadro Nº 4CAPACIDAD DE ALMACENAJE GLP (m3)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos.(*) Tanques fuera de servicio

Los tanques señalados como fuera de servicio fueron considerados en la capacidad total de almacenaje, debido a que pertenecen a YPFB Comercialización y a YPFB Logística.

• Distrito Oriente

El Distrito Oriente cuenta con una capacidad de almacenaje operativo de 5.207,36m3 contabilizando los tanques de Palma Sola utilizados para engarrafado.

DIST

RITO

CEN

TRO

DEPARTAMENTO Nº TK Tipo TK PLANTA EMPRESA CAPACIDAD NOMINAL

CAPACIDAD OPERATIVA

CARGA MUERTA

UNIDAD DE NEGOCIO

Cochabamba 94 Salchicha Valle Hermoso YPFBComercialización

75,30 64,01 11,30 Almacenaje95 Salchicha 75,30 64,01 11,30

2944 Esfera 636,80 541,28 95,522941 Esfera 637,30 541,71 95,60 Transporte2942 Esfera 636,60 541,11 95,492943 Esfera 636,00 540,60 95,402945 Esfera 985,10 837,34 147,77

1 Salchicha(*) Villa Tunari 75,00 63,75 11,25 Almacenaje382 Salchicha Puerto

Villarroel76,00 64,60 11,40 Transporte

384 Salchicha(*) YPFB Logistica

57,00 48,45 8,55 Almacenaje383 Salchicha(*) 76,00 64,60 11,40

- Salchicha Repsol -Tolata

Privadas 45,42 38,61 6,81- Salchicha 45,42 38,61 6,81- Salchicha 50,01 42,51 7,50- Salchicha Repsol -

Entre Ríos76,60 65,11 11,49

- Salchicha Pecagás 115,00 97,75 17,25TOTAL 4.298,85 3.654,02 644,83

Beni 1 Salchicha(*) Guayaramerín YPFB Comercialización

50,10 42,59 7,52 Almacenaje2 Salchicha(*) 50,10 42,59 7,52

5465 Salchicha Trinidad 75,10 63,84 11,275466 Salchicha 75,10 63,84 11,275467 Salchicha 75,10 63,84 11,27

TOTAL 325,50 276,68 48,83

Page 420: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 420 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 5CAPACIDAD DE ALMACENAJE GLP (m3)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a información de YPFBy Superintendencia de Hidrocarburos.

(*) Tanques fuera de servicio

Si bien, en Camiri se cuenta con capacidad de almacenaje fuera de servicio en Peña Blanca, YPFB señaló que los mismos pueden ser contabilizados dentro de la capacidad de Almacenaje Total del Distrito Oriente debido a que están en proceso de recuperación.

• Distrito Sur.

El Distrito Sur cuenta con una capacidad de almacenaje operativo de 2.199,03m3 distribuida en: 1.355,37m3 para el departamento de Sucre y 844,45m3 para el departamento de Potosí.

DIST

RITO

ORI

ENTE

DEPARTAMENTO Nº TK Tipo TK PLANTA EMPRESA CAPACIDAD NOMINAL

CAPACIDAD OPERATIVA

CARGA MUERTA

UNIDAD DE NEGOCIO

Santa Cruz 1 Salchicha Palma Sola YPFB Comercialización

110,00 93,50 16,50 Almacenaje2 Salchicha 110,00 93,50 16,503 Salchicha 110,00 93,50 16,504 Salchicha 110,00 93,50 16,50

2934 Esfera YPFB Logistica

636,30 540,86 95,452935 Esfera 636,30 540,86 95,452936 Esfera 636,30 540,86 95,452937 Esfera 636,30 540,86 95,452946 Esfera 850,00 722,50 127,50

1 Salchicha San José de Chiquitos

YPFBComercialización

76,00 64,60 11,40 Almacenaje2 Salchicha 76,00 64,60 11,401 Salchicha Camiri 38,80 32,98 5,822 Salchicha 38,80 32,98 5,8211 Salchicha YPFB

Logistica171,00 145,35 25,65 Transporte

12 Esfera 1.192,40 1.013,54 178,861 Salchicha(*) Camiri Peña

BlancaPrivada 38,80 32,98 5,82 Almacenaje

2 Salchicha(*) 38,80 32,98 5,823 Salchicha(*) 38,80 32,98 5,824 Salchicha(*) 38,80 32,98 5,825 Salchicha(*) 38,80 32,98 5,826 Salchicha(*) 38,80 32,98 5,82- Salchicha Cruceña del

NortePrivadas 115,00 97,75 17,25

- Salchicha 115,00 97,75 17,25- Salchicha Flamagás 117,65 100,00 17,65- Salchicha 117,65 100,00 17,65

TOTAL 6.126,30 5.207,35 918,95

Page 421: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 421 -

Cuadro Nº 6CAPACIDAD DE ALMACENAJE GLP - PLANTAS DE ENGARRAFADO (m3)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos.

• Distrito Tarija

Finalmente el Distrito Tarija cuenta con una capacidad de almacenaje operativo de 1.236,09m3.

DIST

RITO

SUR

DEPARTAMENTO Nº TK Tipo TK PLANTA EMPRESA CAPACIDAD NOMINAL

CAPACIDAD OPERATIVA

CARGA MUERTA

UNIDAD DE NEGOCIO

Chuquisaca 121 Salchicha Sucre Qhora - Qhora

YPFB Comercialización

26,00 22,10 3,90 Almacenaje122 Salchicha 26,00 22,10 3,90127 Salchicha 76,33 64,88 11,45128 Salchicha 76,67 65,17 11,50129 Salchicha 24,89 21,16 3,73130 Salchicha 24,89 21,16 3,73381 Salchicha 76,73 65,22 11,51382 Salchicha 76,73 65,22 11,51129 Esfera 985,10 837,34 147,77 Transporte4 Salchicha Monteagudo 75,77 64,40 11,37 Almacenaje

900 Salchicha 75,77 64,40 11,37112 Salchicha Tarabuquillo 24,87 21,14 3,731 Salchicha Camargo 24,80 21,08 3,72

TOTAL 1.594,55 1.355,37 239,18Potosí 1 Salchicha Potosí YPFB

Comercialización76,48 65,01 11,47 Almacenaje

2 Salchicha 76,48 65,01 11,473 Salchicha 76,48 65,01 11,474 Salchicha 76,76 65,25 11,515 Salchicha 76,80 65,28 11,52 Transporte6 Salchicha 77,00 65,45 11,557 Salchicha 77,00 65,45 11,558 Salchicha 75,50 64,18 11,331 Salchicha Tupiza 78,70 66,90 11,81 Almacenaje2 Salchicha 75,52 64,19 11,331 Salchicha Uyuni 77,35 65,75 11,601 Salchicha Atocha 72,70 61,80 10,911 Salchicha Catavi 76,70 65,20 11,51

TOTAL 993,47 844,45 149,02

Page 422: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 422 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 7CAPACIDAD DE ALMACENAJE GLP (m3)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos.

De acuerdo a la información proporcionada por YPFB, los tanques cilíndricos pertenecientes a YPFB Lo-gística de Bermejo y Yacuiba, no se encuentran calibrados, así como los tanques cilíndricos números 10 y 4 del Portillo en Tarija.

ii) Logística de Distribución.

Actualmente, las regiones pertenecientes a los distritos comerciales cuentan con su propia logística de distribución, utilizando como medios de transporte para el abastecimiento de GLP ductos, cisternas o camiones de transporte con el producto engarrafado para las regiones que no cuentan con tanques de almacenaje y plantas engarrafadoras.

Los gráficos expuestos a continuación, resumen de forma esquemática, la logística de distribución entre regiones y/o departamentos.

DIST

RITO

TARI

JA

DEPARTAMENTO Nº TK Tipo TK PLANTA EMPRESA CAPACIDAD NOMINAL

CAPACIDAD OPERATIVA

CARGA MUERTA

UNIDAD DE NEGOCIO

Tarija 5 Salchicha Portillo YPFBComercialización

76,00 64,60 11,40 Almacenaje6 Salchicha 75,56 64,23 11,337 Salchicha 76,00 64,60 11,408 Salchicha 78,60 66,81 11,791 Salchicha YPFB

Logistica79,40 67,49 11,91 Transporte

2 Salchicha 79,40 67,49 11,913 Salchicha 79,40 67,49 11,914 Salchicha 77,30 65,71 11,60

10 Salchicha 102,00 86,70 15,30192 Salchicha Villamontes YPFB

Comercialización75,70 64,35 11,36 Almacenaje

193 Salchicha 75,70 64,35 11,36189 Salchicha YPFB

Logistica102,70 87,30 15,41 Transporte

190 Salchicha 102,80 87,38 15,42191 Salchicha 103,00 87,55 15,45

1 Salchicha Bermejo YPFB Comercialización

24,85 21,12 3,73 Almacenaje2 Salchicha 24,85 21,12 3,731 Salchicha Yacuiba 24,85 21,12 3,732 Salchicha 24,85 21,12 3,733 Salchicha 24,85 21,12 3,731 Salchicha Villazón 36,41 30,95 5,46- Salchicha Gas del Sur Privada 110,00 93,50 16,50

TOTAL 1.454,22 1.236,09 218,13

Page 423: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 423 -

Gráfico Nº 1

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos.

El suministro realizado por medio del oleoducto OCOLP, inicia en la ciudad de Cochabamba, dicha ciudad cuenta con tanques de transporte para bombear los lotes de combustibles líquidos, descolgando el produc-to al ser transportado en Oruro para posteriormente ser entregado a la ciudad de La Paz.

Las ciudades de Oruro y La Paz no cuentan con tanques de transporte, contando con capacidad disponible para la recepción de los lotes asignados.

Gráfico Nº 2

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos.

Tal como se puede observar en el Gráfico Nº 2, los tanques de almacenaje de la ciudad de Santa Cruz, suministran GLP por medio de cisternas a Trinidad, así como a San José de Chiquitos; en dichas regiones se almacena y engarrafa el producto, para posteriormente abastecer por medio de camiones de transporte a Cobija, Riberalta, Guayaramerín y Puerto Suárez respectivamente.

Page 424: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 424 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 3

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos.

Camiri (Chorety), cuenta con tanques de almacenaje de transporte, despacho y recepción los cuales son abastecidos por medio de cisternas desde la planta de Vuelta Grande; los lotes de GLP almacenados en los tanques de transporte son bombeados y transportados por medio del Oleoducto Camiri Sucre, descolgando lotes pequeños en la región de Monteagudo y Tarabuquillo hasta llegar a los tanques de almacenaje de la Ciudad de Sucre, los tanques de despacho y recepción son utilizados para el suministro de la región.

Los tanques de almacenaje de Sucre, suministran GLP a la misma ciudad y también bombean lotes de pro-ducto a la ciudad de Potosí por medio del poliducto Sucre Potosí; Potosí almacena producto para abastecer a la misma ciudad, así como a las regiones de Camargo, Tupiza, Uyuni y Atocha.

Las regiones de Monteagudo y Tarabuquillo no cuentan con tanques de transporte, por lo que deben contar con capacidad disponible operativa para la recepción de los lotes asignados.

Gráfico Nº 4

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos.

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Page 425: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 425 -

Por otro lado, la planta de Vuelta Grande suministra por medio de cisternas también a la región de Villa-montes donde se almacena el producto y suministra volúmenes de GLP a la región de Yacuiba; asimismo se bombea lotes de producto a través del Poliducto Villamontes Tarija, para abastecer la demanda de Tarija y almacenar GLP para distribuir por cisternas a Bermejo y Villazón.

iii) Lote Máximo de Recepción.

Cuando la distribución de GLP es realizada por transporte por ductos, se realizan programaciones por lo-tes, despachando el producto desde la estación de bombeo hasta las terminales de recepción.

El cuadro a continuación resume los lotes máximos de GLP de recepción por día en las terminales de cada región (programación primera quincena junio 2008).

Cuadro Nº 8Volúmenes Máximos de Recepción en Terminales (m3)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a información de YPFB (*) Estación Cabacera.

iv) Demanda de GLP.

El GLP es un combustible de consumo masivo en el país, por lo que se encuentra dentro de los productos que componen la canasta básica de bienes mediante la cual se calcula el Índice de Precios al Consumidor, asimismo es utilizado principalmente en el sector doméstico para la cocción de alimentos, calefacción y otros usos como combustible en una serie de establecimientos.

La gráfica a continuación presenta un resumen mensual del comportamiento de las ventas de GLP desde la gestión 2003 a la 2007.

O C O L P O C S P S P P V TCochabamba (*)Oruro 320La Paz 2.500Camiri (*)Monteagudo 40Tarabuquillo 10Sucre 500 (*)Potosi 210Villamontes (*)Tarija 200

Page 426: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 426 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Gráfico Nº 5Ventas de Gas Licuado de Petróleo en el Mercado Interno

(En Toneladas por día)

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos

De acuerdo a la información de la Superintendencia de Hidrocarburos, el GLP, es el segundo producto hi-drocarburifero de mayor consumo en el mercado interno boliviano, representando en promedio un 25.5 % sobre el total comercializado de productos derivados de hidrocarburos.

v) Proyección de la Demanda de GLP

La demanda del mercado interno de GLP expuesta en la Cuadro 9, fue proyectada en base a los datos estadísticos históricos de los consumos anuales reales de la demanda país y distribuida de acuerdo a la participación de consumo de cada una de las ciudades o localidades, considerando los volúmenes sustitui-dos de GLP por el consumo doméstico de Gas Natural y del GNV, tal como se puede observar en el Anexo II y explicado en el capítulo correspondiente a la proyección y demanda de combustibles líquidos.

Cuadro Nº 9Proyección de la demanda - Bolivia

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

vi) Capacidad de Almacenaje para Stock de Seguridad de GLP

Tomando en cuenta las consideraciones expuestas en los anteriores acápites, se procedió a analizar la capacidad de Almacenaje para Stock de Seguridad de GLP.

Para la Gestión 2008 contamos con la el siguiente stock de seguridad por departamento o localidad.

AñoDEMANDA PAÍS

tmdLS LI

2008 1.117 9862009 1.149 1.0192010 1.174 1.0432011 1.196 1.0632012 1.212 1.0782013 1.192 1.0562014 1.176 1.0332015 1.158 1.0082016 1.142 9852017 1.124 959

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 10Capacidad de Almacenaje para Stock de Seguridad de GLP

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos.(*) No se considera la capacidad de los tanques de Guayaramerín por no estar en funcionamiento.

(**)El suministro a la Región es realizado por Cisternas.(***)El suministro a esta región es realizado directamente con producto engarrafado.

Nota 1: La estación de bombeo actualmente no se encuentra operando y la logística es realizada por cisternas, por lo que se conta-biliza toda la capacidad de almacenaje como de despacho y entrega.

Nota 2: Las capacidades de almacenaje de transporte y de recepción son consideradas para ambas actividades.

Los Cuadros a continuación, resumen el análisis realizado entre la relación de capacidad de almacenaje de transporte, despacho y recepción, con la demanda diaria requerida; dicha relación representa la cantidad de días de seguridad de almacenaje con la que se cuenta en la actualidad, mostrando los días de seguridad con los que se contarían en los años 2008 al 2017.

GLPINFORMACIóN GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

Origen de Suministro Destino de Suministro Seguridad Capacidad de Almacenaje Recepcion y

Despacho Actual (Dias)

Seguridad Capacidad de Almacenaje Transporte

Actual(Dias)

Seguridad Capacidad de Almacenaje Recepcion y

Despacho Actual(Dias)

Seguridad Capacidad de Almacenaje Transporte

Actual(Dias)

COCHABAMBA Cochabamba 2,3 3,1 2,6 3,5Oruro

La PazORURO ORURO 5,9 Pto Terminal 6,7 Pto TerminalLa Paz(*) La Paz 3 Pto Terminal 3,4 Pto Terminal

Santa Cruz Santa Cruz 4,6 Nota 1 5,2 Nota 1San José de Chiqui-

tos(**)Puerto Suárez

Trinidad(**)Guayaramerin

CobijaRiberalta

San José de Chiquitos San José de Chiquitos 8,4 Pto Terminal 9,5 Pto TerminalPuerto Suárez(***)

Camiri(**) Camiri 34,6 6,2 39,4 6,9MonteagudoTarabuquillo

SucrePotosi

CamargoUyuniTupizaAtocha

Trinidad Trinidad 4,4 Pto Terminal 5 Pto TerminalGuayaramerin (*)(***)

Cobija(***)Riberalta(***)

Monteagudo Monteagudo 14 Pto Terminal 15,9 Pto TerminalTarabuquillo Tarabuquillo 6,2 Pto Terminal 7,1 Pto Terminal

Sucre - Qhora Qhora Sucre 3,9 9,4 4,3 10,6Potosi

CamargoTupizaUyuniAtocha

Camargo Camargo 6,8 Pto Terminal 7,7 Pto TerminalPotosí Potosi 3,5 Nota 2 3,9 Nota 2

Camargo(**)Uyuni(**)Tupiza(**)Atocha(**)

Tupiza Tupiza(**) 12,2 Pto Terminal 13,8 Pto TerminalUyuni Uyuni(**) 7,5 Pto Terminal 8,5 Pto Terminal

Atocha Atocha(**) 14,9 Pto Terminal 16,8 Pto TerminalVillamontes Villamontes 15,2 2,2 17,2 2,5

TarijaBermejo

Yacuiba(**)Villazón

Tarija Tarija 4,1 Nota 2 4,6 Nota 2Bermejo(**)Villazón(**)

Bermejo(*) Bermejo(**) 7 Pto Terminal 7,9 Pto TerminalYacuiba(*) Yacuiba(*)(**) 6,2 Pto Terminal 7 Pto TerminalVillazón Villazón(**) 1,9 Pto Terminal 2,1 Pto Terminal

Page 428: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 11 Capacidad de Almacenaje Operativa de Transporte, Despacho y Recepción 2008 – 2017

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos. (*) Se considera el presupuesto aprobado 2008 de YPFB (500 m3) adicionales para La Paz.

GLP

INFORMACIóN GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Origen deSuministro

Destino deSuministro

Año Capacidad de Almacenaje

Operativo para Despacho y Recepcion

(m3)

Capaci-dad de

Almacenaje Operativo

paraTransporte

(m3)

DemandaTotal de

Suministro (tmd)

SeguridadCapacidad deAlmacenajeRecepcion yDespacho

Actual (Días)

SeguridadCapacidad

deAlmacenajeTransporte

Actual (Días)

DemandaTotal de

Suministro (tmd)

SeguridadCapacidad deAlmacenajeRecepcion y

Despacho Actual (Días)

SeguridadCapacidad deAlmacenajeTransporte

Actual (Días)

COCH

ABAM

BA

Cochabamba Cochabamba Oruro

La Paz

2008 784,1 2.525,4 622,0 2,3 3,1 549,4 2,6 3,5

2009 774,1 2.525,4 640,1 2,2 3,0 567,4 2,5 3,4

2010 766,4 2.525,4 653,9 2,1 3,0 580,6 2,4 3,4

2011 759,6 2.525,4 666,3 2,1 2,9 592,2 2,3 3,3

2012 754,6 2.525,4 675,3 2,0 2,9 600,3 2,3 3,2

2013 760,9 2.525,4 663,9 2,1 2,9 587,9 2,3 3,3

2014 765,9 2.525,4 655,0 2,1 3,0 575,3 2,4 3,4

2015 771,3 2.525,4 645,2 2,2 3,0 561,6 2,5 3,5

2016 776,3 2.525,4 636,1 2,2 3,1 548,4 2,6 3,5

2017 781,8 2.525,4 626,3 2,3 3,1 534,3 2,6 3,6

ORUR

O

Oruro Oruro 2008 666,3 0,0 61,0 5,9 Pto Terminal 53,9 6,7 Pto Terminal

2009 666,3 0,0 62,8 5,7 Pto Terminal 55,7 6,5 Pto Terminal

2010 666,3 0,0 64,1 5,6 Pto Terminal 57,0 6,3 Pto Terminal

2011 666,3 0,0 65,4 5,5 Pto Terminal 58,1 6,2 Pto Terminal

2012 666,3 0,0 66,2 5,4 Pto Terminal 58,9 6,1 Pto Terminal

2013 666,3 0,0 65,1 5,5 Pto Terminal 57,7 6,2 Pto Terminal

2014 666,3 0,0 64,2 5,6 Pto Terminal 56,4 6,4 Pto Terminal

2015 666,3 0,0 63,3 5,7 Pto Terminal 55,1 6,5 Pto Terminal

2016 666,3 0,0 62,4 5,8 Pto Terminal 53,8 6,7 Pto Terminal

2017 666,3 0,0 61,4 5,9 Pto Terminal 52,4 6,9 Pto Terminal

LA PA

Z

La Paz(*) La Paz 2008 2.056,9 0,0 374,9 3,0 Pto Terminal 331,2 3,4 Pto Terminal

2009 2.056,9 0,0 385,8 2,9 Pto Terminal 342,0 3,2 Pto Terminal

2010 2.056,9 0,0 394,2 2,8 Pto Terminal 350,0 3,2 Pto Terminal

2011 2.056,9 0,0 401,6 2,8 Pto Terminal 357,0 3,1 Pto Terminal

2012 2.056,9 0,0 407,0 2,7 Pto Terminal 361,9 3,1 Pto Terminal

2013 2.056,9 0,0 400,2 2,8 Pto Terminal 354,4 3,1 Pto Terminal

2014 2.056,9 0,0 394,8 2,8 Pto Terminal 346,8 3,2 Pto Terminal

2015 2.056,9 0,0 388,9 2,9 Pto Terminal 338,5 3,3 Pto Terminal

2016 2.056,9 0,0 383,5 2,9 Pto Terminal 330,6 3,4 Pto Terminal

2017 2.056,9 0,0 377,5 2,9 Pto Terminal 322,1 3,4 Pto Terminal

Page 429: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 429 -

Cuadro Nº 12Capacidad de Almacenaje Operativa de Transporte, Despacho y Recepción 2008 – 2017

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos.(*) No se considera la capacidad de los tanques de Guayaramerín por no estar en funcionamiento.

(**)El suministro a la Región es realizado por Cisternas.(***)El suministro a esta región es realizado directamente con producto engarrafado.

Nota 1: La estación de bombeo actualmente no se encuentra operando y la logística es realizada por cisternas, por lo que se conta-biliza toda la capacidad de almacenaje como de despacho y entrega.

GLPINFORMACIóN GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Origen deSuministro

Destino deSuministro

Año Capacidad deAlmacenajeOperativo

para Despacho y Recepción

(m3)

Capaci-dad de

Almacenaje Operativo

paraTransporte

(m3)

DemandaTotal de

Suministro (tmd)

SeguridadCapacidad de Almacenaje Recepción yDespacho

Actual (Días)

SeguridadCapacidad de Almacenaje Transporte

Actual (Días)

DemandaTotal de

Suministro (tmd)

SeguridadCapacidad de Almacenaje Recepcion y Despacho

Actual (Días)

SeguridadCapacidad de Almacenaje Transporte

Actual (Días)

SANT

A CRU

Z

Santa Cruz Santa Cruz San José de Chiquitos(**)

Puerto Suárez Trinidad(**)

Guayaramerin Cobija

Riberalta

2008 2.718,3 0,0 321,9 4,6 Nota 1 284,3 5,2 Nota 12009 2.702,5 0,0 331,3 4,4 Nota 1 293,7 5,0 Nota 12010 2.690,4 0,0 338,5 4,3 Nota 1 300,5 4,8 Nota 12011 2.679,7 0,0 344,8 4,2 Nota 1 306,5 4,7 Nota 12012 2.671,9 0,0 349,5 4,1 Nota 1 310,7 4,6 Nota 12013 2.681,8 0,0 343,6 4,2 Nota 1 304,3 4,8 Nota 12014 2.689,5 0,0 339,0 4,3 Nota 1 297,7 4,9 Nota 12015 2.698,1 0,0 333,9 4,4 Nota 1 290,6 5,0 Nota 12016 2.705,9 0,0 329,2 4,4 Nota 1 283,8 5,1 Nota 12017 2.714,5 0,0 324,1 4,5 Nota 1 276,5 5,3 Nota 1

San José de Chiquitos

San José de Chiquitos

Puerto Suá-rez(***)

2008 119,0 0,0 7,7 8,4 Pto Terminal 6,8 9,5 Pto Terminal2009 118,7 0,0 7,9 8,1 Pto Terminal 7,0 9,2 Pto Terminal2010 118,5 0,0 8,1 7,9 Pto Terminal 7,2 8,9 Pto Terminal2011 118,3 0,0 8,2 7,8 Pto Terminal 7,3 8,7 Pto Terminal2012 118,2 0,0 8,3 7,7 Pto Terminal 7,4 8,6 Pto Terminal2013 118,4 0,0 8,2 7,8 Pto Terminal 7,3 8,8 Pto Terminal2014 118,5 0,0 8,1 7,9 Pto Terminal 7,1 9,0 Pto Terminal2015 118,7 0,0 8,0 8,0 Pto Terminal 6,9 9,2 Pto Terminal2016 118,8 0,0 7,9 8,2 Pto Terminal 6,8 9,5 Pto Terminal2017 119,0 0,0 7,7 8,3 Pto Terminal 6,6 9,7 Pto Terminal

BENI

Trinidad Trinidad Guayaramerin

(*)(***) Cobija(***)

Riberalta(***

2008 176,4 0,0 21,7 4,4 Pto Terminal 19,2 5,0 Pto Terminal2009 175,9 0,0 22,4 4,2 Pto Terminal 19,8 4,8 Pto Terminal2010 175,6 0,0 22,9 4,1 Pto Terminal 20,3 4,7 Pto Terminal2011 175,3 0,0 23,3 4,1 Pto Terminal 20,7 4,6 Pto Terminal2012 175,1 0,0 23,6 4,0 Pto Terminal 21,0 4,5 Pto Terminal2013 175,3 0,0 23,2 4,1 Pto Terminal 20,5 4,6 Pto Terminal2014 175,6 0,0 22,9 4,1 Pto Terminal 20,1 4,7 Pto Terminal2015 175,8 0,0 22,5 4,2 Pto Terminal 19,6 4,8 Pto Terminal2016 176,0 0,0 22,2 4,3 Pto Terminal 19,2 5,0 Pto Terminal2017 176,3 0,0 21,9 4,3 Pto Terminal 18,7 5,1 Pto Terminal

Page 430: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 430 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 13Capacidad de Almacenaje Operativa de Transporte, Despacho y Recepción 2008 – 2017

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos. (**)El suministro a la Región es realizado por Cisternas.

GLP

INFORMACIóN GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Origen deSuministro

Destino deSuministro

Año Capacidadde

AlmacenajeOperativo

paraDespacho yRecepción

(m3)

Capacidadde

Almacenaje Operativo

paraTransporte

(m3)

DemandaTotalde

Suministro (tmd)

SeguridadCapacidad

deAlmacenajeRecepcion yDespacho

Actual (Días)

SeguridadCapacidad

deAlmacenajeTransporte

Actual (Días)

DemandaTotalde

Suministro (tmd)

SeguridadCapacidad

deAlmacenajeRecepción yDespacho

Actual (Días)

SeguridadCapacidad

deAlmacenajeTransporte

Actual (Días)

SANT

A CR

UZ

Camiri(**) Camiri Monteagudo Tarabuquillo

Sucre Potosi

Camargo Uyuni Tupiza Atocha

2008 256,4 1.158,9 105,0 34,6 6,2 94,1 39,4 6,9

2009 256,3 1.158,9 108,0 33,8 6,0 96,7 38,1 6,7

2010 256,1 1.158,9 110,3 33,1 5,9 98,0 37,3 6,6

2011 256,0 1.158,9 112,4 32,4 5,8 99,9 36,5 6,5

2012 255,8 1.158,9 113,9 32,0 5,7 101,3 36,0 6,4

2013 256,0 1.158,9 112,0 32,6 5,8 99,2 36,8 6,6

2014 256,1 1.158,9 110,5 33,0 5,9 97,1 37,6 6,7

2015 256,2 1.158,9 108,8 33,5 6,0 94,7 38,5 6,9

2016 256,3 1.158,9 107,3 34,0 6,1 92,5 39,5 7,0

2017 256,4 1.158,9 105,7 34,6 6,2 90,1 40,5 7,2

SUCR

E

Montea-gudo

Monteagudo 2008 88,8 0,0 3,4 14,0 Pto. Terminal 3,0 15,9 Pto. Terminal

2009 88,8 0,0 3,5 13,6 Pto. Terminal 3,1 15,4 Pto. Terminal

2010 88,8 0,0 3,6 13,3 Pto. Terminal 3,2 15,0 Pto. Terminal

2011 88,8 0,0 3,7 13,1 Pto. Terminal 3,3 14,7 Pto. Terminal

2012 88,8 0,0 3,7 12,9 Pto. Terminal 3,3 14,5 Pto. Terminal

2013 88,8 0,0 3,6 13,1 Pto. Terminal 3,2 14,8 Pto. Terminal

2014 88,8 0,0 3,6 13,3 Pto. Terminal 3,2 15,2 Pto. Terminal

2015 88,8 0,0 3,5 13,5 Pto. Terminal 3,1 15,5 Pto. Terminal

2016 88,8 0,0 3,5 13,7 Pto. Terminal 3,0 15,9 Pto. Terminal

2017 88,8 0,0 3,4 13,9 Pto. Terminal 2,9 16,3 Pto. Terminal

Tarabu-quillo

Tarabuquillo 2008 18,2 0,0 1,6 6,2 Pto. Terminal 1,4 7,1 Pto. Terminal

2009 18,1 0,0 1,6 6,0 Pto. Terminal 1,4 6,8 Pto. Terminal

2010 18,1 0,0 1,7 5,9 Pto. Terminal 1,5 6,6 Pto. Terminal

2011 18,0 0,0 1,7 5,8 Pto. Terminal 1,5 6,5 Pto. Terminal

2012 18,0 0,0 1,7 5,7 Pto. Terminal 1,5 6,4 Pto. Terminal

2013 18,0 0,0 1,7 5,8 Pto. Terminal 1,5 6,5 Pto. Terminal

2014 18,1 0,0 1,7 5,9 Pto. Terminal 1,5 6,7 Pto. Terminal

2015 18,1 0,0 1,6 6,0 Pto. Terminal 1,4 6,9 Pto. Terminal

2016 18,1 0,0 1,6 6,1 Pto. Terminal 1,4 7,0 Pto. Terminal

2017 18,2 0,0 1,6 6,2 Pto. Terminal 1,4 7,2 Pto. Terminal

Page 431: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 431 -

Cuadro Nº 14Capacidad de Almacenaje Operativa de Transporte, Despacho y Recepción 2008 – 2017

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos. (**)El suministro a la Región es realizado por Cisternas.

Nota 2: Las capacidades de almacenaje de transporte y de recepción son consideradas para ambas actividades.

GLP

INFORMACIóN GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Origen deSuministro

Destino de Suministro

Año Capacidad deAlmacenajeOperativo

paraDespacho yRecepción

(m3)

Capacidad de Almacenaje

Operativo para Transporte

(m3)

DemandaTotal de

Suministro (tmd)

SeguridadCapacidad deAlmacenajeRecepción yDespacho

Actual (Días)

SeguridadCapacidad deAlmacenajeTransporte

Actual (Días)

DemandaTotal de

Suministro (tmd)

SeguridadCapacidad deAlmacenajeRecepción yDespacho

Actual (Días)

Seguridad Capacidad deAlmacenajeTransporte

Actual (Días)

SUCR

E

Sucre -Qhora Qhora

Sucre Potosi

Camargo Tupiza Uyuni Atocha

2008 347,0 837,3 96,0 3,9 9,4 86,1 4,3 10,6

2009 347,0 837,3 98,8 3,8 9,1 88,6 4,2 10,3

2010 347,0 837,3 100,9 3,7 8,9 89,6 4,2 10,0

2011 347,0 837,3 102,8 3,7 8,7 91,4 4,1 9,8

2012 347,0 837,3 104,2 3,6 8,6 92,6 4,1 9,7

2013 347,0 837,3 102,4 3,7 8,8 90,7 4,2 9,9

2014 347,0 837,3 101,0 3,7 8,9 88,8 4,2 10,1

2015 347,0 837,3 99,5 3,8 9,0 86,6 4,4 10,4

2016 347,0 837,3 98,1 3,8 9,2 84,6 4,5 10,6

2017 347,0 837,3 96,6 3,9 9,3 82,4 4,6 10,9

Camargo Camargo 2008 18,4 0,0 1,5 6,8 Pto Terminal 1,3 7,7 Pto Terminal

2009 18,3 0,0 1,5 6,6 Pto Terminal 1,3 7,4 Pto Terminal

2010 18,2 0,0 1,5 6,4 Pto Terminal 1,4 7,2 Pto Terminal

2011 18,2 0,0 1,6 6,3 Pto Terminal 1,4 7,0 Pto Terminal

2012 18,1 0,0 1,6 6,2 Pto Terminal 1,4 6,9 Pto Terminal

2013 18,2 0,0 1,6 6,3 Pto Terminal 1,4 7,1 Pto Terminal

2014 18,2 0,0 1,5 6,4 Pto Terminal 1,4 7,3 Pto Terminal

2015 18,3 0,0 1,5 6,5 Pto Terminal 1,3 7,5 Pto Terminal

2016 18,3 0,0 1,5 6,6 Pto Terminal 1,3 7,7 Pto Terminal

2017 18,4 0,0 1,5 6,7 Pto Terminal 1,3 7,9 Pto Terminal

POTO

SI

Potosí Potosi Camar-go(**)

Uyuni(**) Tupiza(**) Atocha(**)

2008 310,6 0,0 48,3 3,5 Nota 2 42,6 3,9 Nota 2

2009 310,6 0,0 49,7 3,4 Nota 2 44,0 3,8 Nota 2

2010 310,6 0,0 50,8 3,3 Nota 2 45,1 3,7 Nota 2

2011 310,6 0,0 51,7 3,2 Nota 2 46,0 3,6 Nota 2

2012 310,6 0,0 52,4 3,2 Nota 2 46,6 3,6 Nota 2

2013 310,6 0,0 51,5 3,3 Nota 2 45,6 3,7 Nota 2

2014 310,6 0,0 50,8 3,3 Nota 2 44,6 3,8 Nota 2

2015 310,6 0,0 50,1 3,3 Nota 2 43,6 3,8 Nota 2

2016 310,6 0,0 49,4 3,4 Nota 2 42,6 3,9 Nota 2

2017 310,6 0,0 48,6 3,5 Nota 2 41,5 4,0 Nota 2

Page 432: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 432 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 15Capacidad de Almacenaje Operativa de Transporte, Despacho y Recepción 2008 – 2017

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos. (**)El suministro a la Región es realizado por Cisternas.

GLPINFORMACIóN GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Origen deSuministro

Destino deSuministro

Año Capacidad de AlmacenajeOperativo

paraDespacho yRecepción

(m3)

Capacidad de AlmacenajeOperativo

paraTransporte

(m3)

DemandaTotal de

Suministro (tmd)

SeguridadCapacidad de AlmacenajeRecepcion yDespacho

Actual (Días)

SeguridadCapacidad de AlmacenajeTransporte

Actual (Días)

DemandaTotal de

Suministro (tmd)

SeguridadCapacidad de AlmacenajeRecepcion y Despacho

Actual (Días)

SeguridadCapacidad de AlmacenajeTransporte

Actual (Días)

POTO

SI

Tupiza(**) Tupiza 2008 121,2 0,0 5,4 12,2 Pto Terminal 4,7 13,8 Pto Terminal2009 120,9 0,0 5,5 11,8 Pto Terminal 4,9 13,3 Pto Terminal2010 120,6 0,0 5,6 11,6 Pto Terminal 5,0 13,0 Pto Terminal2011 120,4 0,0 5,7 11,3 Pto Terminal 5,1 12,7 Pto Terminal2012 120,3 0,0 5,8 11,2 Pto Terminal 5,2 12,5 Pto Terminal2013 120,5 0,0 5,7 11,4 Pto Terminal 5,1 12,8 Pto Terminal2014 120,6 0,0 5,6 11,5 Pto Terminal 5,0 13,1 Pto Terminal2015 120,8 0,0 5,6 11,7 Pto Terminal 4,8 13,5 Pto Terminal2016 120,9 0,0 5,5 11,9 Pto Terminal 4,7 13,8 Pto Terminal2017 121,1 0,0 5,4 12,1 Pto Terminal 4,6 14,2 Pto Terminal

Uyuni(**) Uyuni 2008 58,0 0,0 4,2 7,5 Pto Terminal 3,7 8,5 Pto Terminal2009 57,8 0,0 4,3 7,3 Pto Terminal 3,8 8,2 Pto Terminal2010 57,6 0,0 4,4 7,1 Pto Terminal 3,9 8,0 Pto Terminal2011 57,5 0,0 4,5 6,9 Pto Terminal 4,0 7,8 Pto Terminal2012 57,4 0,0 4,5 6,8 Pto Terminal 4,0 7,7 Pto Terminal2013 57,5 0,0 4,5 7,0 Pto Terminal 3,9 7,9 Pto Terminal2014 57,6 0,0 4,4 7,1 Pto Terminal 3,9 8,1 Pto Terminal2015 57,7 0,0 4,3 7,2 Pto Terminal 3,8 8,3 Pto Terminal2016 57,9 0,0 4,3 7,3 Pto Terminal 3,7 8,5 Pto Terminal2017 58,0 0,0 4,2 7,5 Pto Terminal 3,6 8,7 Pto Terminal

Atocha(**) Atocha 2008 57,9 0,0 2,1 14,9 Pto Terminal 1,9 16,8 Pto Terminal2009 57,8 0,0 2,2 14,4 Pto Terminal 1,9 16,3 Pto Terminal2010 57,7 0,0 2,2 14,1 Pto Terminal 2,0 15,9 Pto Terminal2011 57,6 0,0 2,3 13,8 Pto Terminal 2,0 15,5 Pto Terminal2012 57,6 0,0 2,3 13,6 Pto Terminal 2,0 15,3 Pto Terminal2013 57,6 0,0 2,2 13,9 Pto Terminal 2,0 15,7 Pto Terminal2014 57,7 0,0 2,2 14,1 Pto Terminal 1,9 16,0 Pto Terminal2015 57,8 0,0 2,2 14,3 Pto Terminal 1,9 16,4 Pto Terminal2016 57,8 0,0 2,2 14,5 Pto Terminal 1,9 16,8 Pto Terminal2017 57,9 0,0 2,1 14,8 Pto Terminal 1,8 17,3 Pto Terminal

Page 433: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 433 -

Cuadro Nº 16Capacidad de Almacenaje Operativa de Transporte, Despacho y Recepción 2008 – 2017

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos. (*) Se considera el presupuesto aprobado 2008 de YPFB, (25 m3) para Bermejo.

