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CONSUMO INTERNO DE HIDROCARBUROS EN BOLIVIA Y MERCADOS
DE EXPORTACION
INTRODUCCION
El Boletín Estadístico de la empresa estatal YPFB, de enero a marzo de 2014, señala
que la producción bruta de gas natural alcanzó un promedio de 61,38 millones de
metros cúbicos diarios (MMm3/día), mientras que la de hidrocarburos líquidos, es
decir, petróleo, condensado y gasolina natural, llegó a un promedio de 63,65 millones
de barriles diarios (MBbl/día).
Respecto a la distribución del energético en el mercado interno, se informa que los
sectores residencial, comercial, industrial y del transporte vehicular fueron los
principales consumidores, lo que representó en el primer trimestre un consumo
promedio de 4,53 MMm3/día, que representa el 47,53% del consumo total. Les
siguen el sector eléctrico con un consumo promedio de 4,16 MMm3/día, que
representa el 43,65% del consumo total; finalmente, está el sector denominado de
consumidores directos y otros, que registró un consumo promedio de 0,84
MMm3/día, que representa el 8,82% del consumo total. "En promedio, el consumo
del mercado interno durante el primer trimestre del 2014, alcanzó a 9,53 MMm3/día,
lo que significa un incremento del 15,30% respecto al primer trimestre de 2013".
MARCO TEORICO
El 61.38 millones de metros cúbicos diarios de gas se produjeron en el país durante
el primer trimestre de 2014.
El principal mercado del gas natural que produce Bolivia es Brasil, según el reporte
de YPFB, el promedio del volumen facturado durante el primer trimestre del 2014 se
incrementó en 3,21% en relación a similar periodo de 2013. Alcanzó el mayor valor
promedio en el mes de marzo con 33,67 MMm3/día.
A Brasil se exportó en promedio 31,7 millones de metros cúbicos diarios y a
Argentina más de 14,8 millones de metros cúbicos diarios del energético.
El informe de YPFB ofrece, además, la producción de hidrocarburos líquidos, siendo
Tarija el primero, con un promedio de 43,42 mil barriles diarios (MBbl/día), que
representa el 68,22%; seguido por Chuquisaca, con una producción promedio de
7,54 MBbl/día, es decir un 11,85%; Santa Cruz, con una producción promedio de
7,29 MBbl/día, que representa 11,46%; y Cochabamba con un promedio de 5,39
MBbl/día, un 8,48%.
CAMPOS
Margarita-Huacaya, Sábalo y San Alberto son los pozos que más aportan.
REGIONES GASÍFERAS
Durante el primer trimestre de 2014, Tarija registró la mayor producción de gas
natural, con un 68,84%; le sigue Santa Cruz, con una producción promedio de 10,50
millones de metros cúbicos por día (MMm3/día), lo que representa un 17,60%; en
tercer lugar está Chuquisaca con 6,07 MMm3/día, es decir un 10,18%; y en cuarto
lugar está Cochabamba, que alcanzó una producción promedio de 2,02 MMm3/día,
es decir, un 3,38%.
DUCTOS
El 96,63% de la producción de gas se entregó a los ductos, con destino al mercado
interno y externo para cubrir la demanda de los sectores eléctrico, industrial,
residencial, comercial y de transporte.
CONSUMO ACTUAL DE GAS NATURAL EN EL SECTOR
INDUSTRIAL, GESTIÓN 2012
De acuerdo a las estadísticas del 2012, los meses con menor nivel de consumo
fueron enero y marzo, cuando los usuarios industriales consumen menos gas
natural en razón a que esa temporada las empresas suelen bajar su producción.
Los meses restantes muestran un consumo promedio de 77.231 MPCS/día.
