revista gas desarrollo

Con el fin de reflejar el avance en el proceso de consolidación de YPFB Corporación y la industrialización del gas natural, un equipo de trabajo conformado por técnicos, directores, gerentes, vicepresidentes de YPFB Casa Matriz, gerentes y presidentes de las empresas subsidiarias, con-cretó la edición de la primera revista técnica especializada en la cadena productiva de los hidrocarburos.

En esta publicación encontrará información relacionada al proceso pre-vio a la Nacionalización de los Hidrocarburos, el marco jurídico de los contratos petroleros, ejecución de proyectos de industrialización del gas, proyectos de exploración, desarrollo de campos, relación con las empresas subsidiarias, las utilidades netas, renta petrolera, situación financiera de la empresa y otros temas de interés nacional.

La presidencia ejecutiva de YPFB Corporación agradece al equipo pro-fesional que contribuyó a la edición de esta revista bianual, que se constituirá en un medio para transmitir y socializar los avances en la ejecución de los diferentes proyectos que encara la primera empresa del país, priorizando la industrialización de los hidrocarburos y uso del gas para beneficio de las bolivianas y los bolivianos.

Muchas gracias

Lic. Carlos Villegas QuirogaPresidente Ejecutivo a.i.YPFB Corporación

Presentación

Presidente Ejecutivo a.i.de YPFB CorporaciónLic. Carlos Villegas Quiroga

Jefe de Unidad deComunicaciónEver Terán Flores

Coordinador de ediciónAntonio Castaños Medrano

Periodistas Jhonny Salazar SocpazaMarco Flores Nogales

Paola Méndez LacioVerónica Paz SuárezMiguel Torrejón OropezaLeila Cortez PérezPaola Gonzales

FotografíaJosé Luis QuintanaFotos archivo YPFB

Diseño, armadoy composición de tapaMarcelo Mamani Condo

20 54

Contratospetroleros en Bolivia según la nueva CPE

YPFBhacia una empresa de talla internacional

Las refineríasy su nuevo rol en lacadena productiva

SEGURIDAD JURÍDICA GESTIÓN DOWNSTREAM

OPINIÓN

8 Contexto político dela Nacionalización

10 Industrialización, unimperativo constitucional

13 Grandes retos delsector energético

17 Aún no hemos cruzadola calle...

COMERCIALIZACIÓN Y FINANZAS

74 Generación de mayores ingresos

78 Autoabastecimiento de combustibles líquidos

81 Saludable situaciónfinanciera de YPFB

84 Contexto de los preciosde exportación del gas

88 Utilidades de lasempresas subsidiarias

90 Gestión e inversión en proyectos estratégicos

97 Beneficios de lacompensación ambiental

DOWNSTREAM

50 YPFB Logística y elmercado interno al 2027

52 YPFB Refinación y su capacidad de producción

58 La exportación de productos con valor agregado

62 YPFB Transporte y elconsumo hacia el 2020

66 YPFB Aviación, moderniza-ción y abastecimiento

41 YPFB Chaco, un aportea la producción de gas

43 YPFB Petroandina enel sector energético

45 Nuevas tecnologías enel Subandino Sur

47 Sísmica 3DItaguazurenda

68 GTB, beneficios del Nuevo Cruce Río Grande

71 Gas Natural paratodos los bolivianos

UPSTREAM

30 Bolivia en el cénit dela producción de gas

34 Recursos hidrocarburíferos, una oportunidad latente

38 YPFB Andina, importancia de las reservas

SEGURIDAD JURÍDICA

27 Incentivo fiscal a lasempresas petroleras

www.ypfb.gob.boOficina Central: Calle Bueno Nro. 185 Telf.: 591-2-2176300 - 591-2-2370210

Fax: 591-2-2373375 Línea de Transparencia: 800 10 9898

Casilla Postal: 401La Paz, Mayo 2013

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CONTENIDO

La Industrializaciónun mandato popular

NACIONALIZACIÓN. El proceso de industrialización del gas natural generará equilibrios en el desarrollo económico de las regiones, a través de polos de desarrollo energético que

beneficiará con empleos a bolivianas y bolivianos.

OPINIÓN

8 9Gas & Desarrollo Gas & Desarrollo

OPINIÓN

Bolivia y estratégico en un mundo de economía glo-balizada y crecientemente demandante de energía, cuando engañosamente se inflaron nuestras reser-vas para justificar su exportación por y hacia Chile, a precios irrisorios y al amparo de la Ley de Hidrocar-buros 1689, delineada para ese despojo.

En el sector hidrocarburos, el desguazado de las empresas públicas estratégicas del Estado consistió en destrozar su cadena productiva hasta entonces integrada en YPFB, para entregar sus eslabones ro-tos a empresas constituidas con dominancia socie-taria de transnacionales que las operaban. Entre-garon los bienes de YPFB a ”valor libro” y redujeron la empresa estratégica de los bolivianos a condición residual. YPFB, pese a los créditos que a su nombre se contrataban y destinaban a otros fines, era una de las empresas públicas que apuntalaba la econo-mía del Estado.

A la vez, el entreguismo se expresó en la cesión de las reservas de gas, de los pozos productores, campos en operación y bloques exploratorios a di-chas transnacionales ”propietarias” del gas desde boca de pozo, que lo disponían según su mejor con-veniencia, mientras el Estado percibía apenas miga-jas por impuestos y regalías.

A partir de entonces, las empresas transnacio-nales, únicas operadoras y ”propietarias” de nues-tro gas estructuraron, al amparo de la Ley de Hidro-carburos 1689, un pérfido sistema orientado a su exportación, cuya consumación hubiese generado probablemen-te el colapso de nuestro país en-tonces endeudado hasta límites insostenibles, sumergido en la pobreza extrema, el desempleo y con su esperanza secuestrada.

El objetivo de esta política era consolidar a Bolivia únicamente como proveedor continuo y segu-ro de gas natural barato para su consumo en otros países, cerran-do así las puertas a su industria-lización en Bolivia, debido a una supuesta incapacidad que los bolivianos lo pudiése-mos hacer por nosotros mismos. Tiempos de gran bonanza para las transnacionales, mientras el Esta-do se debilitaba hasta el límite de su disgregación.

Pero es ahí, en esas condiciones de pobreza ex-trema, cuando emerge la resistencia popular que, tras arduos meses de lucha en defensa de la patria, genera la renuncia y fuga del mayor exponente del entreguismo: el entonces presidente Gonzalo Sán-chez de Lozada. Esa vigorosa lucha abre un espacio para la reversión de la política imperante e impone la nueva Ley de Hidrocarburos 3058 que modifica

substancialmente las reglas de juego del sector. El clamor popular de la Agenda de Octubre, tiene como objetivos estratégicos la negativa a dicha exporta-ción del gas, la nacionalización e industrialización de los hidrocarburos.

EL 1 DE MAYO DE 2006, PUNTO DE INFLEXIÓN A inicios de la gestión del presidente Evo Mora-

les, el 1 de mayo del 2006, mediante el D.S. 28701 ”Héroes del Chaco” de Nacionalización de los Hidro-carburos, se abre el proceso que produce un cambio drástico: el Estado recupera la propiedad, la pose-sión y el control absoluto de los hidrocarburos, se norma la ”migración” de los contratos petroleros que establece una nueva distribución de los ingre-sos petroleros en favor del Estado, se constituye YPFB como empresa corporativa y se recupera la propiedad mayoritaria de las principales empresas.

Dichas medidas han producido un resultado tal, que a partir de ese año, el ingreso petrolero se con-virtió en el principal soporte económico del Estado y, conjuntamente otras políticas gubernamentales, han sacado al país de la extrema pobreza en que estaba postrada, para convertir nuestro modelo de gestión estatal en referente internacional.

Mediante el aporte principal del sector hidrocar-burífero, el 2006 Bolivia dejó de ser el país mendigo que cada año veía peregrinar a sus ministros colec-tando limosnas en el exterior para solventar el gas-

to de un improductivo aparato burocrático estatal, y comienza el proceso de acumulación de la economía estatal que ha per-mitido pasar de 1.700 a más de 13.000 millones de dólares de Reservas Internacionales Netas (RIN) que dispone al finalizar el 2012, cifra tan inédita como in-sospechada en nuestra historia.

No exento de tropiezos, particularmente el año 2009 cuando estalla un escándalo de corrupción al interior de YPFB

que el propio gobierno, en también inédita actitud extirpa acusando sin contemplaciones a sus res-ponsables, el proceso ha venido avanzando a ritmo acelerado.

Así se logra ampliar el mercado de exportación a Argentina, en condiciones altamente ventajosas y por volúmenes que llegarán a los 27,7 millones de metros cúbicos día (MMmcd), que sumado a los 30,5 MMmcd de la exportación a Brasil, convierte a YPFB Corporación en la empresa líder del Cono Sur en exportación de gas natural, a precios que casi triplican al del mercado internacional.

Nacionalizamospara industrializar

Sin duda alguna el proceso político, económico, social y cultural que vive Boli-via desde la asunción del presidente Evo Morales en

enero del 2006, es el hito más im-portante de la historia nacional de cuando menos el último siglo.

Este proceso se gestó, además, en un tiempo cargado de penurias para los bolivianos, que en las dos décadas anteriores habíamos pade-cido el acelerado despojo de nues-tras riquezas y particularmente de nuestros recursos naturales - reno-vables y no renovables - consuma-do por gobiernos de corte neoliberal que, alternándose en el control del poder político con base en delezna-bles pactos de gobernabilidad, com-pitieron afanosamente en la disputa del galardón del entreguismo.

Esos gobiernos ejecutaron con eficiencia el mandato de depredar los fundamentos estratégicos de la economía del Estado, propiciando la

entrega de nuestros recursos na-turales, el endeudamiento externo acelerado, oneroso y de corto plazo, el desguazado y liquidación de sus empresas públicas estratégicas a título de ”capitalización”, llegando hasta la entrega de nuestro reducido mercado interno.

Todo ello, en nombre de un mun-do globalizado en el que los países pobres y débiles debíamos subor-dinarnos a los poderosos y ricos... y aplicaron esa misma perversión a un modelo de sociedad afín, que re-producía los mismos preceptos de subordinación ante los poderosos. Pero además, aplicaron políticas sis-temáticas de quebrantamiento de los valores y vínculos colectivos y comu-nitarios, logrando imponer un mode-lo de comportamiento social basado en la cultura del individualismo y el consumismo.

Este despojo se acentuó particu-larmente en un recurso tan valioso como el gas natural, abundante en

ECONOMÍA. Desde el 2006, Bolivia dejó de ser el país mendigo y comenzó el proceso de acumulación de la economía estatal que ha permitido pasar de $us 1.700 a más de 13.000 millones de Reservas Internacionales Netas que dispone al finalizar el 2012.

Ing. Fernando Vicenti Vargas

Presidente EjecutivoYPFB Transporte S.A.

Es ingeniero civil titulado en la Universidad Autónoma Ga-briel René Moreno.

EXPERIENCIA

Desde 1988 hasta el presente se desempeña como docente titular en la UAGRM, lo que destaca su vocación de edu-cador de las nuevas genera-ciones de profesionales.

Se desempeñó como Miem-bro del Directorio de YPFB del 2006 al 2009.

Asumió la cartera de Ministro de Hidrocarburos y Energía del Estado Plurinacional de Boli-via durante la gestión 2010.

En septiembre de 2011 fue designado Presidente de YPFB Transporte.

PERFIL

Contexto político de un hito histórico

Con la Nacionalizaciónel Estado recupera

propiedad,posesión y control

absoluto de loshidrocarburos.

OPINIÓN


En el Siglo XX, entre los años 1914 a 1945, se re-gistró un periodo catastrófico para la humanidad, caracterizado por las dos guerras mundiales, la gran depresión económica mundial iniciada en 1929 que destruyó la base del sistema monetario internacio-nal, influyendo en los países desarrollados a adoptar políticas proteccionistas y orientando sus aparatos productivos a la industria armamentista, estos as-pectos constriñeron el flujo de las manufacturas destinadas a los mercados de los países menos de-sarrollados.

Estos sucesos afectaron drásticamente a los países latinoamericanos que enfrentaron dificulta-des en realizar sus materias primas en el mercado internacional, consecuentemente impedidos de ac-ceder a divisas para la compra de manufacturas de los países desarrollados, lo que les obligó a sustituir bienes de consumo no duraderos de fácil elabora-ción, como textiles, calzados, alimentos, bebidas, etc., iniciando la transformación del capital comer-cial en capital industrial.

Fue con la creación de la CEPAL, el año 1948, ins-titución dependiente de la ONU, que se instituyó una estrategia deliberada de desarrollo de ”sustitución de importaciones”, la que además de considerar los aspectos señalados identificó el elemento medular del estrangulamiento de las economías latinoameri-canas, que se expresa en el deterioro de la relación de los términos de intercambio; es decir que en el comercio de lar-go plazo las materias primas que vendemos a los países desarro-llados pierden constantemente valor frente a los productos ma-nufacturados que importamos de dichos países, lo que implica en-tregar mayor cantidad de mate-rias primas por las manufacturas.

La fase difícil de la industriali-zación, se inicia con la producción de bienes de consumo duradero como electrodomésticos, auto-móviles, insumos intermedios, etc. Esta fase se destaca por la descentralización de las empresas del centro hacia la periferia, generando la dependencia de nuestros países del capital trans-nacional. El proceso de industrialización no se com-pletó en la mayoría de los países de América Latina. Brasil, evadiendo parcialmente el dogma neoliberal, sorteó favorablemente esa fase difícil, con la pro-ducción de insumos intermedios, básicamente de la industria química y metalúrgica y la producción de bienes de capital, para posteriormente ingresar a la industria de la computación.

Esta estrategia de desarrollo, basada en la susti-

tución de importaciones, se aplicó en Latinoamérica, en el periodo 1950 – 1981, la que ha sido vilipendia-da por los neoliberales en el contexto mundial, con resonancia en nuestro país por sus acólitos criollos.

En una serena reflexión sobre lo que esta estra-tegia habría generado en Latinoamérica, podríamos retrotraer lo que Albert Hirschman economista es-tadounidense denominó ”Los Treinta Gloriosos de América Latina”, periodo en el que se quintuplicó el Producto Interno Bruto (PIB), con una tasa media anual de crecimiento de 5,5%, originando que el in-greso per cápita se incrementará de $us 420 a $us 960 (a precios constantes de 1970). Estos ingresos acrecentados permitieron sostener el crecimiento de la población entre 1945 a 1980, crecimiento acompa-ñado de un proceso acelerado de urbanización, con mejoras en la educación y la salud, elevando los ni-veles de la esperanza de vida.

Entre las deficiencias a destacar de la estrategia de sustitución de importaciones se observa el des-cuido del sector agropecuario, el que se desenvol-vió con ausencia del apoyo del Estado, agudizando las condiciones de vida de la economía campesina y los pequeños productores. Otra deficiencia fue la concentración de la riqueza y el ingreso en peque-ños segmentos de la población. También se destaca la mayor dependencia de nuestros países al capital transnacional, a partir de la segunda fase de la in-

dustrialización, soslayando los intereses nacionales.

Por otra parte, en otras lati-tudes del planeta se advierten otras estrategias también de in-dustrialización tardía, es el caso de Noruega, Nueva Zelandia, Finlandia, etc., que sustentaron su desarrollo en la riqueza de sus recursos naturales. Tomando el caso de Finlandia, su estrategia de desarrollo tardío se sustentó en su riqueza forestal y un pro-tagonismo estelar del Estado y las empresas estatales. La etapa

inicial de la industrialización finlandesa, estuvo poco diversificada siendo dominante el sector forestal, ar-ticulada al mercado internacional, a través de la ex-portación de materias primas, en las subsecuentes etapas exportaba productos forestales con mayor valor agregado e incursionó en la producción de in-sumos y equipo de dicha industria. Es así que su in-serción en la economía mundial, se sustentó inicial-mente en las ventajas comparativas de la industria basada en mano de obra, capital y recursos natura-les, para pasar, durante los años ochenta del Siglo XX, hacia ventajas basadas en producción intensiva

Un imperativo constitucional

Historiadores económicos focalizan la gestación y el desarrollo de la Primera Revolución Industrial en-tre 1750 y 1850, es decir,

las transformaciones técnicas se ge-neraron a lo largo de estos cien años.

Esta Revolución se expresó en lo económico en la creación y utili-zación de nuevos tipos de bienes de capital, aplicación de nuevas fuentes de energía a las tareas productivas y, en general por el desarrollo y la apli-cación de técnicas y principios cientí-ficos al proceso productivo. También se gestó una importante Revolución Social. Estas transformaciones so-ciales y tecnológicas incrementaron de manera significativa la produc-tividad, la que a su vez posibilitó la captación de un excedente cada vez mayor, dando lugar a un acelerado proceso de acumulación.

Algunos países del norte que en-tonces se rezagaron, en dicho pro-ceso industrial, propiciaron políticas

deliberadas de industrialización, de-sarrollando prácticas proteccionis-tas frente a las entonces potencias industriales, es el caso de Estados Unidos, Alemania y Japón.

En el horizonte temporal de la Primera Revolución Industrial, Amé-rica Latina se hallaba inmersa en el periodo colonial y sosteniendo la lu-cha emancipadora, colonialismo que sometía a la población y expoliaba sus abundantes recursos naturales, las metrópolis de entonces prohi-bían actividades manufactureras en las colonias, evitando la competen-cia a sus productos, esos son parte de los elementos de la acumulación originaria del capital, que sustenta-ban las bases para el significativo crecimiento de la mayoría hoy países desarrollados. Esa revolución indus-trial afianzó la división internacional del trabajo que especializaba a los países latinoamericanos como pro-veedores de productos primarios e importadores de manufacturas.

PETROQUÍMICA. El proceso de industrialización del gas natural tiende a generar equilibrios en el desarrollo del territorio nacional, constituyendo complejos petroquí-micos, de manera que estas inversiones se complementen entre sí.

Lic. Javier Fernández Vargas

Gerente Nacional de Planificación, Inversiones y EstudiosYPFB Corporación

Es economista titulado en la Universidad Mayor de San Andrés, con especialidad en Formulación y Evaluación en Proyectos de Inversión, con grado de Magister en Rela-ciones Económicas Interna-cionales y candidato al Doc-torado (PHD) en Ciencias del Desarrollo.

EXPERIENCIA

Fue Viceministro de Inversión Pública y Financiamiento Ex-terno y se desempeñó en el cargo de Director en diferen-tes instituciones del sector público, en Organizaciones No Gubernamentales y orga-nizaciones de base.

Además, fue docente univer-sitario en universidades pú-blicas y privadas.

PERFIL

Industrialización

La industrializacióndel gas viabilizará

complejospetroquímicos

que serán unnúcleo dinamizador

de la economía.

OPINIÓN


en conocimiento. En 1998 el Producto Nacional Bru-to (PNB) per cápita de Finlandia fue de $us 24.280, mientras que el promedio de los países de la Unión Europea que forman parte de la unión monetaria fue de $us 22.350. (World Bank, 2000).

Bolivia, frente a la mayoría de los países suda-mericanos se caracteriza por su mayor rezago en la industrialización, es así que se lo concibe como un país primario – exportador. En ese contexto, un re-cuento rápido de acontecimientos inherentes sobre esa cualidad, nos permite retrotraernos un poco en la historia y preguntarnos ¿cuál fue el accionar de Bo-livia en el periodo de sustitución de importaciones?