(**)El suministro a la Región es realizado por Cisternas.Nota 2: Las capacidades de almacenaje de transporte y de recepción son consideradas para ambas actividades.

GLP

INFORMACIÓN GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Origen deSuministro

Destino deSuministro

Año Capacidad de AlmacenajeOperativo

paraDespacho y Recepcion

(m3)

Capacidad de Almacenaje Operativo

paraTransporte

(m3)

DemandaTotal de

Suministro (tmd)

SeguridadCapacidad deAlmacenaje Recepcion yDespacho

Actual (Días)

SeguridadCapacidad de AlmacenajeTransporte

Actual (Días)

DemandaTotal de

Suministro (tmd)

SeguridadCapacidad deAlmacenaje Recepcion y Despacho

Actual (Días)

SeguridadCapacidad de AlmacenajeTransporte

Actual (Días)

TARIJ

A

Villamontes Villamontes Tarija

Bermejo Yacuiba(**)

Villazón

2008 128,7 262,2 67,9 15,2 2,2 60,0 17,2 2,5

2009 128,7 262,2 69,9 14,8 2,2 62,0 16,7 2,5

2010 128,7 262,2 71,4 14,5 2,1 63,4 16,3 2,4

2011 128,7 262,2 72,8 14,2 2,1 64,7 16,0 2,3

2012 128,7 262,2 73,7 14,0 2,1 65,6 15,7 2,3

2013 128,7 262,2 72,5 14,2 2,1 64,2 16,1 2,4

2014 128,7 262,2 71,5 14,4 2,1 62,8 16,4 2,4

2015 128,7 262,2 70,5 14,6 2,2 61,3 16,8 2,5

2016 128,7 262,2 69,5 14,9 2,2 59,9 17,2 2,5

2017 128,7 262,2 68,4 15,1 2,2 58,3 17,7 2,6

Tarija Tarija Bermejo(**) Villazón(**)

2008 415,1 0,0 54,8 4,1 Nota 2 48,4 4,6 Nota 2

2009 415,1 0,0 56,4 4,0 Nota 2 50,0 4,5 Nota 2

2010 415,1 0,0 57,6 3,9 Nota 2 51,2 4,4 Nota 2

2011 415,1 0,0 58,7 3,8 Nota 2 52,2 4,3 Nota 2

2012 415,1 0,0 59,5 3,8 Nota 2 52,9 4,2 Nota 2

2013 415,1 0,0 58,5 3,8 Nota 2 51,8 4,3 Nota 2

2014 415,1 0,0 57,7 3,9 Nota 2 50,7 4,4 Nota 2

2015 415,1 0,0 56,9 3,9 Nota 2 49,5 4,5 Nota 2

2016 415,1 0,0 56,1 4,0 Nota 2 48,3 4,6 Nota 2

2017 415,1 0,0 55,2 4,1 Nota 2 47,1 4,8 Nota 2

Bermejo(*) Bermejo 2008 58,8 0,0 4,6 7,0 Pto Terminal 4,0 7,9 Pto Terminal

2009 58,6 0,0 4,7 6,8 Pto Terminal 4,2 7,6 Pto Terminal

2010 58,1 0,0 4,8 6,6 Pto Terminal 4,2 7,4 Pto Terminal

2011 58,0 0,0 4,9 6,4 Pto Terminal 4,3 7,2 Pto Terminal

2012 57,8 0,0 4,9 6,3 Pto Terminal 4,4 7,1 Pto Terminal

2013 58,0 0,0 4,9 6,4 Pto Terminal 4,3 7,3 Pto Terminal

2014 58,1 0,0 4,8 6,5 Pto Terminal 4,2 7,5 Pto Terminal

2015 58,3 0,0 4,7 6,7 Pto Terminal 4,1 7,7 Pto Terminal

2016 58,4 0,0 4,7 6,8 Pto Terminal 4,0 7,9 Pto Terminal

2017 58,5 0,0 4,6 6,9 Pto Terminal 3,9 8,1 Pto Terminal

Page 434: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 434 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 17Capacidad de Almacenaje Operativa de Transporte, Despacho y Recepción 2008 – 2017

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a información de YPFB y Superintendencia de Hidrocarburos. (*) Se considera el presupuesto aprobado 2008 de YPFB (50m3) para Yacuiba

(**)El suministro a la Región es realizado por Cisternas.

Actualmente, las localidades con menor seguridad energética son Cochabamba, La Paz, Tarabuquillo y Villazón con un promedio aproximado de 2 días de seguridad de capacidad de almacenaje; los departa-mentos de Tarija, Sucre y Santa Cruz cuentan con un promedio aproximado de 3,5 días de seguridad de capacidad de almacenaje; por lo que en las regiones mencionadas se requiere incrementar dicha capaci-dad y garantizar 7 días de seguridad energética en función a la demanda del mercado.

b) DIESEL OIL

i) Tanques de almacenaje

El Cuadro Nº 18 muestra la distribución de la capacidad de almacenaje total de Diesel Oil por departamen-tos y ciudades, donde se observa que la mayor infraestructura para el almacenaje, se encuentra en los departamentos de Tarija, Cochabamba, Santa Cruz y La Paz. Cabe destacar que gran parte del almace-naje es producto de la importación por tres puntos estratégicos: Puerto Suárez en Santa Cruz, la planta de Senkata en el departamento de La Paz y Yacuiba en el departamento de Tarija.

GLPINFORMACIóN GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Origen deSuministro

Destino de Suministro

Año Capacidad de Almacenaje

Operativo para Despacho yRecepción

(m3)

Capacidad de Almace-

najeOperativo

paraTransporte

(m3)

DemandaTotal de

Suministro (tmd)

SeguridadCapacidad de AlmacenajeRecepción y

Despacho Actual (Días)

SeguridadCapacidad de AlmacenajeTransporte

Actual (Días)

DemandaTotal de

Suministro (tmd)

SeguridadCapacidad deAlmacenajeRecepción y

Despacho Actual (Días)

SeguridadCapacidad de AlmacenajeTransporte

Actual (Días)

TARIJ

A

Yacuiba Yacuiba (*)(**)

2008 97,6 0,0 8,5 6,2 Pto Terminal 7,5 7,0 Pto Terminal2009 97,1 0,0 8,8 6,0 Pto Terminal 7,8 6,7 Pto Terminal2010 96,8 0,0 9,0 5,8 Pto Terminal 8,0 6,6 Pto Terminal2011 96,5 0,0 9,1 5,7 Pto Terminal 8,1 6,4 Pto Terminal2012 96,2 0,0 9,2 5,6 Pto Terminal 8,2 6,3 Pto Terminal2013 96,5 0,0 9,1 5,7 Pto Terminal 8,1 6,5 Pto Terminal2014 96,8 0,0 9,0 5,8 Pto Terminal 7,9 6,6 Pto Terminal2015 97,0 0,0 8,8 5,9 Pto Terminal 7,7 6,8 Pto Terminal2016 97,2 0,0 8,7 6,0 Pto Terminal 7,5 7,0 Pto Terminal2017 97,5 0,0 8,6 6,1 Pto Terminal 7,3 7,2 Pto Terminal

Villazón Villazón (**)

2008 20,1 0,0 5,8 1,9 Pto Terminal 5,2 2,1 Pto Terminal2009 19,8 0,0 6,0 1,8 Pto Terminal 5,3 2,0 Pto Terminal2010 19,6 0,0 6,1 1,7 Pto Terminal 5,5 1,9 Pto Terminal2011 19,4 0,0 6,3 1,7 Pto Terminal 5,6 1,9 Pto Terminal2012 19,2 0,0 6,3 1,6 Pto Terminal 5,6 1,8 Pto Terminal2013 19,4 0,0 6,2 1,7 Pto Terminal 5,5 1,9 Pto Terminal2014 19,5 0,0 6,2 1,7 Pto Terminal 5,4 2,0 Pto Terminal2015 19,7 0,0 6,1 1,8 Pto Terminal 5,3 2,0 Pto Terminal2016 19,9 0,0 6,0 1,8 Pto Terminal 5,2 2,1 Pto Terminal2017 20,0 0,0 5,9 1,8 Pto Terminal 5,0 2,2 Pto Terminal

Page 435: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 435 -

Cuadro Nº 18 Capacidad de almacenaje de Diesel Oil

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

PLANTAS DE ALMACENAJE VOLUMEN m3

San Pedro (Oruro) 3.192Senkata 8.209DISTRITO COMERCIAL OCCIDENTE 11.401

- Gualberto Villarroel (Valle Hermoso) 12.359Puerto Villarroel 3.589Trinidad 2.215Riberalta 1.508Cobija 571Guayaramerin 2.541Trinidad 2.215DISTRITO COMERCIAL CENTRO 24.999

- Guillermo Elder (Palmasola) 9.042San José de Chiquitos 1.262Camiri 3.786Puerto Suarez 400Discar SRL 7.000Freeport Terminal Co. Limited 7.500Muelle Tamengo - Autuma Sinper SRL 223Alcasa 2.000DISTRITO COMERCIAL ORIENTE 31.213

- Potosí 2.916Tupiza 436Uyuni 463Qhora Qhora 2.823Monteagudo 247DISTRITO COMERCIAL SUD 6.885

- Tarija 1.475Villamontes 2.784ICB SRL 2.000Copenac Ltda. 2.000Bermejo 90Yacuiba 86Villazon 499DISTRITO COMERCIAL TARIJA 8.934

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Se ha identificado como la principal problemática la inadecuada infraestructura operativa para satisfacer la demanda y contar con un stock de seguridad, que permita abastecer el combustible en el caso de contarse con problemas en la elaboración en refinerías o en la importación del diesel oil, tomando en cuenta que el consumo de Diesel Oil Nacional representa aproximadamente el 60% de la demanda total, y el Diesel Oil Importado el 40%.

ii) Logística de Distribución

Se ha considerado el sistema de logística del cual actualmente se proveen las distintas ciudades del país que se resume de la siguiente manera:

1. El Diesel Oil Nacional es entregado por las refinerias Guillermo Elder Bell ubicada en la ciudad de Santa Cruz y Gualberto Villarroel ubicada en la ciudad de Cochabamba.

2. Para el suministro de Diesel Oil en la región Occidental este es transportado por el poliducto Cocha-bamba-La Paz (OCOLP). Por lo que en el cálculo se ha considerado la capacidad total de almacenaje en la refineria Gualberto Villarroel para el suministro de las ciudades de La Paz y Oruro.

3. De la refineria Gualberto Villarroel el Diesel Oil es transportado por el Poliducto Cochabamba- Puerto Villarroel (PCPV). A partir de allí el producto es llevado a la ciudad de Guayaramerín en barcazas, o en cisternas en época de estiaje al puerto de Trinidad.

En Guayaramerín el Diesel Oil es almacenado y transportado a las ciudades de Cobija y Riberalta, de esta forma abastecer la parte Norte del país. Cabe destacar que en épocas de estiaje, cuando los nive-les de los ríos bajan el transporte se lo realiza por carretera desde Cochabamba hasta el puerto fluvial de Trinidad con destino a Guayaramerín.

El abastecimiento de Diesel Oil para la ciudad de Trinidad se lo realiza desde la Refinería Gualberto Villarroel por cisternas.

4. Para abastecer del combustible al Sur del país, el producto es llevado desde la Refineria Guillermo Elder Bell a la ciudad de Camiri por el poliducto OCSZ-1, a partir de este punto existen dos rutas.

La primera transporta el producto en cisternas hasta Villamontes para luego ser inyectado en el Poli-ducto Villamontes-Tarija (PVT), con el propósito de abastecer a la ciudad de Tarija, de aquí el Diesel Oil es llevado en cisternas a la ciudad de Bermejo y Villazón

La segunda lleva el producto desde Camiri por el Poliducto Camiri-Sucre (PCS), descolgando cierta cantidad de producto a las ciudades de Monteagudo y Tarabuquillo para su consumo, llegando pos-teriormente a la ciudad de Sucre. De la ciudad de Sucre se lleva el Diesel Oil a la ciudad de Potosí mediante el Poliducto Sucre Potosi (PSP), para que finalmente por cisternas se lleve el producto a las ciudades de Tupiza y Uyuni.

5. El Diesel Oil importado es entregado en tres puntos estratégicos del país, las plantas de Senkata en La Paz, Yacuiba y Puerto Suarez, como muestra el Gráfico Nº 6 - Logística de Importación.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 6Logística de importación

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

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Page 438: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

iii) Demanda de Diesel Oil

Las ventas de Diesel Oil registradas, durante los años 2006 y 2007 se resumen en la FIGURA 2- DIESEL OIL.

Gráfico Nº 7 Ventas Diesel Oil gestiones 2006 y 2007

iv) Proyección de la demanda

El pronóstico de la demanda de diesel se presenta en el Cuadro Nº 20, la misma que establece un intervalo definido por el limite superior (LS) y un limite inferior (LI), para ambos casos se ha considerado la sustitición del Diesel Oil por Gas Natural.

Page 439: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 20Pronóstico de la demanda (Gestiones 2008-2017)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

v) Capacidad de almacenaje para Stock de Seguridad de Diesel Oil

En base a las capacidades de almacenaje se determina la situación por departamento en cuanto a los días de seguridad actual:

Año Demanda Anual PaísLS LI

(bpd) (bpd)2008 24.822 21.3762009 26.657 23.1852010 28.395 24.8942011 30.173 26.6352012 31.936 28.3552013 33.769 30.1382014 35.902 32.0342015 38.171 34.0522016 40.587 36.2002017 43.158 38.486

Page 440: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 21 Capacidad de almacenaje de Diesel Oil 2008-2017

La Paz y Santa Cruz

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía(1) Contempla la construcción de 2 Tanques de 1000 m3 de acuerdo al POA 2008 de YPFB, trasladando los dos tanques existentes

en PLEA (Planta El Alto).Nota: Se ha considerado un volumen adicional del 23% de la demanda para el transporte por cisternas a Puerto linares.

DIESEL OILINFORMACION GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Planta dealmacenaje

o ciudad

Distribución AÑO Capacidad Almacenaje

Capacidad dealmacenaje

para transportar

DemandaTotal

(m3/día)

Seguridad deAlmacenaje

(días)

DemandaTotal

(m3/día)

Seguridad deAlmacenaje

(días)

LA PA

Z

Senkata La Paz-El Alto-Puerto Linares (OCOLP)

2008(1) 10209 0 800,65 11,47 689,50 13,322009 10209 0 859,82 10,68 747,85 12,282010 10209 0 915,89 10,03 802,96 11,442011 10209 0 973,22 9,44 859,10 10,692012 10209 0 1030,11 8,92 914,58 10,042013 10209 0 1089,24 8,43 972,10 9,452014 10209 0 1158,02 7,93 1033,26 8,892015 10209 0 1231,22 7,46 1098,35 8,362016 10209 0 1309,14 7,02 1167,64 7,872017 10209 0 1392,06 6,60 1241,36 7,40

SANT

A C

RUZ

Elder Bell-Discar-Autuma-Alcaza

Santa Cruz-San José de Chiquitos-Camiri-Villa-montes-Tarija-Villazon-Bermejo-Monteagudo-

Sucre-Tarabuquillo-Potosí-Tupiza-Uyuni (OCSZ-1,PCS,PSP)

2008 15765 2500 2010,94 10,11 1731,77 11,902009 15765 2500 2159,55 9,35 1878,33 10,902010 15765 2500 2300,39 8,71 2016,76 10,082011 15765 2500 2444,39 8,14 2157,76 9,362012 15765 2500 2587,26 7,64 2297,09 8,732013 15765 2500 2735,77 7,17 2441,56 8,152014 15765 2500 2908,52 6,68 2595,18 7,612015 15765 2500 3092,38 6,23 2758,67 7,102016 15765 2500 3288,08 5,80 2932,69 6,622017 15765 2500 3496,35 5,39 3117,86 6,17

Camiri (*) Camiri-Villamontes-Tarija-Villazón-Bermejo-Montea-gudo-Sucre-Tarabuquillo-

Potosi-Tupiza-Uyuni (PCS,PSP)

2008 2286 1500 520,35 53,97 448,11 62,832009 2286 1500 558,80 50,19 486,03 57,852010 2286 1500 595,25 47,05 521,85 53,812011 2286 1500 632,51 44,22 558,34 50,232012 2286 1500 669,48 41,73 594,39 47,122013 2286 1500 707,90 39,41 631,77 44,282014 2286 1500 752,60 37,01 671,52 41,602015 2286 1500 800,18 34,75 713,83 39,072016 2286 1500 850,82 32,62 758,86 36,692017 2286 1500 904,71 30,62 806,77 34,46

Free Port (Puerto Quijarro)

Pto. Quijarro-Pto. Suárez-Santa Cruz-San José de

Chiquitos

2008 400 7500 1535,82 7,85 1322,61 9,272009 400 7500 1649,31 7,24 1434,53 8,472010 400 7500 1756,88 6,73 1540,26 7,822011 400 7500 1866,85 6,28 1647,94 7,242012 400 7500 1975,97 5,88 1754,36 6,742013 400 7500 2089,39 5,50 1864,69 6,292014 400 7500 2221,32 5,12 1982,02 5,852015 400 7500 2361,74 4,75 2106,88 5,452016 400 7500 2511,21 4,41 2239,78 5,072017 400 7500 2670,27 4,09 2381,20 4,71

SJ. De Chiquitos SJ. De Chiquitos 2008 1262 0 71,79 16,58 61,83 19,412009 1262 0 77,10 15,37 67,06 17,822010 1262 0 82,13 14,37 72,00 16,532011 1262 0 87,27 13,46 77,04 15,382012 1262 0 92,37 12,66 82,01 14,392013 1262 0 97,67 11,92 87,17 13,482014 1262 0 103,84 11,15 92,65 12,622015 1262 0 110,40 10,43 98,49 11,812016 1262 0 117,39 9,75 104,70 11,052017 1262 0 124,83 9,11 111,31 10,34

Page 441: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 441 -

Cuadro Nº 22 Capacidad de almacenaje actual de Diesel Oil 2008-2017

Cochabamba y Oruro

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

DIESEL OILINFORMACION GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Planta dealmacenaje

o ciudad

Distribución AÑO Capacidad de Almacenaje

Capacidad de almacenaje

para transportar

DemandaTotal

(m3/día)

Seguridad deAlmacenaje

(días)

DemandaTotal

(m3/día)

Seguridad deAlmacenaje

(días)

COCH

ABAM

BA

Valle Hermoso Cochabamba-Trinidad-La Paz-

Puerto Linares-Oruro (OCOLP)

2008 10859 1500 1678,33 17,55 1445,34 20,552009 10859 1500 1802,36 16,27 1567,65 18,862010 10859 1500 1919,91 15,21 1683,19 17,502011 10859 1500 2040,08 14,26 1800,86 16,292012 10859 1500 2159,33 13,42 1917,15 15,242013 10859 1500 2283,27 12,63 2037,72 14,282014 10859 1500 2427,45 11,82 2165,94 13,382015 10859 1500 2580,90 11,06 2302,39 12,532016 10859 1500 2744,23 10,34 2447,62 11,722017 10859 1500 2918,05 9,67 2602,16 10,97

Pto. Villarroel Pto Villarroel-Gua-yaramerín-Riberalta-

Cobija (PCPV)

2008 459 3130 139,27 12,11 165,29 14,232009 459 3130 149,56 11,21 179,27 13,042010 459 3130 159,31 10,46 192,48 12,072011 459 3130 169,29 9,78 205,94 11,222012 459 3130 179,18 9,19 219,24 10,482013 459 3130 189,47 8,63 233,03 9,802014 459 3130 201,43 8,06 247,69 9,162015 459 3130 214,16 7,52 263,29 8,562016 459 3130 227,72 7,01 279,90 7,992017 459 3130 242,14 6,54 297,58 7,46

ORUR

O

San Pedro Oruro (OCOLP) 2008 3192 0 239,76 9,97 206,47 11,592009 3192 0 257,48 9,29 223,95 10,682010 3192 0 274,27 8,72 240,45 9,952011 3192 0 291,44 8,20 257,26 9,302012 3192 0 308,47 7,75 273,87 8,732013 3192 0 326,18 7,33 291,10 8,222014 3192 0 346,77 6,89 309,41 7,732015 3192 0 368,69 6,48 328,91 7,272016 3192 0 392,03 6,10 349,65 6,842017 3192 0 416,86 5,73 371,73 6,43

Page 442: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 442 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuador Nº 23 Capacidad de almacenaje actual de Diesel Oil 2008-2017

Potosí

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

DIESEL OILINFORMACION GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Planta dealmacenaje

o ciudad

Distribución AÑO Capacidadde

Almacenaje

Capacidadde almacenaje

paratransportar

DemandaTotal

(m3/día)

Seguridad de Almacenaje

(días)

DemandaTotal

(m3/día)

Seguridad deAlmacenaje

(días)

POTO

SI

Potosí Potosí-Tupiza-Uyuni (PSP)

2008 712 2916 170,65 5,09 146,96 6,082009 712 2916 183,26 4,67 159,39 5,532010 712 2916 195,21 4,33 171,14 5,082011 712 2916 207,43 4,01 183,11 4,682012 712 2916 219,55 3,74 194,93 4,342013 712 2916 232,16 3,48 207,19 4,022014 712 2916 246,82 3,21 220,23 3,732015 712 2916 262,42 2,96 234,10 3,452016 712 2916 279,03 2,73 248,87 3,182017 712 2916 296,70 2,50 264,58 2,93

Tupiza Tupiza-Uyuni 2008 436 0 53,89 18,93 46,41 22,142009 436 0 57,87 17,55 50,34 20,342010 436 0 61,65 16,42 54,05 18,872011 436 0 65,51 15,39 57,83 17,572012 436 0 69,34 14,49 61,56 16,452013 436 0 73,32 13,65 65,43 15,422014 436 0 77,95 12,78 69,55 14,442015 436 0 82,87 11,96 73,93 13,532016 436 0 88,12 11,18 78,59 12,672017 436 0 93,70 10,46 83,56 11,85

Uyuni Uyuni 2008 463 0 32,02 13,46 27,57 15,792009 463 0 34,38 12,46 29,90 14,482010 463 0 36,62 11,64 32,11 13,422011 463 0 38,92 10,89 34,35 12,482012 463 0 41,19 10,24 36,57 11,662013 463 0 43,55 9,63 38,87 10,912014 463 0 46,31 8,99 41,32 10,212015 463 0 49,23 8,40 43,92 9,542016 463 0 52,35 7,84 46,69 8,922017 463 0 55,66 7,31 49,64 8,33

Villazón Villazón 2008 499 0 12,67 38,37 10,91 44,722009 499 0 13,61 35,66 11,84 41,152010 499 0 14,50 33,42 12,71 38,262011 499 0 15,40 31,39 13,60 35,702012 499 0 16,31 29,60 14,48 33,472013 499 0 17,24 27,94 15,39 31,432014 499 0 18,33 26,22 16,36 29,512015 499 0 19,49 24,60 17,39 27,702016 499 0 20,72 23,08 18,48 26,002017 499 0 22,03 21,64 19,65 24,40

Page 443: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 443 -

Cuadro Nº 24Capacidad de almacenaje actual de Diesel Oil 2008-2017

Chuquisaca y Tarija

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía(2) Se ha considerado la capacidad de almacenaje para transporte de acuerdo al lote máximo a transportar

DIESEL OILINFORMACION GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Planta dealmacenaje

o ciudad

Distribución AÑO Capacidad de Almacenaje

Capacidad de almacenaje

paratransportar

DemandaTotal

(m3/día)

Seguridad de Almacenaje

(días)

DemandaTotal

(m3/día)

Seguridad deAlmacenaje

(días)

CHUQ

UISA

CA(2

)

Qhora-Qhora Sucre-Potosí-Tupi-za-Uyuni-Villazón

(OCS)(2)

2008 2323 500 301,77 11,16 115,73 12,972009 2323 500 324,07 10,40 125,53 11,962010 2323 500 345,21 9,76 134,78 11,142011 2323 500 366,82 9,18 144,20 10,412012 2323 500 388,26 8,68 153,51 9,782013 2323 500 410,55 8,21 163,17 9,202014 2323 500 436,47 7,72 173,44 8,652015 2323 500 464,06 7,26 184,36 8,142016 2323 500 493,43 6,83 195,99 7,662017 2323 500 524,68 6,42 208,37 7,20

TARI

JA

Portillo Tarija-Bermejo-Villazón (PVT)

2008 1475 0 142,88 6,69 123,05 7,782009 1475 0 153,44 6,23 133,46 7,172010 1475 0 163,45 5,85 143,30 6,682011 1475 0 173,68 5,50 153,31 6,242012 1475 0 183,83 5,20 163,22 5,862013 1475 0 194,38 4,92 173,48 5,522014 1475 0 206,66 4,63 184,40 5,192015 1475 0 219,72 4,35 196,01 4,882016 1475 0 233,63 4,09 208,38 4,592017 1475 0 248,43 3,85 221,53 4,32

Bermejo Bermejo 2008 90 0 14,48 5,21 12,47 6,222009 90 0 15,55 4,78 13,52 5,662010 90 0 16,56 4,43 14,52 5,202011 90 0 17,60 4,11 15,54 4,792012 90 0 18,63 3,83 16,54 4,442013 90 0 19,70 3,56 17,58 4,122014 90 0 20,94 3,29 18,68 3,822015 90 0 22,26 3,04 19,86 3,532016 90 0 23,67 2,80 21,11 3,262017 90 0 25,17 2,57 22,45 3,01

Yacuiba-ICB Srl-Copenac

Ltda.

Yacuiba-Santa Cruz

2008 200 3886 1491,48 1,75 1284,43 2,202009 200 3886 1601,70 1,56 1393,12 1,952010 200 3886 1706,16 1,40 1495,80 1,742011 200 3886 1812,96 1,26 1600,37 1,562012 200 3886 1918,93 1,13 1703,72 1,412013 200 3886 2029,08 1,02 1810,86 1,272014 200 3886 2157,20 0,90 1924,80 1,132015 200 3886 2293,56 0,78 2046,06 1,012016 200 3886 2438,72 0,68 2175,12 0,892017 200 3886 2593,18 0,58 2312,46 0,77

Villamontes Villamontes-Tarija-

Bermejo-Villazón (PVT)

2008 1754 1030 173,72 55,87 126,22 65,042009 1754 1030 186,56 51,96 136,91 59,892010 1754 1030 198,73 48,71 147,00 55,712011 1754 1030 211,17 45,78 157,27 52,002012 1754 1030 223,51 43,20 167,43 48,792013 1754 1030 236,34 40,80 177,96 45,842014 1754 1030 251,26 38,32 189,16 43,072015 1754 1030 267,15 35,98 201,07 40,462016 1754 1030 284,05 33,78 213,76 38,002017 1754 1030 302,05 31,71 227,25 35,68

Page 444: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 444 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 25 Capacidad de almacenaje actual de Diesel Oil 2008-2017

Beni y Pando

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía(3) Plan Operativo Anual de YPFB. Ampliacion de 300 m3 en la ciudad de Cobija

En los cuadros precedentes se puede apreciar dentro del escenario conservador que a excepción de Trini-dad y Cobija las ciudades capitales del país tienen un stock de seguridad para un tiempo menor a 30 días contando la ciudad de La Paz con 13 días, Cochabamba con 21 días y Santa Cruz con 12 días en el eje troncal, Oruro con 12 días, Potosí con 6 días, Sucre con 13 días, Tarija con 8 días Trinidad con 48 días y Cobija con 28 días.

DIESEL OILINFORMACION GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Planta dealmacenaje

o ciudad

Distribución AÑO Capacidad Almacenaje

Capacidad de almacenaje

para transportar

DemandaTotal

(m3/día)

Seguridad de Almacenaje

(días)

DemandaTotal

(m3/día)

Seguridad deAlmacenaje

(días)

BENI

Trinidad Trinidad-Guayarame-rin-Riberalta-Cobija

2008 2215 0 156,92 41,06 135,14 47,842009 2215 0 168,52 38,17 146,58 44,032010 2215 0 179,51 35,77 157,38 40,942011 2215 0 190,75 33,60 168,38 38,202012 2215 0 201,90 31,69 179,25 35,822013 2215 0 213,49 29,92 190,53 33,642014 2215 0 226,97 28,08 202,52 31,592015 2215 0 241,32 26,35 215,27 29,662016 2215 0 256,59 24,72 228,85 27,842017 2215 0 272,84 23,19 243,30 26,13

Guayara-merín

Guayaramerin-Riberal-ta-Cobija

2008 2541 0 104,26 72,50 89,79 84,342009 2541 0 111,97 67,44 97,39 77,692010 2541 0 119,27 63,25 104,57 72,282011 2541 0 126,74 59,46 111,88 67,502012 2541 0 134,15 56,13 119,10 63,342013 2541 0 141,85 53,02 126,59 59,532014 2541 0 150,80 49,82 134,56 55,952015 2541 0 160,33 46,79 143,03 52,582016 2541 0 170,48 43,95 152,06 49,402017 2541 0 181,28 41,27 161,66 46,40

Riberalta Riberalta-Cobija 2008 1508 0 34,57 42,62 29,77 49,652009 1508 0 37,13 39,62 32,29 45,702010 1508 0 39,55 37,13 34,67 42,492011 1508 0 42,02 34,88 37,10 39,652012 1508 0 44,48 32,90 39,49 37,182013 1508 0 47,03 31,06 41,98 34,932014 1508 0 50,00 29,16 44,62 32,802015 1508 0 53,17 27,36 47,43 30,802016 1508 0 56,53 25,68 50,42 28,912017 1508 0 60,11 24,09 53,60 27,13

PAND

O

Cobija Cobija 2008(3) 871 0 34,69 24,11 29,88 28,152009 871 0 37,26 22,38 32,40 25,882010 871 0 39,68 20,95 34,79 24,032011 871 0 42,17 19,66 37,22 22,402012 871 0 44,63 18,51 39,63 20,982013 871 0 47,20 17,46 42,12 19,682014 871 0 50,18 16,36 44,77 18,452015 871 0 53,35 15,33 47,59 17,302016 871 0 56,72 14,36 50,59 16,222017 871 0 60,32 13,44 53,79 15,19

Page 445: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 445 -

Cuadro Nº 26Seguridad Energética

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Como se puede apreciar, existe capacidad de almacenaje en el período 2008-2017 en las ciudades capita-les, para el abastecimiento de la demanda de Diesel Oil, sin embargo éstas son insuficientes para garanti-zar una seguridad energética de 30 días.

10.2. ESTRATEGIA DE ALMACENAJE DE COMBUSTIBLES LIQUIDOS Y GLP

10.2.1. Objetivo de Política

Consolidar la infraestructura de almacenaje para Combustibles Líquidos y GLP a nivel nacional, para ga-rantizar la continuidad del servicio en el mercado interno, con la finalidad de satisfacer las necesidades energéticas de la población actual y futura.

10.2.2. Acciones

A continuación se han identificado las tareas a realizar relacionadas con la actividad de almacenaje por parte del MHE, YPFB y la SH, junto con los impactos económicos y sociales que conllevan. Esto con el fin de poder contar con el marco para el desarrollo de esta actividad y su proyección en el corto plazo.

En el marco de la política de asegurar la infraestructura de almacenaje para Combustibles Líquidos y GLP a nivel nacional, para garantizar la continuidad del servicio en el mercado interno. Se plantea como opciones anuales de desarrollo:

a) Elaboración del Proyecto de Reglamento de Tarifas de Almacenaje.

b) Elaborar propuestas para incrementar la seguridad de capacidad de almacenaje de GLP y otros com-bustibles líquidos.

10.2.2.2.1. Elaboración del Reglamento de Tarifas para Almacenaje

EL Ministerio de Hidrocarburos y Energía en forma conjunta con el ente regulador e YPFB elaborará el Reglamento de Tarifas para el sector de almacenaje de combustibles líquidos y GLP.

10.2.2.2.2. Incremento de la Capacidad en Inversiones en Almacenaje para Combustibles Líquidos y GLP

Ciudad Seguridad 2008 (días)

Seguridad 2017 (días)

La Paz 13 7Santa Cruz 12 6Cochabamba 21 11Oruro 12 6Potosí 6 3Sucre 13 7Tarija 8 4Trinidad 48 26Cobija 28 15

Page 446: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

a) GAS LICUADO DE PETROLEO

Con objeto de incrementar la seguridad energética del país y de cubrir el stock de seguridad mínimo pre-visto de 7 días para almacenaje de recepción y despacho por región y departamento, se elaboró una pro-puesta de inversiones e incremento de capacidades.

Las variables consideradas en el análisis mencionado son detalladas a continuación:

1) Capacidad Nominal y Operativa de almacenaje actual de transporte, recepción y despacho por De-partamento o localidad.

2) Proyección de la demanda diaria Alta y Baja por Departamento o localidad 2008 -2017.

3) Capacidad de almacenaje de despacho y recepción requerida para cubrir 7 días de la demanda.

4) Para contar con disponibilidad de capacidad operativa, se consideró lotes máximos de recepción para transporte por ductos y un día de demanda para el transporte realizado en cisternas.

5) Se consideró que los lotes máximos de transporte incluirán la capacidad de abastecimiento diaria y el volumen adicional para garantizar el stock de llenado del tanque.

6) Capacidad adicional de un 23% del volumen de demanda diaria de los puntos de recepción de Al-macenaje en el punto de suministro, para garantizar la cobertura de la demanda de un día y el stock de llenado para los tanques de seguridad de ciudades y localidades dependientes cuya recepción se realiza por cisternas.

7) Capacidad ociosa de tanques de almacenaje de transporte, para cubrir un porcentaje del déficit de almacenaje de despacho y recepción.

8) Logística de Distribución de GLP por departamento o localidad considerando:

- Suministro por ducto.

- Suministro por cisterna.

- Suministro de producto engarrafado.

9) Costos referenciales ($us/m3) aplicados de acuerdo al siguiente detalle:

Cuadro Nº 27Costos referenciales

Fuente: Cotización Agosto 2007 YPFB

A continuación, se presenta un detalle de la inversión y la capacidad adicional requerida por los departa-mentos o localidades para cumplir con el mínimo previsto de 7 días de seguridad energética de GLP para almacenaje de recepción y despacho.