Los departamentos que mayor volumen consumen son La Paz, Santa Cruz y
Cochabamba, concentrando el 76%; los departamentos de Chuquisaca, Tarija y
Oruro consumen entre el 6 y 8%; Potosí consume alrededor del 2%
T a b l a N °1
Volumen Comercializado de Gas Natural en el Sector Industrial Gestión 2012 (en mpcd)
GESTIÓN 2012 CONSUMO P
%
ENE FEB MAR
ABR MAY
JUN JUL AGO
SEP OCT
NOV
DICLA PAZ 20.8 24.5 17.4 24.94 20.8 24.0 23.1 20.1 23.5 23.2 24.9 21.3 22.423 30%
SANTA CRUZ 14.8 16.5 18.9 21.97 19.9 24.4 21.1 20.6 19.7 17.7 20.3 19.5 19.663 26%
COCHABAMABA 15.4 16.1 14.6 16.80 15.0 13.6 16.4 15.9 16.9 15.7 16.6 13.6 15.591 21%
ORURO 4.3 4.6 4.5 4.39 4.3 5.2 4.1 5.7 4.5 4.8 5.6 4.9 4.786 6%POTOSI 1.3 1.5 1.2 1.47 1.2 1.1 1.4 1.2 1.7 1.2 1.3 1.2 1.359 2%
CHUQUISACA 7.3 5.5 6.9 6.53 6.3 1.5 7.6 7.6 7.1 7.2 7.4 5.4 6.403 8%
TARIJA 4.770
5.177
4.955
5.023
4.520
4.841
6.535
6.789
6.299
5.039
5.241
4.922
5.343 7%
TOTAL
68.863
74.159
68.714
81.136
72.265
75.024
80.531
78.178
80.090
75.070
81.700
71.085
75.568 100%
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE GAS NATURAL EN EL SECTOR
VEHICULAR (GNV), PERIODO 2000-2012
El consumo promedio de gas natural en el sector GNV muestra tendencia creciente
gestión a gestión, llegando a consumir el 2012, 55.107 miles de pies cúbicos de
2.543 el año 2000. El crecimiento de este sector, alrededor de 32% anual, se
debe a la política del cambio de la matriz energética vehicular de combustibles
líquidos a GNV, impulsada por el Gobierno del Estado Plurinacional.
T a b l a N °2
Evolución del Consumo de Gas Natural en el Sector GNV
– por Departamento (en mpcd)
GESTIÓN VARIACIÓN2012-2011
2000 2001
2002
2003
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
SECTO
R GNV
LA 399 80 1.04 98 1.17 1.64 2.56 3.30 4.12 6.16 6.16 7.70 8.716 13%SANTA 554 62 82 1.2 1.94 3.50 5.19 8.46 12.72 16.08 18.63 21.50 23.238 8%
C 1.56 2.5 3.61 4.9 6.44 8.29 10.03 11.96 13.37 14.92 15.62 16.96 17.955 6%OR 3 16 38 54 43 69 93 166 252 457 788 865 927 7%
POTO 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0C 23 47 53 10 159 185 243 380 564 739 930 1.16 1.450 24%
T 0 0 0 0 0 94 201 339 472 895 1.74 2.19 2.820 29%TO
2.543
4.012
5.570
7.305
9.764
13.798
18.335
24.628
31.510
39.257
43.886
50.406
55.107 9%
CONSUMO ACTUAL DE GAS NATURAL EN EL SECTOR GNV, GESTIÓN 2012
De acuerdo a las estadísticas del 2011, el volumen promedio de consumo en el sector GNV fue de 55.107 miles de píes
cúbicos día, 9% de incremento respecto al consumo de la gestión 2011. En el sector GNV, los departamentos con mayor
consumo son Santa Cruz, Cochabamba y La Paz con 42, 33 y 16% respectivamente. Los demás departamentos
consumen en menor escala, entre el 5 y 2% del total nacional. El departamento de Potosí no muestra consumo de GNV
debido a que se trata de un sector en estructuración.