Fue con la aplicación del Plan Bohan, a partir de 1952, que en Bolivia se desarrolló la estrategia de sustitución de importaciones que amplió y diversi-ficó la producción agrícola, sustituyendo importacio-nes de productos como el azúcar, arroz, carne, made-ra permitiendo el autoabastecimiento y mejorando los niveles de consumo.

Se estimuló también la producción de algodón, oleaginosas para la industria aceitera. La estrategia implicó el desarrollo de las comunicaciones, inclu-yendo caminos de vinculación entre Santa Cruz y el occidente del país, entre Tarija y Villa Montes, y cami-nos de penetración a Alto Beni en el norte de La Paz.

Entorno a los acontecimientos históricos reseña-dos y considerando el expreso mandato de la Cons-titución Política del Estado que en el Artículo 319 se-ñala: La industrialización de los recursos naturales será prioridad en las políticas económicas (…), al res-pecto debemos indicar que este objetivo cuenta con el apoyo y la firme voluntad de los dos altos manda-tarios del Estado Plurinacional y está contemplado en el Plan Nacional de Desarrollo (PND), que recupe-ra el dinamismo del Estado como promotor y de las empresas estatales como protagonista, sustentán-dose en la dotación de recursos naturales.

En estas preocupaciones sobre la industrializa-ción en Bolivia, se debe aludir al sector hidrocarburí-fero, por su significativa contribución a la economía boliviana. Es así que en el proceso de consolidar la Nacionalización de los Hidrocarburos en Bolivia, YPFB con una acertada dirección a la cabeza del Lic. Carlos Villegas, en calidad de Presidente Ejecutivo, está cubriendo cada vez más los requerimientos del mercado interno, sin descuidar los compromisos de exportación, pero lo que se destaca es que rebasa la simple extracción de materias primas, para avanzar hacia mayores niveles de agregación del Gas Natural.

El proceso de industrialización del gas natural, tiende a generar equilibrios en el desarrollo del te-rritorio nacional, constituyendo complejos petroquí-micos en el Chaco tarijeño y la zona del trópico de

Cochabamba, de manera que estas inversiones se complementen entre sí y se conviertan en un núcleo dinamizador de la economía, desencadenando in-dustrias de transformación secundaria del gas natu-ral en su entorno.

En el tránsito hacia la industrialización, se des-taca las inversiones en las plantas de separación de líquidos Río Grande y Gran Chaco, complejos que per-mitirán separar físicamente el gas y sus derivados, generando la producción de GLP, gasolinas e insu-mos para los emprendimientos petroquímicos.

El proyecto de Amoniaco y Urea es el primer de-sarrollo boliviano de petroquímica que producirá fer-tilizantes. Contribuirá a mejorar la productividad del sector agropecuario, contribuyendo de forma efecti-va en la búsqueda de la seguridad alimentaria. La sustitución de los fertilizantes importados, liberará divisas, y la exportación de fertilizantes, producto agregado del Gas Natural, permitirá captar mayor cantidad de ingresos y divisas.

Los insumos generados por la planta de Etile-no-Polietileno servirán como materia prima para la elaboración de una gran variedad de productos derivados. El contar con la producción de polietile-no en Bolivia desencadenará iniciativas privadas de medianas y pequeñas empresas dentro del rubro de la elaboración de productos plásticos, generando mayor dinámica, movimiento económico, impulsan-do al sector productivo y generando mayor empleo.

Reclamar ¿por qué en Bolivia no se industriali-zó en los periodos correspondientes a la Primera y Segunda Revolución Industrial y, actualmente, por qué no ingresa directamente a la Tercera Revolu-ción Industrial? planteada por algunos agoreros, es una subjetividad e ingenua desubicación histórica, puesto que, en los tres cuartos de los cien años (1750-1850), de la Primera Revolución Industrial, Bolivia aún no existía como Estado nacional inde-pendiente, sólo en el último cuarto de ese periodo, se funda nuestra querida patria, pasando en esa primera etapa a una lucha intensa por despojarse de las ataduras del periodo colonial, que aún persis-tían, sustentadas por las élites criollas que se perfi-laron como dueñas de vidas y haciendas al interior del territorio boliviano. Los proyectos de industriali-zación, en las plantas de separación, en las plantas de petroquímica, constituyen la base del desarrollo tecnológico, puesto que la innovación productiva requiere recrearse en aparatos productivos reales y no en subjetividades.

Sin duda la industrialización es un imperativo, no es un fin en sí mismo, es un medio para el objetivo estratégico de largo plazo que es el Vivir Bien de las bolivianas y bolivianos, ¡adelante YPFB!

Grandes retos del sector energético

Actualmente, todos los países del mundo se in-teresan, nuevamente, en el sector más grande de la economía mundial, el

energético, y de manera particular en su componente más importante –el Hidrocarburífico– que dominará aún por varios años y que repre-sentó 36% del consumo energético mundial en el año 2003 y que toda-vía sigue en aumento.

Las razones de ese interés, ade-más de las propiamente energéti-cas, se centran también en cues-tiones estratégicas, tecnológicas y ambientales. En las próximas déca-das la demanda mundial de energía primaria, continuará creciendo y los combustibles fósiles se manten-drán como la principal fuente, pro-porcionando de aquí al año 2030 el 90% de ese crecimiento, según la Agencia Internacional de la Energía. Más del 60% del crecimiento de la

demanda mundial de energía pri-maria, corresponderá a países en desarrollo, siendo más fuerte aún el crecimiento de las emisiones de dióxido de carbono, lo cual tiene im-plicaciones diversas, en particular de tipo ambiental.

En Bolivia predominan intere-ses cortoplacistas y una óptica pu-ramente sectorial en la planeación energética. La preocupación mayor está en la evolución de los precios internacionales del petróleo, por razones macroeconómicas y por la fuerte presencia de los ingresos gasíferos en las cuentas fiscales. Las preocupaciones del mediano y largo plazo – ámbito natural de la planificación y de la elaboración de estrategias – parecen no tener real-mente importancia, salvo en el nivel declarativo o de las elaboraciones formales, a pesar de que es en esas dimensiones en donde aparecen cuestiones que adquirirán cada vez

COMPETITIVIDAD. Para convertirnos en el centro energético regional no podemos abstraernos del Mercado Común del Sur, mercado regional donde tenemos las mayo-res ventajas competitivas.

Ing. Jorge Márquez Ostria

Vicepresidente Nacional de OperacionesYPFB Corporación

Es ingeniero geólogo titula-do en la UMSA, con Posgrado en Geología Petrolera en el Imperial College de la Uni-versidad de Londres. Tiene una Maestría en Gerencia de Empresas en el Instituto de Empresas de Madrid y una maestría en Ordenamiento Territorial en el CESU/UMSS Cochabamba.

EXPERIENCIA

Trabajó en Mobil Oil y PDVSA en Venezuela.

Consultor de hidrocarburos en las prefecturas de Cocha-bamba y Tarija.

Geólogo de subsuelo en la GNEE Camiri de donde fue promovido como Vicepresi-dente Nacional de Operacio-nes con sede en Santa Cruz.

PERFIL

Una proyección al tema de los hidrocarburos

OPINIÓN


mientras que la demanda bordea entre los 1.057 y 1.060 MW, con una reserva mayor al 10%, para cubrir eventualidades que puedan presentarse.

El abasto de energía no sólo es un problema de satisfacción de demanda. Como es de cono-cimiento general, las finanzas nacionales son dependientes de los ingresos que generan las exportaciones de gas natural, ya sea por venta de hidrocarburos o bien por regalías e impuestos generados. Esto imprime una relevancia adicio-nal a la situación de producción y desde luego al estado de las reservas hidrocarburíferas. Los datos muestran que Bolivia cuenta con reservas probadas de gas de 9.92 TCF con los altos niveles alcanzados en producción. Lo que estamos ha-ciendo es acelerar la explotación de los campos maduros existentes y por tanto una disminución de nuestras reservas probadas. Esto también significa, que las operadoras han priorizado la monetización acelerada de las reservas existen-tes, a través de la exportación de precios altos, por sobre la búsqueda de nuevas reservas de gas natural. Estos datos son también una señal de que se requieren esfuerzos y recursos crecientes para re-poner reservas, y para enfren-tar el reto de abasto suficiente ante la declinación de algunos campos y los nuevos desafíos tecnológicos que impone la ex-ploración de los nuevos yaci-mientos profundos.

Sumado a estos retos, tene-mos uno más que representa una permanente sangría para el país, se trata de la impor-tación de combustibles, sobre todo del diésel y gasolina, ya que la de GLP se puede resolver con la Planta de Separación de Lí-quidos Río Grande. En cuanto al diésel, pese a los esfuerzos e incentivos (D.S. 1.202 incentivo para producir petróleo crudo) la brecha entre la de-manda y la oferta tiende a ampliarse y la subven-ción puede permanecer por mucho tiempo más.

- Financiamiento de la inversión: En el caso de Bo-livia, que con la promoción de sus potencialidades petroleras, se propone la apertura de las activida-des de exploración en un nuevo ciclo de búsqueda de hidrocarburos, es preciso plantearse pregun-tas básicas antes de modificar los marcos legales y fiscales. Uno de los principales puntos a consi-derar, es que las petroleras privadas no pueden competir con la estatal petrolera en la generación de ingresos fiscales. Este es un argumento fuerte

para que las cosas se queden como están, vale decir que en nuestro caso sigamos al mando de toda la cadena productiva, pero reconociendo que la mayor producción de gas está en manos de las transnacionales y de cuya exportación recibimos la mayor cantidad de ingresos fiscales. A esto hay que añadir, que esta producción acelerada para la exportación, provoca una disminución de nues-tras reservas probadas y una falta de incentivo para reponerlas. Pero la apertura no sólo tiene que ver con procesos internos, es preciso tomar en cuenta también las tendencias actuales que prevalecen en el plano internacional y sus impli-caciones, tanto institucionales como tecnológicas y organizacionales, así sea para desecharlas o re-afirmar opciones propias.

Con la globalización, se han estado desarro-llando en el mundo nuevas formas de acceso a los recursos naturales, acompañados de nuevos cuerpos legales y tratados para facilitar las in-versiones, las cuales tienen implicaciones sobre las inversiones energéticas. De lo que se trata básicamente es de favorecer las inversiones ex-

tranjeras y de proporcionarles seguridad legal y económica en los países receptores. Ante esos hechos y tendencias, es preciso replantear la vinculación entre los recursos naturales, cuya ex-plotación se pretende sea cada vez más libre y abierta, y el de-sarrollo de los países producto-res/exportadores. En cuanto al tema ambiental, dentro de este marco, es posible implementar una explotación de hidrocarbu-ros que sea consecuente con

una política energética sostenible, desde la pers-pectiva de la protección del medio ambiente y del agotamiento de las reservas.

En el caso del gas natural y con referencia al Mer-cosur, vemos mayores impulsos a una articulación de los mercados, lo que obliga a interrogarse sobre la convergencia y la armonización de los sistemas de regulación en este espacio regional.

En el Cono Sur, en donde actúan fuerzas para una mayor integración energética, de manera particular en lo que respecta al comercio de gas natural entre los países del Mercosur, se plan-tean diversas asimetrías y carencias en el plano de la coordinación de las políticas energéticas, de los arreglos institucionales y de la convergencia regulatoria. Al constatar esta falta de integración, surgen propuestas como la de un Secretariado para la Energía de este mercado regional y se re-

mayor importancia, en particular para un país pro-ductor y exportador de gas natural. El progreso tec-nológico, por ejemplo, ha posibilitado la producción de gas natural no convencional en EEUU y Canadá y se va extendiendo rápidamente en Europa y Sud-américa, lo que ha trasformado completamente el panorama energético mundial.

Bolivia cambió radicalmente su orientación eco-nómica desde el año 2006, al implantar su mode-lo económico, social, comunitario y productivo, lo-grando excedentes generados por la explotación de minerales e hidrocarburos, que dinamizaron el mercado interno y permitieron que el país pase de un producto per cápita de $us 1.000 en el 2005, a $us 2.238 en el 2011. También se ha logrado que las finanzas públicas presenten una sostenibilidad de largo plazo, como bien ha ponderado recientemente la CEPAL. Además, con un alto nivel de reservas in-ternacionales, puede permitirse emprender el salto a la industrialización, mediante las dos plantas de separación de licuables.

Empero, es momento de que el país realice cam-bios dirigidos a modificar los mecanismos de acción del nuevo Estado que se está construyendo. Entre ellos, es necesario revisar lo que hasta ahora han sido las prácticas de planificación y de definición de políticas energéticas. Algunas líneas pueden suge-rirse para esa revisión:- La planeación energética, tal como se ha enten-

dido convencionalmente, tiene una óptica pura-mente sectorial en el marco de una economía na-cional; es así que de ciertas relaciones dadas entre consumo de energía y crecimiento, se deriva una demanda de energía y se define una oferta que la cubra. Ahora bien, gran parte de los factores y de-terminantes de la dinámica energética se ubican fuera del sector energético, de ahí la necesidad de tener siempre presente un marco de análisis más amplio, el cual es, cada vez más, un marco global. Sin una visión que rebase los límites del sector energético y los de la economía nacional, no es po-sible precisar los márgenes de maniobra y estra-tegias alternativas para el desarrollo energético. La modificación de los patrones energéticos invo-lucran e interrelacionan factores que tienen que ver con la dinámica del sistema económico-social en su conjunto; trasformaciones del sistema pro-ductivo, cambios en los modos de vida, en los sis-temas de transporte, en los sistemas urbanos, en las relaciones internacionales, etc.

- El marco de análisis más adecuado de los de-safíos energéticos no es ya, uno cerrado a las

transformaciones mundiales, por eso mismo, es importante más bien conocer lo que sucede en una industria petrolera globalizada, no solamen-te como punto de partida o referencia inicial, sino porque los fenómenos y procesos de los países exportadores y productores no se desconectan de ese mundo globalizado petrolífero y gasífero que, cada vez más, se ha vuelto más abierto y compe-titivo.

- En la actualidad, las transformaciones de la eco-nomía y de las industrias no tienen que ver so-lamente con las reformas, sino también con el nuevo contexto institucional que se está cons-truyendo, tanto en el plano interno como en el plano internacional. En lo interno, se debe ajus-tar el modelo de gestión pública donde el Estado vuelve a ser uno de los principales protagonistas, para lo cual la planificación debe constituirse en el elemento ordenador de dicha gestión. En el plano internacional, en particular a través de diversos tratados bilaterales y multilaterales, sobre todo con el Mercosur que se fortalece con la incorpo-ración de Venezuela y se consolida la integración energética sudamericana.

En concreto, si se desea que la senda de creci-miento positivo se mantenga, es necesario ajustar el modelo de gestión actual. Mirar el desarrollo en el largo plazo y dentro de un mundo globalizado es la prioridad del momento.

En cuanto a los retos del sector energético, es posible distinguir cinco grandes tareas o retos que se deben atender prioritariamente en el sector. No son los únicos, pero sí los más importantes. El sec-tor energético boliviano es muy complejo y su pro-blemática es, por tanto, muy diversa. Sin embargo, los retos que se describen a continuación, preten-den hacer una síntesis que permita entender de forma general los asuntos más importantes que discutir y sobre todo resolver.

- Seguridad energética: La demanda de energía en todas sus modalidades (electricidad, petróleo, gas natural, etc.) ha tenido crecimientos altos, los úl-timos años. En cuanto a la demanda de energía eléctrica, se espera que con la generación e incor-poración al Sistema Interconectado Nacional de aproximadamente 72 Mega Watts (MW) de po-tencia, previsto entre agosto y diciembre de este año, se garantiza el suministro de energía eléc-trica para esta gestión. Al presente, la oferta de energía eléctrica fluctúa entre 1.320 y 1.350 MW;

Con la generación eincorporación al SIN de

72 Mega Wattsde potencia, se

garantiza laseguridad energética.

OPINIÓN


considera el papel de los estados y de sus empre-sas estatales energéticas.

En todo caso, parece claro que para avanzar, algunas rupturas son inevitables. Este es el caso de Bolivia, que necesita una gestión más eficiente de sus empresas públicas energéticas, que lógi-camente dependerá de cambios importantes en su relación con el Estado. Solamente después de eso podrán afrontar con solvencia una apertura que vaya más allá de los límites actuales. Que nos sirva de ejemplo el caso del Brasil, que en los 90 con las reformas orientadas al mercado, se res-tructuraron las industrias energéticas y el capital privado adquirió un papel más importante.

- Consolidar empresas públicas de clase mundial: Un reto importante en el sector petrolero, consti-tuye el lograr que YPFB Corporación tenga la com-binación correcta entre supervisión y rendición de cuentas y autonomía de gestión. Adicionalmente, será necesario que buscando las condiciones ade-cuadas en el contexto de las fi-nanzas públicas se revisen los regímenes fiscales a los que está sujeto. Estos esquemas se han convertido en uno de los principales obstáculos para una mayor autonomía de ges-tión y han desviado en algunos casos las decisiones de inver-sión e impedido el crecimiento de la empresa.

La estructura de organización centralizada, los órganos de gobierno, su composición y fal-ta de independencia son otro obstáculo para una operación eficiente. Comprendiendo esta reali-dad, y con el propósito de posicionar a YPFB Cor-poración como una empresa de clase mundial, se realiza un proyecto de restructuración corporativa que abarca el diseño, desarrollo e implementación de un modelo de gestión y estructura organizacio-nal con el apoyo de Wood Mackenzie.

- Garantizar certidumbre jurídica: Los inversionis-tas cuentan con herramientas para mitigar los riesgos que el mercado presenta. Sin embargo, no cuentan con los elementos para protegerse de cambios en los marcos legales aplicables. El go-bierno, por lo tanto, debe procurar la creación de un marco legal estable y, dadas las condiciones que se plantearon sobre las alternativas de finan-ciamiento, sería deseable encontrar también un

marco legal que fomente la inversión privada. El anteproyecto de Ley de Hidrocarburos que

remplazará a la vigente Ley 3058 y que buscará adecuar los procedimientos en el desarrollo de esta industria a la Constitución Política del Esta-do, debe incluir aspectos técnicos que, lamenta-blemente, no se los precisa adecuadamente en la Ley vigente, como por ejemplo tasas de extracción o caudal de producción máxima; la diferencia en-tre recurso y reserva, y sus definiciones interna-cionales; reservorios no convencionales; seguri-dad energética; optimización de la explotación de hidrocarburos; eficiencia energética, y un sinfín de aspectos más que son necesarios acordarlos para no incurrir en errores pasados. Además, es necesario precisar algunos aspectos sobre medio ambiente y pueblos originarios para no incurrir en interpretaciones contradictorias sobre fichas am-bientales, consultas y una serie de problemas que se presentaron al aplicar la Ley vigente.

En cuanto a la Ley de Inversiones, se ha mencio-nado que es la primera en ser presentada y que ha sido am-pliamente concertada con todos los sectores involucrados. Comprenderán que el reto consiste en conciliar las posicio-nes para lograr un marco jurídico que no deje dudas a los diferen-tes actores y que al mismo tiem-po permita que las inversiones encuentren en Bolivia un lugar atractivo, manteniendo siempre la rectoría del Estado y procu-rando el mayor bienestar para

los ciudadanos.