Tipo detanque

Tipo de producto

Capacidades Costo $Us/m3

Costo (infrastructura + instalación)

$us/m3

Cilindrico GLP < 500 m3 1.370 1.507Esférico GLP > 500 m3 2.085 2.293

Page 447: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 447 -

Cuadro Nº 28Almacenaje Adicional e Inversiones Requeridas para 7 Días

de Seguridad Energética 2008-2017

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

GLPInformaciòn General ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOROrigen deSuministro

AÑO Almacenaje AdicionalOperativo

Despacho yRecepción (m3)

Almacenaje AdicionalNominal

Despacho yRecepción (m3)

InversiónacumuladaAlmacenajeDespacho y Recepción

(sin considerar ampliaciones anuales) ($us)

Inversión anualAlmacenajeDespacho y Recepción

(considerando ampliaciones anuales) ($us)

Almacenaje AdicionalOperativo

Despacho yRecepción - Anual (m3)

Almacenaje AdicionalNominal

Despacho yRecepción

(m3)

InversionAlmacenaje Despacho y Recepción

(sin considerar ampliaciones anuales) ($us)

InversiónAlmacenaje Despacho y Recepción

(considerando ampliaciones anuales) ($us)

COCHABAMBA 2008 743,6 874,8 2.006.046,2 2.006.046,2 230,3 270,9 408.194,4 408.194,42009 871,7 1.025,5 2.351.575,9 345.529,7 357,7 420,8 634.100,7 225.906,32010 969,7 1.140,8 2.615.851,6 264.275,7 451,4 531,0 1.217.600,0 583.499,32011 1.056,8 1.243,3 2.850.857,8 235.006,2 533,1 627,2 1.438.170,6 220.570,62012 1.120,3 1.318,0 3.022.242,3 171.384,5 590,3 694,5 1.592.458,5 154.287,92013 1.040,0 1.223,5 2.805.616,9 0,0 502,8 591,5 1.356.312,1 0,02014 976,9 1.149,2 2.635.263,0 0,0 413,3 486,2 732.676,3 0,02015 907,6 1.067,8 2.448.511,4 0,0 316,5 372,3 560.999,5 0,02016 843,8 992,7 2.276.266,4 0,0 223,6 263,1 396.456,8 0,02017 774,0 910,6 2.088.045,3 0,0 123,5 145,3 218.899,3 0,0

ORURO 2008 124,5 146,5 220.692,9 220.692,9 32,2 37,9 57.035,4 57.035,42009 147,5 173,6 261.525,7 40.832,8 55,1 64,8 97.660,3 40.624,92010 165,1 194,3 292.756,4 31.230,6 71,9 84,6 127.518,7 29.858,52011 180,8 212,7 320.528,1 27.771,7 86,6 101,9 153.584,5 26.065,82012 192,2 226,2 340.781,4 20.253,3 96,9 114,0 171.817,4 18.232,92013 177,8 209,2 315.181,8 0,0 81,2 95,5 143.910,9 0,02014 166,4 195,8 295.050,3 0,0 65,1 76,6 115.387,2 0,02015 154,0 181,2 272.981,0 0,0 47,7 56,1 84.514,4 0,02016 142,5 167,7 252.626,1 0,0 31,0 36,4 54.924,6 0,02017 130,0 152,9 230.383,1 0,0 13,0 15,3 22.994,3 0,0

Page 448: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 448 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 28 (Continuación)Almacenaje Adicional e Inversiones Requeridas para 7 Días

de Seguridad Energética 2008-2017

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

GLPInformaciòn General ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOROrigen deSuministro

AÑO AlmacenajeAdicionalOperativoDespacho

y Recepción(m3)

Almacenaje AdicionalNominal

Despachoy Recepción

(m3)

InversiónacumuladaAlmacenaje Despacho y Recepción

(sin considerar ampliaciones anuales) ($us)

Inversión anualAlmacenaje Despacho y Recepción

(considerando ampliaciones anuales) ($us)

Almacenaje AdicionalNominal

Despachoy Recepción

(m3)

Almacenaje AdicionalNominal

Despachoy Recepción

(m3)

InversionAlmacenaje Despacho y Recepción

(sin considerar ampliaciones anuales) ($us)

InversiónAlmacenaje Despacho y Recepción

(considerando ampliaciones anuales) ($us)

La Paz(*) 2008 2.803,2 3.297,9 7.562.082,3 7.562.082,3 2.235,8 2.630,4 6.031.558,9 6.031.558,92009 2.944,7 3.464,4 7.943.950,1 381.867,7 2.376,7 2.796,1 6.411.482,4 379.923,52010 3.053,0 3.591,8 8.236.018,7 292.068,6 2.480,2 2.917,8 6.690.718,3 279.235,92011 3.149,3 3.705,0 8.495.739,6 259.721,0 2.570,5 3.024,2 6.934.485,4 243.767,22012 3.219,5 3.787,6 8.685.148,0 189.408,3 2.633,7 3.098,5 7.104.999,2 170.513,82013 3.130,7 3.683,2 8.445.740,9 0,0 2.537,0 2.984,7 6.844.018,1 0,02014 3.060,9 3.601,1 8.257.471,5 0,0 2.438,1 2.868,4 6.577.264,3 0,02015 2.984,4 3.511,1 8.051.080,0 0,0 2.331,1 2.742,5 6.288.542,6 0,02016 2.913,9 3.428,1 7.860.720,6 0,0 2.228,5 2.621,8 6.011.818,9 0,02017 2.836,8 3.337,4 7.652.705,0 0,0 2.117,8 2.491,6 5.713.207,2 0,0

Santa Cruz 2008 1.140,3 1.341,6 3.076.260,7 3.076.260,7 689,9 811,6 1.861.132,5 1.861.132,52009 1.268,5 1.492,3 3.421.995,7 345.735,0 817,5 961,8 2.205.324,0 344.191,42010 1.366,5 1.607,7 3.686.428,5 264.432,8 911,7 1.072,6 2.459.568,5 254.244,52011 1.453,7 1.710,2 3.921.574,5 235.145,9 994,2 1.169,7 2.682.048,2 222.479,72012 1.517,2 1.785,0 4.093.060,8 171.486,3 1.052,2 1.237,9 2.838.533,6 156.485,42013 1.436,9 1.690,5 3.876.306,7 0,0 965,5 1.135,9 2.604.651,2 0,02014 1.373,7 1.616,1 3.705.851,5 0,0 879,2 1.034,4 2.371.884,9 0,02015 1.304,4 1.534,6 3.518.988,9 0,0 785,7 924,4 2.119.658,0 0,02016 1.240,6 1.459,5 3.346.641,5 0,0 696,4 819,3 1.878.743,4 0,02017 1.170,7 1.377,4 3.158.308,6 0,0 600,0 705,8 1.618.483,4 0,0

Trinidad 2008 105,4 124,0 186.876,8 186.876,8 72,5 85,3 128.564,6 128.564,62009 114,1 134,2 202.207,6 15.330,8 81,1 95,4 143.821,3 15.256,82010 120,7 142,0 213.933,3 11.725,7 87,5 102,9 155.058,1 11.236,72011 126,6 148,9 224.360,3 10.427,0 93,0 109,4 164.877,2 9.819,22012 130,8 153,9 231.964,4 7.604,2 96,9 114,0 171.761,5 6.884,32013 125,4 147,6 222.353,0 0,0 91,0 107,1 161.328,1 0,02014 121,2 142,5 214.794,5 0,0 85,1 100,1 150.779,4 0,02015 116,5 137,0 206.508,5 0,0 78,6 92,5 139.356,7 0,02016 112,2 132,0 198.866,2 0,0 72,4 85,2 128.423,9 0,02017 107,5 126,4 190.515,0 0,0 65,8 77,4 116.621,1 0,0

Page 449: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 449 -

Cuadro Nº 28 (Continuación)Almacenaje Adicional e Inversiones Requeridas para 7 Días

de Seguridad Energética 2008-2017

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

GLPInformaciòn General ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOROrigen deSuministro

AÑO Almacenaje AdicionalOperativo

Despacho yRecepción

(m3)

Almacenaje AdicionalNominal

Despacho y Recepción

(m3)

Inversión acumuladaAlmacenajeDespacho yRecepción

(sin considerarampliaciones anuales) ($us)

Inversión anual

Almacenaje Despacho y Recepción

(consideran-do ampliacio-nes anuales)

($us)

Almacenaje AdicionalNominal

Despacho yRecepción

(m3)

Almacenaje AdicionalNominal

Despacho yRecepción

(m3)

InversionAlmacenaje Despacho y Recepción

(sin considerar ampliaciones

anuales) ($us)

InversiónAlmacenaje Despacho y Recepción

(considerando ampliaciones

anuales) ($us)

Tarabuquillo 2008 2,2 2,6 3.978,0 3.978,0 0,0 0,0 0,0 0,02009 2,9 3,4 5.185,4 1.207,4 0,5 0,6 945,8 945,82010 3,4 4,1 6.108,8 923,4 1,0 1,2 1.833,8 887,92011 3,9 4,6 6.930,0 821,2 1,5 1,7 2.610,8 777,02012 4,2 5,0 7.528,8 598,9 1,8 2,1 3.157,4 546,62013 3,8 4,5 6.771,9 0,0 1,3 1,6 2.340,7 0,02014 3,5 4,1 6.176,6 0,0 0,9 1,0 1.528,4 0,02015 3,1 3,7 5.524,1 0,0 0,4 0,4 648,0 0,02016 2,8 3,3 4.922,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,02017 2,4 2,8 4.264,6 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Potosi 2008 175,1 206,1 310.488,5 310.488,5 118,4 139,3 209.961,7 209.961,72009 189,3 222,7 335.570,1 25.081,6 132,5 155,9 234.915,6 24.953,92010 200,1 235,4 354.753,6 19.183,5 142,9 168,1 253.256,2 18.340,62011 209,7 246,7 371.812,4 17.058,8 151,9 178,7 269.267,1 16.011,02012 216,8 255,0 384.253,0 12.440,6 158,2 186,1 280.466,7 11.199,62013 207,9 244,6 368.528,4 0,0 148,5 174,8 263.325,1 0,02014 200,9 236,4 356.162,6 0,0 138,7 163,1 245.804,4 0,02015 193,3 227,4 342.606,6 0,0 128,0 150,5 226.840,7 0,02016 186,2 219,1 330.103,5 0,0 117,7 138,5 208.665,1 0,02017 178,5 210,0 316.440,8 0,0 106,6 125,5 189.051,9 0,0

Uyuni 2008 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,02009 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,02010 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,02011 0,4 0,5 740,5 740,5 0,0 0,0 0,0 0,02012 1,3 1,5 2.322,3 1.581,9 0,0 0,0 0,0 0,02013 0,2 0,2 322,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,02014 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,02015 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,02016 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,02017 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Page 450: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 450 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 28 (Continuación)Almacenaje Adicional e Inversiones Requeridas para 7 Días

de Seguridad Energética para 2008-2017

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

GLPInformaciòn

GeneralESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

Orige

n de S

umini

stro

AÑO Almacenaje Adicional Operativo

Despacho yRecepción

(m3)

Almacenaje AdicionalNominal

Despacho yRecepción

(m3)

Inversión acumuladaAlmacenajeDespacho yRecepción

(sin considerarampliaciones anuales) ($us)

Inversión anualAlmacenajeDespacho yRecepción

(considerandoampliaciones anuales) ($us)

Almacenaje AdicionalNominal

Despacho yRecepción

(m3)

Almacenaje AdicionalNominal

Despacho yRecepción

(m3)

InversionAlmacenajeDespacho yRecepción

(sin considerarampliaciones

anuales)($us)

InversiónAlmacenajeDespacho yRecepción

(considerandoampliaciones

anuales)($us)

Tarija

2008 184,5 217,1 327.123,5 327.123,5 114,5 134,7 203.032,1 203.032,12009 202,0 237,6 358.084,5 30.961,0 131,9 155,2 233.835,4 30.803,42010 215,4 253,4 381.764,8 23.680,3 144,7 170,2 256.475,3 22.639,82011 227,2 267,3 402.822,4 21.057,6 155,8 183,3 276.239,4 19.764,12012 235,9 277,5 418.179,2 15.356,8 163,6 192,5 290.064,3 13.824,92013 224,9 264,6 398.768,6 0,0 151,7 178,5 268.904,5 0,02014 216,3 254,5 383.504,2 0,0 139,5 164,1 247.276,7 0,02015 206,9 243,4 366.770,4 0,0 126,3 148,6 223.867,8 0,02016 198,2 233,2 351.336,5 0,0 113,6 133,7 201.431,6 0,02017 188,7 222,0 334.471,0 0,0 100,0 117,6 177.220,8 0,0

Berm

ejo(*)

2008 0,2 0,2 347,1 347,1 0,0 0,0 0,0 0,02009 2,2 2,5 3.829,3 3.482,2 0,0 0,0 0,0 0,02010 3,9 4,6 6.926,9 3.097,6 0,0 0,0 0,0 0,02011 5,2 6,2 9.295,2 2.368,3 0,0 0,0 0,0 0,02012 6,2 7,3 11.022,4 1.727,2 0,0 0,0 0,0 0,02013 5,0 5,9 8.839,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,02014 4,0 4,7 7.122,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,02015 3,0 3,5 5.240,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,02016 2,0 2,3 3.504,7 0,0 0,0 0,0 0,0 0,02017 0,9 1,1 1.607,8 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Yacu

iba(*)

2008 12,9 15,1 22.782,1 22.782,1 0,0 0,0 0,0 0,02009 16,5 19,4 29.299,1 6.517,0 3,6 4,3 6.414,9 6.414,92010 19,3 22,8 34.283,6 4.984,5 6,3 7,4 11.207,8 4.792,92011 21,8 25,7 38.716,0 4.432,4 8,7 10,2 15.402,0 4.194,22012 23,7 27,8 41.948,5 3.232,5 10,4 12,2 18.352,3 2.950,32013 21,4 25,1 37.862,7 0,0 7,9 9,3 13.944,4 0,02014 19,5 23,0 34.649,7 0,0 5,4 6,3 9.559,3 0,02015 17,6 20,7 31.127,4 0,0 2,7 3,2 4.807,6 0,02016 15,7 18,5 27.878,7 0,0 0,2 0,2 269,2 0,02017 13,7 16,1 24.328,7 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Villaz

ón

2018 55,7 65,5 98.681,0 98.681,0 46,8 55,1 82.997,4 82.997,42019 58,2 68,5 103.153,1 4.472,1 49,3 58,0 87.449,6 4.452,22020 60,1 70,7 106.573,5 3.420,4 51,2 60,2 90.738,5 3.289,02021 61,8 72,7 109.615,2 3.041,6 52,8 62,1 93.616,6 2.878,12022 63,1 74,2 111.833,4 2.218,2 54,0 63,5 95.641,2 2.024,62023 61,5 72,4 109.029,6 0,0 52,2 61,5 92.616,4 0,02024 60,3 70,9 106.824,8 0,0 50,5 59,5 89.607,3 0,02025 58,9 69,3 104.407,7 0,0 48,7 57,3 86.346,6 0,02026 57,6 67,8 102.778,4 0,0 47,0 55,2 83.232,3 0,02027 56,3 66,2 99.742,3 0,0 45,1 53,0 79.867,8 0,0

Page 451: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 451 -

En resumen, durante el periodo 2008-2017 se requiere invertir 17.354.650 $us en un escenario optimista y 12.567.563 $us en un escenario conservador para obtener una capacidad de almacenaje operativo de 7 días, donde los montos de inversiones más considerables se encuentran en las ciudades de La Paz, Santa Cruz y Cochabamba, detalle que se muestra a continuación.

Cuadro Nº 29Inversiones por Departamento o Localidad 2008 - 2017

Expresado en ($us)

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos

Como se comentó anteriormente, se ha optimizado el uso de las capacidades de almacenaje, tomando en cuenta la operatividad de las mismas; por otro lado tal como se muestra en el diagnóstico, se cuenta con tan-ques de almacenaje disponibles en la ciudad de La Paz (5 que corresponden a Ex Comibol y 2 a la Empresa Bernel, sumado un total de capacidad nominal entre ambas es de 72m3), los cuales podrían ser negociadas.

Asimismo, considerar los tanques con capacidad ociosa de Camiri y los tanques de Guayaramerín, para que los mismos sean trasladados, de esta forma se podrá reducir la inversión en compra de tanques y solo incurrir en costos de traslado e instalación.

La recuperación de las actividades de logística de almacenaje permitió que YPFB retome el control y admi-nistración del mercado interno de los productos terminados.

En el caso de Gas Licuado de Petróleo, se debe tomar en cuenta que el almacenaje y posterior comercializa-ción puede ser afectado por un mayor nivel de producción, y, por otro lado, por efectos de estacionalidad en el consumo, por lo que se debe priorizar un incremento en la capacidad de almacenaje a corto y mediano plazo.

b) DIESEL OIL

En el marco de la política de asegurar la infraestructura de almacenaje para Combustibles Líquidos y GLP a nivel nacional, para garantizar la continuidad del servicio en el mercado interno. Se plantea como objetivos anuales de desarrollo:

ESCENARIOOPTIMISTA

ESCENARIO CONSERVADOR

Cochabamba 3.022.242 1.592.459Oruro 340.781 171.817La Paz 8.685.148 7.104.999Santa Cruz 4.093.061 2.838.534Trinidad 231.964 171.762Tarabuquillo 7.529 3.157Camargo 4.365 311Potosí 384.253 280.467Uyuni 2.322 0Tarija 418.179 290.064Bermejo 11.022 0Yacuiba 41.949 18.352Villazón 111.833 95.641TOTAL 17.354.650 12.567.563

Page 452: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

• Incrementar la capacidad almacenaje para combustibles líquidos.

• Se propone la habilitación y reutilización de la infraestructura existente en Puerto Linares, para el alma-cenaje de Diesel Oil y posterior abastecimiento a la zona norte de la ciudad de La Paz, Pando y Beni, para lo cual habrá que acondicionar la vía de ingreso a Puerto Linares.

• Para poder abastecer de manera eficiente a las distintas ciudades se propone a las autoridades tener expeditos las carreteras y centros de producción especialmente en los lugares donde el acceso se realice por puentes.

• Se ha determinado que actualmente la distribución de tanques en las plantas de almacenaje estan sien-do subutilizadas por lo que se considera una redistribución del transporte para el almacenaje.

Con objeto de incrementar la seguridad energética del país y de cubrir el stock de seguridad mínimo de-pendiendo si es una ciudad capital o población intermedia, se elaboró una propuesta de inversiones, e incremento de capacidades de almacenaje.

Las variables consideradas en el análisis mencionado son detalladas a continuación:

• Capacidades de Almacenaje requerido para cubrir 30 días en ciudades o 7 días para poblaciones inter-medias. En el caso de Guayaramerín se ha considerado 30 días de seguridad necesarios, debido a que el suministro se lo realiza por vía fluvial, que en tiempo de estiaje no permite el normal suministro.

• Se diferenció la Capacidad Operativa de almacenaje actual para el transporte y el almacenaje para cada región.

• La proyección de la demanda considerando un escenario optimista y otro conservador por un periodo de 10 años, 2008-2017.

• Lotes máximos de recepción, para contar con disponibilidad de capacidad operativa.

• Capacidad adicional de Origen de suministro, considerando un 23% del volumen de demanda de los puntos de recepción requerida para garantizar la cobertura de la demanda de un día y el stock de lle-nado para los tanques de seguridad de puntos de suministro de ciudades y/o localidades dependientes, cuando el transporte no se realiza por ducto.

Consideraciones realizadas:

Se ha considerado un costo unitario de 345 $us/m3 para la construcción de tanques de techo fijo según norma API 650. Cotización Agosto 2007, fuente YPFB. Este precio considera los costos de las instalaciones complementarias, tales como manifolds, válvulas, ductos de conexión, etc., pero no considera el incremen-to futuro de los tanques, por lo que de acuerdo a la planificación que se realice en la ampliación de las capacidades requeridas, deberá ser actualizado.

En el Almacenaje Adicional, se ha estimado un porcentaje adicional equivalente al 11%, que contempla la carga muerta y la cámara superior de gases en los tanques.

La demanda proyectada en los escenarios optimista y conservador para de Diesel Oil 2008-2017 del es-tudio de abastecimiento de combustibles líquidos, que cuenta la información por departamentos, ha sido desagregada en función del cálculo de participación porcentual por ciudades y poblaciones que tienen Planta de Almacenaje, de acuerdo a la información de las ventas de Diesel Oil en el año 2007, tal como se muestra en los Anexo III y IV.

Se ha estimado la capacidad de almacenaje adicional requerida para tener un stock de seguridad de 30 días en las ciudades capitales de departamento, y un stock de seguridad de 7 dias para poblaciones inter-medias.

Page 453: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 453 -

Se hizo una reasignación de la capacidad de los tanques de acuerdo a las demandas de almacenaje y transporte en las siguientes ciudades:

i) Camiri

ii) Sucre

iii) Tarija

iv) Villamontes

v) Cochabamba

vi) Puerto Suárez

En la ciudad de La Paz se ha considerado el lote máximo de recepción de 1.000 m3, más el Diesel Oil im-portado transportado por cisternas de 800 m3.

INVERSIONES EN ALMACENAJE PARA DIESEL OIL

El resumen de las capacidades adicionales requeridas y de las inversiones requeridas para las gestiones 2008 y 2008-2017 se resumen en los siguientes cuadros.

Cuadro Nº 30 Resumen de inversiones para Diesel Oil - 2008

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

INFORMACION GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADORDPTO. Planta de

Almacenaje Capacidad

deAlmacenaje

(m3)

CapacidadAdicional

Requerida para Almacenaje (m3)

Inversiónpara

Almacenaje($us)

CapacidadAdicional

Requerida para Almacenaje (m3)

Inversiónpara

Almacenaje($us)

LA PAZ Senkata 10.209 15.344 5.297.514 11.903 4.109.257SANTA CRUZ Elder Bell-Discar-

Autuma-Alcaza15.765 31.705 10.945.969 24.845 8.577.441

COCHABAMBA Valle Hermoso 10.859 8.184 2.825.601 5.354 1.848.569ORURO San Pedro 3.192 5.394 1.862.251 4.272 1.474.914POTOSI Potosí 712 3.333 1.150.713 2.759 952.624

CHUQUISACA Qhora-Qhora 2.323 4.693 1.620.154 1.952 673.906TARIJA Portillo 1.475 3.064 1.057.707 2.517 869.137

Bermejo 90 29 10.018 11 3.781Yacuiba-ICB Srl-Copenac Ltda.

200 429 147.968 338 116.657

TOTALES 59.519 72.176 24.917.894 53.952 18.626.285

Page 454: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 454 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 31Resumen de inversiones para Diesel Oil 2008 - 2017

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

El detalle por año de las capacidades adicionales requeridas y de las inversiones requeridas para las ges-tiones 2008 y 2008-2017 se muestran en las siguientes Cuadros.

Cuadro Nº 32Almacenaje adicional e inversiones requeridas para stock de seguridad energética

para 2008-2017 - La Paz

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

INFORMACION GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADORDPTO. Planta de

Almacenaje CapacidadAdicionalRequerida

paraAlmacenaje (m3)

InversiónTotalpara

Almacenaje ($us)

CapacidadAdicionalRequerida

paraAlmacenaje (m3)

InversiónTotalpara

Almacenaje($us)

LA PAZ Senkata 33.658 11.620.067 28.991 10.009.021SANTA CRUZ Elder Bell-Discar-

Autuma-Alcaza68.209 23.548.581 58.908 20.337.317

Free Por (Puerto Quijarro)

257 88.827 181 62.414

COCHABAMBA Valle Hermoso 23.243 8.024.253 19.406 6.699.588ORURO San Pedro 11.364 3.923.219 9.843 3.398.065POTOSI Potosí 6.386 2.204.715 5.608 1.936.146

CHUQUISACA Qhora-Qhora 9.257 3.195.988 4.704 1.624.047TARIJA Portillo 5.970 2.061.060 5.229 1.805.396

Bermejo 125 43.206 101 34.749Yacuiba-ICB Srl-Copenac Ltda.

911 314.574 788 272.121

BENI Trinidad 700 241.799 355 122.609TOTALES 160.081 55.266.290 134.114 46.301.475

DIESEL OILINFORMACION GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Planta de Almacenaje

Distribu-ción

AÑO Seguridad de Almacenaje

(Dias)

Capacidad AdicionalRequerida

paraalmacenaje (m3)

TOTAL

InversionAcumulada

paraAlmacenaje

($us)

InversionAnual para

Almacenaje($us)

Seguridad de Almacenaje

(Dias)

Capacidad AdicionalRequerida

paraAlmacenaje (m3)

TOTAL

InversiónAcumulada

paraAlmacenaje

($us)

InversiónAnualpara

Almacenaje($us)

LA PA

Z

Senkata La Paz-El Alto-PuertoLinares

(OCOLP)

2008 11,47 15.344 5.297.514 5.297.514 13,32 11.903 4.109.257 4.109.2572009 10,68 17.177 5.930.043 632.529 12,28 13.709 4.733.051 623.7942010 10,03 18.913 6.529.545 599.502 11,44 15.416 5.322.278 589.2272011 9,44 20.688 7.142.448 612.903 10,69 17.155 5.922.429 600.1512012 8,92 22.450 7.750.595 608.147 10,04 18.872 6.515.504 593.0752013 8,43 24.281 8.382.719 632.123 9,45 20.654 7.130.416 614.9122014 7,93 26.411 9.118.000 735.281 8,89 22.547 7.784.297 653.8812015 7,46 28.677 9.900.577 782.578 8,36 24.563 8.480.184 695.8872016 7,02 31.090 10.733.588 833.011 7,87 26.709 9.220.869 740.6852017 6,60 33.658 11.620.067 886.479 7,40 28.991 10.009.021 788.152

Page 455: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 455 -

Cuadro Nº 33Almacenaje adicional e inversiones requeridas para stock de seguridad energética

para 2008-2017 Santa Cruz

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

DIESEL OILINFORMACION GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Planta deAlmacenaje

Distribución AÑO Seguridad deAlmacenaje

(días)

Capacidad Adicional

Requeridapara

almacenaje(m3)

TOTAL

InversionAcumulada

paraAlmacenaje

($us)

InversionAnualpara

Almacenaje($us)

Seguridad deAlmacenaje

(días)

Capacidad Adicional

Requeridapara

Almacenaje(m3)

TOTAL

InversiónAcumulada

paraAlmacenaje

($us)

InversiónAnualpara

Almacenaje($us)

SANTA CRUZ

Elder Bell-Discar-Autuma-Alcaza

Santa Cruz-San José de Chiquitos-Camiri-Villamontes-Tarija-Villazon-Bermejo-Monteagudo-Sucre-Tarabuquillo-Potosí-Tupiza-Uyuni (OCSZ-1,PCS,PSP)

2008 10,11 31.705 10.945.969 10.945.969 11,90 24.845 8.577.441 8.577.4412009 9,35 35.357 12.206.775 1.260.806 10,90 28.446 9.820.837 1.243.3962010 8,71 38.819 13.401.750 1.194.975 10,08 31.848 10.995.329 1.174.4932011 8,14 42.357 14.623.437 1.221.687 9,36 35.313 12.191.598 1.196.2682012 7,64 45.869 15.835.644 1.212.207 8,73 38.738 13.373.762 1.182.1642013 7,17 49.518 17.095.642 1.259.998 8,15 42.288 14.599.453 1.225.6912014 6,68 53.763 18.561.262 1.465.620 7,61 46.063 15.902.821 1.303.3682015 6,23 58.282 20.121.158 1.559.896 7,10 50.081 17.289.918 1.387.0972016 5,80 63.091 21.781.581 1.660.423 6,62 54.357 18.766.310 1.476.3922017 5,39 68.209 23.548.581 1.767.000 6,17 58.908 20.337.317 1.571.007

Camiri Camiri-Villamontes-Tarija-Villazón-Bermejo-Montea-gudo-Sucre-Tarabuquillo-Potosi-Tupiza-Uyuni (PCS,PSP)

2008 53,97 0 0 0 62,83 0 0 02009 50,19 0 0 0 57,85 0 0 02010 47,05 0 0 0 53,81 0 0 02011 44,22 0 0 0 50,23 0 0 02012 41,73 0 0 0 47,12 0 0 02013 39,41 0 0 0 44,28 0 0 02014 37,01 0 0 0 41,60 0 0 02015 34,75 0 0 0 39,07 0 0 02016 32,62 0 0 0 36,69 0 0 02017 30,62 0 0 0 34,46 0 0 0

Free Port (Puerto Quijarro)

Pto. Quijarro-Pto. Suarez-Santa Cruz-San Jose de Chiquitos

2008 7,85 0 0 0 9,27 0 0 02009 7,24 0 0 0 8,47 0 0 02010 6,73 16 5.368 5.368 7,82 0 0 02011 6,28 45 15.417 10.049 7,24 0 0 02012 5,88 74 25.387 9.971 6,74 15 5.138 5.1382013 5,50 104 35.751 10.364 6,29 44 15.219 10.0822014 5,12 138 47.806 12.055 5,85 75 25.940 10.7202015 4,75 176 60.636 12.830 5,45 108 37.349 11.4092016 4,41 215 74.294 13.657 5,07 143 49.492 12.1442017 4,09 257 88.827 14.534 4,71 181 62.414 12.922

SJ. De Chiquitos SJ. De Chiquitos 2008 16,58 0 0 0 19,41 0 0 02009 15,37 0 0 0 17,82 0 0 02010 14,37 0 0 0 16,53 0 0 02011 13,46 0 0 0 15,38 0 0 02012 12,66 0 0 0 14,39 0 0 02013 11,92 0 0 0 13,48 0 0 02014 11,15 0 0 0 12,62 0 0 02015 10,43 0 0 0 11,81 0 0 02016 9,75 0 0 0 11,05 0 0 02017 9,11 0 0 0 10,34 0 0 0

Page 456: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 456 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 34Almacenaje adicional e inversiones requeridas para stock de seguridad energética

para 2008-2017 Cochabamba

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 35Almacenaje adicional e inversiones requeridas para stock de seguridad energética

para 2008-2017 Oruro

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

DIESEL OILINFORMACION GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Planta de Almacenaje

Distribución AÑO Seguridad de Almacenaje

(días)

Capacidad AdicionalRequerida

paraalmacenaje

(m3)TOTAL

InversionAcumulada

paraAlmacenaje

($us)

InversionAnualpara

Almacenaje($us)

Seguridad deAlmacenaje

(días)

Capacidad AdicionalRequerida

paraAlmacenaje

(m3)TOTAL

InversiónAcumulada

paraAlmacenaje

($us)

InversiónAnualpara

Almacenaje ($us)

COCH

ABAM

BA

ValleHermoso

Cochabamba-Trini-dad-La Paz-Puerto

Linares-Oruro (OCOLP)

2008 17,55 8.184 2.825.601 2.825.601 20,55 5.354 1.848.569 1.848.5692009 16,28 9.691 3.345.691 520.090 18,86 6.840 2.361.477 512.9082010 15,22 11.119 3.838.626 492.934 17,50 8.243 2.845.963 484.4852011 14,26 12.578 4.342.579 503.953 16,29 9.673 3.339.431 493.4682012 13,42 14.027 4.842.621 500.043 15,24 11.085 3.827.080 487.6502013 12,64 15.532 5.362.378 519.757 14,28 12.550 4.332.685 505.6052014 11,83 17.283 5.966.955 604.577 13,38 14.107 4.870.332 537.6472015 11,07 19.147 6.610.421 643.466 12,53 15.764 5.442.518 572.1862016 10,35 21.131 7.295.356 684.934 11,72 17.528 6.051.538 609.0202017 9,67 23.243 8.024.253 728.898 10,97 19.406 6.699.588 648.050

Pto.Villarroel

Pto Villarroel-Guayaramerin-Riberalta-Cobija

(PCPV)

2008 12,11 0 0 0 14,23 0 0 02009 11,21 0 0 0 13,04 0 0 02010 10,46 0 0 0 12,07 0 0 02011 9,79 0 0 0 11,22 0 0 02012 9,19 0 0 0 10,48 0 0 02013 8,64 0 0 0 9,80 0 0 02014 8,07 0 0 0 9,16 0 0 02015 7,53 0 0 0 8,56 0 0 02016 7,02 0 0 0 7,99 0 0 02017 6,54 0 0 0 7,46 0 0 0

DIESEL OILINFORMACION GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Planta de Almacenaje

Distribución AÑO Seguridad deAlmacenaje

(días)

CapacidadAdicionalRequerida

paraalmacenaje (m3) TOTAL

Inversion Acumulada

para Almacenaje

($us)

InversionAnual para

Almacenaje($us)

Seguridad deAlmacenaje

(días)

CapacidadAdicionalRequerida

paraAlmacenaje (m3) TOTAL

InversiónAcumulada

paraAlmacenaje

($us)

Inversión Anualpara

Almacenaje($us)

ORURO San Pedro Oruro (OCOLP)

2008 9,98 5.394 1.862.251 1.862.251 11,59 4.272 1.474.914 1.474.9142009 9,29 5.991 2.068.437 206.186 10,68 4.861 1.678.252 203.3392010 8,72 6.557 2.263.857 195.420 9,95 5.417 1.870.323 192.0712011 8,21 7.136 2.463.646 199.789 9,30 5.984 2.065.955 195.6322012 7,75 7.710 2.661.884 198.238 8,73 6.544 2.259.280 193.3252013 7,33 8.307 2.867.938 206.054 8,22 7.125 2.459.723 200.4432014 6,90 9.001 3.107.618 239.680 7,73 7.742 2.672.870 213.1462015 6,49 9.740 3.362.716 255.098 7,27 8.399 2.899.709 226.8392016 6,10 10.527 3.634.253 271.537 6,84 9.098 3.141.151 241.4422017 5,74 11.364 3.923.219 288.966 6,43 9.843 3.398.065 256.915

Page 457: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 457 -

Cuadro Nº 36Almacenaje adicional e inversiones requeridas para stock de seguridad energética

para 2008-2017Potosí

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

DIESEL OILINFORMACION GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Planta deAlmacenaje

Distribución AÑO Seguridadde

Almacenaje (días)

CapacidadAdicional

Requerida paraalmacenaje (m3)

TOTAL

InversionAcumulada

paraAlmacenaje

($us)

InversionAnualpara

Almacenaje($us)

Seguridadde

Almacenaje (días)

CapacidadAdicional Requerida

para Almacenaje (m3) TOTAL

InversiónAcumulada

paraAlmacenaje

($us)

InversiónAnual para

Almacenaje($us)

POTO

SI

Potosí Potosí-Tupiza-Uyuni (PSP)

2008 5,10 3.333 1.150.713 1.150.713 6,08 2.759 952.624 952.6242009 4,68 3.639 1.256.159 105.446 5,53 3.061 1.056.614 103.9902010 4,33 3.928 1.356.099 99.940 5,08 3.345 1.154.841 98.2272011 4,02 4.224 1.458.273 102.174 4,68 3.635 1.254.889 100.0482012 3,74 4.518 1.559.654 101.381 4,34 3.921 1.353.758 98.8692013 3,48 4.823 1.665.033 105.378 4,02 4.218 1.456.267 102.5092014 3,22 5.178 1.787.608 122.575 3,73 4.534 1.565.273 109.0052015 2,97 5.556 1.918.067 130.460 3,45 4.870 1.681.281 116.0082016 2,73 5.958 2.056.935 138.867 3,18 5.228 1.804.757 123.4762017 2,51 6.386 2.204.715 147.781 2,93 5.608 1.936.146 131.389

Tupiza Tupiza-Uyuni 2008 18,93 0 0 0 22,14 0 0 02009 17,56 0 0 0 20,34 0 0 02010 16,42 0 0 0 18,87 0 0 02011 15,40 0 0 0 17,57 0 0 02012 14,49 0 0 0 16,45 0 0 02013 13,65 0 0 0 15,42 0 0 02014 12,78 0 0 0 14,44 0 0 02015 11,96 0 0 0 13,53 0 0 02016 11,19 0 0 0 12,67 0 0 02017 10,46 0 0 0 11,85 0 0 0

Uyuni Uyuni 2008 13,46 0 0 0 15,79 0 0 02009 12,47 0 0 0 14,48 0 0 02010 11,64 0 0 0 13,42 0 0 02011 10,90 0 0 0 12,48 0 0 02012 10,24 0 0 0 11,66 0 0 02013 9,63 0 0 0 10,91 0 0 02014 9,00 0 0 0 10,21 0 0 02015 8,40 0 0 0 9,54 0 0 02016 7,84 0 0 0 8,92 0 0 02017 7,32 0 0 0 8,33 0 0 0

Villazón Villazón 2008 38,37 0 0 0 44,72 0 0 02009 35,67 0 0 0 41,15 0 0 02010 33,42 0 0 0 38,26 0 0 02011 31,39 0 0 0 35,70 0 0 02012 29,60 0 0 0 33,47 0 0 02013 27,94 0 0 0 31,43 0 0 02014 26,22 0 0 0 29,51 0 0 02015 24,60 0 0 0 27,70 0 0 02016 23,08 0 0 0 26,00 0 0 02017 21,65 0 0 0 24,40 0 0 0

Page 458: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 458 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 37 Almacenaje adicional e inversiones requeridas para stock de seguridad energética

para 2008-2017 Chuquisaca

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

DIESEL OILINFORMACION GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Plantade

Almacenaje

Distribución AÑO Seguridadde

Almacenaje (días)

Capacidad AdicionalRequerida

paraalmacenaje

(m3) TOTAL

InversionAcumulada

paraAlmacenaje

($us)

InversionAnualpara

Almacenaje($us)

Seguridadde

Almacenaje (días)

CapacidadAdicionalRequerida

paraAlmacenaje

(m3)TOTAL

InversiónAcumulada

paraAlmacenaje

($us)

InversiónAnualpara

Almacenaje($us)

CHUQ

UISA

CA

Qhora-Qhora Sucre-Potosí-Tupiza-Uyuni-Villazón (OCS)(2)

2008 11,17 4.693 1.620.154 1.620.154 12,97 1.952 673.906 673.9062009 10,40 5.149 1.777.805 157.652 11,96 2.243 774.366 100.4602010 9,76 5.582 1.927.225 149.420 11,14 2.518 869.259 94.8932011 9,19 6.025 2.079.985 152.760 10,41 2.798 965.912 96.6532012 8,68 6.464 2.231.560 151.575 9,78 3.074 1.061.425 95.5132013 8,21 6.920 2.389.110 157.550 9,20 3.361 1.160.455 99.0302014 7,72 7.451 2.572.372 183.262 8,65 3.666 1.265.761 105.3062015 7,26 8.016 2.767.422 195.050 8,14 3.991 1.377.832 112.0712016 6,83 8.617 2.975.041 207.620 7,66 4.336 1.497.117 119.2852017 6,42 9.257 3.195.988 220.946 7,20 4.704 1.624.047 126.930

Page 459: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 459 -

Cuadro Nº 38Almacenaje adicional e inversiones requeridas para stock de seguridad energética

para 2008-2017Tarija

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

DIESEL OILINFORMACION GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Plantade

Almacenaje

Distribución AÑO Seguridadde

Almacenaje (días)

CapacidadAdicionalRequerida

paraalmacenaje(m3) TOTAL

InversionAcumulada

paraAlmacenaje

($us)

InversionAnualpara

Almacenaje($us)

Seguridadde

Almacenaje (días)

CapacidadAdicionalRequerida

paraAlmacenaje(m3) TOTAL

InversiónAcumulada

paraAlmacenaje

($us)

InversiónAnualpara

Almacenaje($us)

TARIJ

A

Portillo Tarija-Bermejo-Villazón (PVT)

2008 6,70 3.064 1.057.707 1.057.707 7,78 2.517 869.137 869.1372009 6,24 3.354 1.158.085 100.379 7,17 2.804 968.129 98.9932010 5,85 3.630 1.253.223 95.138 6,68 3.075 1.061.636 93.5072011 5,51 3.912 1.350.487 97.264 6,24 3.351 1.156.877 95.2412012 5,20 4.191 1.446.997 96.510 5,86 3.624 1.250.995 94.1182013 4,92 4.482 1.547.311 100.314 5,52 3.906 1.348.578 97.5832014 4,63 4.820 1.663.996 116.685 5,19 4.207 1.452.345 103.7672015 4,35 5.180 1.788.187 124.191 4,88 4.527 1.562.778 110.4332016 4,10 5.562 1.920.381 132.194 4,59 4.867 1.680.321 117.5432017 3,85 5.970 2.061.060 140.679 4,32 5.229 1.805.396 125.075

Bermejo Bermejo 2008 5,22 29 10.018 10.018 6,22 11 3.781 3.7812009 4,79 39 13.338 3.320 5,66 20 7.055 3.2742010 4,43 48 16.485 3.147 5,20 29 10.148 3.0932011 4,11 57 19.702 3.217 4,79 39 13.298 3.1502012 3,83 66 22.895 3.192 4,44 48 16.411 3.1132013 3,57 76 26.213 3.318 4,12 57 19.639 3.2282014 3,30 87 30.072 3.860 3,82 67 23.072 3.4322015 3,04 99 34.180 4.108 3,53 77 26.724 3.6532016 2,80 112 38.553 4.373 3,26 89 30.612 3.8882017 2,58 125 43.206 4.653 3,01 101 34.749 4.137

Yacuiba-ICB Srl-Copenac Ltda.