T a b l a N °3
Volumen Comercializado de Gas Natural en el Sector GNV Gestión
2012 (en mpcd)
GESTIÓN 2012 CONSUMO
%ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
LA PAZ 7.795
9.344
7.999
8.365
7.644
9.260
8.866
8.695
8.950
8.760
9.591
9.323
8.716 16%SANTA CRUZ 21.53
522.225
22.657
22.514
22.700
22.940
23.808
23.875
24.597
23.384
23.482
25.143
23.238 42%COCHABAMABA
17.621
19.048
17.195
18.398
17.552
17.758
17.563
17.990
18.896
17.924
18.711
16.804
17.955 33%ORURO 480 941 888 876 865 894 919 1.08
71.110
1.015
1.032
1.020
927 2%POTOSI 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0%
CHUQUISACA 1.278
1.295
1.393
1.441
1.328
1.529
1.355
1.405
1.679
1.507
1.538
1.656
1.450 3%TARIJA 2.61
72.483
2.477
2.610
2.309
2.343
2.831
2.902
3.490
3.103
3.491
3.186
2.820 5%
TOTAL 51.326
55.337
52.610
54.204
52.398
54.723
55.342
55.953
58.721
55.694
57.846
57.132
55.107 100%
CONSUMO DE LOS PRINCIPALES ENERGÉTICOS A NIVEL NACIONAL POR DEPARTAMENTO
CONSUMO PROMEDIO DE GASOLINA ESPECIAL A NIVEL NACIONAL GESTION 2012
CONSUMO PROMEDIO DE DIESEL OIL A NIVEL NACIONAL GESTION 2012
CONSUMO PROMEDIO DE GAS LICUADO DE PETROLEO (GLP) A NIVEL NACIONAL
GESTION 2012
CONSUMO PROMEDIO DE GAS NATURAL A NIVEL NACIONALGESTION 2012
MERCADO DE EXPORTACIÓN
MERCADO BRASILERO GSA
La proyección de los volúmenes de Gas Natural para el período 2009 – 2019 a ser
exportados por YPFB e importados por PETROBRAS, considera una demanda del
100% de la Cantidad
Diaria Contractual; es decir, un volumen de 30.08 MMmcd + Gas Utilizado por el
Sistema Bolivia + Gas Utilizado por el Sistema Brasil = 31,5 MMmcd hasta el año
2019 que, si bien puede llegar a ser menor a lo largo de cualquier año por razones
de estacionalidad, contracción en la demanda u otros, se constituye en la máxima
obligación contractual que debe ser satisfecha en caso de su requerimiento.
Adicionalmente, se considera un consumo de 24,1 MMmcd para el año 2020 por
concepto de recuperación de Energía Pagada y No Recuperada (EPNR).
MERCADO ARGENTINO
La entrega de volúmenes de Gas Natural al mercado argentino, tiene un
comportamiento directamente relacionado con la nominación por parte de ENARSA y
la producción disponible de YPFB para el indicado mercado. Los volúmenes
nominados y entregados no alcanzan los límites establecidos en el contrato de
compra venta de Gas Natural suscrito entre las indicadas empresas, en razón al
comportamiento de la producción, la demanda y la capacidad de transporte existente.
En ese sentido, el pronóstico restringe parcialmente las entregas de volúmenes de
Gas Natural para los años 2009 y 2010.
Con fines de análisis para la proyección de demanda de Gas Natural por parte del
mercado argentino, en las gestiones 2009 y 2010, se consideró la capacidad de
recepción por parte de ENARSA en el límite de 7,7 MMmcd en el Punto de Entrega
de Yacuiba.Para los siguientes años, se toma en cuenta los volúmenes
comprometidos con crecimiento gradual hasta 27,7 MMmcd el 2027. A los volúmenes
comprometidos se adiciona el gas combustible para el lado argentino (base 3%).
EXPORTACION DE GAS NATURAL BOLIVIANO
PRIMERA EXPORTACION A BRASIL
La nueva ley de hidrocarburos
La nueva Ley de Hidrocarburos, promulgada el 30 de abril de 1996, crea el marco
jurídico e institucional necesario para garantizar el funcionamiento del sector dentro
de los principios del libre mercado.
SE TERMINA EL GASODUCTO EN DICIEMBRE DE 1998.
La exportación al Brasil, objeto del Contrato de Compra y Venta de Gas Natural
(GSA) suscrito entre. YPFB y PETROBRAS se inició el 1º de julio de 1999.