- Definición del papel de Bolivia en el entorno inter-nacional: El país debe estudiar el impacto de sus políticas en el entorno energético mundial, espe-cialmente en lo referente al Mercosur, mercado regional en el que activamente participamos. No podemos abstraernos de esta realidad, don-de tenemos las mayores ventajas competitivas, para convertirnos en el centro energético regional. Bolivia está llamado, por su propio interés y be-neficio, a contribuir al ordenamiento de los mer-cados energéticos del Cono Sur, aumentando su cooperación e intensificando su participación en diversos foros, destacando su papel como actor relevante, no sólo como exportador de gas rico en licuables, sino como industrializador y exportador de fertilizantes y productos petroquímicos.

Bolivia debe estudiarel impacto de sus

políticas en el entorno

energéticomundial,

especialmentereferente al Mercosur.

Aún no hemoscruzado la calle…

”Porque sabemos a dónde queremos ir, porque sa-bemos a dónde no que-remos ir, ni volver...” (NK), es el paradigma, el cami-

no que nos ha marcado la ”Nacio-nalización de los Hidrocarburos”, hecho político histórico para el desarrollo económico nacional con dignidad.

Esta patriótica decisión del Go-bierno Nacional, constituye una propuesta de acción que construya la contracara de lo que significó el saqueo neoliberal.

Se instala así una plataforma del sector hidrocarburífero con ini-ciativas de innovación que muestra su consistencia en todo orden de aspectos, como el de inversiones, producción, contratos de asigna-ción de áreas exploratorias, con-venios de estudios, aspectos tribu-tarios, incentivos, la asociación de empresas, la relación empresarial entre la Casa Matriz y sus Subsi-

diarias y otros tantos aspectos im-portantes como las retribuciones, los costos recuperables, la distri-bución de utilidades, la participa-ción Estatal y otros que suman y crean un ambiente proclive al de los negocios petroleros.

El afianzamiento del sector, diversificado en actividades de la cadena hidrocarburífera, no es casual, son siete años de gestión económica y empresarial que han resultado en una percepción de Bolivia como país de destino de in-versiones, que debe ampliarse aún más al sector.

Por eso decimos que ”aún no hemos cruzado la calle”, donde está la seguridad energética y la plena industrialización de los hi-drocarburos, objetivos a los que se marcha a paso firme y con inver-siones millonarias.

Se trata de una situación pecu-liar, de alternativas para las ingen-tes demandas de inversiones que

PROSPECCIÓN. Se trata de una situación peculiar, de alternativas para las ingentes demandas de inversiones que se requieren para un Plan Nacional Integral de Explo-ración y Explotación.

Rafael Martínez Vaca

Presidente EjecutivoYPFB Chaco S.A.

Es economista.

EXPERIENCIA

Fue miembro del Directorio de YPFB en representación del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas desde el año 2006 al 2010 (transición del YPFB ”residual” al YPFB Corporación de hoy).

También se desempeñó entre otras importantes funciones como Director de YPFB An-dina S.A. y Director de YPFB Chaco S.A.

Fue Presidente del Directorio de YPFB Logística S.A y ac-tualmente es el Presidente del Directorio y Presidente Ejecutivo de YPFB Chaco S.A.

PERFIL

Debe ampliarse el destino de inversiones al sector

OPINIÓN

18 Gas & Desarrollo

se requieren para un Plan Nacional Integral de Ex-ploración y Explotación en base a la soberanía hi-drocarburífera garantizada por la nacionalización y que otorgue viabilidad económica a las inversio-nes para el riesgo exploratorio.

YPFB Chaco S.A. realiza actividades petroleras, en exploración y explotación de hidrocarburos y cuenta con dos filiales, una denominada Compa-ñía Eléctrica Central Bulo Bulo, dedicada a la gene-ración de energía eléctrica con una potencia ins-talada nominal de 90MW y en actual ampliación a una tercera turbina, para adicionar otros 50 MW al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Si bien no es la actividad principal de la empresa, es un apor-te estratégico a la seguridad energética del país.

Flamagas S.A., otra filial, es una planta envasa-dora de GLP, con una capacidad instalada de 230 TM/d, dedicada a comercializar GLP y entregas a granel a través de cisternas y tanques estaciona-rios para clientes comerciales e industriales a ni-vel nacional.

Las áreas de contrato de la empresa, se en-cuentran en los departamentos de Cochabamba, Chuquisaca, Santa Cruz y Tarija.

YPFB Chaco perforó en la gestión pasada exitosamente siete pozos de desarrollo, uno de intervención y dos en actual ejecución, ocupando a plenitud tres equipos de perforación de forma simultánea, lo que nos ha permitido incrementar la pro-ducción de gas en importantes volúmenes.

En concordancia con la polí-tica gubernamental de incenti-vos a la producción de líquidos, disminuir la importación de carburantes y lo que significa la subvención, bajo el criterio de ”lo que se produce no se importa” YPFB Chaco, asumió un Contrato de Prestación de Servicio con su Casa Matriz para la perforación del pozo Ingre -X2, tra-bajos iniciados el 15 de diciembre pasado.

La empresa con la producción de gas natural participa en el mercado interno con un 10%, en la entrega al Brasil (GSA) con un 5% y a la Argentina (ENARSA) con un 28%. En el mercado de líquidos, entrega crudo, condensado y gasolina natural, cu-briendo el 12% del mercado interno y participa del mismo mercado con la entrega del 40% de GLP.

YPFB Chaco cerró el 2012 con una bonanza

económica con disponibilidades de hasta $us 320 millones que superan los niveles adecuados de excedentes financieros destinados al cumplimien-to de los programas de trabajo y presupuestos anuales.

El presupuesto anual de inversiones en la ges-tión 2012 se ejecutó en un 100%, hecho inédito no sólo en la empresa sino en la Corporación. Se ha ejecutado una inversión de $us 140 millones, principalmente en las áreas de perforación con un monto de $us 72 millones que logró una ejecución del 105% de lo programado y exploración con $us 31 millones.

El presupuesto para 2013 representa un 64% de incremento al promedio de las inversiones de los últimos 5 años y es un 329 % mayor en relación al promedio de los cinco años previos a la Nacionali-zación de los Hidrocarburos.

YPFB Chaco S.A. apuesta por una planificación estratégica que la visualice como empresa 100% boliviana, líder del sector hidrocarburos. La pro-puesta se basa en un agresivo y amplio crecimien-to empresarial, basado en un Plan de Exploración

con un portafolio de áreas nue-vas que permitan inversiones y otros recursos en forma cre-ciente y sostenida, dirigidas a la evolución de la reservas de gas natural y petróleo.

El ”Potencial Exploratorio” es fundamental para cumplir con los futuros compromisos na-cionales y externos, que supere ampliamente el posicionamien-to actual de la empresa y se constituya éste como columna fundamental para el desarrollo

y crecimiento de la compañía.Durante la gestión 2012 se desarrolló la sísmi-

ca 3D Chimoré, por $us 31 millones, en un área de 400 km2, que a través de la información y regis-tros obtenidos, permitirán visualizar nuevos pros-pectos exploratorios destinados al remplazo y adi-ción de nuevas reservas, dinamizando la oferta y entrega de productos.

Pretendemos ocupar un lugar más destacado en el upstream, con márgenes operativos superio-res y mostrando menos temor al riesgo, desarro-llando las potencialidades empresariales actuales, impulsando nuevos y mayores emprendimientos exploratorios.

”Aún no hemoscruzado la calle”, donde

está la seguridad energética

y la industrializaciónde los hidrocarburos.

Industrialización, una realidad

PLANTA RÍO GRANDE. Las plantas de separación de líquidos Río Grande en Santa Cruz, Gran Chaco en Tarija y de Amoniaco y Urea en Cochabamba se constituyen en los pilares

de la industrialización del gas natural y la petroquímica en Bolivia.

GESTIÓN


GESTIÓN

A principios de 2013 cumplí cuatro años al mando de YPFB Corporación y debo decir que no ha sido fácil. Nos tocó manejar en los

años más difíciles porque encontra-mos una empresa casi inexistente, por todo el proceso de la privatiza-ción; era empresa residual, tuvimos prácticamente que reconstruirla para que no sea un ave de paso en Bolivia, sino una empresa puntal de la economía nacional.

Este reto nos motiva todos los días. Esta es la primera y la única coyuntura que se presenta en la his-toria y creo que no podemos defrau-dar a nadie. La población debe tener la certeza de que no apuntamos a resultados transitorios, porque la Nacionalización llegó para quedarse por mucho tiempo y para tal efecto la única fórmula es el trabajo.

Hemos escuchado un sinfín de críticas permanentes, de las mis-mas personas. Cuando entré a

YPFB, una primera decía que la em-presa no tenía capacidad para hacer nada, ofrecí una restructuración de Yacimientos, contratamos a Wood Mackenzie, una consultora inter-nacional que encaró un proceso de dos años (2011-2012), terminamos y ahora la reestructuración será im-plementada desde 2013.

La segunda crítica recurrente estaba referida a la falta de inver-siones, la falta de producción y la incapacidad de cumplir compromi-sos con Argentina, Brasil y el mer-cado interno. Sin embargo, ahora estamos con una producción de 56 MMmcd con picos de entre 58 y 60 MMmcd.

También decían que YPFB no te-nía capacidad para hacer redes de gas, que eso era imposible. Ahora tenemos una inversión de $us 100 millones por año. Creo que es un he-cho que toda la población observa. Lo mismo con la industrialización, decían que era imposible y hoy te-nemos plantas en construcción.

YPFB será empresade talla internacional

LA NUEVA YPFB. La Industrialización de los Hidrocarburos proyectará a la estatal petrolera como la empresa más grande del país que dará vida a los bolivianos en las próximas décadas.

Lic. Carlos Villegas Quiroga

Presidente Ejecutivo a.i.YPFB Corporación

Es Licenciado en Economía titulado en la Universidad Mayor de San Andrés (UMSA).Posee un Doctorado Multidis-ciplinario en Ciencias del Desa-rrollo, Mención en Estrategias del Desarrollo, UNAM-CIDE.

Tiene una Maestría en Econo-mía en el Centro de Investiga-ción y Docencia Económica.

EXPERIENCIA

Fue ministro de Planificación del Desarrollo y ministro de Hidrocarburos y Energía. Director Postgrado en Cien-cias del Desarrollo de la UMSA.

Socio-investigador del Centro de Estudios para el Desarrollo Laboral y Agrario 1985-1996.Fue fundador del CEDLA.

PERFIL

Trabajamos en equipo en beneficio de los bolivianos

NACIONALIZACIÓN:GAS PARA LOS BOLIVIANOSProducto de una decisión política del 1 de mayo

de 2006, estamos viviendo hechos históricos a partir de la tercera nacionalización que significó el quie-bre en la historia hidrocarburífera. En estos siete años, el principal reto era proyectar la nacionali-zación en base a las políticas hidrocarburíferas ejecutadas por YPFB.

El 2005, Bolivia consumía 3 MMmcd, hoy día está consumiendo alrededor de 9.89 MMmcd eso quiere decir que la política de Nacionalización y la estrategia hidrocarburífera priorizó el mercado nacional y ratificamos que de aquí en adelante, el mercado interno tanto de consumo como de in-dustrialización, será la primera prioridad.

Esta producción récord que obtuvimos el 2012 también permitió cumplir los compromisos con los mercados externos, a Brasil entregamos 31.5 MMmcd y a la Argentina 16 MMmcd.

Hemos logrado aumentar la producción de líqui-dos de condensado y de crudo a 55.000 BPD. El 2011 teníamos 44.000 BPD y para tener mayor capacidad de procesamien-to de los líquidos de condensado y crudo, estamos expandiendo la capacidad de pro-cesamiento de las refinerías Gual-berto Villarroel y Guillermo Elder Bell.

En términos de procesamien-to de crudo he-mos aumentado esa capacidad en 17%; de gasolina en 22%; de jet fuel 10% y de Recom en 18%. Todavía estamos comprando e importando diésel que se ha convertido en un problema estruc-tural en Bolivia y por lo tanto, estamos buscando soluciones estructurales.

En el caso de la Gasolina y el GLP, estamos dan-do pasos importantes. Desde noviembre de 2012 somos autosuficientes en la producción de GLP y ahora exportamos 1.000 TM/mes de GLP y a partir de junio de 2013, 5.000 TM/mes de GLP en las me-jores condiciones que ofrece el mercado, precaute-lando los intereses de YPFB, del Tesoro General del Estado y del Gobierno Nacional.

El presidente Evo Morales, a lo largo de los seis años de Gobierno señaló que uno de los frutos prin-

cipales de la Nacionalización debía ser que los bo-livianos y las bolivianas accedan al gas natural. En promedio estamos invirtiendo cada año 90 millones de dólares y desde la Nacionalización instalamos 322 mil conexiones de gas domiciliario a lo largo y ancho del país.

Pero la Nacionalización no es apropiarse del ex-cedente de los hidrocarburos es tener una empresa eficiente y rentable y en esos términos, estos úl-timos años, en Casa Matriz obtuvimos utilidades netas por un valor de 765 millones de dólares y las empresas subsidiarias de 450 millones de dólares, en total tenemos una ganancia de 1.205 millones de dólares, que aseguran liquidez y financiamiento para proyectos de exploración e industrialización fundamentalmente.

Hoy en día existen dos actores de inversión en Bolivia: YPFB Corporación y las empresas privadas que tienen contratos con el Estado boliviano, y estos dos actores el 2012 rompimos record de inversión, llegamos a 1.593 millones de dólares y en el período de la nacionalización 2006-2012, hemos invertido 5.236 millones de dólares que abren camino hacia

un cambio en la estructura del sector hidrocarburos. Todo este proceso a la cabeza del compañero

Evo se plasma en renta petrolera que el 2012 llegó a $us 4.200 millones distribuidos en IDH, regalías, patentes y participaciones, con incrementos signi-ficativos respecto a 2011 cuando se alcanzó a $us 2.989 millones.

Desde la Nacionalización de los Hidrocarburos hemos generado $us 16.745 millones por concepto de renta petrolera, recursos que se destinan a las gobernaciones y municipios, entidades encargadas de cerrar el círculo virtuoso de la nacionalización con obras en salud, educación, infraestructura caminera y unidades productivas para crear nuevas fuentes de trabajo.

Desde el 2006 a la fechaYPFB Corporación

ingresó en una fase de

renacimiento.Antes, estaba enterapia intensiva,

ahora está dando sus primeros pasos.

Movimiento de tierras para la construcción de la Planta Gran Chaco, Tarija

Ges

tión

22 Gas & Desarrollo

GESTIÓN

Control de la cadena hidrocarburífera

ESTABILIDAD. Las transformaciones en la legislación petrolera garantizan lapropiedad efectiva de los hidrocarburos a favor del Estado boliviano y a la vez

ofrecen todas las garantías a las inversiones extranjeras.

INDUSTRIALIZACIÓN:CON RECURSOS PROPIOSHace seis años la industrialización parecía ser un

sueño inalcanzable. El 22 de enero de 2006, el presi-dente Evo señaló contundentemente en su discurso de asunción al Gobierno que la industrialización del gas natural sería una realidad; ahora podemos decir: la industrialización del gas natural es una realidad.

Estamos haciendo inversiones de recursos pro-pios del Estado boliviano, gracias a la decisión importante y funda-mental del presidente Morales de invertir las reservas del Banco Central de Bolivia (BCB) en pro-yectos de industrialización.

El BCB otorga créditos a YPFB para la construcción de la Plan-ta de Separación de Líquidos Río Grande que se entregará en mayo del 2013; la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco, el segun-do semestre de 2014; la Planta de Amoniaco y Urea que ingresará en funcionamiento el segundo se-mestre del 2015.

La Planta de Gas Natural Li-cuado (GNL) permitirá entregar gas natural a todas las poblacio-nes de Bolivia que en este mo-mento no tienen posibilidades de acceder porque los ductos están bastante alejados y finalmente la Planta de Etileno y Polietileno, por lo tanto, los recursos que provie-nen del esfuerzo de los bolivianos, permiten hoy día decir que Bo-livia hizo una inflexión histórica para dejar de producir y exportar exclusivamente materias primas y entrar muy pronto a la fase de producción con valor agregado y de la exportación de los mismos.

Nuestro relacionamiento con las empresas petroleras no tiene problemas. Tenemos un contra-to de operaciones donde ellas y nosotros cumplimos. Las empresas prácticamente asumieron la directriz del Gobierno Nacional a través de YPFB. El interlocutor principal de las empresas es Yacimientos. Nosotros generamos todo el equipo técnico necesario dentro de la Corporación para una interlocución al mismo nivel con las empresas lo cual permite canalizar importantes recursos de inversión,

por ejemplo, el año pasado de los 2.100 millones de dólares invertidos, el 60% estaba a cargo de YPFB y el 40% a cargo de las empresas privadas.

LA NUEVA YPFB:SEGURA Y TRANSPARENTESabemos que el eje principal de la actual economía

son las empresas públicas, por lo tanto, requerimos que estas sean eficientes, rentables y transparentes.

Y cuando no hay transparencia uno queda muy cuestionado, en consecuencia tomamos precau-ciones y lo que hicimos fue des-plazar mayores mecanismos de prevención, tomando en cuenta que YPFB maneja mucho dinero en la industrialización.

Por primera vez en los 76 años de historia de Yacimientos, la em-presa está manejando tanta pla-ta. Esperemos entonces que la gente tome conciencia que traba-jamos en el marco de la absoluta transparencia para evitar hechos irregulares, cuidando su credibi-lidad, pese a los casos ya conoci-dos.

Desde el 2006 a la fecha, YPFB ingresó a una fase de renacimien-to. Antes de eso la empresa es-taba en terapia intensiva, ahora está dando sus primeros pasos, está haciendo cosas importantes y si continuamos así, los próximos 10 a 15 años estoy seguro que Yacimientos será una empresa de talla internacional como Petro-bras, Ecopetrol, Pemex o PDVSA, creo que vamos hacia allá.

Hemos avanzado pero hay muchos retos mirando el futuro. Uno fundamental y aquí estamos cerrando filas, es trabajar con-juntamente para tener nuevos descubrimientos de gas natural y de petróleo crudo, porque estos

próximos años, además de consolidar la industriali-zación, se hará exploración y desarrollo de pozos a fin de profundizar el cambio de la matriz energética, donde Bolivia sea autosuficiente, se maneje y viva de sus propios recursos naturales nacionalizados e in-dustrializados; eso se llama soberanía económica y allá nos dirigimos.

Bolivia ingresará a la fase de producción de

gas con

valoragregado

y de la exportaciónde los mismos.

Inspección en Río Grande

SEGURIDAD JURÍDICA

SEGURIDAD JURÍDICA


Los Contratos Petroleros son acuerdos por los cuales un Estado o una empresa es-tatal en representación del Estado, conviene la realiza-

ción de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, otor-gándole al contratista o titular el derecho de realizar por su cuenta y riesgo la búsqueda y extracción de hidrocarburos en una determinada área.

En ese marco, el contratista y/o titular asume la responsabilidad de realizar actividades y operaciones bajo ciertas condiciones y/o regula-ciones en el marco de la legislación aplicable, ejecutar inversiones y tra-bajos obligatorios con el objetivo fundamental de hallar hidrocarbu-ros y, asimismo, se obliga a liberar áreas gradual y progresivamente conforme avanzan las fases explo-ratorias, con el fin de que estas sean asignadas a otras empresas.