YacuibaSanta Cruz

2008 1,75 429 147.968 147.968 2,20 338 116.657 116.6572009 1,56 477 164.636 16.668 1,95 386 133.094 16.4382010 1,41 523 180.434 15.797 1,74 430 148.621 15.5272011 1,26 569 196.584 16.151 1,56 476 164.435 15.8152012 1,14 616 212.610 16.025 1,41 522 180.064 15.6282013 1,02 664 229.267 16.657 1,27 568 196.267 16.2042014 0,90 720 248.642 19.375 1,13 618 213.498 17.2302015 0,79 780 269.264 20.622 1,01 672 231.835 18.3372016 0,68 844 291.214 21.951 0,89 728 251.353 19.5182017 0,58 911 314.574 23.360 0,77 788 272.121 20.769

Villamontes Villamontes-Tarija-Bermejo-Villazón (PVT)

2008 55,87 0 0 0 65,04 0 0 02009 51,96 0 0 0 59,89 0 0 02010 48,72 0 0 0 55,71 0 0 02011 45,79 0 0 0 52,00 0 0 02012 43,20 0 0 0 48,79 0 0 02013 40,81 0 0 0 45,84 0 0 02014 38,32 0 0 0 43,07 0 0 02015 35,98 0 0 0 40,46 0 0 02016 33,78 0 0 0 38,00 0 0 02017 31,71 0 0 0 35,68 0 0 0

Page 460: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 460 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 39Almacenaje adicional e inversiones requeridas para stock de seguridad energética

para 2008-2017Beni

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

DIESEL OILINFORMACION GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Plantade

Almacenaje

Distribución AÑO Seguridadde

Almacenaje (días)

CapacidadAdicionalRequerida

paraalmacenaje(m3) TOTAL

InversionAcumulada

paraAlmacenaje

($us)

InversionAnualpara

Almacenaje($us)

Seguridadde

Almacenaje (días)

CapacidadAdicionalRequerida

paraAlmacenaje(m3) TOTAL

InversiónAcumulada

paraAlmacenaje

($us)

InversiónAnualpara

Almacenaje($us)

BENI

Trinidad Trinidad-Guayaramerín-Riberalta-Cobija

2008 41,06 0 0 0 47,84 0 0 02009 38,17 0 0 0 44,03 0 0 02010 35,77 0 0 0 40,94 0 0 02011 33,60 0 0 0 38,20 0 0 02012 31,69 0 0 0 35,82 0 0 02013 29,92 7 2.289 2.289 33,64 0 0 02014 28,08 164 56.688 54.399 31,59 0 0 02015 26,35 332 114.586 57.898 29,66 28 9.500 9.5002016 24,72 510 176.214 61.629 27,84 186 64.298 54.7982017 23,19 700 241.799 65.585 26,13 355 122.609 58.310

Guayaramerín Guayaramerín-Riberalta-Cobija

2008 72,50 0 0 0 84,34 0 0 02009 67,44 0 0 0 77,69 0 0 02010 63,25 0 0 0 72,28 0 0 02011 59,46 0 0 0 67,50 0 0 02012 56,13 0 0 0 63,34 0 0 02013 53,02 0 0 0 59,53 0 0 02014 49,82 0 0 0 55,95 0 0 02015 46,79 0 0 0 52,58 0 0 02016 43,95 0 0 0 49,40 0 0 02017 41,27 0 0 0 46,40 0 0 0

Riberalta Riberalta-Cobija 2008 42,62 0 0 0 49,65 0 0 02009 39,62 0 0 0 45,70 0 0 02010 37,13 0 0 0 42,49 0 0 02011 34,88 0 0 0 39,65 0 0 02012 32,90 0 0 0 37,18 0 0 02013 31,06 0 0 0 34,93 0 0 02014 29,16 0 0 0 32,80 0 0 02015 27,36 0 0 0 30,80 0 0 02016 25,68 0 0 0 28,91 0 0 02017 24,09 0 0 0 27,13 0 0 0

Page 461: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 461 -

Cuadro Nº 40Almacenaje adicional e inversiones requeridas para stock de seguridad energética para

2008-2017Pando

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Como se puede apreciar, en el escenario optimista del cuadro Nº 31 en el estudio de la proyección de la capacidad de almacenaje en el período 2008 – 2017, las mayores inversiones están concentradas en las siguientes ciudades: Santa Cruz con 23,6 MM$us, La Paz con 11,6 MM$us y Cochabamba con 8,0 MM$us.

Asimismo se evidencia, suficiente capacidad de almacenaje para el transporte de Diesel Oil, por lo que no se hace necesario realizar inversiones.

Las plantas de almacenaje con capacidad suficiente y que por tanto no requieren inversiones en el período 2008 – 2017, de acuerdo a los cuadros mostrados para el Diesel Oil, son: San José de Chiquitos, Gua-yaramerín, Riberalta, Puerto Villarroel, Tupiza, Uyuni, Villazón, Villamontes y en la ciudad de Trinidad se presenta un déficit de capacidad de almacenaje a partir del año 2014.

Las inversiones realizadas no tendrán si no se solucionan algunos problemas encontrados como en el trayecto de la ciudad de Puerto Suárez a Santa Cruz, existe una limitante en el transporte por vía férrea, debido a que el servicio no es exclusivo para el transporte de combustible.

10.2.3. Impactos Social y Económico

Consiguientemente, el desarrollo de infraestructura de almacenaje que incremente la capacidad actual de operación de las plantas de almacenaje, se prevé que podrá generar los siguientes impactos:

Impacto Social. La ejecución de los proyectos antes mencionados, así como el volumen necesario para cubrir la demanda en puntos estratégicos del territorio nacional permitirá, brindar un servicio ininterrumpido en el abastecimiento de combustibles líquidos para el mercado interno, cumpliendo así, uno de los objeti-vos principales del gobierno, en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo.

DIESEL OIL

INFORMACION GENERAL ESCENARIO OPTIMISTA ESCENARIO CONSERVADOR

DPTO. Plantade

Almacenaje

Distribución AÑO Seguridadde

Almacenaje (días)

CapacidadAdicional

Requeridapara

almacenaje(m3) TOTAL

InversionAcumulada

paraAlmacenaje

($us)

InversionAnualpara

Almacenaje ($us)

Seguridadde

Almacenaje (días)

SeguridadActual

Transporte (días)

CapacidadAdicional

Requeridapara

Almacenaje(m3) TOTAL

InversiónAcumulada

paraAlmacenaje

($us)

InversiónAnualpara

Almacena-je ($us)

PAND

O

Cobija Cobija 2008(3) 24,11 0 0 0 28,15 0 0 0 0

2009 22,38 0 0 0 25,88 0 0 0 0

2010 20,95 0 0 0 24,03 0 0 0 0

2011 19,66 0 0 0 22,40 0 0 0 0

2012 18,51 0 0 0 20,98 0 0 0 0

2013 17,46 0 0 0 19,68 0 0 0 0

2014 16,36 0 0 0 18,45 0 0 0 0

2015 15,33 0 0 0 17,30 0 0 0 0

2016 14,36 0 0 0 16,22 0 0 0 0

2017 13,44 0 0 0 15,19 0 0 0 0

Page 462: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 462 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Impacto Económico.- Crecimiento de inversiones para incrementar la capacidad instalada de almacenaje, estableciendo volúmenes o stocks de seguridad, que facilitarán la logística de distribución y planificación de la producción.

10.2.4. Conclusiones

La mayor parte del almacenaje para los combustibles líquidos actualmente es insuficiente, considerando el requerimiento de contar con un margen de seguridad energética.

Para el GLP, se debe considerar que el normal abastecimiento y comercialización del mismo puede ser afectado en primera instancia por el nivel actual de producción de GLP, que por efectos de estacionalidad en su uso, no cubre la demanda interna a plenitud.

La baja relación de días de seguridad energética que se presenta en el país, no permiten generar un stock de seguridad mínimo admisible que cubra por lo menos 7 días, hecho por el cual, los proyectos de incremento de la capacidad de almacenaje previstos para la gestión 2008 en la ciudad de La Paz no son suficientes para ir a la par de la tasa de crecimiento de la demanda. Por lo tanto, se propone un incremento de la infraestructura de almacenaje anual para GLP en las ciudades del eje troncal funda-mentalmente.

Aprovechando los períodos de menor demanda, se debe proceder a la utilización total de la capacidad de almacenaje, a nivel nacional, de modo que en períodos estacionales de mayor demanda, se puedan utilizar los volúmenes del stock de seguridad.

En resumen, durante el periodo 2008-2017 se requiere invertir 17.354.650 $us en el escenario optimista y 12.567.563 $us en el escenario conservador para obtener una capacidad de almacenaje operativo de 7 días para GLP, donde los montos de inversiones más considerables se encuentran en las ciudades de La Paz, Santa Cruz y Cochabamba, que en el escenario optimista se estiman en 4,1 MM$us para Santa Cruz, 8,7 MM$us para La Paz y 3,0 MM$us para Cochabamba.

En el caso del Diesel Oil, se puede concluir lo siguiente:

Existe capacidad suficiente en el período 2008-2017 en las ciudades capitales de almacenaje para el abastecimiento de la demanda de Diesel Oil, sin embargo no son suficientes para garantizar una seguridad energética de 30 días, requiriendo algunas plantas un programa de inversiones para incrementar la capa-cidad de almacenaje.

La baja relación de días de seguridad energética que se presenta en el país, no permiten generar un stock de seguridad mínimo admisible que cubra por lo menos 30 días, hecho por el cual, los proyectos de incremento de la capacidad de almacenaje previstos para la gestión 2008 en la ciudad de La Paz no son suficientes para ir a la par de la tasa de crecimiento de la demanda, por lo tanto, se propone un incremento de la infraestructura de almacenaje anual para Diesel Oil en las ciudades del eje troncal fun-damentalmente.

Para satisfacer la demanda proyectada hasta el año 2017, en las ciudades capitales de departamento, las plantas que requieren incrementar la capacidad de almacenaje para Diesel Oil con un márgen de seguridad de 30 días son: La Paz, Santa Cruz, Cochabamba, Oruro, Potosí, Tarija y Sucre.

En las ciudades intermedias, las plantas que requieren incrementar la capacidad de almacenaje para Die-sel Oil con un márgen de seguridad de 7 días son: Yacuiba, Bermejo y Puerto Suárez.

Las plantas de almacenaje que no requieren inversiones en el período 2008 – 2017, de acuerdo a los cua-dros mostrados para el Diesel Oil, son: San José de Chiquitos, Guayaramerín, Riberalta, Puerto Villarroel, Tupiza, Uyuni, Villazón, Villamontes y en la ciudad de Trinidad se presenta un déficit de capacidad de al-macenaje a partir del año 2014.

Page 463: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 463 -

En el caso del departamento de La Paz, se cuenta con una capacidad de almacenaje no utilizada de los tanques ubicados en la Planta de Puerto Linares, mismos que deben ser aprovechados, ya sea para el abastecimiento del norte de La Paz, o reubicados en la ciudad.

Se contempla la construcción de 2 Tanques de 1000 m3 de acuerdo al POA 2008 de YPFB, trasladando los dos tanques existentes en PLEA (Planta El Alto).

Para la gestión 2008, en la ciudad de Cobija, se debe realizar la construcción de un tanque de 300 m3, a objeto de liberar el tanque existente de 1200 m3 de capacidad utilizado parcialmente para Gasolina Espe-cial y utilizarlo para el incremento de la capacidad de Diesel Oil.

Aprovechando los períodos de menor demanda, se debe proceder a la utilización total de la capacidad de almacenaje, a nivel nacional, de modo que en períodos estacionales de mayor demanda, se puedan utilizar los volúmenes del stock de seguridad.

Así mismo se debe mejorar la logística de importación de Diesel Oil, mediante un estudio pormenorizado de un plan de contingencia, que permita contar con alternativas y opciones de abastecimiento, almacenaje y transporte.

Los planes de incremento de la infraestructura de almacenaje establecida por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, ya sea a través de ampliaciones, habilitaciones, adecuaciones y nuevas instalaciones, permitirá contar progresivamente con mayores capacidades de almacenaje para los principales productos (Diesel Oil y GLP).

De acuerdo a los volúmenes de la capacidad adicional requerida por año mostrados en los cuadros corres-pondientes, se deberá realizar un plan de construcción de tanques de acuerdo a una planificación periódica adecuada.

Para el periodo 2008-2017 se requiere invertir 55.266.290 $us en el escenario optimista y 46.301.475 $us en el escenario conservador para obtener una capacidad de almacenaje operativo de 30 días en las ciuda-des capitales y de 7 días para poblaciones intermedias para Diesel Oil, donde los montos de inversión más considerables se encuentran en las ciudades de La Paz, Santa Cruz y Cochabamba, que en el escenario optimista se estiman en 23,6 MM$us para Santa Cruz, 11,6 MM$us para La Paz y 8,0 MM$us para Cocha-bamba.

Page 464: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 464 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

ANEXO I – UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LAS PLANTAS DE ALMACENAJE

Fuente: Y.P.F.B.

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Page 465: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 465 -

Anexo II - GLP

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a SH

GAS LICUADO DE PETROLEODpto. Localidad Participación Año Demanda

OptimistaDemanda

ConservadoraDpto. Localidad (tmd) (tmd)

La P

az

La Paz 33,57% 100,00% 2008 374,92 331,162009 385,84 342,022010 394,20 350,012011 401,62 356,982012 407,04 361,852013 400,19 354,392014 394,81 346,762015 388,91 338,512016 383,46 330,592017 377,52 322,05

San

ta C

ruz

Santa Cruz 27,24% 96,17% 2008 292,49 258,352009 301,01 266,832010 307,53 273,062011 313,32 278,492012 317,55 282,302013 312,21 276,482014 308,01 270,522015 303,40 264,082016 299,16 257,912017 294,52 251,25

Camiri 1,31% 2008 4,00 3,512009 4,09 3,632010 4,18 3,712011 4,26 3,792012 4,32 3,842013 4,24 3,762014 4,19 3,682015 4,12 3,592016 4,07 3,512017 4,00 3,42

Pto. Suárez 0,72% 2008 2,19 1,932009 2,25 2,002010 2,30 2,042011 2,35 2,082012 2,38 2,112013 2,34 2,072014 2,31 2,032015 2,27 1,982016 2,24 1,932017 2,20 1,88

S.J. de Chiquitos 1,80% 2008 5,49 4,852009 5,65 5,012010 5,77 5,122011 5,88 5,222012 5,96 5,302013 5,86 5,192014 5,78 5,082015 5,69 4,952016 5,61 4,842017 5,53 4,71

Page 466: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 466 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Anexo II - GLP

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos

GAS LICUADO DE PETROLEO

Dpto. Localidad Participación Año Demanda Optimista

Demanda Conservadora

Dpto. Localidad (tmd) (tmd)

Coc

haba

mab

aCochabamba 16,66% 100,00% 2008 186,05 164,33

2009 191,47 169,72

2010 195,61 173,68

2011 199,30 177,14

2012 201,98 179,56

2013 198,59 175,86

2014 195,92 172,07

2015 192,99 167,98

2016 190,29 164,05

2017 187,33 159,81

Oru

ro

Oruro 5,46% 100,00% 2008 61,01 53,89

2009 62,78 55,65

2010 64,14 56,95

2011 65,35 58,09

2012 66,23 58,88

2013 65,12 57,67

2014 64,24 56,42

2015 63,28 55,08

2016 62,40 53,79

2017 61,43 52,40

Pot

osi

Potosi 4,72% 66,80% 2008 35,17 31,07

2009 36,20 32,09

2010 36,98 32,83

2011 37,68 33,49

2012 38,18 33,95

2013 37,54 33,25

2014 37,04 32,53

2015 36,48 31,76

2016 35,97 31,01

2017 35,41 30,21

Tupiza 10,19% 2008 5,36 4,74

2009 5,52 4,89

2010 5,64 5,01

2011 5,75 5,11

2012 5,82 5,18

2013 5,73 5,07

2014 5,65 4,96

2015 5,56 4,84

2016 5,49 4,73

2017 5,40 4,61

Uyuni 7,92% 2008 4,17 3,68

2009 4,29 3,80

2010 4,38 3,89

2011 4,47 3,97

2012 4,53 4,02

2013 4,45 3,94

2014 4,39 3,86

2015 4,32 3,76

2016 4,26 3,68

2017 4,20 3,58

Atocha 3,99% 2008 2,10 1,86

2009 2,16 1,92

2010 2,21 1,96

2011 2,25 2,00

2012 2,28 2,03

2013 2,24 1,99

2014 2,21 1,95

2015 2,18 1,90

2016 2,15 1,85

2017 2,12 1,81

Page 467: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 467 -

Anexo II - GLP

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a SH

GAS LICUADO DE PETRÓLEODpto. Localidad Participación Año Demanda

OptimistaDemanda

ConservadoraDpto. Localidad (tmd) (tmd)

Chu

quis

aca

Sucre 4,85% 88,07% 2008 47,69 42,122009 49,08 43,502010 50,14 44,522011 51,08 45,412012 51,77 46,032013 50,90 45,082014 50,22 44,112015 49,47 43,062016 48,77 42,052017 48,02 40,96

Tarabuquillo 2,91% 2008 1,58 1,392009 1,62 1,442010 1,66 1,472011 1,69 1,502012 1,71 1,522013 1,68 1,492014 1,66 1,462015 1,64 1,432016 1,61 1,392017 1,59 1,36

Monteagudo 6,31% 2008 3,42 3,022009 3,52 3,122010 3,59 3,192011 3,66 3,252012 3,71 3,302013 3,65 3,232014 3,60 3,162015 3,55 3,092016 3,50 3,012017 3,44 2,94

Camargo 2,70% 2008 1,46 1,292009 1,51 1,342010 1,54 1,372011 1,57 1,392012 1,59 1,412013 1,56 1,382014 1,54 1,352015 1,52 1,322016 1,50 1,292017 1,47 1,26

Page 468: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 468 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Anexo II - GLP

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a SH

GAS LICUADO DE PETROLEODpto. Localidad Participación Año Demanda

OptimistaDemanda

ConservadoraDpto. Localidad (tmd) (tmd)

Tarij

aTarija 5,56% 71,57% 2008 44,43 39,24

2009 45,72 40,532010 46,71 41,482011 47,59 42,302012 48,24 42,882013 47,43 42,002014 46,79 41,092015 46,09 40,112016 45,44 39,182017 44,74 38,17

Bermejo 7,33% 2008 4,55 4,022009 4,68 4,152010 4,79 4,252011 4,88 4,332012 4,94 4,392013 4,86 4,302014 4,79 4,212015 4,72 4,112016 4,66 4,012017 4,58 3,91

Yacuiba 13,72% 2008 8,52 7,532009 8,77 7,772010 8,96 7,952011 9,13 8,112012 9,25 8,222013 9,09 8,052014 8,97 7,882015 8,84 7,692016 8,71 7,512017 8,58 7,32

Villamontes 7,37% 2008 4,57 4,042009 4,71 4,172010 4,81 4,272011 4,90 4,352012 4,97 4,412013 4,88 4,322014 4,82 4,232015 4,74 4,132016 4,68 4,032017 4,61 3,93

Villazon 11,10% 2008 5,85 5,162009 6,02 5,332010 6,15 5,462011 6,26 5,572012 6,35 5,642013 6,24 5,532014 6,16 5,412015 6,06 5,282016 5,98 5,162017 5,89 5,02

Page 469: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 469 -

Anexo II - GLP

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a SH

GAS LICUADO DE PETROLEODpto. Localidad Participación Año Demanda

OptimistaDemanda

ConservadoraDpto. Localidad (tmd) (tmd)

Ben

i

Trinidad 1,70% 43,08% 2008 8,18 7,222009 8,42 7,462010 8,60 7,632011 8,76 7,792012 8,88 7,892013 8,73 7,732014 8,61 7,562015 8,48 7,382016 8,36 7,212017 8,23 7,02

Guayaramerín 28,28% 2008 5,37 4,742009 5,52 4,902010 5,64 5,012011 5,75 5,112012 5,83 5,182013 5,73 5,072014 5,65 4,972015 5,57 4,852016 5,49 4,732017 5,41 4,61

Riberalta 28,63% 2008 5,43 4,802009 5,59 4,962010 5,71 5,072011 5,82 5,172012 5,90 5,252013 5,80 5,142014 5,72 5,032015 5,64 4,912016 5,56 4,792017 5,47 4,67

Pan

do

Cobija 0,25% 100,00% 2008 2,76 2,442009 2,84 2,522010 2,90 2,572011 2,95 2,632012 2,99 2,662013 2,94 2,612014 2,90 2,552015 2,86 2,492016 2,82 2,432017 2,78 2,37

Page 470: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 470 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Ane

xo II

I - D

IESE

L O

ILAN

EXO

1- DI

ESEL

OIL-

VOLU

MENE

S TO

TALE

S DE

VEN

TA D

E DI

ESEL

OIL

POR

ZONA

S Y

DEPA

RTAM

ENTO

S(L

ITROS

) - G

ESTIO

N 20

07DE

PART

AMEN

TOS

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

JUN

JUL

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

TOTA

L%

DPTO

S.

L

A PA

Z17

.524.6

0016

.513.4

6318

.643.0

2817

.218.6

9818

.079.4

1819

.685.6

7718

.462.6

5220

.256.6

7218

.963.4

5420

.064.1

9118

.713.5

8419

.640.1

2222

3.765

.559

91,6%

P

TO. L

INAR

ES1.4

46.25

01.4

13.20

01.9

65.35

01.8

11.45

02.3

17.45

01.9

12.00

01.9

34.45

02.1

12.45

01.6

10.45

01.8

80.00

01.5

56.00

067

5.000

20.63

4.050

8,4%

SUBT

OTAL

18.97

0.850

17.92

6.663

20.60

8.378

19.03

0.148

20.39

6.868

21.59

7.677

20.39

7.102

22.36

9.122

20.57

3.904

21.94

4.191

20.26

9.584

20.31

5.122

244.3

99.60

920

,3%SA

NTA

CRUZ

26.66

5.600

24.24

1.468

35.75

4.149

36.88

8.311

39.60

6.835

40.75

2.850

39.89

3.070

36.83

4.000

41.96

9.150

39.48

3.600

32.26

6.302

38.73

6.269

433.0

91.60

489

,9%

C

AMIR

I91

0.640

652.5

0077

4.000

985.5

001.1

65.00

01.1

27.50

01.2

82.80

01.1

04.50

01.1

23.00

01.1

81.00

01.1

23.00

01.2

64.50

012

.693.9

402,6

%

P

TO. S

UARE

Z83

5.000

1.295

.000

1.416

.000

1.025

.000

1.030

.000

949.2

761.6

38.25

11.6

25.00

01.1

88.06

61.4

65.00

055

7.145

780.0

0013

.803.7

382,9

%

S

.J. C

HIQU

ITOS

1.293

.000

1.423

.925

1.282

.500

1.431

.000

1.585

.000

1.755

.000

1.773

.000

1.623

.000

1.690

.000

3.467

.000

2.619

.000

1.973

.000

21.91

5.425

4,6%

SUBT

OTAL

29.70

4.240

27.61

2.893

39.22

6.649

40.32

9.811

43.38

6.835

44.58

4.626

44.58

7.121

41.18

6.500

45.97

0.216

45.59

6.600

36.56

5.447

42.75

3.769

481.5

04.70

740

,0%CO

CHAB

AMBA

13.23

9.252

10.58

8.400

13.86

6.778

14.08

3.555

14.87

4.700

14.93

1.000

15.89

0.170

15.77

2.000

15.55

9.449

16.31

1.000

15.40

0.440

18.13

6.113

178.6

52.85

794

,4%

P

TO. V

ILLAR

ROEL

797.0

0074

7.000

642.0

0048

1.000

991.0

001.0

46.00

097

1.000

1.029

.000

762.0

001.0

62.00

01.2

64.00

089

3.267

10.68

5.267

5,6%

SUBT

OTAL

14.03

6.252

11.33

5.400

14.50

8.778

14.56

4.555

15.86

5.700

15.97

7.000

16.86

1.170

16.80

1.000

16.32

1.449

17.37

3.000

16.66

4.440

19.02

9.380

189.3

38.12

415

,7%OR

URO

5.789

.000

5.112

.500

5.891

.500

5.526

.500

5.812

.500

6.265

.500

6.083

.500

6.328

.000

6.206

.500

6.774

.500

6.467

.500

6.929

.000

73.18

6.500

6,1%

POTO

SI2.8

50.42

22.2

98.00

02.7

63.50

02.6

17.00

02.7

54.60

02.9

82.50

02.7

92.30

03.3

23.35

02.9

97.50

03.3

66.50

03.2

11.45

03.6

83.00

035

.640.1

2263

,7%

V

ILLAZ

ON30

0.000

278.0

0033

2.500

330.0

0032

1.000

297.0

0036

0.000

340.0

0029

8.000

364.0

0032

8.000

320.0

003.8

68.50

06,9

%

T

UPIZ

A59

3.400

513.0

0055

7.800

550.3

0048

0.000

531.0

0057

5.000

592.2

0056

5.000

600.0

0056

0.000

560.0

006.6

77.70

011

,9%

U

YUNI

885.0

0077

8.000

735.0

0065

2.000

844.0

0069

2.000

796.0

0087

5.200

872.5

001.0

46.00

080

2.000

795.0

009.7

72.70

017

,5%

SUBT

OTAL

4.628

.822

3.867

.000

4.388

.800

4.149

.300

4.399

.600

4.502

.500

4.523

.300

5.130

.750

4.733

.000

5.376

.500

4.901

.450

5.358

.000

55.95

9.022

4,6%

SUCR

E2.7

36.80

02.3

67.00

03.0

16.70

02.6

43.60

02.9

83.60

03.0

54.00

03.2

86.10

03.2

29.10

02.8

32.40

03.4

20.90

03.2

01.50

03.3

86.40

036

.158.1

0088

,1%

T

ARAB

UQUI

LLO

117.0

0010

5.500

125.0

0015

9.000

177.5

0018

8.500

189.0

0018

1.500

130.5

0015

8.500

150.0

0015

3.500

1.835

.500

4,5%

-10%

18%

27%

12%

6%0%

-4%

-28%

21%

-5%

2%

M

ONTE

AGUD

O21

2.000

184.0

0020

2.000

192.0

0023

5.000

254.5

0028

0.000

300.0

0026

0.000

280.3

0032

0.000

309.8

353.0

29.63

57,4

%

SUBT

OTAL

3.065

.800

2.656

.500

3.343

.700

2.994

.600

3.396

.100

3.497

.000

3.755

.100

3.710

.600

3.222

.900

3.859

.700

3.671

.500

3.849

.735

41.02

3.235

3,4%

TARI

JA2.6

20.80

02.4

60.50

03.0

19.00

02.6

48.80

03.1

70.30

03.2

28.40

02.8

43.20

02.7

08.80

03.1

50.10

03.2

13.00

03.0

78.00

03.1

86.50

035

.327.4

0049

,5%

B

ERME

JO23

2.000

190.0

0024

3.000

218.0

0028

4.000

368.0

0047

8.500

498.0

0056

5.000

540.0

0044

0.000

363.0

004.4

19.50

06,2

%

Y

ACUI

BA1.8

35.80

01.5

36.20

01.5

92.00

094

8.500

1.975

.001

1.868

.200

1.695

.600

1.762

.600

2.326

.800

2.134

.200

2.235

.000

2.276

.200

22.18

6.101

31,1%

V

ILLAM

ONTE

S69

1.430

500.1

8068

3.680

606.6

5080

9.000

786.9

7173

2.474

710.0

8389

1.250

1.054

.450

962.8

3098

5.080

9.414

.078

13,2%

SUBT

OTAL

5.380

.030

4.686

.880

5.537

.680

4.421

.950

6.238

.301

6.251

.571

5.749

.774

5.679

.483

6.933

.150

6.941

.650

6.715

.830

6.810

.780

71.34

7.079

5,9%

TRIN

IDAD

- BE

NI1.7

21.83

21.5

63.05

379

6.600

841.5

4286

2.400

1.261

.868

1.350

.800

1.648

.500

1.891

.500

1.585

.794

1.425

.908

1.125

.000

16.07

4.797

43,1%

G

UAYA

RAME

RIN

745.1

4368

6.670

635.9

3072

6.010

1.256

.956

764.4

621.2

06.56

21.1

55.21

01.0

35.82

091

4.810

638.4

8078

7.400

10.55

3.453

28,3%

R

IBER

ALTA

848.6

0055

2.000

866.3

621.6

43.98

71.0

59.37

994

3.000

739.0

001.1

57.00

069

9.400

808.0

0060

1.000

766.0

0010

.683.7

2828

,6%

SUBT

OTAL

3.315

.575

2.801

.723

2.298

.892

3.211

.539

3.178

.735

2.969

.330

3.296

.362

3.960

.710

3.626

.720

3.308

.604

2.665

.388

2.678

.400

37.31

1.978

3,1%

COBI

JA -

PAND

O74

6.000

594.0

0097

2.937

838.0

0098

5.000

945.0

001.3

10.19

495

7.000

824.0

0071

2.000

1.138

.500

567.0

0010

.589.6

310,9

%

TOTA

LES

Lts

85.63

6.569

76.59

3.559

96.77

7.314

95.06

6.403

103.6

59.63

910

6.590

.204

106.5

63.62

310

6.123

.165

108.4

11.83

911

1.886

.745

99.05

9.639

108.2

91.18

61.2

04.65

9.885

100%

bbl

538.6

3748

1.758

608.7

1059

7.949

651.9

9867

0.431

670.2

6466

7.493

681.8

8970

3.745

623.0

6568

1.130

7.577

.070

bpd

17.37

517

.206

19.63

619

.932

21.03

222

.348

21.62

121

.532

22.73

022

.701

20.76

921

.972

20.75

9

Fuen

te: A

soci

ados

de

Y.P.

F.B

. - S

H

Page 471: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 471 -

ANEXO IV- PARTICIPACION DE LA DEMANDA

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a SH

DIESEL OILDpto. Localidad Participación Año Escenario

optimistaEscenario

conservadorDpto. Localidad (mcd) (mcd)

La P

az

La Paz 20,29% 91,56% 2008 733,05 631,292009 787,22 684,712010 838,57 735,172011 891,06 786,572012 943,14 837,362013 997,28 890,032014 1.060,25 946,032015 1.127,27 1.005,622016 1.198,61 1.069,062017 1.274,53 1.136,56

Pto. Linares 8,44% 2008 67,60 58,212009 72,59 63,142010 77,33 67,792011 82,17 72,532012 86,97 77,222013 91,96 82,072014 97,77 87,242015 103,95 92,732016 110,53 98,582017 117,53 104,81

San

ta C

ruz

Santa Cruz 39,97% 89,95% 2008 1.418,80 1.221,842009 1.523,65 1.325,242010 1.623,02 1.422,902011 1.724,61 1.522,382012 1.825,42 1.620,692013 1.930,20 1.722,622014 2.052,08 1.831,002015 2.181,80 1.946,352016 2.319,87 2.069,132017 2.466,82 2.199,77

Camiri 2,64% 2008 41,59 35,812009 44,66 38,842010 47,57 41,712011 50,55 44,622012 53,50 47,502013 56,57 50,492014 60,15 53,672015 63,95 57,052016 68,00 60,652017 72,30 64,48

Pto. Suarez 2,87% 2008 45,22 38,942009 48,56 42,242010 51,73 45,352011 54,97 48,522012 58,18 51,662013 61,52 54,902014 65,40 58,362015 69,54 62,042016 73,94 65,952017 78,62 70,11

S.J. de Chiquitos 4,55% 2008 71,79 61,832009 77,10 67,062010 82,13 72,002011 87,27 77,042012 92,37 82,012013 97,67 87,172014 103,84 92,652015 110,40 98,492016 117,39 104,702017 124,83 111,31

Page 472: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 472 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

ANEXO IV- PARTICIPACION DE LA DEMANDA

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a SH

DIESEL OILDpto. Localidad Participación Año Escenario

optimistaEscenario

conservadorDpto. Localidad (mcd) (mcd)

Coc

haba

mab

a

Cochabamba 15,72% 94,36% 2008 585,26 504,012009 628,51 546,672010 669,51 586,962011 711,41 627,992012 753,00 668,542013 796,22 710,592014 846,49 755,302015 900,00 802,882016 956,96 853,532017 1.017,58 907,42

Pto. Villarroel 5,64% 2008 35,00 30,152009 37,59 32,702010 40,04 35,112011 42,55 37,562012 45,04 39,992013 47,62 42,502014 50,63 45,172015 53,83 48,022016 57,24 51,052017 60,86 54,27

Oru

ro

Oruro 6,08% 6,08% 2008 239,76 206,472009 257,48 223,952010 274,27 240,452011 291,44 257,262012 308,47 273,872013 326,18 291,102014 346,77 309,412015 368,69 328,912016 392,03 349,652017 416,86 371,73

Page 473: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 473 -

ANEXO XI- PARTICIPACION DE LA DEMANDA

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a SH

DIESEL OILDpto. Localidad Participación Año Escenario

optimistaEscenario

conservadorDpto. Localidad (mcd) (mcd)

Pot

osí

Potosí 4,65% 63,69% 2008 116,76 100,552009 125,38 109,062010 133,56 117,092011 141,92 125,282012 150,22 133,372013 158,84 141,762014 168,87 150,682015 179,55 160,172016 190,91 170,272017 203,00 181,02

Villazón 6,91% 2008 12,67 10,912009 13,61 11,842010 14,50 12,712011 15,40 13,602012 16,31 14,482013 17,24 15,392014 18,33 16,362015 19,49 17,392016 20,72 18,482017 22,03 19,65

Tupiza 11,93% 2008 21,88 18,842009 23,49 20,432010 25,02 21,942011 26,59 23,472012 28,15 24,992013 29,76 26,562014 31,64 28,232015 33,64 30,012016 35,77 31,902017 38,04 33,92

Uyuni 17,46% 2008 32,02 27,572009 34,38 29,902010 36,62 32,112011 38,92 34,352012 41,19 36,572013 43,55 38,872014 46,31 41,322015 49,23 43,922016 52,35 46,692017 55,66 49,64

Page 474: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 474 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

ANEXO XI- PARTICIPACION DE LA DEMANDA

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a SH

DIESEL OILDpto. Localidad Participación Año Escenario optimista Escenario conservador

Dpto. Localidad (mcd) (mcd)

Chu

quis

aca

Sucre 3,41% 88,14% 2008 118,45 102,012009 127,21 110,642010 135,50 118,802011 143,99 127,102012 152,40 135,312013 161,15 143,822014 171,32 152,872015 182,15 162,502016 193,68 172,752017 205,95 183,66

Tarabuquillo 4,47% 2008 6,01 5,182009 6,46 5,622010 6,88 6,032011 7,31 6,452012 7,74 6,872013 8,18 7,302014 8,70 7,762015 9,25 8,252016 9,83 8,772017 10,45 9,32

Monteagudo 7,39% 2008 9,93 8,552009 10,66 9,272010 11,35 9,952011 12,06 10,652012 12,77 11,342013 13,50 12,052014 14,36 12,812015 15,26 13,622016 16,23 14,472017 17,26 15,39

Tarij

a

Tarija 5,92% 49,51% 2008 115,73 99,672009 124,28 108,102010 132,39 116,072011 140,68 124,182012 148,90 132,202013 157,45 140,512014 167,39 149,362015 177,97 158,762016 189,23 168,782017 201,22 179,44

Bermejo 6,19% 2008 14,48 12,472009 15,55 13,522010 16,56 14,522011 17,60 15,542012 18,63 16,542013 19,70 17,582014 20,94 18,682015 22,26 19,862016 23,67 21,112017 25,17 22,45

Yacuiba 31,10% 2008 72,68 62,592009 78,05 67,892010 83,14 72,892011 88,35 77,992012 93,51 83,022013 98,88 88,252014 105,12 93,802015 111,77 99,712016 118,84 106,002017 126,37 112,69

Villamontes 13,19% 2008 30,84 26,562009 33,12 28,812010 35,28 30,932011 37,49 33,092012 39,68 35,232013 41,96 37,442014 44,61 39,802015 47,43 42,312016 50,43 44,982017 53,62 47,82

Page 475: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 475 -

ANEXO XI- PARTICIPACION DE LA DEMANDA

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con base a SH

DIESEL OILDpto. Localidad Participación Año Escenario

optimistaEscenario

conservadorDpto. Localidad (mcd) (mcd)

Ben

i

Trinidad 3,10% 43,08% 2008 52,66 45,352009 56,55 49,192010 60,24 52,812011 64,01 56,512012 67,75 60,152013 71,64 63,942014 76,17 67,962015 80,98 72,242016 86,11 76,802017 91,56 81,65

Guayaramerín 28,28% 2008 34,57 29,772009 37,13 32,292010 39,55 34,672011 42,02 37,102012 44,48 39,492013 47,03 41,982014 50,00 44,622015 53,17 47,432016 56,53 50,422017 60,11 53,60

Riberalta 28,63% 2008 35,00 30,142009 37,59 32,692010 40,04 35,102011 42,54 37,552012 45,03 39,982013 47,62 42,492014 50,62 45,172015 53,82 48,012016 57,23 51,042017 60,85 54,27

Pan

do

Cobija 0,88% 0,88% 2008 34,69 29,882009 37,26 32,402010 39,68 34,792011 42,17 37,222012 44,63 39,632013 47,20 42,122014 50,18 44,772015 53,35 47,592016 56,72 50,592017 60,32 53,79

Page 476: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 476 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Page 477: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 477 -

11. ESTRATEGIA DE LA GESTIÓN AMBIENTALDEL SECTOR HIDROCARBUROS

INTRODUCCIÓN La formulación de la Estrategia de la Gestión Ambiental en el Sector Hidrocarburos implica el análisis del desarrollo de las actividades hidrocarburíferas desde sus inicios, a fines del siglo XIX. Estas actividades se realizaron sin ningún tipo de prevención ni control de sus emisiones o descargas, es decir, sin consi-deración alguna del medio ambiente ni de la salud de la población circundante a las áreas de explotación petrolera, hasta la aprobación de la reglamentación

La preocupación mundial por los impactos ambientales que provocan las actividades productivas, entre ellas las hidrocarburíferas, tiene sus antecedentes, primero en el informe del Club de Roma de 1970 y después en la Conferencia de Estocolmo de 1972, en ésta los países participantes acordaron el estable-cimiento de una normativa que permita prevenir y controlar los impactos ambientales de las actividades obras o proyectos (AOP).

En el año 1992 Bolivia estableció la política de gestión ambiental a través de la aprobación de la Ley Nº 1333 de Medio Ambiente, luego el año 1995 aprobó la reglamentación a la Ley Nº 1333 de Medio Ambiente, mediante el Decreto Supremo 24176 que contiene: el Reglamento General de Gestión Ambiental, Regla-mento de Prevención y Control Ambiental, Reglamento en Materia de Contaminación Hídrica, Reglamen-to en Materia de Contaminación Atmosférica, Reglamento para Actividades con Sustancias Peligrosas y Reglamento de Gestión de Residuos Sólidos. El Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos fue aprobado en julio de 1996 mediante Decreto Supremo 24335.

La normativa ambiental, desde su aprobación, está enfocada específicamente a la prevención o mitigación de los impactos al medio ambiente. Sin embargo, la Gestión Ambiental del Sector muestra actualmente severos problemas que rebasan el ámbito del medio ambiente pues, además, existen problemas sociales de magnitud. Tales problemas fueron considerados e incluidos en la Ley 3058 de Hidrocarburos, aprobada el 17 de mayo de 2005, y ahora son parte de la política nacional de hidrocarburos y del Plan Nacional de Desarrollo.

Con la nacionalización de los hidrocarburos en mayo de 2006, se modificaron los roles de los actores que conforman el sector hidrocarburífero. Esta modificación repercute en la Gestión Ambiental del Sector, pues conduce a la modificación de la normativa ambiental sectorial y a la adecuación de las AOP a tal normativa, para lo cual es imprescindible fortalecer las instancias ambientales sectoriales y proporcionar destrezas, habilidades y conocimientos a todos los actores involucrados en el desarrollo de las AOP hidrocarburíferas, haciendo hincapié en el respeto y ejercicio de los derechos de los pueblos indígenas originarios (PIO) y de las comunidades campesinas (CC), así el cuidado del medio ambiente responde a un enfoque socioam-biental.