Gasoducto al Brasil
El gasoducto Bolivia-Brasil se constituye en una de las obras de infraestructura
energética más importante en Latinoamérica. El gasoducto tiene 3.150 kilómetros de
extensión (557 kilómetros en Bolivia y 2.593 kilómetros en Brasil), 32 a 24 pulgadas
de diámetro y una capacidad de transporte de 30 millones de metros cúbicos por día.
El gasoducto cuenta con 16 estaciones de compresión de gas (4 en Bolivia y 12 en
Brasil) y 4 estaciones de medición (2 en Bolivia y 2 en Brasil).
EMPRESAS QUE APORTARON PARA EL PROYECTO DEL GASODUCTO A
BRASIL
El costo total de la obra fue de US$ 2 mil millones (US$ 1.6 mil millones el
tramo brasileño y US$ 400 millones el tramo boliviano).
El financiamiento del gasoducto provino de las siguientes fuentes:
Banco Mundial (BIRD) – US$ 310 millones
Banco Interamericano de Desarrollo (BID) - US$ 240 millones
Corporación Andina de Fomento (CAF) – US$ 165 millones
Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES) – US$ 760
millones
Banco Europeo de Inversión (BEI) – US$ 60 millones
Agencias de Crédito a la Exportación – US$ 360 millones
El contrato Gas Supply Agreement (GSA) entre Bolivia y Brasil (YPFB-Petrobras) fue
firmado el 16 de agosto de 1996 en Río de Janeiro, y establece un volumen mínimo
de compra de 24 millones de metros cúbicos día (MMmcd) y un máximo de entrega
de 30,08 MMmcd. Si se incluye el “gas combustible” de 1,5 MMmcd, el país debe
enviar 31,5 MMmcd.
El 18 de agosto de 2014, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y
Petróleo Brasileiro SA (Petrobras) firmaron un contrato interrumpible adicional al
contrato GSA para la venta de otros 2,24 MMmcd de gas natural hasta 2016, y cuyo
punto de entrega será San Matías para proveer del energético a la termoeléctrica de
Cuiabá de ese país.
CONTRATO DE GAS NATURAL BOLIVIA ARGENTINA
Mediante la suscripción del Convenio Marco entre la República Argentina y la
República de Bolivia para la venta de Gas Natural y la realización de Proyectos de
Integración Energética entre los presidentes de Argentina y Bolivia el 29 de junio de
2006, ENARSA se hace cargo de la comercialización del gas natural proveniente de
Bolivia.
El contrato con YPFB fue suscripto en enero de 2007 por una duración de 20 años. A
los efectos de ajustar los volúmenes que debía entregar YPFB durante el período
2007-2009, las partes realizaron diferentes negociaciones a lo largo de este periodo
arribando finalmente a un acuerdo en marzo de 2010, que motivó la suscripción de la
Primera Adenda al Contrato cuya entrada en vigencia fue el 1° de mayo de 2010.
En el mes de mayo de 2011 se inició la recepción de gas natural de Bolivia a través
del Gasoducto Internacional Juana Azurduy (GIJA), cuya construcción fue realizada
por empresas contratistas de ENARSA. En principio, mientras se optimizaba el uso
del GIJA se recepcionaban los volúmenes de gas natural de Bolivia a través de los
ductos existentes de Yacuiba y Madrejones.
Firma de contrato de gas natural a la Argentina
PROYECTO DE EXPORTACIÓN EXPORTACION GLP A URUGUAY Y PARAGUAY
En el 2013, Bolivia tendrá un excedente de Gas Licuado de Petróleo (GLP); por ello,
el Gobierno boliviano firmó un acuerdo con Uruguay y Paraguay para la venta del
energético, según el ministro de Hidrocarburos, Juan José Sosa. Dos analistas ven
favorable el acuerdo siempre y cuando las plantas de separación de líquidos de Río
Grande y Gran Chaco logren generar el suficiente elemento para abastecer tanto el
mercado interno como los pedidos externos
DEL PROYECTO DE GAS BOLIVIANO A CHILE HACIA MERCADO DE GAS AL PERU
BIBLIOGRAFIA
http://www.laprensa.com.bo/diario/actualidad/economia/20140717/bolivia-
exporta-el-75-del-gas-que-produce_59028_97388.html
www.economiaproudtiva.com