En el marco de la Ley de Hidro-

carburos podemos indicar que para la ejecución de actividades de ex-ploración y explotación de hidrocar-buros existen tres modalidades de contratos petroleros los cuales son:

a) Contratos de Producción Compartida, b) Contratos de Operación y c) Contratos de Asociación

Bajo estas modalidades en Bo-livia fueron suscritos 44 Contratos de Operación (CO) de los cuales se encuentran vigentes 41 debido a que el CO para el Área Irenda no fue protocolizado, por lo tanto, no surtió efecto, los COs para el Área Chara-gua y para el Área Ingre fueron de-vueltos al Estado y posteriormente asignados como Áreas Reservadas a favor de YPFB.

Antes de la suscripción y vigen-cia de los Contratos de Operación en Bolivia, se encontraba en vigencia los Contratos de Riesgo Compartido

(CRC) suscritos en el marco de la anterior Ley de Hi-drocarburos Nro. 1689 de 30 de abril de 1996. Esta norma en su artículo 24 ratifica la propiedad efec-tiva de las empresas que hayan firmado Contratos de Riesgo Compartido sobre los hidrocarburos, en todas las fases de la cadena productiva y declara: ”Quienes celebren contratos de riesgo compartido con YPFB para la exploración, explotación y comer-cialización de hidrocarburos adquieren el derecho de prospectar, explotar, extraer, transportar y co-mercializar la producción obtenida.”

En ese contexto, la entrega del derecho propie-tario de los hidrocarburos fue consolidada por el D.S. 24806 de 4 de agosto de 1997, que aprobó los modelos de Contrato de Riesgo Compartido, que en su Cláusula Tercera indicaba: (Objeto del Contra-to).- Es facultar al Titular para realizar actividades de Exploración, Explotación y Comercialización de Hidrocarburos en el Área de Contrato, mediante el cual el Titular adquiere el derecho de propiedad de la producción que obtenga en Boca de Pozo y la disposición de la misma conforme a las previsiones de la Ley de Hidro-carburos. Este contrato no es-tablece la pro-piedad de los yacimientos de hidrocarburos ”in situ”...

En conse-cuencia, la pro-mulgación del D.S. 24806, ha significado la entrega de to-dos los derechos de propiedad a las empresas ti-tulares de los CRC, para la disposición completa de los recursos en todo el proceso de producción y comercialización en base a la Ley 1689, siendo de propiedad de las empresas transnacionales los hidrocarburos cuando estos son producidos, por lo tanto, con el derecho de disponer hasta su comer-cialización, limitando la soberanía del Estado sobre sus recursos naturales siendo además que estos contratos no contaban con autorización y menos aprobación del Poder Legislativo actual Órgano Le-gislativo conforme prevenía la Constitución Política del Estado, reduciendo la participación de YPFB a una entidad residual con facultades simplemente

de administración de los CRC, sin ninguna partici-pación en la fases de la cadena productiva de los hidrocarburos.

Sin embargo, a partir de los movimientos so-ciales acaecidos el 2003 con la llamada ”Guerra del Gas” y el ”Referéndum de 2004” se gestaron transformaciones en la legislación petrolera como ser la abrogación de la Ley Nro. 1689, la promulga-ción la Ley Nro. 3058 de 17 de mayo de 2005 y la promulgación del D.S. Nro. 28701 de 1 de mayo de 2006 de ”Nacionalización de los Hidrocarburos” por el cual el Estado boliviano recupera el control total y absoluto de los hidrocarburos requiriendo a las empresas petroleras suscribir nuevos contratos petroleros en el marco de la nueva Ley de Hidro-carburos. En ese contexto fueron suscritos los 41 CO vigentes en Bolivia.

Un Contrato Petrolero por su complejidad y/o especialidad, al margen de cumplir con los requisi-tos esenciales previsto por el Código Civil, indepen-

dientemente del modelo o tipo de contrato, debe dejar claramente establecido ciertos aspectos fun-damentales en la industria hidrocarburífera como el Riesgo, la Propiedad, el Control y la Renta.

El Riesgo podría decirse, que es la contraparte de la renta, vale decir que las empresas privadas entre más riesgos asumen, tienden a exigir mejor participación de la renta petrolera, aspectos que básicamente son discutidos en rondas de negocia-ción tomando en cuenta, desde luego, las normas vigentes y aplicables al sector.

Por propiedad se entiende la capacidad de dis-posición de los hidrocarburos, cambiar su forma o su contenido, sacar provecho, usufructuar con el,

Los contratos petroleros en Bolivia

LEGISLACIÓN. Luego que las empresas detentaran la propiedad efectiva sobre los hidrocarburos en todas las fases de la cadena productiva; a partir del 2003 a 2006 se gestaron transformaciones en la legislación petrolera.

Dr. Marcelo Canseco Fuentes

Director Legal GeneralYPFB Corporación

Es Abogado licenciado en la Universidad del Valle y Au-ditor Financiero titulado en la Universidad San Francisco Xavier.

Posee maestría en Adminis-tración de Empresas y cursó una en Derecho Administra-tivo. Tiene diplomados en Ar-bitraje Internacional, Derecho Constitucional, Gas y Petróleo.

EXPERIENCIA

Tiene 14 años de experiencia laboral. Fue miembro del Di-rectorio de YPFB por el Minis-terio de Hidrocarburos y por el Ministerio de la Presidencia. Es parte del Directorio de la EBIH.

También fue Director Jurídico del Ministerio de Hidrocarbu-ros y Energía.

PERFIL

Control total y absoluto de los hidrocarburos

Características de los COs

•Cuentan con aprobación de la Asamblea Legislativa Plurinacional.

•Noseotorgaelderechopropie-tario de los hidrocarburos.

•El privado asume a su propiacuenta y riesgo la exploración y explotación.

•ElEstadonogarantizalarenta-bilidad del proyecto.

•Prevéel conceptode costo re-cuperable en caso de éxito y la comercialización efectiva de los hidrocarburos previo pago de Regalías, IDH, pagos por com-presión y transporte.

Asamblea Legislativa Plurinacional

SEGURIDAD JURÍDICA


transferir sus derechos a un tercero, comercializar-los y demás formas de disposición. La propiedad del producto debe estar muy bien definida en un contrato petrolero, más aún si existe una previsión constitucional sobre qui,en ejerce la propiedad de los recursos hidrocarburíferos, al margen del lugar o la forma en que presenten.

El Control, básicamente tiene que ver con la fa-cultad de decidir sobre el destino, las condiciones, precios y demás aspectos sobre el producto. Por lo general, este control lo asumen los gobiernos a través de la emisión de normas legales en mérito al ejercicio del derecho propietario de los recursos, en el caso de Bolivia, en representación del pueblo, único propietario de los hidrocarburos.

La Renta, es lo que en realidad motiva a las empresas a decidir sobre las inversiones. La renta se constituye en cualquier parte del mundo en la pugna central, entre un Estado y una empresa pe-trolera, considerando que su repartición y/o distri-bución será la que motive su incursión en un deter-minado país, constituyéndose en una oportunidad para las partes de obtener réditos económicos, que es la base central de la industria petrolera. Por lo tanto podríamos decir que la renta petrolera es de mucha sensibilidad, en consecuencia, un contrato petrolero deberá establecer con claridad este as-

pecto, tomando en cuenta que las empresas prio-rizan la recuperación de su inversión en el menor tiempo posible.

Considerando estos conceptos y la compleji-dad de la industria hidrocarburífera, un contrato petrolero requiere ser enfocado con la mayor clari-dad posible, definiendo con precisión las fases que conlleva un proyecto exploratorio, vale decir, desde la exploración, evaluación, desarrollo, producción y abandono, siendo cada una de estas fases muy particulares y propias de cada una de ellas. Por lo cual que un contrato deberá plasmar con precisión cada fase, concertándose contratos claros y con-cisos, tomando en cuenta además que los hidro-carburos en cualquier parte del mundo adquieren su valor cuando estos se encuentran en superficie, es ahí donde este recurso no renovable toma su importancia.

Dicho hidrocarburo, mientras se encuentre en el subsuelo, podríamos decir que no tiene ningún va-lor, siendo este último, uno de los argumentos más utilizados por las empresas petroleras en la nego-ciación de contratos, lo que hace o motiva que sean los propios estados los que asuman los riesgos, a través de empresas estatales para desarrollar sus propios recursos hidrocarburíferos.

En base al nuevo marco constitucional, los contra-tos para la Ejecución de Actividades de Exploración y Explotación en Áreas Reservadas a favor de YPFB tienen las siguientes características:

•Suscritos previa autorización y aprobación de laAsamblea Legislativa Plurinacional.

•Nootorgamientodelderechopropietariode loshi-drocarburos.

•Laempresaprivadarealizatodaslasactividadesex-ploratorias a su exclusiva cuenta y riesgo, en el Área de Contrato.

•En caso de descubrimiento comercial, la empresaprivada está en la obligación de ceder el contrato a una Sociedad Anónima Mixta (SAM) a ser constituida entre la misma empresa e YPFB para la fase de ex-plotación.

•UnavezefectivizadalaCesióndelContrato,lasacti-vidades de explotación estarán a cargo y responsa-bilidad de la Sociedad de Economía Mixta.

•La inversión realizada por el privado en el periodode la exploración será devuelta por la SAM, con la

comercialización efectiva de la producción de hidro-carburos, previa aprobación de YPFB de los costos incurridos por el privado.

•LaSAMentregaráaYPFBlatotalidaddeloshidro-carburos producidos.

•LosingresosobtenidosporYPFBporlacomerciali-zación de hidrocarburos serán destinados primero al pago de regalías, Impuesto Directo a los Hidrocarbu-ros (IDH) y Participación Directa de YPFB.

•El monto restante será destinado al pago de la re-tribución a la SAM (Retribución al Titular), para que esta, en primera instancia devuelva al privado, los costos de la exploración efectivamente incurridos en las operaciones.

•LaretribucióndelaSAMestarácompuestaporcos-tos reportados, aprobados y su utilidad.

•YPFB aprueba los costos incurridos de acuerdo alprocedimiento contable establecido en el contrato y su anexo D, una vez aprobados por YPFB se denomi-narán costos reportados aprobados.

En caso de existir costos observados por YPFB estos son reportados a la SAM.

NUEVO MODELO DE CONTRATO DE SERVICIOS PETROLEROS

Incentivo fiscal a las empresas petroleras

El constante crecimiento del parque automotor hace que la diferencia entre la oferta de combustible refinado en el país (como derivado de la

producción de petróleo) y la demanda nacional, sea cada vez mayor.

Ahora bien, nuestros campos pe-troleros atraviesan por una etapa de franca declinación y muchas compa-ñías petroleras no han demostrado interés de seguir operando en esta ac-tividad debido a que consideran dema-siado el gasto que realizan en extraer petróleo a un precio bajo, comparado esto con la cotización del crudo inter-nacional de referencia (WTI).

Ante esta situación el gobierno del presidente Evo Morales diseñó un in-centivo pero con la finalidad de mejo-rar la producción de líquidos.

En los Programas de Trabajo y Pre-supuesto (PTP) de la gestión 2013, que de acuerdo a los Contratos de Opera-ción presentan las operadoras a Yaci-mientos Petrolíferos Fiscales Bolivia-

nos (YPFB), se puede verificar que el alcance del Decreto Supremo Nº 1202 del 18 de abril de 2012 sobre los incen-tivos a la producción de hidrocarburos, ha tenido una buena aceptación por parte de las operadoras prestadoras de servicios, pues las expectativas de producción que se espera con las acti-vidades programadas para el 2013 son alentadoras.

El incentivo a la exploración y pro-ducción de petróleo a través de Notas de Crédito Fiscal (NOCRES) que está generando interés en el sector, per-mite estimar una producción adicio-nal cercana a los 2.000 barriles por día (Bpd) para 2013.

Este valor estará en función de la probabilidad de éxito de cada actividad, situación que en hidrocarburos es muy natural. Pareciera ser que el incentivo está comenzando a mostrar sus frutos en cuanto a revertir la tendencia decli-nante de la producción de petróleo.

El Estado, a través del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y su brazo

INCENTIVO. El Estado, a través del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y su brazo operativo YPFB, trabaja en la reactivación de campos maduros buscando incrementar la producción de petróleo con densidad menor a 55º API.

Ing. Rolando Mendoza Rioja

Ex Director de Desarrollo y ProducciónYPFB Corporación

Es Ingeniero Petrolero titu-lado en la Universidad Autó-noma Gabriel René Moreno (UAGRM). Posee un MBA en Oil & Gas obtenido en la Uni-versidad Privada Boliviana.

EXPERIENCIA

Fue docente de Postgrado en la Universidad Privada Boli-viana y el INEGAS.

Posee amplia experiencia la-boral en terminación de po-zos (Facilidades de Campo), Plantas de Proceso, Aplica-ción de Levantamiento Artifi-cial, Recuperación de Campos Maduros, Procesos del Gas Natural, Dew Point, Absor-ción, Turboexpander y Criogé-nicas.

PERFIL

El objetivo es reactivar los campos maduros

SEGURIDAD JURÍDICA

28 Gas & Desarrollo

operativo Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), está trabajando actualmente en la reactivación de campos maduros buscando incrementar la produc-ción de petróleo con densidad menor a 55º API (Institu-to Americano de Petróleo).

El mencionado Decreto establece un incentivo en Notas de Crédito Fiscal equivalente a 30 $us/Bbl y,

Yacimientos, paralelamente, a través de sus unidades técnicas, ha trabajado con una consultora internacional en la elaboración de Planes de Desarrollo para los cam-pos Camiri, Tatarenda, Monteagudo y Surubí Noroeste. Estos se encuentran actualmente en etapa de revisión y concertación con las operadoras para definir su apli-cación.

BENEFICIO PARA EL ESTADOLa producción adicional de un barril de petróleo en

el país genera ingresos económicos correspondientes por las actividades del upstream (exploración y explo-tación) y del downstream (comercialización, transporte, almacenaje), posibilitando además beneficios adiciona-les para el Tesoro General del Estado (TGE), y las gober-naciones, municipios y universidades en todo el país.

El incentivo a la producción de petróleo beneficiará al TGE ya que al importar menores volúmenes de Diésel Oíl y gasolina, habrá un ahorro de recursos que debie-ran ser destinados a la subvención de estos productos por el concepto de importación.

De acuerdo al decreto promulgado, el beneficio no es aplicable a la producción de condensado asociado a la producción de gas natural y se circunscribe única-mente a la producción de petróleo, para lo cual dicha norma establece los aspectos técnicos que un campo debe cumplir para ser beneficiario de dicho incentivo.

AVANCESUna vez emitido el decreto, la empresa española

Repsol comenzó a planificar y aplicar sus actividades en el Bloque Mamoré, que comprende intervenciones sin equipo en los campos Surubí, Surubí Bloque Bajo, Surubí Noroeste y Paloma; ejecutándolas en los meses

de octubre y no-viembre, alcan-zando un incre-mento cercano a los 500 BPD.

Se tiene un avance impor-tante en la eva-luación de reser-vas remanentes de líquidos en los Campos Ca-miri, Monteagu-do, Tatarenda y Surubí Noroeste. Los programas p r e l i m i n a r e s de reactivación c o m p r e n d e n

perforación de pozos en el Flanco Occidental de la Se-rranía Sararenda, dirigidos a objetivos de Areniscas no probadas en la primera fase de explotación.

En el Campo Monteagudo se está planificando ac-tividades sin equipo para optimizar la producción de lí-quidos. En el Campo Tatarenda, la Operadora está apli-cando diferentes sistemas de Elevación Artificial para optimizar la producción de petróleo.

YPFB Andina SA, ha presentado planes conceptua-les con diferentes escenarios para los Campos Camiri, Guairuy, Boquerón, Arroyo Negro-Los Penocos, La Pe-ña-Tundy.

Petrobras Argentina, ha presentado también un Plan de Inversiones, que contemplan proyectos de in-tervención de pozos, con el fin de incrementar la pro-ducción de líquidos en los Campos Colpa-Caranda.

YPFB está elaborando un Plan de Desarrollo para explotar los niveles someros del Campo San Alberto.

En virtud a los éxitos alcanzados en países como México, Colombia y Ecuador en la reactivación de cam-pos maduros, a través de empresas contratistas en la modalidad de inversión a riesgo propio con un pago por barril incremental de producción, se ha estableci-do negociaciones con empresas como Schlumberger y Weatherford para que realicen evaluaciones de campos de las empresas Repsol, YPFB Chaco, Petrobras Argen-tina, YPFB Andina para aplicarse en 2013.

Perforación exploratoria

POZO INGRE-X2 Luego de 15 años, YPFB Corporación retomó el 15 de diciembre de 2012 la actividad exploratoria en busca de reservas de petróleo en la locación del pozo

Ingre, provincia Hernando Siles, departamento de Chuquisaca.

UPSTREAM

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PRODUCCIÓN 455.77 545.75 566.71 753.77 860.22 949.84 1,228.33 1,186.11 1,527.72 1,553.32 1,814.54 1,553.93

PESA

MATPETROL

REPSOL

YPFB CHACO

YPFB ANDINA

-‐

200.00

400.00

600.00

800.00

1,000.00

1,200.00

1,400.00

1,600.00

1,800.00

2,000.00

BPD

Incremento de producción de petróleo Gesitón 2013

CLP-‐9 CLP-‐38 CLP-‐24 CLP-‐59 CAR-‐61TTR-‐4R

SRB-‐B1ST PLM-‐A8 PLM-‐HZ1 PLM-‐A7H SBB-‐113 SBB-‐102 SRB-‐D5PJS-‐7

CAM, GRY, LPÑ, BQN, LPS, ARN

El incentivo a laexploración

y producción a través

de Notas deCrédito Fiscal

permite estimaruna adición

de 2.000 BPDpara 2013.

INCREMENTO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEOGESTIÓN 2013

Fuente: Dirección de Desarrollo y Producción YPFB

UPSTREAM


Los Contratos de Operación suscritos entre YPFB y las operadoras establecen la obligación de los titulares de las petroleras de presentar

planes de desarrollo que estipulen las actividades a ser ejecutadas des-pués de la declaratoria de comercia-lización, o a solicitud de una actua-lización para asegurar la eficiente y económica explotación de un campo en el área del contrato.

A partir de la firma de estos, YPFB a través de los Programas de Trabajo y Presupuesto (PTP) realizados con cada una de las operadoras, ha efec-tuado un programa de incremento de las capacidades de producción con la implementación de nuevas plantas para el procesamiento de gas natu-ral.

A raíz de esto, en 2012 se registró un cénit en la producción de gas na-tural entregado a gasoducto con un promedio de 51 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), el volumen

más alto registrado en los últimos 13 años, gracias a las actividades reali-zadas en perforaciones y/o interven-ciones de pozos, así como también a la ampliación en las capacidades de proceso del energético.

Este crecimiento es resultado del proceso de Nacionalización de los Hi-drocarburos que refunda a YPFB y la reactiva como la empresa corporati-va de propiedad de los bolivianos con plena soberanía y tuición sobre la administración de los hidrocarburos.

El incremento de la producción de gas natural fue entregada en su totalidad a YPFB por las diferentes empresas que operan los campos bajo contratos de operación, inclu-yendo YPFB Chaco y YPFB Andina, en las que la estatal petrolera cuenta con participación accionaria.

Los campos con mayor produc-ción fueron Sábalo y San Alberto, que durante la gestión 2012 representan el 32,7% y 19,0 % del total de la pro-ducción respectivamente (tomado

para octubre 2012). Otros campos que tuvieron una producción significativa son Margarita y Tacobo, cuya producción representa el 15,9% y el 2.4% res-pectivamente, además de Vuelta Grande, Bulo Bulo, Yapacaní, Río Grande e Itaú.