La inclusión en la Ley 3058 de Hidrocarburos del derecho a consulta que tienen los pueblos indígenas tiene sus antecedentes en la suscripción del Convenio 169 de la OIT y su posterior ratificación nacional a través de la Ley 1257 de 11 de Julio de 1991, la cual está reglamentada con el Decreto Supremo 29033 de Consul-ta y Participación, al igual que está reglamentado el Monitoreo Socioambiental mediante Decreto Supremo 29130, ambos aprobados en enero y febrero 2007. De esta manera la política nacional de hidrocarburos incorpora la participación de las comunidades indígenas y campesinas en la gestión ambiental del sector. Estos dos reglamentos dan lugar al control social de la gestión ambiental del sector hidrocarburos, por las comunidades indígenas y las comunidades campesinas, a las cuales se suman los municipios para el mo-nitoreo socioambiental junto a las empresas operadoras.

Esto trae aparejado el cambio del enfoque de la gestión ambiental en el sector de los hidrocarburos, por-que se introducen con predominancia los impactos socioambientales, que constituyen un nuevo concepto,

Page 478: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

- 478 -

Ministerio de Hidrocarburos y Energía

distinto a la conceptualización de los impactos ambientales inherentes al enfoque que privilegia el medio ambiente y con menor énfasis los impactos sociales o socioeconómicos.

Este cambio de enfoque en la gestión ambiental sectorial está relacionado con las nuevas competencias y funciones asignadas al Ministerio de Hidrocarburos y Energía que, con la reglamentación señalada, asume la condición de Autoridad Competente y la función de ejecutor de los procesos de Consulta y Participación a los pueblos indígenas y comunidades campesinas, así como miembro del Comité de Monitoreo Socio-ambiental.

El cambio de enfoque implica la introducción de cambios sustantivos en la política de gestión ambiental del sector hidrocarburífero y trae aparejadas modificaciones sustantivas en las competencias y organización de las instancias ambientales sectoriales, dada la importancia de la población afectada en su hábitat por la intervención de las empresas petroleras, privadas y estatales y el inequitativo acceso a los beneficios de estas actividades económicas.

11.1. ANTECEDENTES

Las actividades petroleras en el país se iniciaron a fines del siglo XIX a cargo de empresas extranjeras. En 1937 el Estado boliviano nacionalizó la empresa Standar Oil, por contrabando de combustible al Pa-raguay, país con el cual Bolivia sostenía la Guerra del Chaco,y fundo la empresa petrolera estatal, YPFB. Así recuperó la propiedad del petróleo y el control de la exploración y la producción de petróleo. En 1969 el Estado nacionalizó la empresa Gulf Oil por el contrabando de gas a la Argentina. Recuperando nuevamente la propiedad del gas natural e YPFB. En 1996 la política de capitalización y privatización de las empresas estatales, desmembró YPFB y transfirió sus activos a propiedad de empresas privadas transnacionales.

El 27 de Abril del año 1992, fue aprobada la Ley No. 1333 del Medio Ambiente. Su aplicación fue efectiva a partir de la puesta en vigencia del Decreto Supremo Nº 24176, Reglamento a la Ley de Medio Ambien-te, del 8 de Diciembre de 1995. A partir de ese año, empieza la regulación de la Gestión Ambiental de las AOP’s en todos los sectores. Más adelante el año 1996, se puso en vigencia el Reglamento Ambiental del Sector Hidrocarburos, que tiene como objetivo establecer y regular los límites y procedimientos, para las actividades del sector hidrocarburos que se desarrollen en el país. Hasta entonces la gestión ambiental era una práctica restringida en el sector de los hidrocarburos, porque no estaba normada, por lo tanto, las actividades, obras y proyectos (AOPs) de Hidrocarburos no incluían procesos de evaluación de los impac-tos ambientales y menos aún de los impactos socioambientales provocados por la ejecución de las AOP hidrocarburíferos.

El 30 de Abril de 1996, la Ley No. 1689 de Hidrocarburos promovió la inversión extranjera directa, bajo el sistema de concesiones petroleras, permitiendo que distintos consorcios petroleros se adjudiquen varias áreas de explotación y de exploración. En este proceso de capitalización se estableció que la contami-nación ambiental causada por las actividades, obras o proyectos de YPFB capitalizadas, que no fueron oportuna y adecuadamente controlados y remediados se constituyeron en pasivos ambientales, los cuales fueron transferidos a las consorcios petroleros que capitalizaron las empresas de YPFB.

Durante los primeros cinco años de vigencia de la normativa ambiental, su aplicación estuvo signada por un proceso de aprendizaje, debido a que tanto las empresas operadoras de la capitalización, las consultoras ambientales, y el mismo Estado, cumplían nuevos roles, en el marco de un nuevo enfoque de gestión am-biental. Lo siguientes cinco años, la gestión ambiental del sector mejoró, con actores más experimentados, en el marco del desarrollo sostenible, propuesto en la Cumbre de la Tierra en 1992.

En este segundo periodo, los consorcios petroleros de la capitalización aplicaron el proceso de Consul-ta Pública, de acuerdo a la normativa ambiental general de la Ley de Medio Ambiente, cuya finalidad es únicamente informar a las poblaciones ubicadas en el área de influencia sobre las Actividades, Obras y Proyectos (AOP) que realizaban o realizarían las empresas petroleras en el área de intervención, las orga-nizaciones sociales del lugar, principalmente indígenas y campesinos se sintieron relegados de la Consulta

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Pública y del desarrollo del sector. De ahí surgió su demanda de que el Estado consulte directamente a indígenas y campesinos, antes de que las empresas inicien actividades y operaciones en el espacio terri-torial de su asentamiento.

La promulgación de Ley Nº 3058 de Hidrocarburos de 17 de Mayo de 2005 establece el derecho a la con-sulta y participación de los pueblos campesinos, indígenas y originarios previa a cualquier ejecución de proyectos en el sector, y que el cumplimiento de esta disposición legal es competencia del Estado (Artículos 114 al 118) a través del Ministerio de Hidrocarburos en coordinación con el Ministerio de Desarrollo Soste-nible y el Ministerio de Asuntos Indígenas y Pueblos Originarios.

El Decreto Supremo No. 29033 del 16 de febrero de 2007, reglamenta la Consulta y Participación con Pue-blos Indígenas, Originarios y Comunidades Campesinas para actividades hidrocarburíferas de categoría I que afecten a tierras comunitarias de origen, propiedades comunarias. Este cambio en el sector, modifica las prácticas tradicionales en el aprovechamiento y la explotación de hidrocarburos que realizaban las em-presas concesionarias, pues restituye los principios de respeto y garantía en el ejercicio de los derechos fundamentales de identidad, integridad territorial, usos y costumbres, de los pueblos indígenas y las comunidades campesinas, mediante la consulta participativa, oportuna y transparente.

La Ley 3058 dispone que, cuando los proyectos de hidrocarburos afecten a Áreas Protegidas, es obligatorio que las empresas realicen una Evaluación Ambiental Estratégica (EAE), en previsión de las precauciones que son necesarias tomar para preservar la biodiversidad y los ecosistemas frágiles, además, de la pobla-ción asentada, cuando son Áreas de Manejo Integrado.

Es importante señalar que los bloques petroleros o áreas hidrocarburíferas, que ya fueron intervenidos desde 1927 (tradicionales) y se encuentran en distintas etapas de explotación, son operados por empresas privadas bajo contratos de operación o asociación con YPFB. Los bloques petroleros o áreas hidrocarbu-ríferas que no fueron explotados y constituyen áreas reservadas de YPFB, en una elevada proporción se encuentran superpuestos, total o parcialmente, con algunas Áreas Protegidas.

Habida cuenta que, los contratos de operación suscritos por el Estado con empresas privadas extranjeras en octubre de 2006 y aprobados por el Congreso de la República en Mayo de 2007, tienen vigencia los próximos 30 años. Por lo tanto, es imprescindible que la gestión ambiental en el sector de hidrocarburos tenga alcance estratégico. De ahí la necesidad e importancia de la Evaluación Ambiental Estratégica como instrumento de planificación sectorial, que incluye las políticas y programas previstas en la Estrategia del Sector Energético, hasta el 2017.

Las disposiciones contenidas en la Ley Nº 3058 de Hidrocarburos, adiciona competencias y funciones al Ministerio de Hidrocarburos y Energía como Autoridad Competente en Consulta y Participación, modifica los roles de los distintos actores en el sector hidrocarburíferos, determinando el cambio del enfoque medio-ambiental tradicional hacia un enfoque de carácter socioambiental, considerando una concepción de las afectaciones que provocan las actividades hidrocarburíferas en el habitat de las poblaciones asentadas en las áreas de inversión de la empresa estatal YPFB, asociada con empresas privadas y empresas estatales extranjeras.

En consecuencia, este enfoque socioambiental articulado con la evaluación ambiental estratégica, permite establecer la gestión socioambiental estratégica en el sector de hidrocarburos con un alcance temporal, inicialmente para los próximos 10 años.

11.2. GESTIÓN AMBIENTAL DE LAS ACTIVIDADES, OBRAS Y PROYECTOS DEL SECTOR HIDRO-CARBUROS.

La gestión ambiental del sector hidrocarburos tiene gran importancia en el presente, pero especialmente hacia el futuro, debido a que las actividades, obras y proyectos del sector se encuentran localizados en regiones de alta sensibilidad ambiental y social, como las áreas protegidas, los bosques tropicales,

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

las tierras comunitarias de origen, las cuencas hidrográficas, cuya afectación incide en el cambio climático. Además, dada la tendencia de rápido agotamiento de las reservas de hidrocarburos y la perspectiva de la generalización de la actual crisis energética, es importante su inclusión en la Estrategia Sectorial hidrocar-burífera del país.

El seguimiento y control ambiental de las AOP del Sector Hidrocarburos, fue posible, con la aprobación de la reglamentación ambiental general el año 1995 y más aún con la aplicación de los instrumentos de regulación de alcance general que determinan límites permisibles y procedimientos en materia de manejo de sustancias peligrosas y residuos sólidos, así como con la aplicación de instrumentos de regulación de alcance particular (IRAP), diseñados para la gestión ambiental de las AOP del sector de los hidrocarburos, tanto de las actividades en proyecto como de las actividades en operación.

El Organismo Sectorial Competente, mediante el análisis, revisión y verificación del cumplimiento de los IRAP: fichas ambientales (FA), estudios de evaluación de impacto ambiental (EEIA), monitoreos ambien-tales (MOA), manifiestos ambientales (MA), programas de medidas de mitigación y planes de aplicación y seguimiento ambiental (PPM-PASA), llevó adelante la gestión ambiental del sector permitiendo que el de-sarrollo de los Mega Campos: Margarita, Sábalo y San Alberto, que son los campos más importantes en el Sector Hidrocarburos, por la cantidad de reservas y los beneficios para el Estado, producto de las utilidades generadas por su explotación. No sólo se han explotado los megacampos, también los campos medianos y pequeños como Vuelta Grande, Tacobo, Paloma, La Vertiente, Víbora, Carrasco y Los Suris, entre otros.

La evaluación de los IRAP es, sin duda alguna, la tarea más significativa del Organismo Sectorial Competente, que viabiliza la obtención de la Licencia Ambiental y el consiguiente inicio de actividades de las AOP. Los principales procesos de evaluación en los últimos diez años están resumidos en el Cuadro siguiente:

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Cuadro Nº 1Actividades, Obras y Proyectos del Sector Hidrocarburos procesados por la Unidad de Medio

Ambiente del Organismo Sectorial Competente

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

11.3. PROBLEMAS AMBIENTALES Y SOCIOAMBIENTALES

Producto del análisis y revisión de la gestión ambiental en el Sector Hidrocarburos desde el inicio de las operaciones de exploración y explotación a principios del siglo XX y en especial en la última década del mismo, se advirtieron serias deficiencias en la aplicación de la normativa ambiental por parte de las empre-sas petroleras que suscribieron contratos con el Estado Boliviano, lo cual muestra que pese a que imple-mentaron programas de gestión ambiental estos fueron insuficientes para evitar daños al medio ambiente, pero sobre todo a la población asentada en las áreas de intervención con operaciones hidrocarburíferas y de la población en general, que en una alta proporción es rural y no tiene acceso ni recibe los beneficios de

AÑO Nº de AOP IRAPPROCESADO

Nº de MOAS

AOP MÁS REPRESENTATIVAS DE LAS CATEGORÍAS I Y II

1997 47 FA, EEIA, PPM-PASA y MA 476 Perforación del Pozo Sábalo Desarrollo del Bloque CaipipendiOleoducto Refinería Palmasola.

1998 120 FA, EEIA, PPM-PASA y MA 606 Perforación de pozos Margarita X2 y Margarita X3.Desarrollo del Campo Bulo Bulo

1999 98 FA, EEIA, PPM-PASA y MA 526 Desarrollo Campo SirariDesarrollo Campo VíboraPozo Exploratorio San Alberto X12.Desarrollo y Explotación Campo San Alberto Fase I

2000 84 FA, EEIA, PPM-PASA y MA 440 Prospección Sísmica 2D Bloque San AntonioGasoduto Yacuiba-Río Grande GASYRGProyecto de Desarrollo y Explotación Campo Margarita.

2001 131 FA, EEIA, PPM-PASA y MA 271 Gasoducto/Oleoducto “Campo Sábalo”Desarrollo Campo MargaritaExpansión Gasoducto Bolivia - Brasil

2002 108 FA, EEIA, PPM-PASA y MA 145 Prospección Sísmica 3D Areas Kanata y CarrascoPerforación exploratoria Pozo IncahuasiDesarrollo Campo Kanata

2003 79 FA, EEIA, PPM-PASA y MA 65 Desarrollo Campo TacoboExploración Sísmica Juan Latino

2004 159 FA, EEIA, PPM-PASA y MA 302 Sísmica 3D San AntonioProyecto de Desarrollo Campo Palo MarcadoSísmica 3D HuacayaRefinería Boliviana Petroleum JawsPerforación Exploratoria Pozo Cuevo West X-2Perforación Pozo Sábalo 7-Bloque San Antonio

2005 167 FA, EEIA, PPM-PASA y MA 442 Perforación Exploratoria Pozos Huacaya X-1Intervención 11 pozos campo KanataProyecto Expansión Gasoducto al Altiplano, Fase II

2006 45 FA, EEIA, PPM-PASA y MA 441 Planta Terminal TupizaPlanta de Almacenaje UyuniPlanta de Almacenaje MonteagudoPlanta de Almacenaje San José de ChiquitosPlanta de Almacenaje Camiri

2007 47 FA, EEIA, PPM-PASA, MA RLA y CONSULTA Y PARTICIPACIÓN

240 Renovación de Licencia Ambiental Gasoducto Bolivia BrasilLateral Margarita Palos BlancoGasoducto Carrasco CochabambaPerforación de 5 Pozos en campo Percheles Tendido de líneas para los campos Percheles y El Dorado.Interconexión PerchelesDesarrollo del Campo TajiboVariante Gasoducto al Altiplano Zona El Tigre.Sísmica 3D, Gravimétrica y Magnetotelúrica.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

las inversiones en hidrocarburos, lo cual se comprueba por las condiciones de extrema pobreza en la que vive la mayoría de la población indígena y campesina.

El proceso de Evaluación de Impacto Ambiental, cuenta con instrumentos de regulación de alcance par-ticular (IRAP) que permiten el desenvolvimiento de la AOP, de acuerdo a los impactos ambientales que provocan en un área de influencia limitada, sin considerar el sistema complejo con diferentes elementos y sinergias que provocan de manera directa e indirecta en las poblaciones y en los ecosistemas, provocan-do impactos ambientales negativos y sinérgicos, además problemas socioambientales. La evaluación de impacto ambiental no es insuficiente para la Planificación Ambiental Sectorial, que es responsabilidad del Estado, la cual visualiza en el corto y largo plazo todo el panorama de la situación ambiental del conjunto de los Bloques Petroleros y planifica el desarrollo de las AOP del Sector, en función del análisis del sistema. Esto significa que la evaluación de impacto ambiental como mecanismo de prevención y control ambiental es insuficiente para el control y seguimiento adecuado de las AOPs de Hidrocarburos

En los últimos diez años las competencias y atribuciones de las instancias ambientales nacional y sectorial se duplicaron lo cual imposibilitó el eficaz seguimiento y control ambiental de las AOPs del sector, esto ha da lugar a considerables demoras en el proceso de obtención de la licencia ambiental y al incumplimiento de las medidas de prevención y mitigación previstas por las AOP en los Instrumentos de Regulación de Al-cance Particular. En consecuencia, la Gestión Ambiental en el Sector aún está obstruida por la duplicidad de competencias y funciones de las Instancias Ambientales relacionadas con el Sector Hidrocarburos.

La gestión ambiental sectorial fue deficiente porque las instancias ambientales sectoriales carecieron del presupuesto necesario para atender todas las tareas que demanda la gestión ambiental, a esto se suma la carencia de un sistema de información ambiental que optimice el trabajo de las instancias ambientales y mantenga informada a las esferas de decisión sectorial y nacional sobre los riesgos ambientales en el sector, de la misma manera, la insuficiencia de recursos humanos calificados, de medios técnicos y la baja disponibilidad de recursos financieros, reduce la eficiencia de la gestión ambiental sectorial.

El Proceso de Consulta y Participación, determinante para el cambio de enfoque socioambiental, no fue aplicado en el país, recién con el actual gobierno ha sido implementado con éxito en varias oportunidades con protagonistas y actores inexpertos en el aspecto socioambiental. Ahora se empiezan a construir crite-rios para la identificación de impactos socioambientales y la valoración de los mismos para su compensa-ción. En definitiva, en el sector los actores del proceso de Consulta y Participación cuentan con limitadas habilidades, destrezas y conocimientos para la negociación de la compensación, esto incluye a los indíge-nas, campesinos y a las empresas que tienen la misma dificultad y dependen de asesores ocasionales.

La Normativa Ambiental Vigente presenta vacios y contradicciones, dado que fue planteada en los años 90 en un escenario muy diferente al actual, requiere de actualización y modificaciones, en especial porque la dinámica del sector requiere que la reglamentación ambiental sectorial sea sustancialmente modifica-da, para atender requerimientos urgentes como la renovación de la licencia ambiental o la exploración en Áreas Protegidas. En definitiva la normativa ambiental vigente obstaculiza el adecuado cumplimiento de las atribuciones otorgadas al OSC y no responde a los cambios ocurridos en el sector como los nuevos roles de los actores sociales.

En conclusión, los cambios ocurridos han generado nuevos roles y nuevos actores sectoriales, en segundo término, el enfoque medioambiental mostró que es insuficiente para resolver la problemática actual, que continuará complejizandose en el futuro, lo cual implica su sustitución por el enfoque socioambiental a fin de encarar la nueva problemática ambiental con la participación de indígenas y campesinos directamente afectados, en el marco de un proceso de control social, lo propio sucede con la reglamentación ambiental sectorial que mostró sus límites y obsolescencia normativa frente a los cambios institucionales en el sector energético, de ahí la necesidad de su renovación y ajuste inmediato a las nuevas condiciones sectoriales, que más allá de la prevención y control ambiental precisa regular los impactos socioambientales.

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11.4. POLÍTICA AMBIENTAL SECTORIAL.

La política ambiental sectorial tiene dos objetivos centrales: el cambio del enfoque Medioambiental por el enfoque Socioambiental, en correspondencia con la Ley de Hidrocarburos 3058, promulgada el 2005, y sus reglamentos, emitidos el 2007, que norman los aspectos socioambientales. Esto implica que la Gestión Am-biental del sector tiene como fundamento el enfoque socioambiental, que garantiza la participación activa de los pueblo indígenas y las comunidades campesinas en la gestión ambiental energética.

La política ambiental energética sustituye así la Gestión Medioambiental por la Gestión Socioambiental en el Sector lo cual implica la participación de los principales actores involucrados en la ejecución de los proyectos de inversión, en función de la política nacional de hidrocarburos y la Estrategia de desarrollo del sector

11.5. ESTRATEGIAS SECTORIALES

El cambio de enfoque de la actual Gestión Ambiental requiere de la elección de opciones de decisión y la adopción de acciones que conduzcan a que la participación de indígenas y campesinos, organizados en tierras comunitarias, sea un instrumento eficaz para preservar el hábitat de las poblaciones afectadas, du-rante el tiempo que duren las operaciones de explotación de los bloques o campos hidrocarburíferos, por las empresas privadas y estatales bajo diferentes modalidades de asociación. De tal manera que en el trascurso de realización de los contratos todos los miembros de las comunidades indígenas y campesinas alcancen a mejorar sustantivamente su calidad de vida, utilizando los beneficios financieros que genera la explotación de los hidrocarburos, dado que son recursos no renovables que se agotarán en el futuro cercano.

Mejorar su calidad de vida significa que, inviertan estos beneficios principalmente en el desarrollo de las generaciones jóvenes de estas comunidades, para emprender acciones de desarrollo productivo, territorial y de conocimiento tecnológico, que beneficie a sus comunidades. La participación de estas comunidades en la Gestión Ambiental sectorial, a través del monitoreo socioambiental, les permite la formación de téc-nicos propios que garanticen, en el transcurso de la duración del contrato de operaciones que tienen las empresas petroleras con el Estado, que la población y su hábitat sean protegidos y que los impactos de las intervenciones externas no los destruyan y dañen.

11.5.1. Planificación ambiental energética

Las inversiones en hidrocarburos traen aparejadas consecuencias para las poblaciones rurales afectadas y su hábitat, que son previsibles y pueden evitarse, total o parcialmente, o consecuencias imprevisibles, que son el resultado de procesos de acumulativos, que se manifiestan recién en el largo plazo. Los efec-tos negativos para las poblaciones asentadas en las áreas intervenidas y, de manera especial, los daños severos a su hábitat que no son previstos en el corto plazo se tornan irreversibles en el largo plazo. Esto significa que la reducción de estos efectos en el corto plazo es insuficiente porque el análisis basado en la Evaluación de Impacto Ambiental, sólo incluye algunas comunidades y parcialmente las condiciones del hábitat de éstas, es un instrumento de corto alcance, en su cobertura espacial y temporal y no considera a todas las poblaciones asentadas ni a todos los ecosistemas que integran los amplios espacios geográficos de intervención, como son los bloques o áreas de explotación de hidrocarburos; en los que se desarrollan diversas actividades, obras y proyectos, en el transcurso de varios decenios.

La previsibilidad del daño al hábitat de las comunidades indígenas y campesinas, en el corto y el largo plazo, requiere que las intervenciones que se realizan en amplias áreas geográficas sean planificadas, en función del balance energético, interno, regional e internacional, de tal manera que el desarrollo energético no se efectúe a costa de la debilitación de las comunidades indígenas y la degradación de su hábitat. Para resolver este problema es necesario utilizar otro instrumento de análisis sea de de largo plazo y su co-bertura incluya a todas las poblaciones asentadas y todos los ecosistemas de amplias áreas geográficas, como el Aguaragûe o el Madidi. Estas condiciones cumple la Evaluación Ambiental Estratégica que es un instrumento que coadyuva a la planificación ambiental sectorial.

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11.5.1.1. Evaluación Socioambiental Estratégica por bloques o áreas de explotación.

La Evaluación Ambiental Estratégica no considera los problemas socioambientales que provoca la inter-vención externa, pues está anclada en los impactos ambientales, la protección de la biodiversidad y de los recursos naturales. Tampoco considera la participación de la población en la resolución de los problemas socioambientales, pese a que la consulta pública a la población local es parte de la metodología de la uti-lización de este instrumento.

El análisis de los impactos socioambientales y la participación de la población en su resolución es impres-cindible para que las intervenciones externas al hábitat y al modo de vida de la población indígena y cam-pesina, por sus efectos a largo plazo, les permita el desarrollo de mecanismos de adaptación a los cambios. El análisis de los impactos socioambientales requiere de un instrumento pertinente que corresponda a la Evaluación Socioambiental Estratégica. Este instrumento facilita la planificación ambiental del sector hacia el largo plazo. Esto significa que la planificación sectorial, que empieza con el balance energético, sigue con la estrategia de provisión y satisfacción de los requerimientos energéticos de la población boliviana y termina con el plan de desarrollo energético para el mediano y largo plazo, que incluye el consumo interno y los compromisos de exportación, no esté limitada a la oferta y demanda de energéticos, sino que las concilie con la preservación del hábitat de las poblaciones afectadas.

Esta herramienta analítica permite, por una parte, visualizar el espacio geográfico, que es mayor que el área de influencia directa de las AOP, y por otra parte, todos los elementos de la organización social de la población afectada, directa e indirectamente, así como las relaciones que tiene la población con los ecosis-temas que se encuentran en la delimitación geográfica del bloque o área de intervención hidrocarburífera, además, este instrumento permite que el seguimiento de las AOP en el corto, mediano y largo plazo sea eficaz.

Para cumplir con el objetivo de esta estrategia se precisa la formulación de la Metodología de Evalua-ción Socioambiental Estratégica, consistente en, primero, el análisis de las alternativas territoriales para delimitar el área geográfica de estudio; segundo, analizar la información disponible de los ecosistemas y del sistema social del área de estudio, para proceder a la construcción de la línea base y los indicadores socioambientales del área seleccionada, con información relevada en el trabajo de campo y la información analizada.

La aplicación de la metodología formulada se efectuará en las áreas seleccionadas, de acuerdo a la programación de inversiones de las empresas hidrocarburíferas, a partir de la presente gestión en el lapso de un quinquenio, es decir, la aplicación de la metodología se llevará a cabo de manera paulatina y sostenida, hasta disponer de toda la información biótica, abiótica y social de cada bloque incluido en la programación anual. Con la cual se desarrollará el Sistema de Información Ambiental del Sector con la información procesada. A medida que se avance en la aplicación de la metodología propuesta, los resultados retroalimentarán el diseño inicial y se procederá a los ajustes o mejoras que sean necesarios, de tal manera que al término del quinquenio dispondremos en el país de una metodología de evaluación socioambiental estratégica propia, adecuada a las necesidades del sector energético y a las caracterís-ticas socioambientales.

En el próximo quinquenio se evaluarán los bloques, de acuerdo a la priorización de las inversiones y a los que afecten a áreas protegidas, ecosistemas frágiles, “hot spots”, tierras comunitarias de indígenas y cam-pesinos y áreas con problemas sociales. En este sentido, está previsto el fortalecimiento de las entidades ambientales del Sector y la evaluación de la metodología de la Evaluación Socioambiental Estratégica, aplicada en los bloques.

11.5.1.2 Reestructuración de las instancias ambientales públicas del sector hidrocarburos.

Las instancias ambientales públicas del sector requieren modificar sus actuales estructuras organizativas en concordancia con las nuevas competencias y funciones que tienen que asumir de acuerdo al rol que le

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asigna al sector de hidrocarburos el Plan Nacional de Desarrollo. Así mismo tienen que establecer nuevos mecanismos de coordinación entre las instancias ambientales del sector, con las otras instancias sectoria-les pertinentes, en particular con la instancia ambiental nacional y las instancias prefecturales. Es impor-tante, establecer o fortalecer las instancias ambientales municipales, dado que los municipios tienen un rol importante en el monitoreo y control socioambiental.

La actual estructura organizacional de las instancias ambientales sectoriales es inadecuada para el cum-plimiento de las competencias derivadas de la Ley de Hidrocarburos 3058 y sus reglamentos, en compati-bilidad con la Ley Nº 1333 de Medio Ambiente y sus reglamentos. Primero porque el Estado y las empre-sas del sector tienen nuevos roles, asumió la propiedad y el control de los hidrocarburos, esto implica un requerimiento de mayores esfuerzos para que los procedimientos de obtención de licencias ambientales, en mérito al interés nacional, sean más rápidos. Segundo, porque es responsabilidad de YPFB, empresa pública, en sociedad con empresas privadas y estatales, la gestión empresarial de estos recursos naturales no renovables en todas las fases de operación del proceso, desde la exploración hasta el consumo final de petróleo y gas natural, con todos sus derivados. Tercero, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía tiene nuevas competencias y responsabilidades, con el desarrollo de nuevos procesos de transformación indus-trial y el cambio de la matriz energética, entre otros y con la ejecución de la consulta y participación a PIOs y CCs, además, es la Autoridad Competente en materia socioambiental,

11.5.1.3. Desarrollo de mecanismos técnico legales

Esta renovación de la estructura organizacional de las instancias ambientales sectoriales requiere de la: a) adecuación organizativa de las instancias ambientales sectoriales ajustadas a las nuevas funciones y competencias específicas que les toca cumplir; b) el diseño y la adopción de mecanismos de coordinación interna entre las instancias públicas y privadas que conforman el sistema ambiental del sector y de coordi-nación externa especialmente con la Autoridad Ambiental Competente Nacional.

Tal renovación de la organización responde a los requerimientos de la política nacional hidrocarburífera y a las directrices del Plan Nacional de Desarrollo, que le asigna al sector el rol estratégico de generación de excedentes y promotor del desarrollo.

- La adecuación organizativa de las instancias ambientales sectoriales implica, primero, ajustar, mejorar y simplificar los procesos de evaluación de impacto ambiental y socio ambiental en concordancia con los objetivos y metas establecidos en la política nacional de hidrocarburos, para lo cual es necesario precisar las funciones y competencias de las instancias sectoriales ambientales. Segundo, establecer y desarrollar un Sistema de Información Ambiental y Socio-Ambiental Georeferenciada conformado por una base de datos compartida entre las instancias integrantes, con tecnología de punta, equipamiento renovado y ambientes apropiados.

- El diseño y adopción de mecanismos de coordinación interna entre las instancias ambientales que conforman el sector, y con la Autoridad Ambiental Competente Nacional tiene como principal objetivo no duplicar esfuerzos, tiempo y costos en los procesos de evaluación de impacto ambiental y socioam-biental. Para lo cual es necesario precisar el ejercicio de las competencias y funciones de cada instan-cia, para la complementación y eliminación de obstáculos.

11.5.2. Actualización de la normatividad a los desafíos ambientales y socio-ambientales del sector energético.

La actualización de la Reglamentación Ambiental Sectorial es una condición imprescindible para que el sector asuma su rol dinamizador de la economía nacional y se constituya en la principal fuente de la gene-ración de excedentes económicos.

El desfase entre el ritmo de las inversiones sectoriales, que están sujetas a plazos y condiciones depen-dientes de varios factores, como el mercado y la política, y los tiempos para la obtención de las licencias

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ambientales, requisito previo para el inicio de cualquier intervención, entorpece el cumplimiento de los ob-jetivos y metas de ejecución de la política nacional hidrocarburífera dentro de los plazos establecidos.

Esta situación es más compleja debido la exigencia de la verificación y evaluación de impactos generados por las intervenciones hidrocarburíferas, que con el nuevo enfoque socioambiental aplicado en el sector, consigna no sólo los daños directos cuantificables temporales o persistentes, provocados en el medio am-biente biótico y abiótico sino también, y de manera más específica, la afectación a la población humana y su hábitat está relacionada con los daños socioambientales directos, negativos, acumulables y a largo plazo, como lo establece la Ley de Hidrocarburos.

Es precisamente esta exigencia la que pone en evidencia las insuficiencias de la normativa ambiental en vigencia para encarar con mayor objetividad el alcance de los impactos socioambientales que se derivan de las intervenciones hidrocarburíferas.

Esto requiere de la adopción de medidas inmediatas de modificación, complementación, sustitución o reno-vación de la normativa particular que abarca aspectos específicos de las intervenciones en el sector, sino también de áreas de la normativa general que regulan no sólo las intervenciones en el sector sino a la vez en otros sectores, que están relacionados con las intervenciones sectoriales.

- En este sentido es necesaria e inmediata la revisión, modificación y/o ajuste de la reglamentación am-biental del sector hidrocarburífero en vigencia, tendiendo a una descentralización sectorial de la gestión ambiental hidrocarburífera, con la incorporación de nuevas disposiciones para cubrir los vacíos que tiene. Así como la complementación de la reglamentación de la Consulta y Participación dirigida a pue-blos indígenas originarios y comunidades campesinas, al igual que la reglamentación para la Consulta Pública dirigida a toda la población del área afectada por la intervención de las AOP.

- Merece particular atención la aprobación de la Reglamentación para la intervención hidrocarburífera en Áreas Protegidas, también de manera inmediata, habida cuenta la superposición existente en un mis-mo espacio de zonas con una alta concentración de biodiversidad -cuya conservación es obligatoria- habitadas por pueblos indígenas originarios, cuyos derechos son reconocidos, pero a la vez cuyos te-rritorios contienen importantes reservorios de gas y petróleo, beneficiosos para la economía nacional.

- Las revisiones, modificaciones, ajustes y reformas en la reglamentación ambiental sectorial es insu-ficiente y no resuelve el problema de la discordancia existente entre la normativa y la intervención hidrocarburífera, mientras no se encare rápidamente la actualización de la Ley de Medio Ambiente 1333 y sus reglamentos como marco normativo general, adecuada a los cambios que se produjeron en el país, desde la promulgación de la Ley de Hidrocarburos 3058 y sus reglamentos, en concor-dancia con las nuevas competencias y funciones asignadas al sector, pero en especial con el nuevo rol que tiene que desempeñar en el cambio del modelo de desarrollo. Lo cual implica la renovación de la Ley 3058.

- Es imprescindible encarar la aprobación de la Reglamentación pertinente para orientar la evaluación de impactos ambientales y socio ambientales en unidades espaciales de análisis mayores a las efec-tuadas para las intervenciones puntuales, en mérito a que en el sector de hidrocarburos la nomen-clatura clasificatoria de los espacios territoriales de intervención establece bloques o áreas. Es nece-sario evaluar las condiciones ambientales y socioambientales generales de estas unidades otorgadas en concesión o reservadas, habida cuenta que muchas de ellas son áreas tradicionales con muchas intervenciones y otras son nuevas, sin intervenciones hidrocarburíferas, pero intervenidas por activi-dades de otros sectores como el forestal, vial, minero cuyos daños ambientales no son consignados en los EEIA y menos aún los daños socioambientales. De ahí la importancia de acoger el enfoque de la Evaluación Socioambiental Estratégica por las ventajas que ofrece para la planificación ambiental de las áreas de intervención, a fin de reducir los daños. Lo cual requiere de la necesaria adaptación y comprobación de las metodologías que le son inherentes a las necesidades del sector, lo cual permite introducir innovaciones.

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11.5.3. Adecuación de las AOP del Sector Hidrocarburos a la Normativa Ambiental y socioambien-tal actualizada.

El mejoramiento de la gestión ambiental en el sector requiere no sólo de la introducción de cambios sustan-tivos en la normativa sino también en los procesos y procedimientos empleados. Esto implica la introduc-ción del uso de instrumentos facilitadores que permitan el acortamiento de los tiempos y la simplificación de la secuencia y flujo de la documentación requerida, mediante la elaboración, aprobación y aplicación de Manuales e Instructivos para la aprobación de autorizaciones ambientales por la autoridad competente sectorial y la autoridad competente nacional.

Las modificaciones, cambios y reformas en la normativa principal y reglamentaria requieren de un amplio y sostenido proceso de información, divulgación, capacitación y acceso a la normativa actualizada por parte de los profesionales y técnicos involucrados en la gestión ambiental, así como de los usuarios del servicio a través de Seminarios y Talleres con los Actores del sector.

La actualización de la normativa y su aplicación requiere de la fijación de plazos y procedimientos para que las AOP que se encuentran ejecutando intervenciones en el sector de hidrocarburos se adecuen a los reglamentos vigentes, antes que entren en vigencia nuevos reglamentos ambientales.

En concordancia con estas actividades de actualización de la normativa se deberá efectuar la difusión y capacitación de los distintos actores, además la realización del seguimiento in situ a las actividades, obras o proyectos en ejecución y operación, buscando la adecuación ambiental real en el 100% de las mismas, constituyendo al sector hidrocarburos en el primer sector, a nivel nacional, que se adecua a la normativa ambiental y socio ambiental.

11.5.4. Cualificación del personal técnico del sector (Entidades públicas, AOP’s y Organizaciones Sociales en general).

La cualificación del personal técnico de las instancias ambientales del sector y de todos los actores involu-crados en la Gestión Socioambiental del Sector, en materia ambiental, social, de aplicación de normativa, resolución de conflictos ambientales o socio ambientales, etc., con la finalidad de resolver estos problemas y garantizar la adecuada Gestión Socioambiental, que requiere la intervención de todos sus actores debi-damente cualificados pues esto garantiza el buen desenvolvimiento tanto de procesos ambientales como de la Consulta y Participación y el Monitoreo y Control Socioambiental.

- Adiestramiento en métodos y técnicas de evaluación, seguimiento y control a los actores sociales del sector. El proceso de adiestramiento se llevará a cabo en forma gradual y continua, a todos los actores sociales del sector, de forma que el control social a todo nivel sea efectivo y con las bases técnicas ne-cesarias.

- Transferencia de Conocimientos actualizados al personal técnico de las instancias ambientales del sector. Con la finalidad de: unificar los criterios de evaluación de impacto ambiental y socioambiental, proporcionar criterios técnicos actualizados al personal especialista y experto, proporcionar información técnica de dife-rentes ramas para mejorar su cualificación técnica.

- Desarrollo de habilidades y destrezas para la Gestión Socioambiental en el personal responsable de las AOP’s, PIOs y CCs. Las habilidades, estarán dirigidas a la aplicación de la normativa, mecanismos de control y seguimiento de AOP’s y habilidades de negociación para el proceso de consulta y participación y consulta pública.

- Publicaciones, talleres y seminarios sobre la normativa y procedimientos adecuados al nuevo enfoque socioambiental para AOP’S, Organizaciones Sociales y Entidades Gubernamentales relacionadas con el Sector Hidrocarburos. Estas constituyen el soporte de todas las estrategias, puesto que la difusión de los cambios que se realicen y de la correcta aplicación de la normativa ambiental bajo el nuevo enfoque am-

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

biental y socio-ambiental, garantiza la participación adecuada de todos los actores de la Gestión Ambiental del Sector.

11.6. Impactos de la estrategia socioambiental.

Las estrategias ambientales sectoriales están diseñadas para mejorar la gestión ambiental del Sector Hi-drocarburos, lo que permitirá el desarrollo de las AOP energéticas en concordancia con el manejo del medio ambiente y el respeto de los derechos de PIO y CC y de su hábitat, con la participación de todos los actores involucrados, en forma eficiente y responsable. Este proceso necesariamente es gradual, porque implica cambios y transformaciones de concepciones, relaciones e instituciones que están fuertemente enraizadas en la visión del medio ambiente externo a la sociedad y el dominio humano de la naturaleza, lo cual corresponde a la primacía de la racionalidad inherente a la visión de la modernidad, por lo tanto, tendrá diferentes resultados e impactos en el transcurso de las próximas décadas.

11.6.1. Impactos esperados en la gestión 2008.

Se tienen previsto que al finalizar el año 2008 las Instancias Ambientales sectoriales han logrado fortalecer su capacidad organizativa y han mejorado su gestión en función de sus competencias, atribuciones y roles. El fortalecimiento de las instancias ambientales y la modificación de la normativa ambiental sectorial permi-te la unificación de las licencias ambientales por campos o bloques.

Asimismo, se tiene previsto el avance en las modificaciones a la normativa ambiental que permitan el desa-rrollo dinámico del sector, considerando los nuevos roles y la incorporación de los PIO y CC en la gestión socioambiental del sector.

11.6.2. Impactos esperados al 2012.

La adecuación ambiental lograda cubre el 100% de las actividades, obras o proyectos del sector hidro-carburífero y cuenta con un control eficaz in situ, configurando una gestión ambiental real, más allá de las Licencias Ambientales.

La Gestión Socioambiental de las instancias sectoriales logró la consolidación de los procedimientos de evaluación y valoración de los impactos socioambientales en concordancia con la normativa ajustada y actualizada. La información digitalizada de las AOP permite el seguimiento y el monitoreo socioambiental en línea.

El Sistema Integral de Información Pública Ambiental y Socioambiental del sector ha sido completado y está plenamente integrado al Sistema de Información del Sector Hidrocarburos. La información acumulada es suficiente y necesaria para toma de decisiones y formulación de políticas sectoriales.

Concluyeron los procesos de evaluación estratégica socioambiental en la mitad de los bloques de interven-ción de las empresas privadas y estatales. La planificación ambiental del sector ha sido completada con los insumos proporcionados por la evaluación estratégica socioambiental.

11.6.3. Impactos esperados al 2017.

Los principales actores sectoriales están apropiadamente cualificados para intervenir con técnicas y méto-dos probados, en los procesos de seguimiento y control de los impactos ambientales y socioambientales provocados por las intervenciones de las AOP y de los mismos actores en las poblaciones locales. La par-ticipación de los actores sectoriales y de la población local potencia la gestión socioambiental del sector y también la gestión ambiental nacional.

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Parte IV.REESTRUCTURACIÓN DEL SECTOR

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4.1. DIAGNÓSTICO4.1.1. Antecedentes

La política de hidrocarburos del Gobierno Nacional a la cabeza del Presidente Evo Morales Ayma, en sus aspectos esenciales, está contenida en el Decreto Supremo Nº 28701 de 1º de mayo de 2008, tiene los siguientes fundamentos: la recuperación de la propiedad estatal sobre los hidrocarburos; el control y direc-ción de la cadena de hidrocarburos a cargo del Estado; la recuperación de las empresas capitalizadas y privatizadas; la refundación de YPFB para que opere en toda la cadena de hidrocarburos, y; la industriali-zación del Gas Natural.

En cuanto a la propiedad estatal sobre los hidrocarburos, el Gobierno Nacional, a través de Yacimientos Pe-trolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) ha suscrito 44 Contratos de Operación con 17 empresas petroleras, los mismos que fueron debidamente aprobados mediante ley. Dichos contratos, expresamente estipulan que no se confiere a las empresas operadoras en ningún momento ningún derecho de propiedad sobre los hidrocarburos producidos, los cuales serán y permanecerán en propiedad de YPFB, que a nombre del Estado es la única instancia facultada para su comercialización en el mercado interno y externo. Lo propio sucede en los contratos de exploración y explotación de áreas reservadas para YPFB, suscritos por la empresa estatal con YPFB-Petroandina SAM, que al igual que los Contratos de Operación le obligan a en-tregar el total de la producción de hidrocarburos producidos a YPFB. Ambas partes asumirán los beneficios y riesgos derivados de las operaciones que realiza la Sociedad. Así, se supera el modelo neoliberal que entregó los hidrocarburos en propiedad a las empresas petroleras transnacionales.

El control y dirección de la cadena de hidrocarburos a cargo del Estado, se plasma en el conjunto de actos de Gobierno emitidos desde el 1º de mayo de 2006, que hicieron posible la ejecución de medidas funda-mentales como la suscripción del contrato de compra venta de Gas Natural entre YPFB y Energía Argentina S.A. (ENARSA), la aplicación de una Participación Adicional entre el 1º de mayo 2006 y el 31 de agosto del 2007 entre otras medidas del Decreto de Nacionalización, el reconocimiento del pago por el valor de los licuables contenidos en la corriente de Gas Natural exportados hacia el Brasil por el contrato GSA, la construcción del Gasoducto Villamontes Tarija en sus diferentes fases, la ampliación del Gasoducto al Al-tiplano, la construcción del Gasoducto Carrasco Cochabamba, la instalación de una planta de Separación en Río Grande, la puesta en vigencia de reglamentos y normas para el sector sea por disposición del Poder Ejecutivo o del Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Estas medidas, entre otras, constituyen ejemplos del accionar directo del Estado en la actividad hidrocarburíferas en el país. En el modelo neoliberal era impen-sable la construcción del Gasoducto Carrasco Cochabamba, por ejemplo, puesto que el mercado interno no era su prioridad.

La recuperación de la propiedad, el control, dirección y operación de las empresas capitalizadas y pri-vatizadas (Empresa Petrolera Andina Sociedad Anónima, Empresa Petrolera Chaco Sociedad Anónima, Transredes – Transporte de Hidrocarburos S.A Petrobras Bolivia Refinación S.A. y Compañía Logística de Hidrocarburos Boliviana S.A.), por parte del Estado, bajo la titularidad de YPFB, se materializó a partir de junio de 2007 cuando Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos asumió la propiedad del 100% de las acciones de la empresa Petrobras Bolivia Refinación S.A., actual YPFB-Refinación S.A., continuando dicho proceso hasta la fecha, con la suscripción de un contrato de transferencia de acciones entre la empresa estatal y Repsol YPF Bolivia S.A. en fecha 30 de abril de 2008, con lo que YPFB tiene la mayoría accionaria de la empresa Andina S.A.. Asimismo, a partir del 1º de mayo de 2008, YPFB se constituyó en el socio con mayoría accionaria de la empresa Chaco S.A. Con relación a CLHB S.A. en mayo de 2008, se ha dispuesto la nacionalización del 100% del paquete accionario, bajo la titularidad de YPFB. Igualmente, el 2 de junio de 2008, se ha dispuesto la nacionalización del 100% del paquete accionario de TR Holdings en Transredes S.A., con lo cual YPFB tiene más del 97% de acciones de dicha empresa.

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En cuanto a la refundación de YPFB y con objeto de que opere en toda la cadena de hidrocarburos, el Go-bierno Nacional ha dado pasos agigantados, puesto que la recuperación de empresas capitalizadas y pri-vatizadas le dan a YPFB casa matriz cinco empresas subsidiarias, conformando a así una empresa corpo-rativa, a la que se suma YPFB-Petroandina SAM, EMTAGAS S.A., SERGAS, EMCOGAS S.A., Asimismo, mediante Decreto Supremo Nº 29507 de 9 de abril de 2008, se han sentado las bases para la construcción de la YPFB de carácter corporativo. En adelante, se crearán nuevas subsidiarias de la empresa estatal en materia de servicios y distribución de gas e hidrocarburos líquidos.

La industrialización del Gas Natural está en marcha, en su fase preliminar, con la estrategia nacional de in-cremento de producción de volúmenes de hidrocarburos, los trabajos de diseño de la planta de separación de licuables en el Chaco boliviano en la corriente de gas de exportación a la Argentina, la más grande de la región latinoamericana, y la construcción de la planta de separación de GLP en Río Grande, que tienen por objetivo garantizar la materia prima para el proceso de industrialización. En el ámbito institucional y geren-cial, se ha creado la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos (EBIH), que en adelante será implementada como una empresa independiente de YPFB. Asimismo se han suscrito memorándums de entendimiento con entidades públicas y empresas de Venezuela, Irán y Brasil que permitirán, en adelan-te, encarar proyectos para la producción de fertilizantes y polietilenos, en diferentes regiones del país.

Este conjunto de resultados, sin ser los únicos obtenidos por el Gobierno Nacional, se han materializado en el transcurso de los primeros dos años y medio de gestión de gobierno, vale decir que las grandes transformaciones realizadas por el Estado en el sector, se dieron a partir del funcionamiento radicalmente diferente de las instituciones del mismo. El Ministerio de Hidrocarburos y Energía creado en enero de 2006, tuvo que recuperar su rol de formulador de políticas y medidas estratégicas de inmediato, después de doce años en que las medidas gubernamentales se dieron únicamente para despojar al país de sus recursos naturales y transferir las empresas del Estado a empresas transnacionales, y las oficinas del sector eran meras tramitadoras de las necesidades de las mismas bajo una visión de mercado, donde la variable de ajuste económica, eran los gasolinazos en contra del interés del pueblo; asimismo, el Ministerio encabezó el proceso de recuperación de las empresas capitalizadas y privatizadas, definición de políticas para la construcción de gasoductos y una nueva gestión ambiental que reconoce y respeta los derechos de los pueblos indígenas y originarios y comunidades campesinas, en proceso de implementación de nuevos procedimientos y reglas.

Asimismo, a partir de junio 2006, YPFB residual de carácter puramente administrativo, despojado de su cualidad operativa, salvo para el caso del abastecimiento en algunas regiones del país, tuvo que encarar un proceso de negociación del contrato de compra venta de Gas Natural, que a la fecha es el más importante y de mayor beneficio nacional y de 44 contratos petroleros enmarcados en la Constitución Política del Estado y el proceso de Nacionalización, desarrollar infraestructura y capacidad gerencial para su implementación, así como trabajar en la recuperación de empresas del sector y garantizar el abastecimiento, a partir de la recuperación del mayoreo. Hoy, de ser una empresa residual hasta el año 2006, YPFB se constituye en la empresa más importante y de mayor dimensión económica del país, que cuenta con inversiones y estrate-gias de inversión de la casa matriz en proyectos de exploración y plantas de separación de licuables y GLP, y regasificación, así como inversiones en seis empresas susbsidiarias, caracterizadas por la participación mayoritaria de YPFB que operan en las actividades de exploración, explotación, refinación, trasporte y almacenaje.

La Superintendencia de Hidrocarburos, encaró la fiscalización y control de la construcción del Gasoducto Villamontes Tarija, la ampliación de Gasoducto al Altiplano, la actual construcción del Gasoducto Carrasco Cochabamba, y otras acciones en función del proceso de Nacionalización, bajo los principios de éste.

No obstante, si bien el Gobierno Nacional tuvo que encarar el proceso de Nacionalización con instituciones disminuidas en su capacidad de gestión, residuales y aplicando procedimientos del pasado, las transfor-maciones estructurales de la Nacionalización y los profundos cambios en el sector deben ser asumidas por nuevas instituciones protagónicas con su nuevo carácter, roles y funciones. En ese objetivo, se hace

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necesaria la reestructuración de las instituciones del Sector, el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, Ya-cimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos y la Superintendencia de Hidrocarburos e implantar la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos.

4.1.2 Instituciones del Sector

La estructura de funcionamiento del sector hidrocarburífero en el período de la Nacionalización ha experi-mentado notables transformaciones, por fuerza de la aplicación de la nueva política de hidrocarburos, prin-cipalmente a nivel del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y la empresa estatal YPFB, como se explica en adelante, incluyendo la Superintendencia de Hidrocarburos.

Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE)

El Ministerio de Hidrocarburos y Energía fue creado mediante Ley Nº 3351 de Organización del Poder Eje-cutivo de 22 de febrero de 2006. La estructura orgánica del MHE contemplaba un sólo Viceministerio hasta el 8 de marzo de 2006, fecha en que se publicó el Decreto Supremo Nº 28631 que estableció una nueva estructura orgánica que comprendía el Viceministerio de Exploración y Producción y el Viceministerio de In-dustrialización y Comercialización, con sus Direcciones respectivas. En cuanto a las funciones, las mismas están referidas a la formulación, ejecución y evaluación de políticas y fiscalización, en materia de explora-ción, explotación, comercialización, transporte, refinación, industrialización y distribución de hidrocarburos y derivados en el territorio nacional.

Mediante Decreto Supremo Nº 29008 de 9 de enero de 2007, se creó el Viceministerio de Desarrollo Ener-gético, incluyéndose a la estructura del MHE, con la finalidad de contar con una planificación sistematizada e integral de todo el sector energético nacional y su relación internacional. El 8 de agosto de 2007 por Decreto Supremo Nº 29221 se transfirió el Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas del Minis-terio de Obras Públicas Servicios y Vivienda al Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Las entidades bajo tuición del MHE son las siguientes: Superintendencia de Hidrocarburos, Superintendencia de Electricidad, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, Empresa Tarijeña de Gas (EMTAGAS) y Empresa Nacional de Electricidad (ENDE).

El Ministerio de Hidrocarburos y Energía, de conformidad con lo establecido en la Ley Nº 3351, tiene las siguientes atribuciones:

• Formular una política de desarrollo de los hidrocarburos y la energía, en coordinación con el Ministerio de Planificación del Desarrollo.

• Formular, evaluar y controlar el cumplimiento de la Política Nacional de Hidrocarburos y Energía.

• Normar, en el marco de su competencia, la adecuada aplicación de las leyes vigentes y la ejecución de la Política Nacional de Hidrocarburos y Energía.

• Dirigir y supervisar todas las actividades del sector.

• Supervisar el cumplimiento de las disposiciones legales y normas en materia de hidrocarburos y energía.

• En el marco de la Política Nacional de Hidrocarburos y Energía, definir y establecer la política de precios para el mercado interno, y la política de exportación de hidrocarburos.

• Supervisar y fiscalizar la producción, transporte, comercialización, refinación, uso y destino de los hidro-carburos y sus productos derivados, así como la distribución de gas natural por redes.

• Plantear políticas de seguimiento, regulación y control en el sector eléctrico; diseñar y generar normati-vas específicas que permitan el acceso equitativo a los servicios de electricidad; y proponer y negociar

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

tratados y convenios nacionales e internacionales en coordinación con el Ministerio de Relacio-nes Exteriores y Cultos.

La Ley Nº 3058 establece que el MHE tiene las siguientes atribuciones:

• Formular, evaluar y controlar el cumplimiento de la Política Nacional de Hidrocarburos.

• Normar en el marco de su competencia, para la adecuada aplicación de la presente Ley y la ejecución de la política nacional de hidrocarburos.

• Supervisar el cumplimiento de disposiciones legales y normas en materia de hidrocarburos.

• Determinar los precios de los hidrocarburos en el Punto de Fiscalización para el pago de las regalías, retribuciones y participaciones, de acuerdo a las normas establecidas en la presente Ley.

• Establecer la política de precios para el mercado interno.

• Establecer la política de exportación para la venta de hidrocarburos.

• Las demás atribuciones establecidas por Ley.

Por el conjunto de atribuciones del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, queda claramente establecido que éste, en su calidad de cabeza de sector, tiene la plenas facultades sobre el sector, en materia de formu-lación de políticas, estrategias y planes integrales de desarrollo del sector en cada una de sus actividades, así como la dirección, control y fiscalización del sector.

Superintendencia de Hidrocarburos

La Ley Nº 3058 designa como Ente Regulador de las actividades de transporte, refinación, comercializa-ción de productos derivados y distribución de gas natural por redes a la Superintendencia de Hidrocarburos del Sistema de Regulación Sectorial (SIRESE).

La Superintendencia de Hidrocarburos, institución autárquica, de derecho público, con jurisdicción nacional y autonomía de gestión técnica y económica.

Dentro del modelo de capitalización y privatización, la Superintendencia de Hidrocarburos realizó una tarea fundamental, al administrar las reglas de la regulación del libre mercado, la prioridad del mercado de expor-tación, el incipiente mercado interno y otros factores, reglamentados por diferentes gobiernos del pasado inmediato. En ese sentido, la entidad constituyó un elemento fundamental para la construcción y funciona-miento del modelo neoliberal en el sector. En el proceso de Nacionalización, la Superintendencia tuvo que asumir acciones tendientes a la nueva política de hidrocarburos, bajo las directrices y medidas establecidas por el Gobierno Nacional, en cuanto a la construcción de gasoductos, abastecimiento de hidrocarburos líquidos y GLP, en coherencia con el principio de dar prioridad al mercado interno.

Las principales funciones de la Superintendencia de Hidrocarburos son:

• Proteger al Consumidor a través de controles de calidad, precio y cantidad del GLP, gasolinas, diesel y otros productos.

• Promover la competencia controlando prácticas discriminatorias entre los operadores sujeta a regulación.

• Regular a las empresas transportadoras de hidrocarburos por ductos, distribuidoras de gas por redes y refinerías, estableciendo tarifas y precios que aseguren el costo mas bajo, precautelando la continuidad y seguridad del servicio.

• Atender procesos de reclamaciones de usuarios que no han sido atendidos o satisfechos por las em-presas operadoras,

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• Resolver procesos administrativos iniciados de oficio, por operadores o a denuncia de terceros.

• Aplicar sanciones en casos de infracción a la norma sectorial vigente.

• Otorgar, modificar y renovar las concesiones, autorizaciones y registros de su sector, así como dispone la caducidad o revocatoria de los mismos.

Asimismo, la Ley 3058 establece como atribuciones del Ente Regulador, las siguientes:

• Proteger los derechos de los consumidores.

• Otorgar concesiones, licencias y autorizaciones para las actividades sujetas a regulación.

• Otorgar permisos para la exportación de hidrocarburos y sus derivados, así como autorizar la importa-ción de hidrocarburos.

• Aprobar tarifas para las actividades reguladas y fijar precios conforme a Reglamento.

• Velar por el cumplimiento de los derechos y obligaciones de las entidades sujetas a su competencia.

• Llevar un registro de personas individuales y colectivas que realizan actividades hidrocarburíferas, así como requerir información, datos, contratos y otros que considere necesarios para el ejercicio de sus atribuciones.

• Velar por el abastecimiento de los productos derivados de los hidrocarburos y establecer periódicamen-te los volúmenes necesarios de éstos para satisfacer el consumo interno y materias primas requeridas por proyectos de industrialización del sector.

• Aplicar sanciones económicas y técnicas administrativas de acuerdo a normas y Reglamentos.

• No permitir concentraciones económicas que limiten, perjudiquen la competencia y que den como re-sultado posiciones de dominio en el mercado.

• Regular la competencia por y en los mercados de las actividades petroleras.

• Disponer que los concesionarios amplíen capacidad hasta un nivel que se asegure la continuidad del servicio, en base al análisis de la demanda real y proyecciones de demanda.

• Determinar márgenes para los productos refinados utilizando métodos analíticos.

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

Fundación y primeras actividades

Las actividades petrolíferas en Bolivia comienzan en 1921 cuando se dicta la primera Ley Orgánica de Pe-tróleo. Al amparo de ésta, una compañía estadounidense, Richmond Levering, obtiene extensas concesio-nes en el Sur del país, que al poco tiempo fueron transferidas a Standard Oil of New Jersey. Esta empresa empezó las operaciones de upstream a finales de aquella década en los campos pioneros de Bermejo y Sanandita. La Standard Oil fue acusada de cometer actos ilícitos en perjuicio del país, como la exportación clandestina de petróleo, razón por la que sus concesiones (por las que se pagó 17 millones de dólares) fue-ron revertidas al Estado, dándose la primera Nacionalización en Bolivia. Para hacerse cargo de ellas, se creó Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), mediante Decreto Ley de 21 de diciembre de 1936.

La suerte de YPFB osciló al compás de los cambios políticos ocurridos en Bolivia: progresaba y recibía apoyo cuando los gobiernos tenían una orientación nacionalista y estatista; al contrarío, fue olvidada y so-metida a procesos de desmantelamiento y caso desaparición durante los regímenes orientados a la libre empresa y al capital privado.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

La nacionalización de Bolivian Gulf Oil Co.

En Septiembre de 1969, el gobierno decreta la segunda nacionalización de los campos y de los activos físicos de Gulf Oil Co. de Pittsburg. Esta empresa, que había ingresado al país bajo una legislación en extremo favorable al capital extranjero, operaba los campos por entonces más ricos (Colpa, Caranda y Río Grande) en la región norte de Santa Cruz, que pasaron a propiedad de YPFB mediante una indemnización de 71 millones de dólares. En 1972 se terminó la construcción del primer gasoducto a la Argentina, a través del cual, YPFB exportó gas natural durante 29 años, dejando para el Tesoro Nacional un ingreso estimado en 4 mil millones de dólares. Durante este proceso, los compromisos de exportación fueron cumplidos a cabalidad.

La “capitalización y privatización” de YPFB

En marzo de 1994 el Gobierno dispuso, mediante ley, que las cinco empresas estatales más importantes del país (en hidrocarburos, electricidad, ferrocarriles, telecomunicaciones y aeronavegación) fueran someti-das a un tratamiento que se llamó “capitalización”. Consistió éste en la escisión de activos de estas empre-sas para conformar Sociedades de Economía Mixta que luego de ser capitalizadas por transnacionales se transformaron en sociedades anónimas, a condición de realizar inversiones en un plazo determinado.

Dentro del esquema citado, en el sector hidrocarburos se dio origen a la creación de tres empresas (bajo el régimen de sociedad de economía mixta en primer lugar y luego como sociedad anónima): Chaco, Andina y Transredes. YPFB fue separada de la actividad productiva y se la redujo a realización de actividades meno-res en la operativa y actividades de administración, como agregador y fiscalizador de algunas actividades de la cadena de hidrocarburos.

El año 2000, el gobierno, mediante un proceso de privatización, transfirió las refinerías y una red de poli-ductos y tanques de almacenamiento a otros dos holdings de empresas transnacionales que se inscribieron con el nombre de Petrobras Bolivia Refinación S.A. y Compañía Logística de Hidrocarburos Boliviana S.A. (CLHB).

Refundación de YPFB, control y fiscalización

La Ley Nº 3058 y el Decreto Supremo Nº 28701 refundan YPFB. Entre las responsabilidades asignadas a YPFB por la Ley 3058, se encuentra la de fiscalizar, en calidad y volumen, las actividades de exploración y explotación, con la finalidad de prevenir daños a los yacimientos, maximizar la producción y determinar los montos de regalías, impuestos y participaciones, para sus respectivas liquidaciones y pagos por parte de YPFB.

4.1.3 Rol del Estado en las Actividades del Sector

Antes de la implementación de la Ley Nº 1689, YPFB estaba a cargo de toda la cadena de actividades hidrocarburíferas, siendo las actividades del upstream ejecutadas mediante contratos de operación (ser-vicios). Como consecuencia de la citada Ley y en el marco de la Ley de Capitalización y Privatización, se transfieren a las empresas transnacionales casi la totalidad de los activos de YPFB.

De acuerdo a lo establecido en la Ley Nº 3058, Ley de Hidrocarburos, promulgada el 17 de mayo de 2005 y publicada el día 19 del mismo mes, las actividades del Sector de Hidrocarburos se clasifican en: exploración, explotación, refinación e industrialización, transporte y almacenaje, comercialización y distribución de gas natural por redes El siguiente gráfico muestra el funcionamiento de la cadena de hidrocarburos en el país:

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 1Cadena de Actividades Hidrocarburíferas

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

La Ley Nº 3058 establece que la exploración, explotación, comercialización, transporte, almacenaje, refina-ción e industrialización de los hidrocarburos y sus derivados corresponden al Estado, que ejercerá este dere-cho por sí o mediante entidades autárquicas o a través de concesiones y contratos, por tiempo limitado, a so-ciedades mixtas o a personas privadas, conforme a ley. Es más, la Ley Nº 3058 privilegia la participación del sector privado en la industria hidrocarburífera. El Decreto Supremo de Nacionalización de los Hidrocarburos, establece una nueva política de hidrocarburos, puesto que dispone el control y dirección en toda la cadena a cargo del Estado, y en cuanto a la producción señala que las empresas petroleras que realizan actividades de producción de gas y petróleo están obligadas a entregar dicha producción en propiedad a YPFB.

Estos aspectos, sumados a la participación de YPFB en toda la cadena de hidrocarburos, a través de empresas subsidiarias cuya recuperación también dispone el Decreto Supremo de Nacionalización de los Hidrocarburos, modifican radicalmente el escenario para el desarrollo de las actividades hidrocarburíferas en el país.

Exploración y Explotación

En el marco del proceso de Nacionalización,, un cambio fundamental en materia de exploración y explota-ción de hidrocarburos, es la recuperación de la propiedad del hidrocarburo producido por parte del Estado, lo cual quedó establecido en los contratos petroleros suscritos por YPFB con las empresas petroleras en octubre de 2006 y en julio de 2008.

De acuerdo a la Ley 3058, YPFB tiene la facultad para operar directamente, en sociedad o mediante la suscripción de Contratos de Producción Compartida, Operación o Asociación para ejecutar actividades de Exploración y Explotación.

De los contratos petroleros vigentes en el país, 44 son Contratos de Operación (de los cuales se imple-mentan 43) en los que el Titular ejecutará las operaciones petroleras dentro del área del contrato a su exclusiva cuenta y riesgo y 2 son Contratos de Exploración y Explotación de áreas reservadas para YPFB . Sin embargo, en esta marco, la empresa estatal mantiene la atribución de fiscalizar las actividades de exploración y explotación, previniendo daños a los yacimientos y maximizando la producción, función que resulta contradictoria con los objetivos del proceso de Nacionalización, pues YPFB debe dejar de fiscalizar los contratos en el sentido administrativo en función de un interés público-administrativo, para concentrarse y ser eficiente en la fiscalización de orden operativo, en función de un interés público empresarial.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

En suma, la actividad de exploración y explotación actualmente está a cargo de YPFB en forma directa, de sus empresas operadoras con las que suscribió contratos de operación y de la empresa YPFB-Petroandina SAM. Es importante anotar que a través de Andina S.A. y Chaco S.A. la empresa estatal tiene participación como titular en más de veinte contratos de operación.

Refinación e Industrialización

El año 1999 se privatizaron las refinerías Gualberto Villarroel (Cochabamba) y Guillermo Elder Bell (Santa Cruz de la Sierra), a favor de un consorcio de empresas de Petrobras, que conformó la empresa Petrobras Bolivia Refinación, cuyo cien por ciento de acciones fue comprado por YPFB en junio de 2007, recuperando el Estado a través de YPFB más del 90 por ciento de la actividad de refinación desarrollada en el país. El resto de la actividad de refinación está a cargo de pequeñas refinerías de empresas privadas que tienen una capacidad instalada de procesamiento menor a 5.000 Barriles de Petróleo por Día (BPD).

Transporte y Almacenaje

En 1997, los activos de YPFB correspondientes a las actividades de transporte de hidrocarburos por ductos fueron capitalizados, previa conformación de una Sociedad Anónima Mixta, mediante la creación definitiva de Transredes S.A., con mayoría accionaria del consorcio Enron – Shell, TR Holdings, que controlaba el 50% de las acciones de dicha sociedad anónima, y una cantidad adicional de acciones a través de otras empresas. La nacionalización del total del paquete accionario de TR Holdings el 2 de junio de 2008, pre-via transferencia de las acciones de los bolivianos bajo titularidad de las Administradoras de Fondos de Pensiones el año 2006 y la compra de cierto porcentaje de acciones en forma posterior, hacen que ac-tualmente YPFB controle más del 97% de acciones de Transredes S.A. y por consiguiente la operación de los gasoductos del mercado interno, y mediante la empresa Gas Trans Boliviano (GTB) la dirección de las operaciones del transporte de Gas Natural hacia el Brasil, bajo el contrato GSA.

En el año 2000, todos los activos de YPFB correspondientes a las actividades de transporte por Poliductos y Almacenaje fueron privatizados, transfiriéndolos en favor de la Compañía Logística de Hidrocarburos Boli-viana S.A. (CLHB S.A.)., consorcio alemán peruano conformado por Oil Tanking GMBH - GMP S.A. - Graña y Montero S.A. La recuperación del control y dirección de esta empresa, significa para el Estado, a través de YPFB, controlar más del 90% de la actividad de almacenaje y el cien por ciento de transporte por poliductos.

Asimismo, YPFB es propietaria y opera seis plantas de almacenaje localizadas en las ciudades fronteri-zas de nuestro país, ubicadas en Cobija, Guayaramerín, Puerto Suárez, Yacuiba, Bermejo y Villazón. Es propiedad de YPFB, el sistema de almacenaje del Puerto de Arica, el cual se encuentra administrado por Transredes.

Comercialización

Por disposición de la Ley Nº 3058, YPFB se convierte en el único mayorista e importador en Bolivia de productos regulados: Gasolina Especial, Gasolina Premium, Diesel Oil, Kerosene y GLP.

En cuanto a la comercialización del Jet fuel y de la Gasolina de Aviación, está en vigencia el contrato de concesión del indicado servicio, suscrito entre el Ministerio de Comercio Exterior e Inversión, YPFB y AA-SANA con la empresa Air BP Bolivia S.A.

Con relación al engarrafado de GLP, existe inversión privada en ocho plantas y YPFB continuó operando 26 plantas engarrafadoras, todas estas fiscalizadas en los aspectos técnicos, operativos y de seguridad por la Superintendencia de Hidrocarburos. La comercialización de este producto tiene amplia participación de empresas privadas.

La Superintendencia de Hidrocarburos es quién otorga las autorizaciones de importación de hidrocarburos y sus productos refinados regulados y no regulados.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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De acuerdo al Decreto Supremo Nº 28701, YPFB se convierte en el único comercializador de hidrocarburos y sus derivados en todo el territorio nacional, definiendo las condiciones de comercialización de conformi-dad a las normas y procedimientos establecidos por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía y la Superin-tendencia de Hidrocarburos, dentro del marco de la Ley Nº 3058.

La comercialización en el mercado interno en la actualidad continúa siendo regulada por la Superintenden-cia de Hidrocarburos, la cual otorga licencias de operación y funcionamiento para las diferentes actividades de comercialización como las estaciones de servicio y las Plantas engarrafadoras.

De acuerdo a la normativa vigente, los permisos para la exportación de hidrocarburos deben ser autori-zados por la Superintendencia de Hidrocarburos, previo consentimiento de YPFB para la importación y exportación, mientras que el precio de los hidrocarburos debe ser negociado por YPFB con sus posibles compradores, en coordinación con el Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

En relación a la importación de hidrocarburos, según establece la Ley Nº 3058, es el Ente Regulador el que otorga las autorizaciones de importación. YPFB, en su calidad de mayorista y en cumplimiento del Decreto de Nacionalización, es el único operador de esta actividad, definiendo precios establecidos con-tractualmente. La regulación de esta fase de la cadena se encuentra a cargo de la Superintendencia de Hidrocarburos.

Distribución de gas natural por redes

El desarrollo y construcción de los sistemas de distribución de gas natural por redes en Bolivia comenzó durante la segunda mitad de la década de los ochenta mediante la construcción de líneas primarias por par-te de YPFB. El año 1989, YPFB firmó contratos, mediante los cuales las empresas Emdigas SAM (Sucre), Sergas SAM (Santa Cruz) y Emcogas SAM (Cochabamba), se hacen cargo de la distribución de gas natural por redes por un periodo de 20 años. En el caso de las ciudades de La Paz, El Alto, Oruro, Potosí y Camiri, YPFB continúa desarrollando esta actividad directamente. El año 1991, YPFB firmó el contrato con Emta-gas en Tarija por cinco años, empresa que a pesar de no renovar su contrato sigue operando fundamental-mente por razones de continuidad del servicio. Al respecto el DS 28291 establece que aquellas empresas distribuidoras de gas natural que no tengan contratos suscritos con YPFB, el periodo de Concesión será hasta el vencimiento del primer Contrato suscrito por YPFB con alguna de las empresas distribuidoras.

Por lo expuesto, es posible establecer la evolución de la cadena de hidrocarburos, desde el punto de vista de la participación de los actores a nivel normativo, regulador y operativo, y así determinar el impacto de la Ley 3058 y el Decreto Supremo de Nacionalización.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Cuadro Nº 1 Cadena de Hidrocarburos - Ley 1689/Ley 3058

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Con la Ley 3058, YPFB recuperó la actividad de comercialización en cuanto al mayoreo, la Superinten-dencia de Hidrocarburos asumió la atribución de autorizar la agregación de líquidos y la importación. No obstante el Referéndum del año 2004, la Ley de Hidrocarburos mantiene un YPFB residual, sin percibir ingresos provenientes de la renta petrolera, además de privilegiar y priorizar la actividad de empresas priva-das en el planteamiento de la política nacional de hidrocarburos. En ese contexto será el Decreto Supremo de Nacionalización de los Hidrocarburos que restituirá a YPFB su verdadero rol operativo y al Estado en general su facultad de dirigir y controlar la cadena de hidrocarburos.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Cuadro Nº 2 Cadena de Hidrocarburos- D.S. Nº 28701 de Nacionalización

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Con la recuperación de la propiedad de los hidrocarburos y las empresas capitalizadas y privatizadas, se restituye a YPFB como empresa petrolera estatal con vocación operativa de todas las actividades de la cadena de hidrocarburos: exploración, explotación, comercialización en mercado interno y de exportación, además de la refinación y el transporte. La Nacionalización hace posible un escenario donde YPFB, los socios estratégicos y los privados sujetos a la dirección y control del Estado, mediante la Superintendencia de Hidrocarburos, operan las citadas actividades.

4.2 IDENTIFICACIÓN DE PROBLEMAS Y LIMITANTES

Entre las barreras a nivel institucional que limitan la actuación del Estado, sus instituciones y empresas, en el ejercicio de la nueva política de hidrocarburos, se encuentran las siguientes:

• El marco legal y normativo del sector se encuentra obsoleto e incompleto, y no refleja la política de hidro-carburos instrumentada en el Decreto Supremo Nº 28701 de Nacionalización de los Hidrocarburos.

• Las instituciones del sector, actualmente, ejercen roles y competencias que no guardan relación con el nuevo contexto legal, político y la nueva visión de país del Estado boliviano.

• Las instituciones del sector no cuentan con la estructura organizacional, los recursos humanos, econó-micos y operativos necesarios para asumir eficientemente el nuevo rol asignado a través del proceso de Nacionalización.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

• Determinadas funciones y atribuciones de las instituciones del sector corresponden a los objetivos y visión sobre el sector, anterior al proceso de Nacionalización, lo cual no facilita que el Estado, el Ente Regulador y YPFB actúen en forma efectiva y eficiente en el rol que les corresponde de acuerdo a la nueva política de hidrocarburos.

Este conjunto de barreras y sus efectos deben superarse a través de la reestructuración de las entidades del sector hidrocarburos, en función de la nueva política de hidrocarburos, de tal manera que las mismas cumplan los objetivos del proceso de Nacionalización en el corto, mediano y largo plazo.

4.3 POLÍTICA DE REESTRUCTURACIÓN DEL SECTOR DE HIDROCARBUROS

Contar con instituciones y normativa del sector que permitan ejecutar la nueva política de los hidrocarbu-ros.

La nueva política de hidrocarburos está constituida por ese conjunto de directrices, fundamentos y medidas contenidas en el Decreto de Nacionalización de los Hidrocarburos, así como por las medidas subsecuentes que en forma complementaria y en sujeción al mismo se fueron emitiendo y ejecutando en cumplimiento del indicado proceso, de tal manera que la nueva política de hidrocarburos en la coyuntura y en las próximas décadas, es y será: la Nacionalización.

4.3.1 Lineamientos Estratégicos

OBJETIVO

Reestructurar las instituciones del sector, implementar la normativa necesaria y adecuar aquella vigente, para que el Estado asuma los roles que le exige la nueva política de los hidrocarburos y cuente con los instrumentos institucionales necesarios para encarar la ejecución de la nueva política de hidrocarburos.

4.3.2 Fundamentos Legales e Institucionales de la Reestructuración

Fundamentos Legales

Actual y nueva Constitución Política del Estado (CPE).

La actual CPE establece como los principios y reglas generales en materia de hidrocarburos, señalando el dominio del Estado sobre los yacimientos, la existencia de una empresa del Estado responsable de operar el sector, así como la autorización y aprobación de contratos petroleros por parte del Poder Legislativo, entre otras disposiciones. Sin embargo, la norma constitucional vigente a la fecha, con algunas modifica-ciones a lo largo de la historia desde la década de 1930 en que se dio el marco constitucional del Estado de Bien Estar Social, por la generalidad de sus disposiciones de política, dio lugar a la vigencia de regímenes hidrocarburíferas ajenos al interés nacional, los mismos que por su carácter antinacional, precedieron a los dos últimos procesos de nacionalización en el país. Asimismo, diferentes gobiernos del pasado, ejecutaron contratos petroleros que no fueron aprobados por el Congreso Nacional.

En ese sentido, el pueblo boliviano, a través de la Asamblea Constituyente, ha considerado pertinente la constitucionalización del proceso de Nacionalización de los Hidrocarburos, plasmando en la nueva Cons-titución aprobada por la Asamblea en diciembre de 2007, los principios y normas generales para el sector, tanto en sus aspectos materiales (propiedad, exploración y explotación, industrialización y otros) como en su dimensión institucional, estableciendo la naturaleza jurídica y la atribución general del Ministerio del área, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocar-buros y la entidad responsable del control y fiscalización de la cadena de hidrocarburos y la industrializa-ción (Agencia Nacional de Hidrocarburos).