LÍQUIDOSLa producción de hidrocarburos líquidos sigue la

misma tendencia que la de gas natural y alcanzó un volumen promedio de 50.600 barriles por día (BPD) en 2012. Esta producción, en promedio, se ha incre-mentado en 13,5% en relación a la gestión 2011.

La producción certificada de petróleo, condensa-do y gasolina natural es aquella producción medida en el punto de fiscalización de los campos.

Por otro lado, la producción de petróleo que re-presenta el 9,2 % del total producido, alcanzó su ma-yor valor el mes de abril. Asimismo, la producción de gasolina natural que representa el 19,6 % del total, alcanzó sus mayores niveles de producción en el mes de septiembre con 11.831 BPD.

La producción promedio del total de hidrocarbu-ros líquidos en 2012 superó a la producción prome-dio de 2011 en 13.5%.

DESARROLLO DE CAMPOS La adenda que firmaron YPFB y Enarsa en 2010

es calificada como el instrumento que dinamizó las inversiones hidrocarburíferas en Bolivia, debido a que im-pulsó la inversión en el sector al garantizar el desarrollo del contrato de compra y venta de gas natural hasta el 2026 que debe alcanzar una producción de 27,7 MMmcd.

Este instrumento permi-te cubrir cómodamente las obligaciones con el mercado interno y los compromisos de exportación a la Argentina y Brasil.

Este nuevo contexto permi-tió a Petrobras, Repsol, Total, YPFB Andina, YPFB Chaco y otras operadoras, empren-der la perforación de nuevos pozos para incrementar la producción de gas y líquidos asociados.

Actualmente, constituyen una prioridad el desa-rrollo de los megacampos en producción, San Alberto y San Antonio (Sábalo) y las inversiones que garantizan el contrato GSA con Brasil.

Del mismo modo, el impulso del Bloque Caipipendi conformado por los campos Margarita y Huacaya, ade-más de Itaú en el Bloque XX y el Bloque conformado por Ipati y Aquío para el cumplimiento del contrato vigente

y la adenda suscrita con Argentina.A diciembre de 2012, se encuentran vigentes 41

Contratos de Operación para la exploración y explota-ción de hidrocarburos, suscritos por YPFB con diferen-tes empresas petroleras nacionales y extranjeras, las que fueron protocolizadas el 2 y 3 de mayo de 2007. Compatible con el incremento de la producción, se está creando mayor capacidad de procesamiento en las plantas.

SÁBALOEl Bloque San Antonio o Sábalo se encuentra ubi-

cado entre las serranías Aguaragüe y Caipipendi de la faja Subandina Sur a 30 kilómetros de la ciudad de Villa Montes y 37 kilómetros de la localidad de Palos Blancos en el departamento de Tarija.

La asociación está conformada por Petrobras Boli-via S.A. que encabeza las inversiones con 35%, le sigue YPFB Andina S.A. con 50% y Total E&P Bolivie con 15%, lo que demuestra que el grueso de las inversiones está en YPFB Corporación.

En este campo se perforaron varios pozos producti-vos y 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 longi-tud, conectando a los gasoductos Gasyrg y Yabog.

Con una inversión programada de $us 542,8 millo-

nes, la capacidad de procesamiento de gas natural en la Planta de Gas del Campo San Antonio se elevó 15,4 a 22,1 MMmcd y se convierte en el complejo de proceso más grande en Bolivia.

La planta tiene tres trenes de procesamiento del energético con una capacidad de 6,7 MMmcd, cada una y suman un total de 20,1 MMmcd. Una posterior am-pliación (revamp) incrementó otros 2 MMmcd, haciendo un total de 22,1 MMmcd. La construcción y montaje del Tercer Tren se inició el 13 de noviembre de 2009 e ingre-só en funcionamiento en diciembre de 2011.

Bolivia en el cénit dela producción de gas

DESARROLLO. YPFB Corporación enfrenta nuevos desafíos energéticos de cara al nuevo milenio con la finalidad de incrementar la perforación de pozos y la implemen-tación de nuevas plantas para el procesamiento de gas natural.

Ing. Luis Alberto Sánchez

Vicepresidente de Administración, Contratos y FiscalizaciónYPFB Corporación

Es Ingeniero Electromecáni-co, con Especialidad en Segu-ridad Industrial HSE y Medio Ambiente. Tiene un Diplomado en Ge-rencia de la Industria del Gas y dos Maestrías en Ingenie-ría, Petróleo y Gas Natural en Louisiana State University of Oklahoma y MBA Dirección & Gestión en Administración de Empresas.

EXPERIENCIA

Posee una experiencia de 12 años en el sector. Fue Director del Centro Nacional de Medi-ción y Control Hidrocaburífero (CNMCH) y Gerente Nacional de Fiscalización. En 2012 fue promovido como Vicepresi-dente de Administración, Con-tratos y Fiscalización.

PERFIL

Los volúmenes más altos de la historia

15.58 19.6

24.4 28.01

34.67 40.2 40.2 41.8 42.0

36.8 39.6

45.1 51.0

0

10

20

30

40

50

60

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

PRODUCCIÓN NACIONAL BRUTA DE GAS NATURAL 2000 -‐ 2012 (En MMmcd)

Fuente: VPACF

UPSTREAM


SAN ALBERTO Este campo está ubicado en la Serranía de San

Antonio faja Subandina Sur en la provincia Gran Cha-co del departamento de Tarija. La asociación está conformada por Petrobras Bolivia S.A. (35%), YPFB Andina S.A. (50%) y Total Bolivie (15%)

En este campo también se realizaron varias per-foraciones de pozos con objetivos profundos. En la gestión 2011 se perforó un pozo de desarrollo.

La Planta de Tratamiento de Gas tiene una ca-pacidad nominal instalada de 13,2 MMmcd; y consta de dos unidades modulares independientes. Ambos módulos procesan íntegramente el gas natural pro-ducido por los pozos del campo, separando las fases de gas, condensado y agua, acondicionándolos para su comercialización.

YPFB Corporación y las operadoras tienen pre-visto importantes recursos en la perforación de los

pozos SAL-15 y SAL-17, planchadas SAL-X11 y SAL-16 (2012), ducto SAL-15 y una planta de agua, para sustentar una producción de gas natural en 13,2 MMmcd.

La perforación del pozo SAL-15 finalizó después de 7.884 metros y demandó una inversión aproxi-mada de $us 65,3 millones, de parte de la asociación YPFB Andina (50%), Petrobras (35%) y Total (15%).

El SAL-15, es el primer pozo perforado de la se-gunda fase del desarrollo del Campo de Gas San Al-berto, y el primer pozo en Bolivia de tipo multilateral (dos ramas), equipado con sistemas de válvulas de producción inteligente y sensores de presión, tempe-ratura y caudal para cada rama, donde se aplicaron tecnologías de avanzada.

MARGARITA - HUACAYAEl Bloque Caipipendi está operado por la empresa

Repsol (37.5%) como parte del Consorcio Caipipendi

integrado, además, por BG Bolivia (37.5%) y PAE E&P Bolivia (25%). Estas compañías tienen previsto inver-tir hasta el 2015, $us 1.298 millones en el desarrollo de los campos Margarita y Huacaya, en la perspectiva de incrementar la producción de hidrocarburos a partir de los pozos existentes. El campo Margarita comenzó su producción sostenida en diciembre de 2004.

En mayo de 2012 se inauguró el nuevo módulo en el megacampo Margarita-Huacaya que permitió ele-var su capacidad de proceso de gas natural de 3 a 9 MMmcd, con lo que se triplicó la producción en este megacampo. El objetivo de la segunda etapa es alcan-zar una producción de 14 MMmcd a fines de 2013 y llegar a 15 MMmcd en 2014 con la construcción de un tercer módulo a cargo de Técnicas Reunidas.

El Margarita-4st resultó ser el pozo con el mayor caudal de la cuenca Subandina al alcanzar 5,4 MMmcd, tras el proceso de recompletación que se efectuó en

2011. Se pre-vé que este pozo aporte 4 MMmcd, que se extraen de la formación Hua-m a m p a m p a H1b.

A la produc-ción de estos pozos, se incor-porará el caudal del pozo Mar-garita X-1 que estaba en fun-cionamiento y

no fue necesario intervenir. Entre las principales actividades del plan de desa-

rrollo de este bloque figuran la completación definitiva de dos pozos (MGR4 y HCYX1); construcción y montaje del sistema de recolección y líneas exportación; cons-trucción de módulo de la CPF de 6 MMmcd; perfora-ción de pozo de inyección de agua; instalación de una planta de tratamiento de agua e inyección de agua; preinversiones necesarias para la implementación de la Fase II del desarrollo.

ITAU El proyecto de desarrollo del campo Itaú ubicado

en el Bloque XX Tarija Oeste demandará una significa-tiva inversión para activar la producción en los pozos X1 y X2 y la perforación del pozo X4.

El desarrollo del campo Itaú está dividido en dos fases, en la primera se invertirán $us 20 millones con el objetivo de iniciar la producción y aprovechar la ca-

pacidad ociosa en la planta de San Alberto, sin aguar-dar a que Itaú construya su propia planta.

Para la segunda fase del proyecto se estima una inversión complementaria de $us 330 millones para alcanzar una producción de gas natural de 5 MMmcd y condensado asociado en el orden de 4.400 barriles por día (BPD).

Para lograr este objetivo se precisa realizar ta-reas técnicas de re-entry (volver a la entrada) de los pozos Itaú X1 y X2 hasta alcanzar la formación Huamampampa, asimismo la perforación del pozo Itaú X4, construcción de facilidades de producción en planchadas y líneas de recolección.

Adicionalmente, se tiene previsto la construcción de la planta de procesamiento de gas para Itaú, que estará ubicada en los predios de la actual planta de gas de San Alberto y que tendrá una capacidad de 5,7 MMmcd.

APORTE DE LAS PETROLERASDe acuerdo al porcentaje de aporte de cada em-

presa, actualmente las compañías operadoras que aportan con mayor producción de gas son Petrobras Bolivia y Repsol. Principalmente, la producción tan-to de gas como de condensado de Bolivia se debe al aporte de los campos mayores de gas, entre los que se puede mencionar a Sábalo, San Alberto, Itaú y Mar-garita-Huacaya.

BG Bolivia. Esta compañía incrementa su pro-ducción debido a la perforación e intervención de po-zos localizados en los campos Palo Marcado, el Es-condido y La Vertiente.

YPFB Chaco. En esta última parte del periodo 2006 a 2012, se tuvo un importante incremento de producción debido a la in-corporación de pozos de los campos Palomentas NW, Junín, Dorado y Dorado Sur, Bulo Bulo, Santa Rosa y Ca-rrasco Este

Petrobras Bolivia. La producción en los campos Sábalo y San Alberto para el periodo 2006 se incremen-tó por la incorporación de pozos como la ampliación de capacidad de proceso. Para el campo Sábalo y en el periodo indicado se tuvo la incorporación de los pozos SBL-5, SBL-7 y SBL-8. Para el Campo San Alberto se incorporó la producción de los pozos SAL-15, Workover SAL-X11 y con el inicio de producción del SAL-17. También se debe añadir la

entrada de producción del campo Itaú, el cual presen-ta conectividad con el campo San Alberto y Macueta de Argentina, a través del pozo ITU-X2.

Repsol. La producción de gas de esta compañía se debe principalmente a la explotación del campo Margarita-Huacaya, que a su vez es el tercer campo con mayor aporte de los campos productores de gas en Bolivia. Esta compañía también registró un in-cremento en la capacidad de procesamiento de gas como las intervenciones en los pozos MGR-3 MGR-4 y HCY-1.

Pluspetrol. Entre 2006 y 2012, esta compañía incrementó la producción del energético con la incor-poración de los pozos de los campos Curiche, Tacobo y Tajibo. En el campo Curiche contribuyeron a este propósito la entrada en producción de los pozos CUR-1001 y CUR-1002, como también los pozos CUR-1004, CUR-1006, y CUR-1003.

YPFB Andina. En los últimos tres años, esta subsi-diaria incorporó producción de gas por la incorporación de pozos del reservorio Iquiri en el campo Río Grande, así como también perforaciones e intervenciones en el campo Yapacaní y la entrada en producción del Campo Patujú.

Matpetrol. Presenta el campo Tatarenda, el cual es productor de petróleo.

Por su parte PESA y Vintage se encuentran en eta-pas pronunciadas de declinación.

Para el incremento de producción de hidrocarburos está lanzada la convocatoria de modo que otras em-presas petroleras internacionales también se asocien con el Estado bajo las reglas de la Nacionalización de los Hidrocarburos, que configura una nueva relación

progresista y emergente.El desarrollo de los mega-

campos busca incrementar la producción de hidrocarbu-ros y las reservas certifica-das de gas natural, petróleo y otros hidrocarburos asocia-dos, es así que a mediados de 2013 se incrementará la capacidad de proceso de gas natural en las plantas con la puesta en marcha de Itaú, Margarita Fase II y Yapacaní con un volumen promedio de 80 MMmcd.

YPFB enfrenta nuevos desafíos con la finalidad de incrementar la perforación

de pozos y el correspondiente crecimiento de la producción en los últimos años. La curva de producción continuará ascendente en función a las inversiones que encara la Corporación y el sector.

Total ANDINA8.88%

Total BRITISH GAS2.13%

Total CHACO10.47%

Total PESA0.97%

Total PETROBRAS55.24%

Total PLUSPETROL

4.89%

Total REPSOL YPF16.57%

Total VINTAGE0.86%

Aporte de Empresas en Gas de Ventas

Constituyen unaprioridad

el desarrollo de los

megacamposque contribuyenal aumento de

producción.Planta de Gas San Alberto, Tarija

UPSTREAM


Bolivia es reconocida por su gran potencial de hidro-carburos. Recientes es-tudios identifican que los niveles de prospectividad

de hidrocarburos en Bolivia se en-cuentran alrededor de 60 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural y 2.500 millones de barriles de líqui-dos de petróleo crudo y condensado. El horizonte de perspectiva potencial incluso puede ser conservador para algunos especialistas, por tanto se requiere de mayores fundamentos técnicos para elevar las cifras de los prospectos que se advierten en todo el territorio boliviano.

En este contexto se encuentra YPFB Corporación, con la necesidad apremiante no sólo de elevar los in-dicadores de hidrocarburos que de manera natural se encuentren en el subsuelo, sino para iniciar una ex-ploración agresiva del vasto territo-rio de interés hidrocarburífero que detenta Bolivia, y que es sin ninguna

duda una responsabilidad de primer orden.

No obstante, al analizar las re-servas ahora certificadas de los hi-drocarburos, se identifica que Bolivia es un actor marginal dentro del con-texto internacional. Regionalmente tenemos alguna importancia gravi-tacional, sobre todo porque abaste-cemos de gas natural a los parques industriales del centro y sur del Bra-sil, además de sus cinturones pobla-cionales; asimismo ayudamos con la provisión de gas a la Argentina cuya matriz energética se encuentra casi totalmente volcada al gas natural.

Pero siguiendo el hilo conductor al que me remito en primera instancia, Bolivia no aparece ni siquiera en los 20 primeros puestos de importancia hidrocarburífera, únicamente se en-cuentra alguna relevancia regional sobre el gas natural que a su vez se resumen en las reservas probadas de nuestros tres megacampos.

En esta ocasión, se describe las

zonas y particularidades de las locaciones geológi-cas donde potencialmente se encuentran los yaci-mientos, además de las oportunidades latentes que se despliegan de ellas. Una perspectiva de largo pla-zo, retos que tiene y debe asumir YPFB en el marco de desarrollo de proyectos exploratorios, los cua-les sin duda contribuirán a retomar el crecimiento del sector y a conformar una estructura energética autosustentable, lo que catapultará a Bolivia como actor geopolítico de importancia, donde la empresa estatal controlará las reservas.

Los estudios geológicos realizados a lo largo de más de 75 años por YPFB han permitido definir una vasta zona de interés petrolero, la misma represen-ta una extensión de un 48% del territorio nacional (53.5 millones de hectáreas) que comprende a todos los departamentos que constituye Bolivia. Producto de esta vasta extensión, de acuerdo a las caracterís-ticas geológicas, morfoestructurales y evidencias de hidrocarburos, se han categorizado 8 Plays petrole-ros (Madre de Dios, Subandino Norte, Llanura Benia-na, Subandino Sur, Pie de Monte, Llanura chaqueña, Altiplano y Pantanal; excepto el Pantanal, todos ellos con cobertura exploratoria ya realizada. En otras pa-labras, dichos Plays son categorizaciones geográfi-cas utilizadas por los geólogos en Bolivia.

Las áreas exploratorias en las que se sitúan los 2.500 millones de barriles se encuentran asocia-dos en su gran mayoría a los Plays Madre de Dios, Llanura Beniana y Alti-plano, los dos primeros tienen características morfoestructu-rales muy simi-lares, donde los esfuerzos com-presionales de la cordillera oc-cidental no han sido muy fuertes provocando de esta manera pliegues muy suaves que se van acu-ñando hasta el cratón de Guaporé.

En el Play Madre de Dios se han llegado a per-forar cinco pozos de los cuales uno, el pozo Pando X1, ha sido descubridor de petróleo crudo de una gravedad API de 32, pero no ha sido considerado co-mercialmente viable, por múltiples variables de lo-gística: distancia con centros poblados, inexistencia de facilidades y transporte, etc. Sin embargo, es un hecho tácito que el petróleo que se encuentra en el

Play Madre de Dios es una de las mejores oportu-nidades futuras de exploración petrolera, ya que el mismo proviene de las mejores rocas generadoras que pueden existir, producto del alto Contenido de Materia Orgánica Total (14% de COT). Por la eviden-cia de hidrocarburos y las características geológicas de los Plays amazónicos, la reactivación exploratoria en dichas áreas debe ser considerada de prioridad nacional.

En cuanto al Play del Altiplano, el cual corres-ponde a la zona de intramontaña. YPFB hace más de 40 años que está investigado los recursos hidro-carburíferos del área, recientemente (hace más de una década) con la adquisición de sísmica 2D y en más de 40 años, con la perforación de nueve pozos exploratorios. La insistencia exploratoria no es una sorpresa, dado que se observa abundantes oil seeps y gas seeps en la región, así como la explotación de hidrocarburos en el altiplano de países vecinos Pirin en el Perú y Caimancito en la Argentina.

Queda mucho por explorar en el Altiplano. En tér-minos de volúmenes se puede indicar que los tres Plays petroleros descritos agrupan casi las dos ter-ceras partes del volumen total de petróleo y conden-sado de todo el territorio nacional por descubrir.

Permaneciendo en el noroeste del país, se en-cuentra, el Play Subandino Norte, una zona geológi-ca donde los esfuerzos tectónicos han sido fuertes,

llegándose a obtener en algunos puntos estructuras anticlinales con buzamientos de casi 90° de inclina-ción. Este Play presenta gran potencial de hidrocar-buros líquidos y de igual forma de gas natural, sin embargo, la afectación de varias áreas protegidas tales como: Madidi, Pilón Lajas, TIPNIS, inviabilizan el desarrollo de actividades de investigación petrolera en cada una de ellas.

Pero es importante hacer notar y entre parénte-sis que en la actualidad se han desarrollado tecno-

Una oportunidadlatente para el país

POTENCIAL. Los estudios geológicos realizados a lo largo de más de 75 años por YPFB han permitido definir una vasta zona de interés petrolero, la misma representa una extensión de un 48% del territorio boliviano.