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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La nueva Constitución antes mencionada, en sus partes relevantes para la reestructuración del sector, señala:

Los hidrocarburos, cualquiera sea el estado en que se encuentren o la forma en la que se presenten, son de propiedad inalienable e imprescriptible del pueblo boliviano. El Estado, en nombre y representación del pueblo boliviano, ejerce la propiedad de toda la producción de hidrocarburos del país y es el único facultado para su comercialización. La totalidad de los ingresos percibidos por la comercialización de los hidrocarbu-ros será propiedad del Estado. (Artículo 359. I)

El Estado definirá la política de hidrocarburos, promoverá su desarrollo integral, sustentable y equitativo, y garantizará la soberanía energética. (Artículo 360)

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) es una empresa autárquica de derecho público, inem-bargable, con autonomía de gestión administrativa, técnica y económica, en el marco de la política estatal de hidrocarburos. YPFB, bajo tuición del Ministerio del ramo y como brazo operativo del Estado, es la única facultada para realizar las actividades de control y dirección de la cadena productiva de hidrocarburos y su comercialización. (Artículo 361. I)

Se autoriza a YPFB suscribir contratos, bajo el régimen de prestación de servicios, con empresas públicas, mixtas o privadas, bolivianas o extranjeras, para que dichas empresas, a su nombre y en su representa-ción, realicen determinadas actividades de la cadena productiva a cambio de una retribución o pago por sus servicios. La suscripción de estos contratos no podrá significar en ningún caso pérdidas para YPFB o para el Estado. (Artículo 362. I)

La Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH) es una empresa autárquica de derecho público, con autonomía de gestión administrativa, técnica y económica, bajo la tuición del Ministerio del ramo y de YPFB, que actúa en el marco de la política estatal de hidrocarburos. EBIH será responsable de ejecutar, en representación del Estado y dentro de su territorio, la industrialización de los hidrocarburos. (Artículo 363. I)

Una institución autárquica de derecho público, con autonomía de gestión administrativa, técnica y econó-mica, bajo la tuición del Ministerio del ramo, será responsable de regular, controlar, supervisar y fiscalizar las actividades de toda la cadena productiva hasta la industrialización, en el marco de la política estatal de hidrocarburos conforme con la Ley. (Artículo 365)

La explotación, consumo y comercialización de los hidrocarburos y sus derivados deberán sujetarse a una política de desarrollo que garantice el consumo interno. La exportación de la producción excedente incor-porará la mayor cantidad de valor agregado. (Artículo 367)

En este contexto constitucional, se debe desarrollar la nueva normativa del sector y de sus instituciones, que reflejará además el carácter de la nueva cadena de hidrocarburos.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

La cadena de hidrocarburos en la consolidación de la Nacionalización.

Cuadro Nº 3Cadena de Hidrocarburos - Consolidación del proceso de Nacionalización

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

En el desarrollo de la cadena de hidrocarburos y en el marco del proceso de Nacionalización, YPFB re-cupera la titularidad de todas las actividades de hidrocarburos, pudiendo operar por sí misma, a través de sociedades comerciales con empresas privadas (sociedades de economía mixta-SAM o sociedades anónimas-SA), con entidades del Estado (Prefecturas, Subprefecturas o Municipios, conformando socie-dades anónimas estatales-SAE). Lo propio sucede con la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos (EBIH) en el ámbito de sus atribuciones.

La entidad responsable, en su calidad de brazo operativo del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, de afectar la fiscalización, supervisión, seguimiento y control de las actividades de la cadena de hidrocarburos, incluida la industrialización, es la Agencia Nacional de Hidrocarburos, que garantizara en lo operativo el cumplimiento de la política y la planificación del sector.

El Ministerio de Hidrocarburos, que no aparece explícitamente en el cuadro, es la instancia del Estado, parte del nivel de Gobierno, responsable de la formulación y ejecución de políticas, así como de fiscalizar y controlar al sector en forma directa sobre los diferente actores, con el seguimiento y evaluación de la eje-cución de la política y de la planificación, y en lo operativo con relación a las empresas del Estado a través de la Agencia Nacional de Hidrocarburos. Asimismo, el Ministerio ejerce tuición sobre las dos empresas del sector, de manera que éstas realicen sus actividades en función de la política y planificación emitida por la instancia más alta del sector a nivel del Gobierno Nacional.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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A diferencia de lo que sucedía en el modelo neoliberal que privilegiaba el interés privado y transnacional, en el proceso de Nacionalización la cadena de hidrocarburos es el fiel reflejo de un Estado ampliamente fortalecido y de nuevo tipo, donde las instituciones del sector recuperan su rol de definición de política y de planificación, y las empresas un rol operativo para beneficio de todo el pueblo.

Ley de Hidrocarburos

El Ministerio de Hidrocarburos y Energía, en su calidad de cabeza de sector, llevará adelante la formulación de normas generales para el sector, dentro del marco del proceso de Nacionalización, con los avances que hasta el presente ha experimentado el sector.

El marco normativo del sector, debe permitir al Estado el ejercicio de sus atribuciones con relación a la dirección y control de la cadena de los hidrocarburos, incluyendo la industrialización, y establecer meca-nismos que hagan posible la asignación de recursos a las empresas estatales del sector. Asimismo, debe garantizar la propiedad de los hidrocarburos y los logros del pueblo boliviano en cuanto a régimen fiscal del sector, los derechos indígenas a la participación en las decisiones sobre el desarrollo de actividades hidrocarburíferas, así como las reglas para la exportación de Gas Natural hoy vigentes, especialmente en cuanto al poder calorífico del mismo que garantiza la industrialización de este hidrocarburo en Bolivia.

El marco legal del sector debe plasmar la política de hidrocarburos hasta hoy implementada, es decir los objetivos, principios y fundamentos del proceso de Nacionalización. Al efecto, se deben considerar los si-guientes principios:

• Soberanía nacional.

• Propiedad estatal sobre los hidrocarburos

• Seguridad energética

• Valor agregado de los hidrocarburos

• Desarrollo nacional y satisfacción de las necesidades del pueblo boliviano.

• Desarrollo de los hidrocarburos para beneficio del pueblo boliviano.

• Desarrollo eficiente, efectivo y rentable de las actividades del sector hidrocarburos

• Gestión eficiente, sustentable y operativa de las empresas estatales del sector hidrocarburos

• Planificación, control y dirección estatal sobre la gestión de los hidrocarburos

• Institucionalidad del sector hidrocarburos

• Seguridad jurídica

Fundamentos Institucionales

En el marco del Decreto Supremo de Nacionalización que faculta al Estado a tomar el control de toda la cadena, se hace necesario determinar funciones específicas para cumplimiento de las diferentes instituciones el sector. En este sentido, existen tres roles esenciales que deberán asumir las instituciones del sector hidrocarburos:

• Rol Político, Planificador y Normativo. El Estado formula, aprueba y ejecuta la política, planifica el sector y genera las normas y reglamentos que promueven y permiten el desarrollo del sector, así como la genera-ción de la renta petrolera maximizando el beneficio para todo el país.

• Rol Regulador y Fiscalizador. El Estado ejerce este rol, destinado a cumplir y hacer cumplir la ley y la normativa sectorial, asegurar la buena ejecución y manejo de las actividades de la cadena de los hidrocar-buros, mediante la regulación, fiscalización, supervisión, seguimiento y control de dichas actividades.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

• Rol Operador. El Estado, a través de sus empresas estatales, asume la condición de inversionista, ad-ministrador, gerente y responsable del manejo de las operaciones y de las actividades comerciales en el sector con rendimientos, de manera eficiente, eficaz y rentable.

4.3.3 Establecimiento de nuevas Atribuciones

En el marco de las directrices de la nueva Constitución, aprobada en Asamblea, se hace necesario estable-cer las nuevas atribuciones de las entidades del sector:

Cuadro Nº 4Establecimiento de Funciones y Atribuciones

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

En función de las nuevas atribuciones de las instituciones del Sector, el diagrama institucional tiene el si-guiente esquema:

INSTITUCIÓN ANTES DE LA NACIONALIZACIÓN CONSOLIDACIÓN DEL PROCESO DE NACIONALIZACIÓN

Ministerio de Hidrocarburos y Energía MHE

Normar el sector Formular políticas y planificación del sector.Establecer el marco jurídico de actuación sectorial.Dirigir y controlar el sector a través de las instituciones bajo tuición.

Agencia Nacional deHidrocarburos ANH

Superintendencia de Hidrocarburos: Regular las actividades del downs-tream

Regular, Fiscalizar, Controlar y dar segui-miento a todas las actividades del sector.

Yacimientos Petrolíferos Fiscales BolivianosYPFB

Fiscalización operativa de las acti-vidades que realiza directamente o a través de empresas que prestan servicios.

Empresa operadora estatal en toda la cadena de hidrocarburos.

Comercializar Cumplir con las políticas de desarrollo secto-rial en el corto, mediano y largo plazo.

Empresa Boliviana de Industrialización deHidrocarburos EBIH

Empresa operadora estatal.Realizar operaciones y actividades deindustrialización.Cumplir con las políticas de desarrollo secto-rial en el corto, mediano y largo plazo.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Gráfico Nº 2Diagrama de organización del sector

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Ministerio de Hidrocarburos y Energía MHE

El Ministerio de Hidrocarburos y Energía, como cabeza del sector, en el marco del Decreto de Nacionaliza-ción, es la instancia estatal responsable de la formulación de la política de los hidrocarburos y la energía en cada una de sus actividades, la planificación del desarrollo sectorial de manera integral, la regulación, fiscalización y supervisión del cumplimiento de la política y de la planificación.

El Ministerio de Hidrocarburos y Energía tiene la siguiente misión y visión:

Misión

El Ministerio de Hidrocarburos y Energía es una entidad del Poder Ejecutivo, cuya misión es formular, eva-luar, controlar, normar, fiscalizar y dirigir las políticas estatales en materia de hidrocarburos y energía, para que el sector genere excedentes y provea recursos para el desarrollo nacional, en un marco de dignidad y soberanía nacional, con honestidad y transparencia.

Visión

El Ministerio de Hidrocarburos y Energía es una entidad líder reconocida como la máxima instancia de la política energética e hidrocarburífera del país, sustento del desarrollo nacional, que garantiza la seguridad energética nacional, promueve y desarrolla la industrialización de los hidrocarburos y la exportación de

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

sus excedentes en condiciones favorables para el Estado, en un marco de equidad y respeto al medio ambiente.

Estructura Orgánica

Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH

El Gobierno Nacional creará la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), institución que asumirá atribu-ciones de regulación, fiscalización, supervisión y control de todas las actividades de la cadena de hidrocar-buros, incluyendo la industrialización, dentro del marco de la nueva política de hidrocarburos.

La ANH será una institución autárquica de derecho público, con autonomía de gestión administrativa, téc-nica y económica, bajo la tuición del Ministerio de Hidrocarburos y Energía. La Agencia Nacional de Hidro-carburos tendrá por misión y visión las siguientes:

Misión

La Agencia Nacional de Hidrocarburos es la institución que, como instancia operativo del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, tiene la atribución la regulación, fiscalización, control y seguimiento de todas las

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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actividades de la cadena de hidrocarburos, incluyendo la industrialización, con la finalidad de velar por el desarrollo eficiente y sustentable de dichas actividades, garantizando la propiedad del Estado sobre los hidrocarburos, la seguridad energética y la satisfacción de las necesidades del pueblo boliviano.

Visión

Constituirse en una instancia técnica del sector hidrocarburos, que garantice el desarrollo, eficiente y eficaz de la cadena de hidrocarburos, incluyendo la industrialización, para el desarrollo del sector y del país, en cumplimiento de la política y la planificación del sector a cargo del Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

Dentro de las principales atribuciones de la ANH estarán:

• Fiscalizar y controlar las actividades de exploración y explotación para garantizar el incremento del potencial hidrocarburífero, un manejo adecuado de reservorios, el diseño, aprobación y control de la ejecución de contratos de exploración y explotación de hidrocarburos.

• Regular, fiscalizar, controlar y autorizar las actividades de transporte, refinación, almacenaje, exporta-ción, importación, comercialización, distribución de hidrocarburos líquidos y gas natural.

• Fiscalizar, controlar, autorizar y aprobar los contratos en la actividad de industrialización: plantas de extracción de GLP, plantas de fertilizantes, plantas de polietileno y otros productos de la transformación de materia prima.

• Realizar la gestión administrativa, fiscalizar, supervisar y controlar la gestión ambiental del sector hidro-carburos.

• Efectuar el seguimiento y control de la planificación y programación de la oferta y demanda en el mer-cado interno de combustibles líquidos y gas natural.

La estructura general de la Agencia Nacional de Hidrocarburos tendrá tres niveles:

• Nivel Directivo: Directorio

• Nivel Ejecutivo: Presidente Ejecutivo

• Nivel Operativo: Direcciones, Unidades funcionales y regionales.

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

YPFB mantiene su naturaleza jurídica de empresa autárquica de derecho público con patrimonio y perso-nalidad jurídica propios, autonomía de gestión administrativa, técnica y económica, bajo la tuición del Minis-terio de Hidrocarburos y Energía, las políticas del sector y la planificación del indicado Ministerio, ejecuta, en representación del Estado, las actividades hidrocarburíferas en el marco de su objeto y atribuciones, con la finalidad de cumplir la Nacionalización en condiciones de eficiencia, eficacia y rentabilidad.

En este sentido, Yacimientos Petrolíferos Fiscales debe ser una instancia eminentemente operativa, que funcione con visión empresarial en beneficio del Estado y del pueblo boliviano. Esta nueva dimensión le permitiría realizar inversiones, oportunidades de negocios y de mercado, control, supervisión y seguimiento a sus operaciones. YPFB será la encargada de negociar, suscribir y ejecutar sus contratos petroleros y otros en el ámbito de sus específicas atribuciones y de conformidad con la nueva política de hidrocarburos.

YPFB debe desarrollar su plan estratégico empresarial, a partir de una empresa corporativa, cuya casa matriz opera en forma directa o mediante empresas subsidiarias en territorio nacional y en el extranjero. Asimismo, el plan de YPFB debe considerar la realización de operaciones mediante terceros, en calidad de prestadores de servicios.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Misión

YPFB es una empresa estatal corporativa rentable, que desarrolla toda la cadena productiva de los hidro-carburos participando en el mercado nacional e internacional, para garantizar la seguridad energética del país y contribuir al Vivir Bien del pueblo boliviano

Visión

Ser la empresa corporativa estatal líder, altamente competitiva a nivel nacional e internacional, pilar y mo-tor del desarrollo del país, con talento humano calificado, eficiente, garantizando la seguridad energética y beneficiando al pueblo boliviano.

Las directrices de la estrategia “YPFB corporativo” están contenidas en el Decreto Supremo Nº 29507 de 9 de abril de 2008, que establece los siguientes principios:

• Propiedad Estatal sobre los hidrocarburos

• Contribuir al desarrollo nacional

• Satisfacer las necesidades energéticas del pueblo boliviano

• Seguridad energética

• Consolidar el desarrollo del sector para beneficio del pueblo boliviano.

• Gestión eficiente, transparente y operativa de YPFB en su casa matriz y sus empresas subsidiarias.

Los lineamientos de la indicada estrategia, son los siguientes:

• Operar en toda la cadena de hidrocarburos, dentro del marco del Decreto Supremo Nº 28701 de 1º de mayo de 2006, a través de las instancias de la estructura central de la casa matriz y de sus empresas subsidiarias.

• Constituir y operar empresas en el marco del Código de Comercio y la normativa aplicable a este efecto, en las cuales YPFB asuma la propiedad cómo mínimo del sesenta por ciento (60%) del capital social de dichas empresas, así como el control y dirección de las mismas.

• Promover, formular y ejecutar estudios y proyectos en todo el territorio nacional y en el extranjero, en todas las actividades de la cadena de hidrocarburos, incluyendo la industrialización de los mismos, dentro del marco del Plan Nacional de Desarrollo y la Política Nacional de Hidrocarburos.

• Planificar el desarrollo de proyectos y actividades hidrocarburíferas e implementar estrategias de financiamiento público o privado, nacional o extranjero.

La estructura general de YPFB, debe contemplar, los siguientes niveles:

• Nivel Directivo: Directorio.

• Nivel Ejecutivo: Presidente Ejecutivo, Vicepresidentes y Gerentes Nacionales.

• Nivel Operativo: Direcciones de Área, Unidades funcionales y regionales.

Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos

El Gobierno Nacional ha definido, en el marco de la Ley de Hidrocarburos vigente y en el ejercicio específi-co de las actuales competencias de YPFB, la creación de la Empresa Boliviana de Industrialización (EBIH), como una sociedad comercial, con participación mayoritaria de YPFB, constituyéndose en subsidiaria de ésta, según el Decreto Supremo Nº 29507, de tal manera que YPFB sea la directa controladora de la empresa.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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De acuerdo a la nueva Constitución aprobada por Asamblea, la EBIH será una empresa autárquica de de-recho público, con autonomía de gestión administrativa, técnica y económica, bajo la tuición del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y de YPFB, que actúa en el marco de la política estatal de hidrocarburos. La empresa será responsable de ejecutar la industrialización de los hidrocarburos, en representación del Es-tado, dentro del territorio boliviano.

La misión y visión de la EBIH serán:

Misión

La empresa de industrialización de hidrocarburos, EBIH es una empresa del Estado, que opera con criterio empresarial, de manera transparente y eficiente, con enfoque estratégico y compromiso, a objeto de dar valor agregado a los hidrocarburos en territorio nacional para beneficio del pueblo boliviano.

Visión

Ser la empresa estatal de industrialización de hidrocarburos que dirige la generación de valor agregado nacional, siendo un motor del desarrollo económico y social del país, con alta capacidad productiva, de gestión corporativa, eficiente y rentable, y con proyección internacional.

La EBIH tendrá como principales atribuciones:

• Promover, realizar y ejecutar estudios y proyectos de inversión a nombre del Estado boliviano, en todo el territorio nacional y/o en el extranjero en las diferentes actividades de industrialización.

• Instalar plantas separadoras, petroquímicas y otras para industrializar hidrocarburos.

• Comercializar los productos con valor agregado.

• Constituir empresas comerciales o participar en empresas mediante la suscripción de contratos en el marco de sus competencias.

La estructura de la EBIH estará conformada por:

• Nivel Directivo: Directorio.

• Nivel Ejecutivo: Presidente Ejecutivo, Vicepresidentes y Gerentes Nacionales.

• Nivel Operativo: Direcciones de Área, Unidades funcionales y regionales.

4.4. Conclusiones

La restructuración de las instituciones del sector, compatible con las profundas transformaciones encara-das por el Gobierno Nacional en materia de hidrocarburos, constituye un imperativo. La propiedad estatal sobre los hidrocarburos, el control de la cadena productiva por parte del Estado, la recuperación de las empresas capitalizadas y privatizadas, la refundación de YPFB, la industrialización de los hidrocarburos y la creación de la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos, obligan a la reestructuración del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, del Ente Regulador y de las propias empresas estatales del sector en su nuevo carácter corporativo.

Esta transformación del sector, a nivel institucional, se dará de manera más eficiente dentro de un marco normativo que entre los aspectos sustantivos, emergentes del proceso de Nacionalización, comprenda los principios y directrices para el desarrollo de sus instituciones. Así, se superará la contradicción existente entre determinadas normas legales vigentes que responden al modelo de capitalización y privatización y las normas que se emitieron en el transcurso y ejecución de la nueva política de hidrocarburos.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

La Nacionalización ha constituido, en su corto pero substancial proceso –por sus transformaciones- un Mi-nisterio de Hidrocarburos y Energía que desde el punto de vista de sus atribuciones, representa el óptimo, puesto que ha concentrado en su competencia, tanto el sector hidrocarburos (Viceministerio de Exploración y Producción, Viceministerio de Industrialización y Comercialización) como el sector electricidad (Vicemi-nisterio de Electricidad y Energías Alternativas), por lo que puede desarrollar una política integral, cuenta además con una instancia de planificación y seguimiento de ambos sectores (Viceministerio de Desarrollo Energético), y ejerce tuición sobre las entidades públicas fiscalizadoras y reguladoras (Superintendencia de Hidrocarburos, Superintendencia de Electricidad), así como sobre las empresas estratégicas (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, Empresa Nacional de Electricidad y las empresas subsidiarias correspon-dientes).

En ese sentido, en cuanto al Ministerio de Hidrocarburos y Energía, se hace necesario la implementación total e integral de sus atribuciones, al mismo tiempo de dotar al Ministerio de las suficientes fortalezas institucionales y económicas, en función de su alta responsabilidad y competencia, como cabeza de los sectores más importantes por la potencialidad de los recursos naturales y de los ingresos económicos generados para el Estado y la economía del país, siendo también responsable del desarrollo de energías alternativas, dentro de las que se encuentran no sólo los biocombustibles o la energía eólica, sino también la energía nuclear en la que se debe pensar desde una visión de futuro, tal como lo hacen otros países, inclusive de la región.

El proceso de Nacionalización en su aspecto institucional, a nivel del Poder Ejecutivo, fue coherente con la nueva visión de Estado, que recuperó su rol planificador de visión integral, puesto que le dio al Minis-terio de Hidrocarburos y Energía los instrumentos institucionales necesarios para que formule la política, la planificación y el seguimiento y supervisión del sector. En adelante, corresponde la implementación de las atribuciones del Ministerio a objeto de dirigir al sector en forma integral y con la fortaleza institucional y operativa pertinente para cumplir dicha tarea.

Ya en un nivel más operativo, como instancia técnica del Ministerio de Hidrocarburos, con su correspon-diente autarquía en la gestión y administración, está la futura Agencia Nacional de Hidrocarburos que sustituirá a la Superintendencia de Hidrocarburos, y será la entidad responsable de la regulación, fiscali-zación y control de todas las actividades de la cadena de hidrocarburos, incluyendo la industrialización, en el marco de la política y la planificación a cargo del Gobierno Nacional y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía. La fortaleza técnica, institucional y económica de esta entidad debe ser tal que le permita ejercer en forma plena sus atribuciones y cumplir, en bien del Estado y la población, su misión y visión sobre ac-tores fundamentales del sector, tal cual son las empresas YPFB, EBIH, las empresas subsidiarias de cada una de éstas, y otros operadores en la cadena de hidrocarburos, incluyendo prestadores de servicios a las empresas estatales.

La ANH que permita, en lo operativo, la regulación, control y fiscalización de las actividades del sector y genere información y mecanismos que hagan posible un mejor seguimiento del Ministerio de Hidrocarburos y Energía al sector, en la ejecución de la política y la planificación, sólo es posible en un nuevo contexto legal y administrativo, dentro del marco del proceso de Nacionalización.

En el ámbito operativo del sector, está Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos y la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos, como responsables de ejecutar las actividades de ambas cade-nas productivas, con misión y visión empresarial, en condiciones de eficiencia, eficacia, transparencia y rentabilidad, en plena sujeción a la política y planificación del sector a cargo del Gobierno Nacional y del Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

El desarrollo del sector pasa por el accionar de las indicadas empresas, dentro de un marco jurídico e institucional adecuado para el desarrollo de sus competencias. Como en todas las entidades del sector, la parte económica es de fundamental importancia, pero mucho más en las empresas puesto que deben asumir inversiones en ambas cadenas productivas, en algunos casos en forma plena y en otros a través de una estrategia de conformación de sociedades comerciales con empresas, prefecturas, subprefecturas y

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municipios, así como a través de la suscripción de contratos de servicios en los que el riesgo sea asumido por terceros. La estrategia de inversión y el carácter específico de las operaciones, da como resultado la existencia de empresas de carácter corporativo, donde cada actividad es operada a través de una empresa subsidiaria o más de una como actualmente sucede en el upstream.

Las empresas estatales del sector hidrocarburos, en adelante deben establecer mecanismos de financia-miento adecuados al riesgo que implica las operaciones el sector, según las actividades de que se trate. Al mismo tiempo el Estado debe diseñar esquemas normativos que permitan a dichas empresas asumir cré-ditos y riesgos razonables y técnicamente fundados, será importante en este aspecto la regulación sobre la responsabilidad sobre la gestión a cargo de directores y ejecutivos de ambas empresas. Por otra parte, deberán establecerse criterios de rentabilidad de los proyectos para cada actividad de la cadena de hidro-carburos e industrialización, e instituir obligaciones sociales de las empresas sin afectar su rentabilidad.

Una gestión eficiente y en el marco del proceso de Nacionalización de las empresas estatales del sector, tiene estricta relación con el funcionamiento sistemático y armónico de la estructura institucional sectorial. Un Ministerio que dicte políticas, planifique y norme, con su instancia técnica de regulación, control y fisca-lización, de empresas públicas, mixtas y privadas, que ejecuten sus atribuciones en el estricto marco del proceso de Nacionalización de los Hidrocarburos.

En suma, la implementación de la estrategia de reestructuración del sector, debería permitir el alcance de los siguientes impactos:

• Nuevas instituciones diseñadas para asumir los nuevos roles estatales (administrativos y empresaria-les) del sector, dentro del marco de la nueva política de hidrocarburos.

• Consolidación del proceso de Nacionalización y desarrollo del sector de hidrocarburos a objeto de con-tribuir al desarrollo económico y social del país.

• Administración efectiva, eficiente y transparente de la cadena de hidrocarburos.

• Participación del Estado en la operación y ganancias en las actividades de exploración, explotación, re-finación, transporte, almacenaje, comercialización y distribución de hidrocarburos líquidos, gas natural y sus derivados, e industrialización de los hidrocarburos.

• Operación efectiva, eficiente, transparente y rentable de la cadena de hidrocarburos y la industrializa-ción.

• Legislación acorde con la nueva política de hidrocarburos.

• Fortalecimiento de las instituciones y empresas del sector.

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CONCLUSIONES GENERALES DE LA ESTRATEGIA (EBH) La ENH establece los lineamientos generales y los objetivos y metas específicas para el desarrollo de toda la cadena de hidrocarburos en los próximos 10 años, bajo la dirección del gobierno nacional, con la fina-lidad de aumentar las reservas y lograr la industrialización del gas natural, mediante el incremento de las inversiones, por parte de YPFB, la EBIH y de sus socios estratégicos, de manera de lograr la seguridad energética en Bolivia, el cumplimiento pleno de los compromisos de exportación, la industrialización del gas natural y la distribución equitativa del excedente económico.

Para lograr estos objetivos, se identifican las principales inversiones para el período 2008 a 2017 para cada una de las actividades, las mismas que están siendo complementadas en los planes a mediano y largo plazo.

La Política Nacional de Hidrocarburos

El proceso de nacionalización de los hidrocarburos, que se constituye en una Política de Estado, marca un hito histórico, puesto que instala en Bolivia la era de la planificación que supera el modelo de satisfacción precaria en el suministro del mercado interno de hidrocarburos y el privilegio de la exportación de materias primas a cargo de empresas privadas.

La Política Nacional de Hidrocarburos, en el marco del Plan Nacional de Desarrollo, se basa en los siguien-tes principios:

• Consolidar la propiedad estatal de los hidrocarburos

• Superar el modelo primario exportador industrializando el gas a través de la industria petroquímica

• Generar excedentes para contribuir a la diversificación productiva y una distribución equitativa de be-neficios para el pueblo boliviano.

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

• Consolidar a Bolivia como Centro Gasífero Regional

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

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

• Potenciar la gestión eficiente y sustentable de las empresas estatales del sector.

En el marco de los principios de política y de las condiciones heredadas, no solo de estancamiento sino so-bre todo de enajenación de los recursos hidrocarburíferos, la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos (EBH) plantea las siguientes prioridades:

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

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

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

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crecientes de demanda. Este proceso será implementado a través de la EBIH, por sí sola o mediante asociación estratégica con otras empresas.

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

• La política de abastecimiento de combustibles líquidos incrementará sus niveles de producción y per-mitirá, en el mediano y largo plazo, sustituir en forma progresiva la importación de diesel, así como exportar los excedentes de otros combustibles de manera de generar mayores ingresos y divisas.

• La consolidación y ampliación de los mercados externos permitirá a Bolivia ser Centro Gasífero Regio-nal.

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

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

• Una gestión eficiente, la reestructuración institucional y la normativa adecuada contribuirá a los objeti-vos establecidos.

El Entorno Internacional

En las perspectivas del entorno mundial, en un escenario de referencia, se estima que las necesidades energéticas básicas del mundo aumentarán en un 55% entre el 2005 y el 2030, a una tasa media anual de 1,87%. Así, la demanda mundial subirá de 11,4 a 17,7 miles de millones de toneladas equivalentes de petróleo en 2030, llegando la participación del gas natural a representar un 22% de la demanda global. Se estima que los combustibles fósiles seguirán dominando el patrón de consumo global de energía.

Los países en vías de desarrollo contribuirán en un 74% al aumento del consumo energético global, re-presentando el consumo de China e India un 45% de este aumento. Se estima que el consumo de los países en vías de desarrollo representará el 47% del mercado global en 2015. La demanda de gas natural se estima que se incremente en todas las regiones con un promedio anual del 2% y que el comercio inter-regional de gas se expanda más rápido que el producto, dado que las principales regiones consumidoras aumentarán la dependencia de sus importaciones.

En lo que se refiere a la región, teóricamente, América Latina está relativamente bien dotada de recursos energéticos, sin embargo, su distribución se concentra en pocos países. Respecto al gas natural, en Sur y Centro América, las principales reservas se concentran en Venezuela con un 62,7%, seguido de Bolivia (10,8%), Trinidad y Tobago (7,7%), Argentina (6%) y Brasil (5,1%) .

Aunque el balance energético de la región sigue siendo positivo, la desigual distribución de la demanda y de los recursos energéticos y la falta de planificación energética están conduciendo a muchos países del Cono Sur a una situación de crisis energética. En primer lugar, la demanda energética seguirá aumen-tando si la región quiere mantener un crecimiento alto y estable. En segundo lugar, la región requerirá de aumentos significativos en los niveles de inversión en el sector energético. Solamente en infraestructura,

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la Agencia Internacional para la Energía estima que América Latina requiere una inversión acumulada de más de 1.500 billones de dólares a precios del 2006.

Los mayores consumidores de gas natural de la región son Argentina, Brasil y Chile que cuentan con reser-vas relativamente bajas con relación a su nivel de producción y consumo.

Exploración y Producción.

La Estrategia de Exploración

La falta de inversión en exploración y la disminución de reservas se originaron – en gran medida - a causa de la aplicación de algunas disposiciones de la Ley N° 1689, que dejó al Estado boliviano al margen del control de actividades hidrocarburíferas y limitó la participación de YPFB. Por otro lado, el incremento de las reservas de gas entre los años 1997 y 2007 no tuvo un desarrollo óptimo y eficiente debido a la carencia de una política energética sostenible.

El objetivo de la Política de Exploración es promover la inversión para realizar actividad exploratoria en el total del área con potencial hidrocarburífero, a objeto de incrementar las reservas nacionales y garantizar la producción sostenida de hidrocarburos para su comercialización e industrialización.

La Política de Exploración diferencia dos escenarios: en el marco de los 44 Contratos de Operación suscri-tos y en el marco de las 33 Áreas Reservadas para YPFB, donde esta empresa deberá tener como mínimo 50% +1 de participación accionaria y el control de la empresa a constituirse. El diseño de nuevos contratos para las áreas reservadas deberá reflejar la Política de Nacionalización.

La implementación de la Estrategia requiere además acciones que permitan a YPFB consolidar su nuevo rol, como:

• Promoción de inversiones. Participación de YPFB en ferias internacionales resaltando, entre otros, el potencial por descubrir, ubicación geográfica estratégica, apertura a la inversión, mercados compro-metidos y potenciales, precios de comercialización atractivos y nuevo marco contractual favorable a la inversión.

• Valorización de Áreas de Exploración basada en información disponible y asistencia técnica especiali-zada en el marco de convenios energéticos con otros países.

• Cambiar el enfoque exploratorio anterior concentrado en zonas tradicionales y en áreas pequeñas, dirigiendo el esfuerzo exploratorio a trabajos geológicos regionales.

• Diseño e implementación de los nuevos contratos de exploración y explotación.

La Política de Exploración incluye el control de reservas por parte del Estado, quien deberá garantizar su ex-plotación racional y eficiente para cumplir con la provisión de hidrocarburos en el mercado interno y cumplir plenamente los compromisos del Estado a nivel internacional. Para tal efecto, las principales acciones son:

• Certificación de Reservas

• Administración de reservas y producción

• Reposición de las reservas producidas

• Implementación del centro de tecnología petrolera

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Por último, se establece la necesidad de una Política de Información hidrocarburífera, en la cual el Estado es propietario de la información generada, procesada e interpretada de todas las actividades hidrocarburí-feras realizadas en territorio nacional y debe preservarla y administrarla en sistemas modernos de gestión de información, garantizando su disponibilidad para encarar los desafíos energéticos futuros.

La Estrategia de Producción

La falta de producción actual responde a la falta de inversiones en actividades de desarrollo de campos en los últimos años, principalmente por la promulgación del DS 26366, que liberó a las empresas de sus obligaciones de inversión (pozo por parcela).

El objetivo de política es incrementar los niveles de producción hidrocarburífera creando, en el marco de los 44 contratos de operación y los nuevos contratos para exploración y explotación, las condiciones ne-cesarias para satisfacer la creciente demanda interna y cumplir plenamente los compromisos actuales y futuros de exportación.

La política de producción plantea dos escenarios para la incorporación de volúmenes adicionales al merca-do: de corto y mediano plazo con los 44 contratos de Operación firmados y, de largo plazo bajo contratos de exploración y explotación en áreas reservadas para YPFB. Los contratos suscritos contemplan la firma de Acuerdos de Entrega que obligan al operador a entregar a YPFB los volúmenes de gas acordados. En caso de no suscribirse los Acuerdos de Entrega, YPFB asignará los volúmenes a cada campo bajo Contrato de Operación de acuerdo a un modelo técnico-económico de asignación.

Las estrategias de corto y mediano plazo permitirán contar con producción adicional de forma gradual a partir del 2008. Se plantea la necesidad de reprogramar los volúmenes contractuales con los mercados de exportación.

A mediano plazo, es decir a partir del 2014, la estrategia pronostica la incorporación de volúmenes de pro-ducción provenientes de áreas bajo nuevos contratos, a través de la suscripción en el 2008 de Convenios de Estudio y posterior conformación de SAM’s para efectuar actividades de exploración y explotación bajo un nuevo marco contractual.

Los niveles de inversión previstos para el año 2008, de acuerdo a los Contratos de Operación, llegan a 967.1 millones de dólares.

El pronóstico de producción de gas natural es llegar el 2017 a 103,7 MMpcd. El pronóstico de la producción total de líquidos es de 113.724 barriles por día el 2017.

El pronóstico de producción no incluye otros prospectos exploratorios que se puedan identificar en el futuro y que permitirán que la producción continue en ascenso.

Demanda de gas natural y combustibles líquidos.

La relación volumen comercializado de gas natural en el mercado interno, que comprende al sector indus-trial, domiciliario, comercial, GNV, termoeléctrica y otros, respecto al volumen total comercializado en el mercado interno y externo, ha tenido una tendencia decreciente, desde un 36% en año 2000, mantenién-dose en torno a un 13% el año 2006.

La proyección de demanda de gas natural para el mercado interno se divide en dos períodos: A mediano plazo (2008-2012) y el período proyectado (2013-2027). Las proyecciones para cada uno de los sectores consumidores de gas natural (Termoelectricidad, domiciliario, comercial Industrial, GNV y otros), se han

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efectuado para dos escenarios. En el Escenario Bajo, la demanda se incrementa de 7,35 MMmcd a 13,86 MMmcd en el 2017. En el Escenario Alto, la demanda interna sube de 7,59 MMmcd a 16,56 MMmcd.

La proyección de producción y demanda del mercado interno, demanda de gas para industrialización y el Proyecto Siderúrgico del Mutún y los volúmenes comprometidos para el mercado externo de gas natural, permiten elaborar un balance de oferta y demanda totales para el periodo 2006 a 2017.

En el Escenario Alto, el total de la demanda se incrementa de 35,3 MMmcd en el 2006 a 91,7 MMmcd en 2017, mientras que el nivel de producción aumenta de 35,5 MMmcd en 2006 a 103,7 MMmcd, aumentando el excedente exportable a nuevos mercados de 0,2 en 2006 a 11,9 MMmcd en 2017.

En el Escenario Bajo, la demanda sube de 35,3 MMmcd en el 2006 a 89 MMmcd en 2017. En cambio, la producción aumenta de 35,5 MMmcd en 2006 a 103,7 MMmcd, aumentando el excedente exportable a nuevos mercados de 0,2 en 2006 a 14,7 MMmcd en 2017.

Para la proyección de la producción y demanda de combustibles líquidos para el periodo 2008 a 2017, se utilizan dos escenarios. El primer escenario es sin sustitución de GNV y gas natural por redes con un rango acotado por un límite superior y un límite inferior. El segundo escenario es con sustitución de los combus-tibles derivados del petróleo por GNV y gas de redes domésticas dentro de un rango acotado por un límite superior y un límite inferior. El efecto de esta sustitución sobre la demanda de diesel oil es mínimo.

El resultado muestra que el balance entre la producción y la demanda presenta un déficit anual proyectado de diesel oil durante el periodo 2008-2013 a ser cubierto por la importación de este producto. Se proyecta que la producción nacional se mantenga constante hasta el 2010 y se incremente en forma considerable hasta el 2015, generando un leve superávit en el escenario de demanda bajo, y manteniéndose constante la producción hasta el 2017. En consecuencia, las importaciones de diesel oil irán reduciéndose de un 34% de la demanda total para el 2008 hasta tender a cero en el 2015. El resultado generará un efecto fiscal positivo por ahorro de la subvención e ingresos por volúmenes incrementales.

En el caso del jet fuel, la producción proyectada se encuentra dentro del rango de aceptación de la deman-da proyectada tendiendo a un equilibrio. En el caso de la gasolina, el balance entre la producción y la de-manda interna muestra un superávit durante el periodo 2008 a 2017 que permitirá contar con excedentes exportables. En el caso del GLP, el balance de producción y demanda muestra un déficit en el 2008, pero en 2009 y 2010, con la producción de la nueva Planta de Río Grande, el balance muestra un superávit que podría generar excedentes exportables. A partir del 2011 se prevé que la producción se incremente con la Planta de Extracción de licuables del Chaco Tarijeño hasta el 2015 y se mantenga a un nivel constante hasta el 2017.

La Estrategia de distribución de gas por redes.

El suministro de gas natural por redes hasta el usuario final en la mayoría de las ciudades es inferior a lo esperado en más de 20 años transcurridos desde el crédito francés.

El objetivo de la política es masificar el uso del gas natural en el mercado interno a través de la actividad de distribución del gas natural por redes que incluye instalaciones domiciliarias, comerciales e industriales, a objeto de lograr el cambio en la matriz energética.

Existen dos alternativas para la masificación del uso del GN por redes: YPFB toma el control total de la distribución a nivel nacional, ó YPFB asume el control efectivo de la distribución con la conformación de empresas subsidiarias o en asociación con Prefecturas y Municipios.

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Se requiere que YPFB cuente con una tarifa que le permita recuperar costos e inversiones y otorgue cierta rentabilidad, al mismo tiempo que le permita subsidios cruzados entre usuarios de zonas rentables y de zonas deprimidas. Se prioriza las conexiones domiciliarias y continuar con conexiones en áreas rurales mediante gasoductos virtuales, al igual que en poblaciones alejadas de La Paz, Potosí y Beni.

Existen escenarios altos y bajos para la proyección de instalaciones domésticas, comerciales e industria-les. En el escenario optimista, para el sector doméstico, la proyección para 2008-2012 permitirá contar con 655.316 instalaciones domésticas acumuladas, la demanda de gas natural llegará a 0,56 MMmcd. Para el periodo 2013 – 2017, se proyecta realizar 1.213.519 instalaciones domiciliarias y la demanda de gas natural llegará a 1,02 MMmcd

Entre las principales acciones está la creación de la Gerencia de Ductos y Redes en YPFB. El monto de la inversión hasta el año 2017 será de 978 millones de dólares, de los cuales, 292 serán financiados me-diante el Fondo de Operaciones y el Fondo de Redes.