Ing. Luis Carlos Sánchez Arregui

Gerente de Evaluación de Recursos HidrocarburíferosYPFB Corporación

Es ingeniero petrolero de la Universidad Industrial de Santander, Colombia, tiene estudios en Maestría de Gas Natural en la Universidad del Zulia, Venezuela.

Posee estudios de diplomado en Gerencia de Gas Natural y de diseño de unidades de tra-tamiento y procesamiento de gas natural de la Universidad Industrial de Santander.

EXPERIENCIA

Ha sido docente de pregrado y postgrado en el área de hidro-carburos en diferentes univer-sidades de Bolivia y Venezuela. Fue consultor de empresas de servicios petroleros en Colom-bia, Venezuela y Bolivia. En el 2010 fue Ingeniero de reservo-rios de YPFB Chaco.

PERFIL

Los recursos hidrocarburíferos

Las áreas en las quese ubican los

2.500 millones de barriles

se encuentranasociados en tresPlays petroleros.

Pozo Itu, Tarija

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logías avanzadas respetuosas del medio ambiente para realizar actividades exploratorias prospectivas. El desarrollo tecnológico de prospección hidrocarbu-rífera con la menor depredación o impacto negativo en el medio ambiente, dinámica operativa que se transforma en una oportunidad que no debe ser des-aprovechada para explorar un área con un enorme potencial.

Son esfuerzos y actividades que un principio tie-nen el propósito de confirmar la presencia de los hi-drocarburos, de lo contrario, la incertidumbre y la es-peculación de los potenciales recursos se quedarán en escritos de geólogos aventureros de los años 70 del siglo pasado. En términos de volúmenes es po-sible señalar que casi un tercio de los recursos tota-les de gas convencional de Bolivia se encuentran en esta zona geomorfológica, tal como lo confirman los nuevos descubrimientos de hidrocarburos realizados en el Subandino peruano ubicado al norte de nuestro Play “Subandino Norte”.

Contemplando el sur de Bolivia, se advierte lo que se denomina Subandino Sur, cuyas características geológicas son particulares. En general se encuentra dominada por grandes esfuerzos tectónicos, confor-mándose trampas estructurales de gran extensión y con grandes espesores de arenas productoras ge-neralmente de las formaciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa. A pesar del desarrollo de la explota-ción de hidrocarburos, este Play aun presenta gran-des extensiones que quedan por explorar sobre todo las ubicadas al Noroeste, donde muy poca adquisi-ción sísmica se ha realizado, lo cual genera una gran oportunidad de investigación en procura de descubrir hidrocarburos más asociados a gas natural y a con-densados.

En lo que se refiere a la afectación de áreas pro-tegidas, este Play petrolero está influenciado por los parques nacionales Iñau y Aguaragüe, los cuales cubren importantes extensiones de terrenos donde precisamente se han visualizado varios leads explo-ratorios. De igual forma que el Subandino Norte, en esta área sur, ya se tienen las herramientas a dis-posición para realizar la exploración hidrocarburí-fera responsable con el medio ambiente. En lo que corresponde a volúmenes de hidrocarburos en este Play estaría asociado las dos terceras partes de los recursos de gas natural de todo el país.

Ya en las faldas de la serranía hace su presencia el Play de Pie de Monte, una zona caracterizada por una tectónica no muy fuerte, pero que da a lugar a entrampamientos convencionales de hidrocarburos (anticlinales) y que al mismo tiempo ha reducido de cierta manera el avance de los hidrocarburos al bor-

de de la cuenca. Muchos campos de producción de petróleo y gas de Bolivia están ubicados en esta área, se puede decir que después del Subandino Sur, este Play es el segundo en mayor importancia en lo refe-rente a descubrimientos de gas y condensados.

Por último, los Plays Llanura Chaqueña y Panta-nal, poco investigados, sobre todo el Play del Panta-nal. Dichos Plays tienen la característica de ser in-fluenciados muy poco por los esfuerzos tectónicos, lo cual procura otras metodologías para encontrar yacimientos, dado que las trampas convencionales son difíciles de encontrar. Básicamente, el tipo de trampas hidrocarburíferas se encuentra asociado a las estratigráficas o combinadas, lo cual implica que la metodología de investigación debe ser distinta a la realizada en el Subandino y Pie de Monte.

En el Play de llanura Beniana se ha realizado la adquisición sísmica que así lo demuestra, como también la perforación de varios pozos que no han llegado a ser productores a excepción del Tita-Techi, el cual corroboró la existencia de hidrocarburos líqui-dos.

Conforme a diversas fuentes, el estado de recur-sos hidrocarburíferos convencionales en el mundo se encuentran en franca declinación. Nuevas técni-cas, muchas de ellas más restrictivas técnicamente e incluso cuestionadas medioambientalmente han surgido con el objeto de sustituir la citada declina-ción, ahora llamado como hidrocarburos no conven-cionales (Shale oil & gas, tight oil & gas, CBM (coalbed methane), e hidratos de metano (methane clathra-tes), el cual ya comienza a trastornar los equilibrios actuales.

Bolivia no debe excusarse a realizar estudios mi-nuciosos de estos recursos para su correspondiente planificación en el futuro. Conforme al más reciente estudio de la Agencia Internacional de Energía (EIA) indica que Bolivia cuenta con un potencial de recur-sos recuperables de 47 TCF de gas no convencional, localizadas precisamente en toda la zona de la lla-nura chaqueña, Pie de Monte y parte del Subandino Sur, información que de momento manejamos con la mayor responsabilidad del caso, dado que son cifras probabilísticas y de fuentes externas. La EIA lógica-mente obvia los posibles recursos contenidos en la Llanura Beniana y la Cuenca Madre de Dios, donde geocientistas de nuestra Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos infieren la presencia de Shale oil.

YPFB está realizando actualmente los estudios para conocer las potencialidades de este recurso y tenerlas en cuenta como reservas, ya que Bolivia aún cuenta con suficientes recursos convencionales de

gas y petróleo que son de más fácil explotación.Queda mucho trabajo exploratorio por realizar

que implica enormes esfuerzos financieros para asumir el riesgo concomitante que el país debe estar consciente de reconocer. Las oportunidades explo-ratorias se encuentran en nuestras tierras, deman-dante de inversiones y actividad científica, a fin de explotar los hidrocarburos que siempre han estado ahí.

Existen muchos desafíos de salvar, desde la me-jora de la actual normativa hidrocarburífera y otras

leyes concomitantes e interrelacionadas con los hi-drocarburos, hasta generar las condiciones básicas de infraestructura. Asimismo, es imprescindible no dejar de tomar en cuenta que quedan pocas me-gaestructuras situadas en las provincias petrole-ras de Bolivia, por lo que es ineludible investigar las trampas estratigráficas que radicalmente se han vi-sualizado en la cuenca Madre de Dios, Llanura Benia-na y la llanura Chaqueña; muy importantes prospectos que deben llegar a la luz como proyectos en ejecución en menos de ocho años. Esa es nuestra apuesta.

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Dentro del sector de Ex-ploración & Producción la obtención de buenos resultados pasa por una gestión adecuada de los

activos en hidrocarburos. Un com-pleto conocimiento de los activos es fundamental para la gestión de la compañía. Para ello se precisa te-ner una apreciación clara de cómo los activos van cambiando como re-sultado de la exploración, delinea-ción y desarrollo de los campos.

Los informes de reservas son una herramienta básica para la ges-tión de los activos de toda empre-sa petrolera en el mundo. Además se lo necesita para cumplir con la obligación de mantener informados tanto a organismos oficiales como a los analistas financieros.

RESERVAS, SU IMPORTANCIALas reservas de Hidrocarburos

son la base principal para el funcio-namiento y proyección de las em-

presas de Exploración y Producción; constituyéndose en el pilar y refe-rente que las hace prosperar y cre-cer económicamente.

Con ellas se gerencia la cartera de activos de la compañía, y los da-tos derivados de su análisis se usan internamente para medir su desa-rrollo y determinar los coeficientes de amortización de capital. Por tan-to, estas se constituyen en la base tangible de la actividad de Explora-ción, Desarrollo y Producción de Hi-drocarburos.•Internamente, los volúmenes in-

formados son utilizados para la Gestión del Portafolio de Activos (Ciclo de Planificación a corto, me-dio y largo plazo)

•Externamente, sirven para queaccionistas e inversores en gene-ral, puedan evaluar su capacidad financiera y las posibilidades de crecimiento y para que los analis-tas juzguen su situación dentro de la industria. Una buena evaluación

La importanciade las reservas

ACTIVOS. Las reservas son aquellas cantidades de hidrocarburos que se prevé se-rán comercialmente recuperables por medio de la ejecución de proyectos de desarro-llo, aplicados en acumulaciones conocidas a partir de una fecha en adelante.

Ing. Mario Arenas Aguado

Gerente General YPFB Andina S.A.

Es Ingeniero Químico titula-do en la Universidad Gabriel René Moreno con estudios de Maestría en Gas & Petróleo en la Universidad Privada de Santa Cruz.

Tiene cursos y especializa-ciones en Entrenamiento en Plantas GLP Cía. ”Tenneco Oil” O.W. Ward Plant. MCa-llen, Texas; Drilling Techno-logy NL Career Development Center, Houston-Texas, entre otros.

EXPERIENCIA

Fue Jefe Distrital de Produc-ción y Director de Operacio-nes en la Gerencia de Produc-ción. En 2005 fue Gerente de Control de Producción y en 2007 fue designado Gerente Nacional de Fiscalización.

PERFIL

Desarrollo de los proyectos

de analistas e inversores le facilita a cualquier compañía el acceso a los mercados de capital y ayuda a la valorización de las acciones.

Es muy importante, con el fin de planificar y ma-nejar el negocio, tener un claro entendimiento de los volúmenes de hidrocarburos con que se cuenta para producir tanto como conocer si esas cantida-des estarán disponibles para el desarrollo de cam-pos, implementación de avances tecnológicos para luego continuar con el ciclo virtuoso: Exploración, Desarrollo y Producción.

DEFINICIÓN DE RESERVAS (SPE-PRMS)Las reservas son aquellas cantidades de pe-

tróleo que se prevé serán comercialmente recupe-rables por medio de la aplicación de proyectos de desarrollo, aplicados en acumulaciones conocidas a partir de una fecha en adelante y bajo condicio-nes definidas.

Las reser-vas son ca-t e g o r i z a d a s de acuerdo al nivel de incer-tidumbre aso-ciado con las estimaciones y pueden ser sub-clasifica-das basado en la madurez del proyecto y/o caracterizadas por su estado de desarrollo y producción (desarrolladas y no-desarrolladas).

Las reservas deben además satisfacer cuatro criterios: ser descubiertas, ser recuperables, ser comerciales y ser remanentes (en la fecha de la evaluación) basado en el/los proyecto(s) de desa-rrollo aplicado(s). Las reservas son categorizadas como, Probadas, Probables y Posibles.

Reservas Probadas (P1).- Se definen como el volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluadas a condiciones atmosféricas y bajo con-diciones económicas actuales, que se estima serán comercialmente recuperables en una fecha espe-cífica, con una certidumbre razonable, derivada del análisis de información geológica y de ingeniería.

Dentro de las reservas probadas existen dos tipos:•Lasdesarrolladas,aquellasqueseesperasean

recuperadas de los pozos existentes con la in-fraestructura actual y con costos moderados de inversión.

•Lasnodesarrolladas,quesedefinencomoelvo-lumen que se espera producir con infraestructu-ra y en pozos futuros.

Reservas Probables (P2).- Se constituyen por aquellos volúmenes de hidrocarburos, cuyo análi-sis de la información geológica y de ingeniería su-giere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de no serlo. Si se emplean mé-todos probabilísticos para su evaluación existirá una probabilidad de al menos 50% de que las can-tidades a recuperar sean iguales o mayores a la suma de las reservas probadas más las probables. Las reservas 2P, por tanto, son constituidas por la suma de las reservas probadas más las probables.

Reservas Posibles (P3).- En cambio, se carac-terizan por tener una recuperación comercial, es-timada a partir de la información geológica y de ingeniería, menor que en el caso de las reservas probables. Así, si se utilizan métodos probabilís-

ticos, la suma de las reservas probadas, probables más las posibles tendrá al menos una probabili-dad de 10% de que las cantidades realmente recu-peradas sean iguales o mayores a las 3P.

ADMINISTRACIÓN DE RESERVAS A modo de ejemplo, una empresa de E&P, debe

mantener un acuerdo con una empresa interna-cional de reconocida capacidad para la implanta-ción de un sistema de control de reservas, el cual debe seguir las mejores prácticas de la industria con el objeto de garantizar la transparencia e indepen-dencia en la gestión de las mismas (ver cuadro).

En la estructura operativa, la Gerencia de De-sarrollo debe tener una Jefatura de Reservas, la cual lleve el Control y Seguimiento trimestral de movimientos de reservas y nuevas incorporacio-nes, además de los volúmenes de reserva ponien-do en práctica su Manual de Gestión de Reservas. Dentro de las funciones de esta jefatura, se tiene:

Las reservas sondescubiertas,recuperables,

comercialesy remanentes. Se

categorizancomo Probadas,

Probables y Posibles.

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•Coordinarcontodoel equipo técnico de Ingenie-ros y Geólogos para definir los movimientos a rea-lizar, los cuales tienen que estar bajo las normas aplicadas en el Manual de Gestión de Reservas.

•PeriódicamenteinformaralDirectoriodelaSocie-dad vía la Gerencia General acerca de los movi-mientos trimestrales realizados, elaborando do-cumentos respaldatorios de estos, justificando los volúmenes de reservas estimados por el Grupo de Ingenieros en una Auditoría de Reservas que se lleva a cabo una vez al año.

Finalmente elaborar los libros oficiales de Re-servas de la Cía. las cuales están discriminadas por categorías (probadas Desarrolladas, Probadas No Desarrolladas, Probables y Posibles) expresadas en valores Gross & Netos

Una unidad de negocio de E&P de la Corporación, que se define como la unidad técnica responsable de sus activos, cuenta necesariamente con los profesio-nales capacitados para ser referentes como:

•QualifiedReservesCoordinator(QRC).- El QRC será el punto principal de relación entre la Unidad de Negocios y el Grupo de Reservas. Este discutirá con el equipo técnico sobre los cambios de las reservas y recursos contingentes en la Unidad de Negocios

en el periodo anterior. El QRC instruirá a los equi-pos técnicos que preparen la documentación para la auditoria interna. Las revisiones de reservas y recursos contingentes incluyen cambios en las re-servas o recursos contingentes, caudales de pro-ducción, impacto económico, planes de desarrollo, perfil de riesgo y temas contractuales (incluyendo cambios de propiedad). Luego, el QRC estimará cuanto tiempo podría llevar la auditoria interna ba-sado en el número de cambios materiales, para que así el equipo de Auditoria pueda hacer los arreglos apropiados.

•QualifiedReservesEstimators(QRE’s).- E l Q R E como la persona quien es designado responsable de estimar y evaluar las reservas y otra in forma-ción de reservas. Un Estimador de Reservas podría hacer las estimaciones y evaluaciones personal-mente o podría supervisar y aprobar la estimación y evaluación de otros. Las calificaciones del Esti-mador de Reservas dentro de la Unidad de Nego-cios seguirán las guías SPE para las calificaciones de reservas.

Los QRE’s están conformados por los Ingenieros de Reservorios de la Gerencia de Desarrollo, quienes son capacitados permanentemente tanto en el país como en el exterior, con el objeto de estar suficiente-mente avalados para desarrollar su trabajo.

Somos una empresa, constituida mayorita-riamente por capitales nacionales, y un brazo operativo de YPFB Cor-

poración, que incursiona en to-das las actividades inherentes al upstream. Los exitosos resultados que hemos obtenido, están vin-culados a la tecnología de punta que utilizamos en todas nuestras actividades; y a la capacidad para procesar los hidrocarburos que

producimos de los 13 campos que operamos. Un especializado grupo humano de profesionales, técnicos y administrativos, nos permite que en el presente estos logros sean una realidad, y para el futuro se avizoren objetivos aun de mayor envergadura y trascendencia.

TECNOLOGÍA, EFICIENCIAY EXPERIENCIAEn esa línea, nuestras activi-

dades de exploración y desarrollo de campos se realizan bajo mo-dernos sistemas de investigación, recurriendo a software`s de última data; y en la operación de las plan-tas criogénicas de Vuelta Grande, Carrasco, y Kanata se apela a la experiencia para lograr la mayor eficiencia de recuperación de gas licuado de petróleo (GLP); factores que nos posesiona en el primer lu-gar como productor y proveedor de ese producto en el país.

YPFB Chaco, un aporte a la producción de gas

ZONA PETROLERA. Ocupa un expectante segundo lugar entre las que regularmen-te contribuyen a la exportación de gas; y en cuanto a la producción de hidrocarburos líquidos, enfoca su dedicación a atender el aprovisionamiento del mercado interno.

Ing. Carlos Sánchez Chavarría

Gerente GeneralYPFB Chaco S.A.

Es Ingeniero Petrolero titu-lado en la Universidad Mayor de San Andrés (UMSA).

Posee cursos de postgrado en Desarrollo y Gestión Am-biental, Gestión de la Calidad NB-ISO 9000:2000 y en pro-yectos de Gas Natural.

EXPERIENCIA

Tiene más de 30 años de ex-periencia en actividades de perforación, producción, plan-tas de gas y auditorías técni-cas en empresas nacionales e internacionales. De ese tiem-po, 26 años los dedicó a YPFB iniciando sus actividades en el Campo Camiri. En el exterior trabajó como Superintendente de Produc-ción de Pluspetrol.

PERFIL

Operadora de 13 campos con tecnología de punta

REPSOL 2%

OTROS 3% YPFB ANDINA

10%

YPFB GASYRG 19%

YPFB REFINACIÓN 30%

YPFB CHACO 36%

Gas Licuado de Petróleo

Acuerdo de Colaboración

Informar con veracidad Informar con veracidad al mercado y a los al mercado y a los

accionistas.accionistas.

Elaborar los estados financieros de Elaborar los estados financieros de reservas de un modo objetivo, reservas de un modo objetivo,

estableciendo controles internos y externos.estableciendo controles internos y externos.

Basar los estados financieros y contables en Basar los estados financieros y contables en estimaciones de reservas ajustadas estimaciones de reservas ajustadas

a la realidada la realidad..

Adecuarse a los Adecuarse a los requerimientos de las requerimientos de las entidades reguladoras entidades reguladoras de los mercados y de de los mercados y de las administraciones las administraciones

pertinentes.pertinentes.

Acuerdo de Colaboración





Elaborar los estados financieros de Elaborar los estados financieros de reservas de un modo objetivo, reservas de un modo objetivo,

estableciendo controles internos y externos.estableciendo controles internos y externos.

Basar los estados financieros y contables en Basar los estados financieros y contables en estimaciones de reservas ajustadas estimaciones de reservas ajustadas

a la realidada la realidad..





ADMINISTRACIÓN DE RESERVAS

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APORTE DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOSEl control de la producción, para regular la explota-

ción racional de los yacimientos, el mantenimiento y la permanente observación de los pozos, son los objeti-vos que perseguimos, en la visión de optimizar la recu-peración de los hidrocarburos, y mantener estables los volúmenes de gas y líquidos con los que aportamos a la producción nacional.

En esa línea, ocupamos un expectante segundo lu-gar entre las empresas que regularmente contribuyen a la exportación de gas; y en cuanto a la producción de hidrocarburos líquidos, enfocar prioritariamente nues-tra dedicación de cubrir el mercado interno.

CAPACIDAD DE PROCESONuestra solvencia para procesar

el gas natural, y la capacidad de la infraestructura con la que contamos, nos permiten procesar todo lo que producimos, y recibir gas en las Plan-tas de Kanata y Vuelta Grande volú-menes importantes del Campo Víbora (YPFB Andina) y el Gasoducto YABOG para extraer los licuables excedentes que existen en esas corrientes.

MANTENIMIENTO Los logros obtenidos, van de la

mano de las acertadas políticas que en materia de inversiones y progra-mas se han establecido para la ges-tión. Los resultados de la perforación de los pozos BBL 12, PNW 4 y 5, JNN 4 y DRS 1003D han sido determinan-tes, por cuanto se restablece la esta-bilidad de la producción y garantiza el cumplimiento de las cuotas com-prometidas para la exportación y el consumo nacional. En otros términos, los 32,2 Mmpcd de gas que se han in-crementado con la producción de es-tos pozos, permiten el equilibrio ante

la declinación natural de los yacimientos productores, manteniéndose nuestra producción en promedio de 236.5 Mmpcd.

EL FUTUROLa exploración de nuevas áreas, es el objetivo es-

tratégico que nos hemos impuesto para los próximos cinco años. Bajo esa visión, el proceso de selección de áreas, entre las que dispone la Empresa, está por cul-minar; y la gestión de solicitud de otras potencialmente interesantes se mantiene vigente. En tanto se cumpla esta etapa, el ingreso agresivo a la fase efectiva de ex-ploración será inminente.

El 23 de enero de 2006 se fir-maron dos Acuerdos de Coo-peración en Materia Energé-tica a través de los cuales, los gobiernos de Bolivia y

Venezuela acordaron iniciar un proce-so amplio y sostenido de integración y cooperación en el sector energético, con el fin de desarrollar y promover las áreas de petróleo, gas, electricidad y petroquímica, que contribuyan a la consolidación de Petroamérica como instancias de coordinación de políti-cas energéticas de la región.

El acuerdo de integración ener-gética de Caracas, que establece las acciones de Cooperación Solidaria y el acuerdo sobre Operación en el Sec-tor Energético entre ambos países, establece entre las modalidades de cooperación las bases para la con-formación de empresas mixtas entre YPFB y PDVSA para el desarrollo de proyectos de exploración, producción, refinación, cadenas de distribución, procesamiento e industrialización de

hidrocarburos, precisando que dichas empresas, cuando se constituyan en Bolivia, tendrán mayoría accionaria de YPFB y cuando se constituyan en Ve-nezuela tendrán mayoría accionaria de PDVSA.

Ambos acuerdos fueron aproba-dos y ratificados por las leyes 3429 y 3430 de 2006. A partir de este marco normativo supranacional, nace YPFB Petroandina SAM con una participa-ción del 60% a favor de YPFB y 40% de PDVSA Bolivia S.A., constituyendo una Sociedad Anónima Mixta (SAM) en base a dos contratos para la explo-ración y explotación de áreas reserva-das a favor de YPFB.

La modalidad del contrato tiene un componente que se diferencia con relación a los contratos típicos en ma-teria petrolera, como ser los contratos de operación o los contratos de ser-vicios. Para ambos se establece una modalidad estructurada en un plan mínimo de exploración que modifica el sistema tradicional de la explora-

YPFB Petroandina enel sector energético

ZONA PETROLERA. Muchos de los operadores privados que se encontraban bajo la sombra de los contratos de riesgo compartido y en proceso de migración contractual, sienten la presión de la existencia de un tercer actor con identidad soberana.

Dr. Jaime Arancibia Dávila

Presidente EjecutivoYPFB Petroandina SAM

Es Licenciado en Derecho de la UMSA. Entre sus estudios destacan diplomados en Edu-cación Superior y en Derecho del Petróleo y Gas Natural.

Posee cursos internaciona-les en la Unión Postal de Las Américas.

EXPERIENCIA

En YPFB fue Asesor Legal, Asesor Legal Comercial y Di-rector Legal General. En 2009 fue Director Titular de YPFB Petroandina SAM y Ase-sor Legal de la compañía es-pañola SAPHIRE Finance LLP. En 2010 fue Consultor invita-do por el Ministro de Hidro-carburos para la elaboración de la Ley de Hidrocarburos.

PERFIL

Un gigante de la integración y la cooperaciónLas operaciones de YPFB Chaco S.A.

PETROBRAS 58%

REPSOL 13%

OTROS 9%

YPFB ANDINA 8%

YPFB CHACO 12%

Entregas Fiscalizadas de Gas Natural

PETROBRAS 55%

REPSOL 23%

OTROS 5%

YPFB ANDINA 6%

YPFB CHACO 11%

Crudo, Condensado y Gasolina Natural

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ción por unidades técnicas comprometidas para bus-car objetivos macro de fases exploratorias concretas.

Estos dos contratos fueron suscritos para el Su-bandino Norte en áreas no tradicionales, como ser Lli-quimuni, Madidi, Chispani, Chepité y Securé, donde en el plazo de cinco años se deberían realizar estudios de geología de superficie, aerogravimetría, magnetotelú-rico, estudios geológicos, adquisición y procesamiento de sísmica 2D para concluir con pozos exploratorios, si los estudios antes citados mostraban prospectos in-teresantes. Del mismo modo en el Subandino Sur, se tienen los bloques de Tiacia, Aguaragüe Norte, Agua-ragüe Centro, Aguaregüe Sur A, Aguaragüe Sur B, Iñau e Iñaguazú con actividades de sísmica, interpretación, perforación, si existen prospectos interesantes.

La proyección de la inversión, realizada en los pla-nes mínimos de exploración para ambos contratos Norte y Sur, se encontraba proyectada en $us 242,2 millones para el Subandino Norte y $us 646,1 millones para el Subandino Sur. Esta proyección de inversiones

en el momento histórico en el que se firmaron los con-tratos a favor de la empresa YPFB Petroandina SAM, es decir a finales del año 2008, eran impensables fren-te al momento que la industria de los hidrocarburos estaba atravesando.

El nacimiento de YPFB Petroandina SAM se cons-tituye en una fuerte herramienta de negociación para la migración de los contratos petroleros. Muchos de los operadores privados que se encontraban bajo la sombra de los contratos de riesgo compartido y que se encontraban en proceso de migración contractual, sienten la presión de la existencia de un tercer actor con identidad soberana en el sector hidrocarburífero.

Desde el punto de vista geoestratégico, YPFB Pe-troandina SAM, se convierte en el puntal para el de-sarrollo exploratorio en áreas no tradicionales y fun-damentalmente en el Norte de La Paz. Si bien han

existido algunas labores exploratorias en los bloques de Río Hondo, Tiuichi y Sécure a cargo de operadores privados, mediante contratos de riesgo compartido, fueron labores que concluyeron con declaratorias de fuerza mayor precisamente por el costo que represen-ta una labor seria de exploración. Entonces la decisión de iniciar la exploración más grande en lectura e inter-pretación sísmica y otros estudios ha sido, es y será una verdadera decisión geoestratégica, geopolítica y de integración nacional.

La prospección sísmica del Bloque Lliquimuni, his-tóricamente puede considerarse como la más grande de los estudios realizados en el país con 1.093 Km, iniciada en 2008, en dos estructuras potenciales Lli-qumuni Norte y Lliquimuni Centro.

El Bloque 32 se encuentra ubicado en la Zona Centro Oeste del Subandino Norte Boliviano, entre el ámbito geotectónico de la cordillera oriental y el resto de los alineamientos estructurales de la faja plegada, fallada y corrida de piel delgada. En el área cerrada de

156 Km de la formación de-n o m i n a d a Tomachi, las tareas de pros-pección sísmica e interpretación de datos iden-tificaron dos f o r m a c i o n e s geológicas en la que se estima un potencial de 50 millones de barriles de pe-tróleo o crudo,

además de 1 TCF de gas natural asociado. Este resultado nos permite continuar con la per-

foración exploratoria del pozo denominado LQMC-X1. Este proceso exploratorio despertó el interés regional exploratorio. Perú desarrolla labores de lectura e in-terpretación sísmica.

Dentro del Contrato de Exploración para el Suban-dino Sur, se tiene programada la perforación del Pozo Timboy y la conclusión de la lectura e interpretación de trabajos de sísmica, geología de superficie y otros ampliamente difundidos.

Nuestro compromiso con el Estado Plurinacio-nal de Bolivia, es el de trabajar de una manera técni-ca, científica e integradora en lo social manteniendo nuestros valores en todo nuestro desempeño y el fir-me compromiso de cumplir con los planes mínimos de exploración establecidos contractualmente con YPFB.

LLIQUIMUNI

Subandino Norte

Se estima un potencial

de 50 millones de BPD

en la formaciónTomachi, además de1 TCF de gas natural. La actividad de perforación de

pozos especialmente en el sur del país, presenta diariamente elevados costos de operacio-nes, por lo que un desgaste

prematuro o falla de algún componen-te de la sarta de perforación incremen-ta los tiempos y costos de perforación.

El sistema de perforación VertiTrak logra vencer ese desafío, pues este sistema auto dirigido proporciona los medios para perforar desde la superfi-cie hasta la profundidad final del pozo, manteniendo automáticamente la ver-ticalidad con Inclinación 0° y un Dogleg < 2°/100 pies de la trayectoria durante la perforación (Ver Figura 1), logrando mejor velocidad de penetración (ROP) y menores días de perforación.

RESULTADOS ÓPTIMOSLa aplicación del sistema VertiTrak

combinado con Trépanos Kymeras en las perforaciones de los pozos MGR-5, MGR-6 y ICS-2 en el Subandino Sur, mostró resultados óptimos con exce-

lentes rendimientos en la velocidad de penetración (ROP), control de la verti-calidad (Incl. 0°) en las formaciones del carbonífero (zonas con altos porcenta-jes de diamictitas), reduciendo tiempos y costos de operaciones.

La aplicación de este sistema in-cide en forma directa e indirecta en la eficacia del control de la verticalidad en formaciones del carbonífero y espe-cialmente su relación y/o efecto con la perforación en zonas con altos porcen-tajes de diamictitas.

Durante la perforación, esta roca abrasiva desgasta prematuramente al trépano causando disminución en la velocidad de penetración (ROP) y que pueden ser la causa de la ineficiencia de la perforación con los sistemas con-vencionales. Todo esto causa impreci-sión en el alcance del objetivo progra-mado e incrementa los tiempos y los costos de operaciones de perforación del pozo.

El sistema de perforación VertiTrak, es una herramienta de alta eficiencia

Nuevas tecnologíasen el Subandino Sur

MODERNIDAD. La aplicación del sistema VertiTrak combinado con Trépanos Kyme-ras en las perforaciones de los pozos MGR-5, MGR-6 y ICS-2, mostró resultados ópti-mos en las formaciones del Carbonífero, pues permitió reducir tiempos y costos.

Ing. Miguel Ángel Bandeira Suárez

Fiscal de Perforación e IntervenciónYPFB Corporación

Es Ingeniero Petrolero gra-duado de la Escuela Militar de Ingeniería (Santa Cruz).

Experiencia profesional:

Posee amplia experiencia en el área de perforación de pozos de Gas y Petróleo con aplicaciones tecnológicas. Tiene conocimientos en ela-boración de programas de perforación, diseño y cons-trucción de pozos.

Está capacitado ante la ocu-rrencia de un amago o des-control de pozos.

Desempeña funciones en la Unidad de Control de Perfo-ración e Intervención depen-diente de la Gerencia Nacio-nal de Fiscalización.

PERFIL

Perforación de pozos

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en la perforación de pozos verticales (Ver Figura 2), que combina la sección de potencia de un motor de fondo X-Treme con un conjunto de cojinetes modificado que consiste en aletas triaxiales, dirigidas para contrarrestar la tendencia natural de la formación.

La electrónica ofrece un sistema digital completo de lazo cerrado en el fondo del pozo que mide cualquier desviación de la vertical. También el VertiTrak provee de un Pulsador Positivo de lodo para la transferencia de da-tos a la superficie.

El sistema VertiTrak mantiene la verticalidad del pozo automáticamente (elimina el tema de rotación y el desgaste prematuro de la cañería), sin comprometer

los parámetros críticos de perforación (Caudal de presión, Peso sobre el trépano o Velocidad del trépano).

Las formaciones del carbonífero en el Subandino Sur en general son difíciles de perforar, en especial aquellas for-maciones heterogéneas con alto contenido de diamictitas las cuales nos producen elevados costos de perforación.

Por tal motivo es que las empresas petroleras con-sideran en sus programas de perforación la utilización del sistema VertiTrak con trépanos Kymeras para las fu-turas perforaciones en el Subandino Sur de Bolivia, como por ejemplo las perforaciones de los pozos de desarrollo MGR-7, MGR-8 y los pozos exploratorios HCY-X2, HCY-X3 y ICS-X3.

La alta eficiencia en el cumplimiento del objetivo principal programado, con una velocidad de penetración (ROP) óptima, disminuyendo los tiempos y costos de operaciones de perforación, sólo se puede lograr con la aplicación de esta alta tecnología.

Nuevas tecnologías aplicadas en la perforación de pozos en el Subandino Sur Autor. Ing. Miguel Ángel Bandeira Suarez, Fiscal de Perforación e Intervención Epígrafe: La aplicación del sistema VertiTrak combinado con Trépanos Kymeras en las perforaciones de los pozos MGR-5, MGR-6 y ICS-2, mostró resultados óptimos en las formaciones del Carbonífero, pues permitió reducir tiempos y costos de operaciones. La actividad de perforación de pozos especialmente en el sur del país, presenta diariamente elevados costos de operaciones, por lo que un desgaste prematuro o falla de algún componente de la sarta de perforación incrementa los tiempos y costos de perforación.

El sistema de perforación VertiTrak logra vencer ese desafío, pues este sistema auto dirigido proporciona los medios para perforar desde la superficie hasta la profundidad final del pozo, manteniendo automáticamente la verticalidad con Inclinación 0° y un Dogleg < 2°/100 pies de la trayectoria durante la perforación (Ver Figura 1), logrando mejor velocidad de penetración (ROP) y menores días de perforación.

Figura 1. Lecturas Direccionales Fuente: Baker Hughes/INTEQ

Pozo X-2 Pozo X-3

Las aplicaciones potenciales del VertiTrak son:

•Formacionesconaltobuzamientoenzonasdefallas,es decir, formaciones encontradas típicamente en montañas y formaciones duras.

•Formacionesabrasivasconaltosporcentajesdedia-mictitas, es decir tendencias para desgastar los tré-panos tricónicos insertos & PDC.

•FormacionesdeSal,esdecirtendenciasparadesviarcon trépano PDC.

•Óptimocalibredelhoyoparaelasentamientodelascañerías.

•Precisiónenelalcancedelobjetivo.

Los beneficios del VertiTrak son:

•Tortuosidad reducida que minimiza la probabilidadde: Rotura por torsión, torque y arrastre, desgaste de cañería y evita el efecto de ”Stick-slip”.

•CostosreducidosenelmejoramientodeROP,controldireccional y ahorro del diámetro de las cañerías.

•Menosdíasdeperforación.•Reduceladistanciaentrepozos,esdecir,laimpresión

de pies (Footprint) de superficie y minimiza el impacto ambiental.

•DiámetrosgrandesvsLeanProfile.Reduccióndelvo-lumen de roca.

La exploración de hidrocar-buros es el nuevo reto que encara con responsabilidad YPFB Corporación a través de la Gerencia Nacional de

Exploración y Explotación con el pro-yecto Sísmico 3D en Itaguazurenda.

A fin de reactivar la exploración hidrocarburífera y obtener resulta-dos a corto plazo, se prioriza la in-vestigación en la zona tradicional petrolera de Bolivia, franja conside-rada madura debido a la abundante información petrolera y su importan-te producción de gas y petróleo.

En este sentido YPFB Casa Ma-triz inició actividades exploratorias, mediante un proyecto de adquisición sísmica 3D, en la estructura de Ita-guazurenda, orientado a la búsqueda de hidrocarburos, fortaleciendo así este importante proceso de naciona-lización. Este proyecto es considera-do la punta de lanza para consolidar este proceso y al mismo tiempo ini-ciar con la etapa operativa de YPFB.

Los estudios iniciales en esta zona, muestran un interesante po-tencial hidrocarburífero, que necesita ser confirmado mediante un estudio sísmico 3D, que nos dé mayores ex-pectativas, sobre la presencia de re-servorios en el subsuelo.

La estructura de Itaguazurenda, se encuentra ubicada en la zona co-nocida como Pie de Monte, limitada por la Serranía de Charagua en di-rección Oeste. Las características morfológicas de esta zona están representadas por una serie de on-dulaciones suaves cubiertas en su mayor parte por sedimentos recien-tes del cuaternario, existiendo algu-nos altos topográficos donde se ob-servan afloramientos Paleógenos y Neógenos, donde se hace necesario el uso de herramientas como los es-tudios geofísicos.

La zona de estudio comprende dos áreas con potencial hidrocarbu-rífero como son las áreas Boyuibe y Ovai, ubicadas geográficamente en

Sísmica 3D Itaguazurenda

PROSPECCIÓN. El proyecto se encuentra en la fase de apertura de brechas, levan-tamiento topográfico, perforación y cargado de pozos; se espera culminar con la etapa de Desmovilización y Remediación en los primeros meses de 2013.

Ing. Donald Osinaga Cabrera

Gerente Nacional de Exploración y ExplotaciónYPFB Corporación

Es Ingeniero Geólogo titulado en la Universidad Mayor de San Andrés (UMSA).

EXPERIENCIA

Fue Director Nacional de Ex-plotación en 2011 en la es-tatal petrolera y en ese año lo promovieron a Gerente Nacional de Exploración y Ex-plotación. Entre 2007 y 2011 fue encar-gado de la Unidad de Sub-suelo y Superficie en dicha Gerencia. Desempeñó funciones en MUD LOGGING, de la Compa-ñía Intergas, en la termina-ción y pruebas de producción del pozo gasífero de Tacobo – X1001, para la Compañía Petrolera Pluspetrol.

PERFIL

Nuevo reto para encontrar hidrocarburosFigura 2

Figura 1

UPSTREAM


el municipio de Charagua, provincia Cordillera del de-partamento de Santa Cruz.

LEVANTAMIENTO Y ADQUISICIÓNEl objetivo es realizar el levantamiento y adquisi-

ción de 223 Km2 de líneas sísmicas 3D, para obtener una imagen de alta calidad del subsuelo a nivel de las formaciones Iquiri del Devónico Superior y Tupambi del Carbonífero, las mismas que han tenido produc-ción de gas y presentan interesantes indicios de hi-drocarburos en el pozo Itaguazurenda-X2.

ETAPAS Mediante un proceso de licitación, se contrató a la

empresa china Sinopec, con amplia experiencia inter-nacional en trabajos sísmicos. Para la ejecución de las actividades de adquisición sísmica, el monto de la inversión supera los $us 12 millones.

El trabajo permitirá registrar líneas sísmicas 3D

sobre la es-tructura de Ita-guazurenda en una zona con p a r á m e t r o s de adquisición a d e c u a d o s para obtener i n f o r m a c i ó n sísmica de pri-mera calidad.