Gas Natural Vehicular (GNV)

Con relación al Gas Natural Vehicular, se plantea la masificación de conversiones a través del Fondo de Conversión, que puede complementarse con las Ferias de GNV.

Asimismo, el Fondo de Recalificación y Reposición de Cilindros de GNV, se empleará para el parque au-tomotor convertido.

La conversión de vehículos a GNV permitirá disminuir la demanda de combustibles líquidos actualmente escasos y subvencionados (GLP y Diesel Oil importado). En consecuencia la aplicación de esta estrategia se reflejará en la masificación del uso y consumo del Gas Natural, así como en el ahorro de montos eleva-dos de subvenciones a estos dos productos.

El Abastecimiento de Combustibles Líquidos.

El nivel actual de carga de crudo a las refinerías y la capacidad de refinación en el país ha llegado a su límite: 94% de su capacidad operativa (48.500bpd). El DS 29122 no permite a YPFB Refinación SA contar con el flujo de caja suficiente para efectuar inversiones, ampliaciones y nuevas unidades de proceso,

Respecto al GLP de Plantas, la capacidad operativa es insuficiente para procesar gas adicional El marco regulatorio actual no incentiva la construcción de nuevas plantas de extracción de licuables, resultando más rentable vender gas rico a mercados de exportación que extraer GLP para el mercado interno, por lo cual se requiere una reglamentación adecuada.

El objetivo de política es incrementar la producción de combustibles líquidos en el mercado interno, mediante la ampliación y nuevas unidades de proceso de refinación y extracción de GLP de plantas para reducir la importación de diesel oil y evitar la importación de GLP, así como contar con excedentes exportables de GLP y gasolinas.

Los procesos de refinación

La ampliación de las refinerías debe ser paralela a la proyección de la producción de crudo en el campo. Si no incrementa la capacidad de refinación, el déficit promedio de diesel para el año 2008 será 9.612 bpd e irá creciendo a lo largo del período 2008-2017.

Las inversiones estimadas por YPFB Refinación S. A. en adecuación, ampliación y nuevas unidades de proceso de las refinerías, para el año 2008 es de 33,1 millones de dólares, y para el período 2008-2014 suma un total de 268,6 millones de dólares.

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Los ingresos de YPFB por la comercialización de la producción adicional entre 2008 a 2017 serían de 1.237 millones de dólares con un impacto fiscal favorable al TGN de 7.331 millones de dólares en todo el periodo.

Los ingresos que percibiría YPFB por concepto de exportación de RECON el año 2008 serían de 261 mi-llones de dólares y un acumulado hasta el año 2017 de 3.062 millones de dólares.

Se tiene previsto una unidad de “Hidrocraqueo con reciclo” de 7.500 bpd, con una inversión estimada de 80 millones de dólares. Asimismo, se tiene previsto la instalación de una Unidad de Isomerización de gasolinas livianas de 5.000 bpd con una inversión estimada de 40 MM $US.

Las Plantas de Extracción de GLP.

La estrategia contempla, por una parte, una nueva planta de GLP en el Chaco Tarijeño, la cual procesará hasta 34 MMmcd de gas natural y se espera obtener 1.800 tmd de GLP, 3.700 bpd de gasolina natural y 2.200 tmd de etano. Entrará en operaciones el segundo semestre de 2011.

Por otra parte, la Estrategia contempla una nueva planta en Río Grande que procesará 4,3 MMmcd y per-mitirá obtener 260 tmd de GLP y 450 bpd de gasolina natural. Se estima que entre en operación el segundo trimestre de 2009, utilizando el flujo de gas al Brasil

El monto total de la inversión en el periodo 2008 a 2013 será de 540 millones de dólares (450 en la Planta del Chaco Tarijeño y 90 en la de Río Grande).

La Industrialización de Gas Natural.

La industria petroquímica no ha sido desarrollada en nuestro país. Sin embargo el retraso en las inversio-nes en producción no permite contar con una disponibilidad inmediata para proyectos petroquímicos (urea, polietilenos, metanol, etc.).

El objetivo de política es superar el modelo primario exportador de materias primas, industrializando el gas natural a través de la industria petroquímica, para la generación de valor agregado, diversificación productiva y generación de empleo.

La estrategia incluye, previo estudios de factibilidad, los siguientes proyectos petroquímicos

• Petroquímica del Metano: Complejo Petroquímico - Planta de fertilizantes (amoníaco/urea) en la Pro-vincia del Gran Chaco (Tarija)

• Petroquímica del Metano: Planta de fertilizantes (amoniaco/urea) en la Provincia Carrasco (Cochabamba)

• Petroquímica del Etano: Complejo Petroquímico - Planta de Etileno/Polietilenos en la Provincia Gran Chaco (Tarija)

Para el mediano y largo plazo, se analizaría y evaluarían los siguientes proyectos:

• Plantas de GTL: En el corto plazo, no están dadas las condiciones para la implementación de este tipo de plantas debido al alto costo de la tecnología de GTL, a los grandes volúmenes de gas natural reque-ridos, al bajo rendimiento de producción de líquidos, al elevado costo de producción y al requerimiento de bajos precios de gas natural. Se espera que en el corto y mediano plazo, maduren las tecnologías y mejoren las condiciones para viabilizar proyectos de GTL en el país.

• Plantas de LNG para la Exportación.- Al no contar con puertos marítimos soberanos, las inversiones en infraestructura y utilidades generadas por esta actividad, no beneficiarían a nuestro país. Se debe

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buscar la posibilidad de que el puerto de salida, sea en aquel país que otorgue a Bolivia un puerto so-berano, donde se efectúe el proceso de licuefacción.

• En el mercado interno, la Estrategia considera dos perfiles de proyectos de miniplantas. El Sistema Criogénico de producción de GNL y gasoducto virtual y la implementación de una planta piloto de licue-facción de gas natural para consumo vehicular.

El desarrollo de la industria petroquímica está sujeta a la producción de gas natural para los mercados externo e interno y a la disponibilidad de la capacidad de transporte de gas para llegar a las plantas petro-químicas.

Entre otras acciones prioritarias está la creación de la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidro-carburos como entidad responsable de la ejecución de proyectos de industrialización del gas natural. Para generar las condiciones necesarias para la petroquímica en Bolivia serán necesarios estímulos a la parti-cipación de los capitales privados nacionales e internacionales, asegurar materias primas en condiciones oportunas y competitivas, soporte de la infraestructura industrial y de servicios, entre otras acciones.

Los mercados potenciales para los productos petroquímicos bolivianos se encuentra en el MERCOSUR, particularmente Brasil, Argentina y Chile, por lo que es importante abrir un espacio de negociación con los países del MERCOSUR para bajar los aranceles de los productos petroquímicos de 14% (Polietilenos) y 6% (amoniaco y urea).

Otros mercados potenciales de ultramar de la Costa del Pacífico, como México, Estados Unidos, China, Japón, India y Europa occidental, constituyen grandes espacios para la comercialización de estos produc-tos.

Consolidación de Bolivia como Centro Gasífero regional

En la medida de que existen considerables mercados potenciales con requerimientos apremiantes de gas natural en Sudamérica, así como la posibilidad de grandes competidores, especialmente los proyectos de regasificación del LNG en Brasil, Chile, Brasil y Uruguay y el proyecto de Gasoducto del Sur (Venezuela – Brasil – Argentina), el país tiene la necesidad de tomar acciones de manera inmediata y mandar señales claras a los posibles compradores y posibles inversionistas, para que aprovechando las ventajas compe-titivas derivadas de su favorable localización geográfica, le permita convertirse en el eje integrador de los mercados del Cono Sur.

El objetivo de política es consolidar, ampliar y diversificar los mercados del gas natural, así como posicionar al país en el marco de los procesos de integración regional a objeto de consolidarlo como Centro Gasífero Regional.

La política de consolidación y ampliación de mercados, en el caso de Brasil, dará continuidad a y se imple-mentarán los instrumentos bilaterales interinstitucionales suscritos el 17 de diciembre de 2007 con el Go-bierno de Brasil y PETROBRAS, relativos a la integración y complementación energética, pago de licuables contenidos en el gas natural comprado por PTEROBRAS, en el marco del GSA, capacitación, inversiones en exploración y explotación, actividades conjuntas reservadas a favor de YPFB e industrialización.

En el caso de Argentina, en el corto plazo, se renegociarán los volúmenes iniciales del Contrato con ENAR-SA debido a las restricciones temporales de producción en Bolivia. En el mediano y largo plazo, con base en las acciones en exploración y producción contempladas en la Estrategia, se ampliará el contrato de ven-ta de gas a ENARSA, como también se deberá reprogramar el proyecto GNEA para mayores volúmenes y con opciones para transportar gas boliviano a los mercados del Uruguay y Paraguay.

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En el caso de Paraguay y Uruguay, se retomarán las negociaciones a fin de identificar la vía más conve-niente para abastecer de gas natural a estos mercados

La Política de Integración Energética regional busca posicionar al país en el marco de los procesos de integración regional, con énfasis en el Proyecto de Integración de la Red de Gasoductos del Sur, buscan-do la reactivación del Grupo de Trabajo para su implementación. Asimismo, pretende que el país sea un articulador de iniciativas de integración energética basándose en principios de complementariedad, otor-gando especial importancia a la Unión de Naciones Sudamericanas (UNASUR) que contempla un amplio programa de acción en materia energética.

El Transporte de Hidrocarburos por Ductos

El diagnóstico muestra que existen gasoductos, oleoductos y poliductos con la capacidad utilizada por encima del 70%. En tal sentido, el objetivo de Política es desarrollar la infraestructura de transporte por ductos y almacenaje de combustibles líquidos, petróleo y gas natural, para el mercado interno y externo, en función de la demanda proyectada de hidrocarburos y su localización geográfica.

La Nacionalización tanto de TRANSREDES como de CLHB permitirá a YPFB participar en el transporte de hidrocarburos, controlando y operando estas empresas, lo que implica la mayoría de la red de gasoductos, poliductos y oleoductos a nivel interno.

En el caso de los gasoductos es fundamental la construcción del Gasoducto Carrasco Cochabamba para satisfacer la demanda proyectada del sistema GAA para cubrir los requerimientos de la región occidental.

La Estrategia contempla además:

• Planificar la cuarta ampliación del GAA en el tramo Parotani-Senkata.

• La conversión temporal del Oleoducto Carrasco Cochabamba permitirá a corto plazo superar la restricción del suministro de gas natural a Occidente.

• La capacidad ampliada del GVT permitirá satisfacer la demanda proyectada hasta el 2015 en un escena-rio conservador por lo que se contempla planificar el inicio del GVT fase III.

• Ampliación adicional del GTB para cubrir requerimientos del Mutún.

En el caso de los oleoductos, se tiene elaborado un proyecto de ampliación que incrementará la capacidad entre Yacuiba y la Terminal Santa Cruz en 5.000 bpd

En el caso del poliducto PVT, si bien se encuentra al 85% de su capacidad utilizada, la necesidad de am-pliación debe ser determinada en base a una proyección de la demanda a futuro.

La capacidad de almacenaje de Combustibles Líquidos y GLP

La mayor parte del almacenaje para combustibles líquidos y GLP actualmente es insuficiente, consideran-do el requerimiento de contar con un margen de seguridad energética. Asimismo, el almacenamiento de combustible, al no ser una actividad regulada económicamente, no cuenta con tarifas de almacenaje, lo que afecta la planificación de las inversiones necesarias.

El objetivo de Política es consolidar la infraestructura de almacenaje para Combustibles Líquidos y GLP a nivel nacional para garantizar la continuidad del servicio en el mercado interno, con la finalidad de satisfa-cer las necesidades energéticas de la población.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Para tal efecto, en primer lugar, el MHE en forma conjunta con el Ente Regulador elaborará el Reglamento de Tarifas para el sector de almacenaje de combustibles líquidos y GLP.

En segundo lugar, se deberá incrementar la capacidad de almacenaje. En el caso del GLP, para el periodo 2008-2017, se requiere invertir, en el escenario optimista, 17,4 millones de dólares y en un escenario con-servador 12,6 millones de dólares. Las inversiones en almacenaje para Diesel Oil están entre 46,3 y 55,3 millones de dólares acumulados entre 2008 y 2017.

Nueva Gestión Ambiental

Se han generado nuevos roles de las Instancias Ambientales del sector Hidrocarburos y efectivizado el respeto y participación de los Pueblos Indígenas y Originarios y Comunidades Campesinas. Sin embargo, se necesita el fortalecimiento de las instituciones, la reformulación de la gestión ambiental del sector y con-tar con una normativa actualizada.

El objetivo de política es garantizar la Gestión Ambiental y Socio Ambiental Eficiente e Integral del Sector Hidrocarburos, en función de la recuperación, control y consolidación de la propiedad de los hidrocarburos con la participación de los actores involucrados en la ejecución de las actividades, obras y proyectos de hidrocarburos.

Para tal efecto, se ejecutarán las siguientes acciones:

• Formulación de la metodología de Evaluación Ambiental Estratégica Sectorial y aplicación de la misma en los bloques o áreas seleccionadas

• Adecuar las AOPs a la Normativa Ambiental y Socio Ambiental actualizada

• Reestructurar las instancias ambientales públicas del sector hidrocarburos y fortalecimiento de los actores involucrados en la gestión ambiental y socio ambiental.

Reestructuración del Sector de Hidrocarburos

La Estrategia Boliviana de Hidrocarburos que plantea políticas y objetivos claros en cada una de las activi-dades de la cadena de hidrocarburos, con la finalidad de implementarse, requiere de nuevas instituciones a nivel de la administración pública y las empresas del Estado. En este sentido, la reestructuración de las instituciones del sector, compatible con las profundas transformaciones encaradas por el Gobierno Nacio-nal en materia de hidrocarburos, constituye un imperativo.

La propiedad estatal sobre los hidrocarburos, el control de la cadena productiva por parte del Estado, la re-cuperación de las empresas capitalizadas y privatizadas, la refundación de YPFB, la industrialización de los hidrocarburos y la creación de la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos, obligan a la reestructuración del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, del Ente Regulador y de las propias empresas estatales del sector en su nuevo carácter corporativo.

Esta transformación del sector, a nivel institucional, se dará de manera más eficiente dentro de un marco normativo que entre los aspectos sustantivos, emergentes del proceso de Nacionalización, comprenda los principios y directrices para el desarrollo de sus instituciones. Así, se superará la contradicción existente entre determinadas normas legales vigentes que responden al modelo de capitalización y privatización y las normas que se emitieron en el transcurso y ejecución de la nueva política de hidrocarburos.

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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GLOSARIO DE TÉRMINOS Y ABREVIATURAS

ABREVIATURAS

ALADI = Asociación Latinoamericana de Integración

AOP’s = Actividades, Obras y Proyectos

API = American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo)

Av-Gas = Gasolina de Aviación

bbl = Barriles

bpd = Barriles de petróleo por día

Bs. = Pesos bolivianos

BTU = British Thermal Units. (Unidad Térmica Británica). La cantidad de calor requerida para elevar la temperatura de 1 libra de agua en 1 grado Fahrenheit.

Btu/pc = Unidades Térmicas Británicas (Brithish Termal Unit) por pie cúbico

ºC = Grado centígrado.

CC’s = Comunidades Campesinas

CEPAL = Comisión Económica para América Latina

cm3 = Centímetro cúbico

EBIH = Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos

EEIA = Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental

ENARSA = Energía Argentina Sociedad Anónima

ENDE = Empresa Nacional de Electricidad

ESAE = Evaluación Socio Ambiental Estratégica

ºF = Grados Fahrenheit

FA = Ficha Ambiental

FOB = Free on board

GN = Gas Natural

GNL = (Liquefied Natural Gas – LNG). Gas Natural Licuado

GNV = Gas Natural Vehicular

GLP = Gas Licuado de Petróleo

GSA = General Supply Agreement. Contrato de compra-venta de Gas Natural entre YPFB y PETROBRAS firmado en 1996

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

GTL = Gas To Liquid. (Gas a líquidos)

GWh = Giga Watt por hora

IRAP’s = Instrumentos de Regulación de Alcance Particular

Kbep = Kilo barriles equivalentes de petróleo

Kcal = Kilo calorías

Kcal/m3 = Kilo calorías por metro cúbico

KW = Kilo Watt

LNG = Gas Natural Licuado

l = Litro

m = Metros

MA = Manifiestos Ambientales

MOA = Monitoreos Ambientales

mc, m3 = Metros Cúbicos

mcd = Metros cúbicos por día

MdE = Memorandum de Entendimiento

MHE = Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Mhz = Megahertzios

Mmcd = Miles de metros cúbicos por día

MMmcd = Millones de metros cúbicos por día

MMbbl = Millones de barriles

MMBtu = Millones de Unidades Térmicas Británicas (Brithish Termal Unit)

Mbbl = Miles de barriles

Mbpd = Miles de barriles de petróleo por día

Mpc = Miles de pies cúbicos

MPD = Ministerio de Planificación del Desarrollo

MMpc = Millones de pies cúbicos

MMpcd = Millones de pies cúbicos por día

Mtma = Miles de Toneladas métricas por año

MMtma = Millones de Toneladas métricas por año

MMBtu = Millones de Brithish Termal Unit

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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MM$us = Millones de dólares Americanos

M$us = Miles de dólares Americanos

MW = Mega Watt

MWh = Mega Watt por hora

NPCI = National Petrochemical Company International de la República Islámica de Irán

OSC = Organismo Sectorial Competente

PAA = Plan de Adecuación Ambiental

PAE = Pan American Energy

pc = Pie cúbico

PDVSA = Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima

PIO’s = Pueblos Indígenas Originarios

PNUD = Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo

PPM-PASA = Programas de Medidas de Mitigación y Planes de Aplicación y Seguimiento Ambien-tal

PEQUIVEN = Petroquímica de Venezuela

Psig = Pound square inch (libra sobre pulgada cuadrada)

Psi = Pound square inch (libra sobre pulgada cuadrada)

PVC = Policloruro de Vinilo

RASH = Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos

RLA = Renovación de Licencia Ambiental

RL = Representante Legal

$us/tm = Dólares americanos por tonelada métrica

t = Toneladas

tm = Tonelada métrica

tma = Tonelada métrica anual

tmd = Toneladas métricas por día

tma = Toneladas métricas por año

TEP = Toneladas equivalentes de petróleo

TCF = Trillones de pies cúbicos.

TGN = Tesoro General de la Nación

YPFB = Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

WTI = West Texas Intermediate

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

TÉRMINOS

Absorción = Transferencia de un componente soluble de una mezcla gaseosa a un líquido ab-sorbente cuya volatilidad es baja en las condiciones del proceso.

Acidez = La presencia de varios tipos de ácidos cuya concentración es generalmente definida en términos de números de neutralización, los componentes cambian en su medio am-biente y pueden o no ser una influencia notable para el comportamiento del petróleo.

Amoniaco = El amoníaco es un compuesto químico cuya molécula consiste en un átomo de nitrógeno (N) y tres átomos de hidrógeno (H) de acuerdo a la fórmula NH3 la mayor parte (más del 80%) del amoníaco producido en plantas químicas es usado para fabricar abonos y para su aplicación directa como abono. El resto es usado en tex-tiles, plásticos, explosivos, en la producción de pulpa y papel, alimentos y bebidas, productos de limpieza domésticos, refrigerantes y otros productos. También se usa en sales aromáticas.

Barril = Unidad de medida de volumen usada para petróleo y sus productos. 1 barril=43 US galones; 35 galones imperiales (aprox); o 159 litros (aprox.). 7,3 barriles = 1tonela-da (aprox.). 6.29 barriles = 1 metro cúbico.

Butano = Un hidrocarburo que consiste de cuatro átomos de carbono y diez átomos de hidróge-no. Normalmente se encuentra en estado gaseoso pero se licúa fácilmente para trans-portarlo y almacenarlo; se utiliza en gasolina, y también para cocinar y para calentar.

Carga = Cantidad de materia prima que se alimenta a una planta para su proceso y trans-formación en otros productos, generalmente de refinación.

Condensados = Hidrocarburos líquidos del gas natural que se recuperan en instalaciones de sepa-ración en campos productores de gas asociado y no asociado. Incluyen hidrocar-buros líquidos recuperados de gasoductos, los cuales se forman por condensación durante el transporte del gas natural.

Catalizador = Una sustancia que ayuda o promueve una reacción química sin formar parte del producto final. Hace que la reacción tenga lugar más rápidamente o a menor tem-peratura, y permanece sin cambio al final de la reacción. En procesos industriales, sin embargo, el catalizador debe ser cambiado periódicamente para mantener una producción económica.

Cracking o Craqueo = Proceso que consiste en descomponer las moléculas de hidrocarburos más gran-des, pesadas o complejas en moléculas más ligeras y simples. La desintegración se lleva a cabo mediante la aplicación de calor y presión y, en técnicas más avan-zadas, mediante el uso de catalizadores. La utilización de este proceso permite in-crementar el rendimiento de gasolina y de otros productos importantes (gas seco, propano, propileno, butano-butileno, gasolinas, aceites cíclicos y decantados, etc.) que tienen aplicaciones diversas en la industria del petróleo. Los tipos más co-munes de unidades de desintegración son las de desintegración catalítica, hidro-desintegración, desintegración de residuales, desintegración térmica, reducción de viscosidad y de desintegración con vapor.

Crudo = Mezcla de hidrocarburos que se encuentran en forma natural, generalmente en estado líquido, que pueden incluir compuestos de azufre, nitrógeno, oxígeno, me-tales y otros elementos.

(Liquefied Natural Gas – LNG)

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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Crudo ligero = Petróleo con baja densidad y viscosidad.

Crudo pesado = Petróleo con alta densidad y viscosidad

Crudo reducido = Residuo de la destilación atmosférica que se obstine en el fondo de la columna de destilación.

Desasfaltado = Proceso que consiste en separar el asfalto que contienen los residuos de la des-tilación del petróleo crudo, con el objeto de obtener aceite desasfaltado y asfalto. La separación de asfaltos se logra tratando los residuos con propano. El aceite desasfaltado se usa básicamente para elaborar lubricantes pesados y, en algunos casos, como carga a las plantas de desintegración catalítica.

Destilación = Proceso basado en la diferencia de puntos de ebullición de los líquidos en la mez-cla de la que van a separarse. Mediante vaporización y condensación sucesiva del aceite crudo en una columna de fraccionamiento, se separaran los productos ligeros dejando un residuo de aceite combustible o bitumen. La destilación se lleva a cabo en forma tal que se evite cualquier desintegración. Es el proceso básico que tiene lugar en una refinería.

Destilación Atmosférica = Primera destilación del petróleo crudo con el fin de obtener Naftas, Querosenes, Gasoil (Diesel Oil) y los productos mas pesados. Siempre se realiza a presión atmosférica.

Destilado = Los productos de condensación obtenidos durante el proceso de destilación frac-cionada (combustibles gaseosos, nafta, gasolina, querosina y gasóleos).

Dimetiléter (DME) = Es un gas cuya fórmula química es CH3OCH3 utilizado primordialmente en aero-sol. También puede ser utilizado como combustíble de automóvil, sustituyendo el GLP y el diesel.

Downstream = Conjunto de actividades que caracterizan los negocios de refinación, logística y distribución de hidrocarburos.

EEIA = Estudio destinado a identificar y evaluar los potenciales impactos positivos y ne-gativos que pueda causar la implementación, operación, futuro inducido, mante-nimiento y abandono de un proyecto, obra o actividad, con el fin de establecer las correspondientes medidas para evitar, mitigar o controlar aquellos que sean negativos e incentivar los positivos.

El EEIA tiene carácter de declaración jurada y puede ser aprobado o rechazado por la Autoridad Ambiental Competente de conformidad con lo prescrito en el pre-sente Reglamento.

Etano = Un hidrocarburo que consiste de dos átomos de carbono y seis átomos de hidróge-no. Normalmente este gas está presente en la mayor parte de los casos referentes al gas natural. Se obtiene por fraccionamiento de los líquidos del gas natural. Se usa como materia prima para la fabricación de etileno.

Etanol = Un compuesto químico formado por fermentación o síntesis; utilizado como una materia prima en un amplio rango de procesos industriales y químicos.

Etileno = El etileno o eteno es un compuesto químico orgánico formado por dos átomos de carbono enlazados mediante un doble enlace. Es uno de los productos químicos más importantes de la industria química. La mayor parte del etileno se emplea para la obtención de polímeros.

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Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Etilbenceno = Es un líquido inflamable, incoloro, de olor similar a la gasolina. Se le encuentra en productos naturales tales como carbón y petróleo, como también en productos de manufactura como tinturas, insecticidas y pinturas.

FA = Documento técnico que marca el inicio del proceso de Evaluación de Impacto Am-biental, el mismo que se constituye en instrumento para la determinación de la Categoría de EEIA, con ajuste al Art. 25 de la LEY. Este documento, que tiene categoría de declaración jurada, incluye información sobre el proyecto, obra o ac-tividad, la identificación de impactos clave y la identificación de la posible solución para los impactos negativos. Es aconsejable que su llenado se haga en la fase de prefactibilidad, en cuanto que en ésta se tiene sistematizada la información del proyecto, obra o actividad.

Fertilizante = Sustancia o mezcla química natural o sintética utilizada para enriquecer el suelo y favorecer el crecimiento vegetal.

Gas Ácido = Gas que contiene más de 6 mg/m3 de H2S.

Gas Dulce = Gas que contiene igual o menos de 6 mg/m3 de H2S.

Gas Húmedo = Gas con un contenido de humedad mayor a 14 cm3 de agua por m3 de gas natural.

Gas Seco = Gas con un contenido menor o igual a 14 cm3 de agua por m3 de gas natural.

Gas Rico = Gas que contiene cantidades considerables de componentes licuables más pe-sados que el metano, con poder calorífico superior a 1000 btu/pc en condiciones estándar (60 ºF y 1 atmósfera de presión).

Gas Pobre = Gas que contiene pocas cantidades de componentes licuables más pesados que el metano, con poder calorífico menor o igual a 1000 btu/pc en condiciones estándar.

Gas Licuado de Petróleo (GLP) = Mezcla de gases licuados por presión, cuya composición está formada predomi-nantemente por propano y butano (butano normal).

Gas Natural = Mezcla gaseosa que se extrae asociada con el petróleo o de los yacimientos que son únicamente de gas. Sus componentes principales en orden decreciente de cantidad son el metano, etano, propano, butanos, pentanos y hexanos. Cuando se extrae de los pozos, generalmente contiene ácido sulfhídrico, mercaptanos, bióxido de carbono y vapor de agua como impurezas. Las impurezas se eliminan en las plantas de tratamiento de gas, mediante el uso de solventes o adsorbentes. Para poderse comprimir y transportar a grandes distancias es conveniente separar los componentes más pesados, como el hexano, pentano, butanos y propano y en ocasiones el etano, dando lugar estos últimos a las gasolinas naturales o a los líquidos del gas natural, para lo cual se utilizan los procesos de absorción o criogé-nicos.

Gas Natural Licuado = Gas natural que para facilidad de transporte ha sido licuado mediante enfriamiento a aproximadamente -161ºC a presión atmosférica. El gas natural es 600 veces más voluminoso que el gas natural licuado (LNG).

Gasolina Natural = Gasolina que se encuentra en forma de rocío en el gas natural y que al igual que los condensados se recuperan del gas natural por enfriamiento o compresión. Es un líquido similar a la gasolina pero más ligero, volátil e inestable, debido a su menor peso molecular y a que contiene disueltos vapores de pentanos, butanos y propano; es además de bajo octano, por lo cual generalmente se somete a los

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Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

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procesos de fraccionamiento, reformación o isomerización, antes de mezclarse como componente de las gasolinas.

Gas de refinería = Gas producido durante el refinamiento del petróleo.

Grados API = Es la escala utilizada por el Instituto Americano del Petróleo (API por sus siglas en ingles) para expresar la gravedad especifica de los aceites.

GTL (Gas To Liquid) = Tecnología de transformación de gas natural en combustibles líquidos mediante procesos físico/químicos, como el diesel oil y gasolinas de alto nivel de parafinas, ceras y otros productos menores.

Heteroátomo = Es cualquier átomo de una sustancia orgánica salvo el carbono y el hidrógeno.

Hidrocarburo = Es un compuesto que contiene solo carbón e hidrógeno. Los hidrocarburos frecuen-temente dan lugar a productos derivados del petróleo, gas natural y carbón natural.

Industrialización del gas natural = Son las actividades de transformación química de los hidrocarburos y los procesos industriales y termoeléctricos que tienen por finalidad añadir valor agregado al gas natural: petroquímica, gas a líquidos (GTL), producción de fertilizantes, urea, amo-nio, metanol y otros.

MA = Instrumento mediante el cual el REPRESENTANTE LEGAL de un proyecto, obra o actividad en proceso de implementación, operación o etapa de abandono a la puesta en vigencia del presente reglamento informa a la Autoridad Ambiental Com-petente, del estado ambiental en que se encuentra el mismo y propone un plan de adecuación ambiental, si corresponde. El MA tiene calidad de declaración jurada y puede ser aprobado o rechazado por la Autoridad Ambiental Competente de con-formidad a lo prescrito en el presente reglamento.

Metano (CH4) = La más pequeña de las moléculas de los hidrocarburos, con un átomo de carbono y cuatro átomos de hidrógeno. Es el componente principal del gas natural, pero también está presente en las capas de carbón y es producido por animales y por la descomposición de los vegetales. Es un gas ligero, sin color, sin olor y flamable bajo condiciones normales. El metano es el primer miembro en la serie de alcanos (parafinas). A presión atmosférica se licúa a -162º C.

Metanol = Un alcohol utilizado como materia prima en un amplio rango de procesos industria-les y químicos.

Margen de Refinación = Para la actividad de Refinación, se determina por el Ente Regulador los Márgenes para los Productos Refinados, utilizando métodos analíticos, conforme a Regla-mento y bajo los siguientes criterios:

a) Asegurar la continuidad del servicio. Garantizar el abastecimiento de los pro-ductos en volumen y calidad, bajo el principio de eficiencia económica.

b) Permitir a los operadores, bajo una administración racional, prudente y efi-ciente, percibir los ingresos suficientes para cubrir todos sus costos operativos, depreciaciones, inversiones, costos financieros e impuestos con excepción del Impuesto a la Remisión de Utilidades al Exterior (IRUE) y obtener un rendimiento adecuado y razonable.

c) Incentivar la expansión de las unidades de proceso y de servicios para garan-tizar la seguridad energética.

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Metil Ter Butil Eter (MTBE) = Es un líquido inflamable de olor característico desagradable. Se fabrica combinan-do sustancias químicas como isobutileno y metanol, y se ha usado desde los años 1980 como aditivo para incrementar el octanaje de la gasolina sin plomo.

Nitrato de amonio = Es una sal formada por iones de nitrato y de amonio. Su fórmula es NH4NO3.

PAA = Consiste en el conjunto de planes, acciones y actividades que el REPRESENTAN-TE LEGAL proponga realizar en un cierto plazo, con ajuste al respectivo Plan de Aplicación y Seguimiento Ambiental, para mitigar y evitar las incidencias ambien-tales negativas de un proyecto, obra o actividad en proceso de implementación, operación o etapa de abandono.

PASA = Aquel que contiene todas las referencias técnico-administrativas que permitan el seguimiento de la implementación de medidas de mitigación así como del control ambiental durante las diferentes fases de un proyecto, obra o actividad. El Plan de Aplicación y Seguimiento Ambiental estará incluido en el EEIA, en el caso de proyectos, obras o actividades nuevos, y en el MA en el caso que éstos estén en implementación, operación o etapa de abandono.

PPM = Conjunto de medidas, obras o acciones que se prevean a través del EEIA, y que el REPRESENTANTE LEGAL de un proyecto, obra o actividad, deberá ejecutar, siguiendo el cronograma aprobado, tanto en la fase de implementación como de operación y abandono a fin de prevenir, reducir, remediar o compensar los efectos negativos que sean consecuencia del mismo

Petróleo = Es un líquido viscoso, de color pardo oscuro, de olor desagradable, tóxico, irri-tante e inflamable. Se encuentra en yacimientos a diferentes profundidades en el interior de la tierra. Su origen es la descomposición de animales de origen marino principalmente, pero también de plantas que habitaron en los periodos Triásico, Jurásico y Cretácico de la era Mesozoica, hace 225 o 136 millones de años. Está formado, esencialmente, por una mezcla de hidrocarburos, pero también contiene pequeñas cantidades de otros elementos que se combinan con ellos, tales como azufre, oxígeno, nitrógeno, níquel, vanadio, arsénico y cromo. Según sea el origen del petróleo crudo, es diferente su composición y sus propiedades; algunas de sus propiedades más importantes son su densidad, que generalmente se expresa en gravedad específica a grados API, y su contenido de azufre. Al crudo de ma-yor densidad se le denomina crudo pesado, que contiene moléculas de alto peso molecular como naftenos y compuestos aromáticos. Al crudo con alto contenido relativo de azufre se le conoce como crudo amargo y al de menor contenido, crudo dulce.

Petroquímica = Son los procesos químicos que permiten reestructurar las moléculas de los Hidro-carburos, en polímeros, resinas, plásticos, fertilizantes y otros, que son común-mente denominados productos petroquímicos.

Platforming = Proceso de reformación catalítica que emplea catalizador de platino.

Poder calorífico = La cantidad de calor producido por la combustión completa de un combustible. Puede ser medido seco o saturado con vapor de agua; y neto o bruto. (“Bruto” sig-nifica que el agua producida durante la combustión ha sido condensada en liquido, liberando así su calor latente; “Neto” significa que el agua permanece como vapor). La convención general es llamarle seco o bruto.

Propano = Hidrocarburo que se encuentra en pequeñas cantidades en el gas natural y pe-

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tróleo, consistente de tres átomos de carbono y ocho de hidrogeno; gaseoso en condiciones normales. Se emplea como combustible automotriz, para cocinar y para calefacción. A presión atmosférica el propano se licua a -42º C.

Pentano = Es un hidrocarburo Alcano, cuya fórmula química es CH3(CH2)3CH3. Se encuen-tra en pequeñas cantidades en el gas natural.

Propileno = Olefina consistente en una cadena corta de tres átomos de carbono y seis de hi-drógeno; producto químico básico muy importante para las industrias química y de plásticos.´

Polipropileno = El polipropileno es el polímero termoplástico, parcialmente cristalino, que se ob-tiene de la polimerización del propileno (o propeno). Pertenece al grupo de las poliolefinas y es utilizado en una amplia variedad de aplicaciones que incluyen empaques para alimentos, tejidos, equipo de laboratorio, componentes automo-trices y películas transparentes. Tiene gran resistencia contra diversos solventes químicos, así como contra álcalis y ácidos.

Polietilenos = Polímero formado por la unión de moléculas de etileno; uno de los plásticos más importantes.

Polímero = Sustancia que consiste de grandes moléculas formadas por muchas unidades pequeñas que se repiten, llamadas monómeros. El número de unidades que se repiten en una molécula grande se llama grado de polimerización Ejemplos de polímeros son el polietileno y el polipropileno.

Polimerización = Proceso mediante el cual se unen dos o más moléculas sencillas para formar una molécula más grande llamada polímero. En la refinación del petróleo la temperatu-ra y la presión son utilizados para polimerizar hidrocarburos ligeros en moléculas más grandes, como las que se utilizan para producir gasolinas de alto octano. En la producción de petroquímicos, se generan uniones para formar plásticos, como son por ejemplo los polietilenos.

Resina = Término genérico que se aplica a los materiales saponificables que se encuentran en los aceites, con excepción de los ácidos grasos y el sulfúrico. Erróneamente aplicado a los betunes sólidos. También se aplica a la secreción de ciertas plantas o árboles. Las resinas son, generalmente, productos de la oxidación o de la poli-merización de los terpenos. También reciben esta designación un grupo de polí-meros de alto peso molecular elaborados por síntesis química, cuyas propiedades físicas son similares a las de los productos naturales (resinas sintéticas).

Refinación = Conjunto de procesos industriales empleados para transformar los petróleos crudos en productos derivados; nafta, querosene, solventes, lubricantes, asfalto, GLP y otros.

Refinería = Complejo de instalaciones en el que el petróleo crudo se separa en fracciones lige-ras y pesadas, las cuales se convierten en productos aprovechables o insumos.

Reformación = Proceso que mejora la calidad antidetonante de fracciones de gasolina modifican-do su estructura molecular. Cuando se lleva a efecto mediante calor se le conoce como reformación térmica, y como reformación catalítica cuanto se le asiste me-diante un catalizador.

RL = Persona natural, propietario, de un proyecto, obra o actividad, o a aquel que de-tente poder especial y suficiente en caso de empresas e instituciones públicas o privadas.

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Persona natural o colectiva, pública o privada, que solicita una autorización relativa a un proyecto, obra o actividad, respecto a todas sus fases, en materia ambiental.

Steam reforming = El reformado con vapor es un método para la obtención de hidrógeno a partir de hidrocarburos. Este proceso consiste en exponer al gas natural, de alto contenido de metano, con vapor de agua a alta temperatura y presión.

Steam cracking = Es un proceso petroquímico a través del cual los hidrocarburos saturados son fraccionados en hidrocarburos no saturados. Es el principal método industrial para producir olefinas, incluyendo el etano (o etileno) y propano o propileno).

Tonelada métrica = Equivale a 1.000 Kg. (2.205 libras); una tonelada larga a 2.240 libras, una tonelada corta a 2.000 libras.

Torre de destilación = Equipo en el que se lleva a cabo el proceso de separación de las fracciones, me-diante etapas sucesivas de evaporación y condensación

Upstream = Conjunto de actividades que caracterizan los negocios de exploración y produc-ción de hidrocarburos.

Urea = Polvo blanco, algo higroscópico, semejante al azúcar con un punto de fusión de 132.7°C, conocido también como carbamida; se descompone antes de llegar a su temperatura de ebullición; soluble en agua, alcohol y benceno, contenido de nitró-geno 46.55% en peso, con fórmula CO(NH2)2. La urea se produce por la deshi-dratación indirecta del carbamato de amonio, intermediario formado al reaccionar a presión elevada un exceso de amoniaco con dióxido de carbono. La urea prepa-rada comercialmente se utiliza en la fabricación de fertilizantes agrícolas. También se utiliza como estabilizador en explosivos de nitrocelulosa y es un componente básico de resinas preparadas sintéticamente. Es poco tóxico; no es combustible; tiene efectos diuréticos y antisépticos en el ser humano.