Entre las actividades del proyecto figu-ran la movili-

zación de equipos y personal, apertura de brechas, pruebas, perforación, colocación de explosivos, regis-tro de la información, desmovilización y remediación de los daños causados. Todo esto demandará mano de obra calificada y no calificada en orden de 1.000 personas durante 180 días hábiles.

El número de pozos a perforarse son 7.232, sepa-rados cada 60 metros a una profundidad de 12 me-tros y serán cargados con 4 kilos de explosivos bio-degradables en cada uno de los pozos, que proveerán una cubierta completa del proyecto.

El proyecto se encuentra en la fase de apertura de brechas, levantamiento topográfico, perforación y cargado de pozos. Se espera culminar con la etapa de Desmovilización y Remediación los primeros meses de 2013.

RESULTADOS ESPERADOS Las actividades en el campo constituyen la pri-

mera fase del proyecto exploratorio, luego se proce-derá al procesamiento de los datos símicos 3D regis-trados y, finalmente, a la interpretación sísmica de la información procesada.

Esto permitirá obtener un cubo sísmico 3D de la estructura, donde estén claramente identificados los horizontes de interés, la extensión de los reservorios, las posibilidades hidrocarburíferas, la geometría de la estructura, y obtener el modelo geológico estruc-tural en tercera dimensión.

De esta manera, se podrá minimizar el riesgo ex-ploratorio y decidir con mayor certeza la ubicación de pozos exploratorios.

Este prospecto exploratorio viene a constituirse en el primer proyecto realizado por YPFB Casa Matriz después de 15 años de inactividad. Las expectativas son, en un corto plazo, incorporar estructuras con alto grado de certidumbre, mediante la perforación de pozos exploratorios y el desarrollo de los mismos.

Las expectativas son incorporar estructuras

mediante la

perforaciónde pozosexploratorios

y el desarrollo de los mismos.

Capacidad de procesamiento

COMPLEJO REFINERO. La Refinería Guillermo Elder Bell de Santa Cruz procesaimportantes volúmenes de crudo para garatizar el abastecimiento de líquidos

(Gasolina y GLP) priorizando el consumo nacional.

DOWNSTREAM

DOWNSTREAM


Brasil y Argentina son los más grandes importa-dores de gas natural de la región y principalmente desde Bolivia y en el caso del Brasil incluso de petró-leo desde la Argentina. El Perú es importador neto de petróleo y la subvención pasa los $us 2.200 millo-nes al año y sus exportaciones de LNG, que son me-nores, no compensan este déficit. También el Perú importa estacionalmente energía eléctrica desde el Ecuador para abastecer la demanda de su región norte.

Chile, Uruguay y Paraguay importan casi el 100% del petróleo y gas natural que requieren para su mercado interno, aunque Paraguay es gran expor-tador de energía eléctrica y Ecuador es importador estacional de energía eléctrica desde Colombia y vi-ceversa. El caso de Venezuela es interesante puesto que también resulta ser importador de gasolina y aditivos desde Norteamérica, habiendo llegando in-cluso a 32.000 barriles por día durante el último año.

Lo anterior significa que la seguridad energética es una meta posible de lograr, a diferencia de una soberanía energética que es una meta diferente y más en el largo que en el mediano plazo.

El comercio de exportación e importación de hi-drocarburos son actividades intrínsecas al desarro-llo económico de cada país y en el caso de Bolivia podemos precisar que tener o reponer un TCF de gas natural es igual a tener o reponer más de 30 millo-nes de barriles de hidrocarburos líquidos, por la rela-ción de conver-tibilidad o de monetización asociada co-rrespondiente.

Todos los países de la región han ge-nerado con-diciones de infraestructu-ra que les per-miten atender la importación de sus déficits energéticos. Se han construido una serie de soluciones logísticas internacionales que facilitan esta importación como ser: gasoductos, poliductos, líneas de energía eléc-trica en alta tensión, puertos marítimos para LNG y también infraestructuras clásicas como son las ca-rreteras y vías férreas.

En Bolivia la infraestructura energética hidrocar-burifera para la atención del mercado interno ha sido desarrollada en su totalidad por YPFB en la segunda mitad del Siglo XX, y prácticamente ,esta ha llegado

al límite de su capacidad operativa. La planificación y construcción de infraestructura energética de ex-pansión o ampliación en los próximos cinco años se resume en el diagrama siguiente:

En los próximos tres años, la importación de Die-sel Oil en el país se mantendrá constante en volu-men e irá disminuyendo en términos porcentuales con relación al total de la demanda; a partir del 2017 nuevamente los volúmenes de importación pueden incrementar hasta llegar en el año 2027 a 35.000 BPD de Diésel Oíl y 25.000 de Gasolina Especial en un escenario sin prospectos exploratorios exitosos.

Este escenario es que se considera para una pro-gramación que garantice el abastecimiento a nivel nacional. La asignación programada de combusti-bles líquidos (Diésel Oíl, Gasolina Especial, Gas Licua-do de Petróleo y Jet Fuel) para los próximos 15 años a los siete distritos comerciales de YPFB en todo el país debe realizarse mediante una estructura mixta para atender la demanda con producción nacional e importada y emplear una logística también diversa por una red nacional de ductos que debe expandirse, carreteras, transporte fluvial y ferroviario.

Uno de los proyectos más importantes en fase de visualización se refiere a la posibilidad de construir un ducto internacional desde el puerto de Ilo en Perú hasta Senkata en El Alto para poder optimizar cos-tos que representa el transporte por cisternas desde la costa del Océano Pacífico.

Otros proyectos importantes asociados a la es-trategia de abastecimiento son: incremento de la capacidad de refinación en las refinerías de Cocha-bamba y Santa Cruz, los poliductos Senkata-Cara-collo, Caracollo-Cochabamba, Cochabamba-Montero y las ampliaciones de las plantas de almacenaje de Senkata, Oruro, Santa Cruz y la construcción de la planta de Montero. La red de ductos actual tiene una longitud de 6.500 Km para gas natural y líquidos no refinados y de 1.500 Km. para líquidos refinados.

La estrategia de abasteci-miento de combustibles lí-quidos a mediano y largo plazo de YPFB Corporación, responde a una planifica-

ción integral que toma en cuenta la demanda proyectada en el tiempo y la oferta real en base a un desarrollo sostenible de la producción de hidro-carburos y reposición de reservas.

”Operar y desarrollar la cadena de hidrocarburos, garantizando el abastecimiento del mercado interno, el cumplimiento de los contratos de exportación y la apertura de nuevos mercados, generando el mayor va-lor para beneficio de los bolivianos y avanzar hacia el autoabastecimien-to de la demanda interna de hidro-carburos líquidos y sus derivados y generar excedentes para la exporta-ción”, son la Misión y el cuarto Obje-tivo Estratégico de YPFB Corporación, en el mediano plazo y la estrategia de abastecimiento adoptada contribuye a su cumplimiento.

El desarrollo de cada una de las partes de la cadena del sector es condición fundamental para el cum-plimiento de lo mencionado. En este marco la reposición de reservas debe mantenerse dentro del rango de 0,6 a 0,7 TCF como promedio anual, lo que garantiza una producción de aproxi-madamente 70 millones de metros cúbicos al día como mínimo en los próximos 15 años y destinada al mer-cado interno, proyectos de industria-lización y mercados de exportación.

Uno de los desafíos de la estra-tegia es lograr que los niveles de im-portación de Diésel Oíl y Gasolina Es-pecial en largo plazo se mantengan en rangos controlados para un apoyo sostenido a actividades productivas y de servicio en el país. Debemos recordar que prácticamente ningún país de la región es autosuficiente en el abastecimiento de su demanda in-terna de energía y que todos se cons-tituyen en exportadores e importa-dores de diferentes energéticos.

Mercado interno decombustibles al 2027

LOGÍSTICA. Uno de los proyectos en fase de visualización se refiere a la posibilidad de construir un ducto internacional desde el puerto de Ilo en Perú hasta Senkata en El Alto para optimizar costos de transporte por cisternas desde la costa del Pacífico.

Ing. Pablo Zubieta Arce

Gerente GeneralYPFB Logística

Es Ingeniero Eléctrico con Men-ción en Sistemas Eléctricos de Potencia. Posee Especialidad en Electrónica Industrial obte-nido en el Instituto Tecnológico Estatal Montani Fermo – Italia.

EXPERIENCIA

Fue Interventor de la Ex CLHB Nacionalizada. Rector, Vice-rrector, Decano, Vicedecano, Director y Docente Titular en la Universidad Técnica de Oruro.

Presidente de la Cooperativa de Telecomunicaciones de Oruro.

Presidente Nacional del Colegio de Ingenieros Eléctricos y Elec-trónicos de Bolivia. Constitu-yente por el departamento de Oruro en la Asamblea Consti-tuyente del Estado Plurinacio-nal de Bolivia

PERFIL

Estrategia de abastecimiento de líquidos

Para los próximos 15 años, la asignación

programada de

combustibles líquidos

debe realizarsemediante una

estructura mixta. Tanques de almacenamiento, Planta Palmasola

DOWNSTREAM


Desde el inicio del siglo se re-gistraron cambios significa-tivos en el sector de hidro-carburos de todo el mundo, que han afectado la posición

y el rol de las empresas petroleras. En muchos países de Latinoamérica la es-tatización de las empresas petroleras se ha convertido en protagonista prin-cipal del desarrollo de sus economías, y el caso de las empresas de refinación es especialmente importante porque es a través de éstas que se define el flujo de caja esencial para el funcionamiento de los gobiernos nacionales.

El control del acceso y la explotación de los recursos naturales ha sido siem-pre uno de los temas más discutidos en el contexto de los países en desarrollo, que como común denominador tienen economías orientadas principalmente a la exportación de materia prima. Y como es también el caso boliviano, el diseño de estrategias para los ajustes estruc-turales que implementen las políticas económicas del Estado adquiere tam-bién mucha importancia para definir el relacionamiento internacional.

La preponderancia de los recursos naturales como vector de relaciona-miento e inserción externa supone tam-bién una constante vulnerabilidad para los países en desarrollo, siendo que su participación en la economía mundial oscila entre el protagonismo y la irre-levancia según los precios internacio-nales de sus recursos naturales, que periódicamente siguen un movimiento pendular entre precios altos y demanda activa o, contrariamente, sufren caídas de sus precios y/o su demanda es es-tancada o eliminada por productos sus-titutivos, como fuera el caso de Bolivia a mediados de los 80, cuando se parali-zaron las transacciones del estaño, que solo recientemente han sido reactiva-das como consecuencia del crecimiento de las economías de los países denomi-nados BRIC (Brasil, Rusia, India, China).

El petróleo es absolutamente in-fluyente en la economía mundial: cual-quier variación en su precio conlleva un impacto significativo sobre toda la ca-dena económica, ya sea resultando en una caída del consumo y un aumento de la inflación o un efecto contrario de

YPFB Refinación y sunivel de producción

PROCESO. Las inversiones realizadas en las refinerías que ahora pertenecen al Es-tado Plurinacional de Bolivia, lograron que la capacidad de refinación haya sido incre-mentada y con ello se reduzcan las importaciones.

Roberto Cuadros Arenas

Presidente EjecutivoYPFB Refinación S.A.

PERFIL

El objetivo es reducir las importaciones

Es economista titulado en Saint Edward’s University, Austin, Texas, EEUU.

EXPERIENCIA

Tiene 23 años de experiencia en el sector de hidrocarburos. En noviembre de 2011 fue de-signado Presidente del Direc-torio y Presidente Ejecutivo de YPFB Refinación S.A.

Entre 2005 y 2010 trabajó en proyectos de refinación y ge-neración eléctrica en Timor Leste e Indonesia.

Desempeñó funciones como Gerente de Exportación de Gas de YPFB entre 2002 y 2004. Funcionario de empre-sas petroleras, tanto en Boli-via como internacionalmente, desarrollando proyectos del upstream.

mayor dinamismo en la actividad económica en caso de una reducción de su precio. De esta manera, y al ser fundamental el precio de los combustibles en cualquier economía, al estatizar las refinerías los gobiernos prio-rizan el control de las variables necesarias para el creci-miento económico, en vez de priorizar los rendimientos económicos que puedan resultar del procesamiento del petróleo desde un punto de vista empresarial.

Estas son las diferentes visiones entre una empresa de refinación estatal en comparación con una privada: la anterior, de ser un servicio público que a través de la producción de combustibles genera actividad económi-ca para beneficio del país y la otra, que prioriza el rendi-miento de las inversiones para beneficio de sus accio-nistas.

Los acontecimientos de la última década en el mer-cado mundial de petróleo que, con una dramática subida de precios hasta establecerse en niveles históricamente altos que impactaron dramáticamente en la economía mundial, la presión de la demanda de los países BRIC que buscan consolidar su acceso a todos los recursos energéticos posibles para satisfacer su masivo consu-mo de energía, las crecientes brechas entre los países productores de petróleo y los consumidores y la cada vez mayor dependencia del comercio internacional de los países en desarrollo, además del irremediable ago-tamiento de las reservas de hidrocarburos, han ocasio-nado la serie de estatizaciones y reformas en la indus-tria petrolera en Latinoamérica, donde los gobiernos buscan consolidar el control de sus recursos naturales y ser los protagonistas dominantes en la industria a fin de monopolizar la renta petrolera para inyectar recursos en sus economías a través de la inversión pública y el gasto corriente.

LA SITUACIÓN DE BOLIVIALa situación en el país no es diferente y, al contra-

rio, reafirma lo anterior. Pese al gran incremento de las demanda de combustibles para transporte, generación eléctrica, consumo industrial y de servicios como conse-cuencia de la reactivación económica resultante en gran parte de la nacionalización de los hidrocarburos, las inversiones rea-lizadas en las refinerías que ahora pertene-cen al Estado P l u r i n a c i o n a l han logrado que la capacidad de refinación haya sido incremen-tada y con ello se reduzcan las importaciones,

pudiendo visualizarse un escenario aún más promiso-rio por las inversiones programadas para el próximo quinquenio, que resultarán en una expansión del 70% de la capacidad de refinación al 2015 en comparación con la capacidad de procesamiento instalada hacia finales de 2011. Esta capacidad adicional garantizará el pleno abastecimiento de la demanda de gasolina especial a partir de 2015, además de incrementar significativa-mente la producción de Diésel Oíl. La producción adicio-nal de GLP de refinerías, aunada a la producción de las plantas de separación de líquidos, resultará también en un abastecimiento pleno nacional, con volúmenes exce-dentarios para exportación.

CONCLUSIONESLas refinerías están siendo posicionadas para pro-

cesar mayores volúmenes de crudo en respuesta al in-cremento de la demanda nacional de combustibles, en un contexto político - económico que ha permitido de-sarrollar e implementar proyectos de expansión y crecer a un ritmo impensable en otras circunstancias.

YPFB Refinación S.A. actualmente procesa 49 mil barriles diarios de Bolivian Blend (un incremento de 19% en comparación a 2007, año de su nacionalización), vo-lumen que será incrementado a 71 mil barriles diarios hacia finales de 2015, respondiendo así a los esfuerzos de YPFB Corporación para incrementar los volúmenes de producción de gas y crudo en los diferentes campos del país. Las ampliaciones de capacidad son especial-mente importantes debido a que todo volumen de ca-pacidad adicional es el mismo volumen que se deja de importar, con la ventaja adicional de generar ingresos por la exportación de los volúmenes excedentarios.

Los resultados contundentes de la Nacionalización de los hidrocarburos son entonces claros y evidentes: de un escenario de invertir lo mínimo indispensable para optimizar el beneficio económico empresarial se ha transitado a uno de invertir lo razonablemente po-sible para llegar a un abastecimiento pleno de Gasolina, Jet Fuel, AvGas y GLP para cubrir la mayor parte de los requerimientos de Diésel Oíl y lubricantes del país, ha-ciéndolo de manera eficiente, transparente y ordenada.

Las inversionespara el próximo

quinquenio prevén una

expansióndel 70%

en la capacidadde refinación.

Refinería Gualberto Villarroel de Cochabamba

DOWNSTREAM


Las refinerías Gualberto Vi-llarroel de Cochabamba y Guillermo Elder Bell de San-ta Cruz administradas por Yacimientos Petrolíferos

Fiscales Bolivianos, operan hace más de 30 años y su contribución a la economía y el pueblo boliviano es fundamental, principalmente desde junio de 2007, año en el que fueron

recuperadas por el Gobierno Nacio-nal.

Durante las gestiones 2000 a ju-nio de 2007, estos complejos refine-ros luchaban por una sobrevivencia, esto debido a que las inversiones en estos centros no fueron orienta-dos a buscar una mejora operativa de las plantas, si no a restringir un gasto en mantenimiento para su li-

Guillermo Elder Belly Gualberto Villarroel

ABASTECIMIENTO. La disponibilidad de energía a través de la mayor oferta de combus-tibles representa un ahorro por concepto de subvención al dejar de importar los volúmenes incrementales de producción de combustibles gracias a la ampliación de las refinerías.

Lic. Guillermo Achá Morales

Gerente GeneralYPFB Refinación S.A.

Es Licenciado en Administra-ción de Empresas titulado en la Universidad Católica Boli-viana. Egresó en la Maestría Marketing y Finanzas de la Universidad del Valle, Conve-nio con la Universidad de La Plata, Argentina.

Cursa la Maestría Petróleo y Gas en la Universidad Privada de Bolivia.

EXPERIENCIA

Desde junio de 2006 desempe-ñó funciones en YPFB, inician-do el mayoreo de combustibles, como Encargado de Movimien-to de Productos y Control de Abastecimiento, Jefe de Abas-tecimiento, Director Nacional de Comercialización y Gerente Nacional de Comercialización.

PERFIL

El nuevo rol de las refinerías

mitada operación.De los $us 19 millones inver-

tidos bajo la administración pri-vada, un 26% de ese monto ($us 5 millones) fueron orientados en la implementación de un Sistema Administrativo (SAP).

Una vez que dejaron de operar las refinerías, se la llevaron dejan-do un efectivo invertido en siete años de operación de $us 14 mi-llones.

Hasta octubre de 2012, YPFB invirtió en las refinerías más de $us 62 millones, y en ese año eje-cutó un 50% de ese monto ($us 31 millones). Esta inversión además de orientar una normal y conti-nua operación de las refinerías, establece proyectos que permiten incrementar la capacidad de pro-cesamiento en los dos complejos refineros.

En la actualidad y hasta la ges-tión 2014, gracias al incremento de capacidad de procesamiento de las refinerías de YPFB, la estatal petrolera tiene como tarea garan-tizar un mayor volumen de com-bustibles para el abastecimiento de productos en el mercado inter-no boliviano.

De esta manera se garantiza energía para el movimiento del país a partir de una mayor oferta de Diesel Oíl, Gasolina Especial, GLP y otros productos.

A inicio de la gestión 2012, las dos refinerías contaban con una capacidad de procesamiento de 43.500 barriles de petróleo crudo, para finales de esa misma ges-tión y habiendo concluido con el Revamp del A-301 de Refinería Guillermo Elder Bell y la puesta en marcha del nuevo horno 1H-1001A en la Refinería Gualberto Villarroel esta capacidad de proce-samiento en su máxima carga se incrementó en 5.450 BPD.

Con estas ampliaciones, YPFB Refinación tiene ahora una misión empresarial, que es el de optimi-zar el proceso de refinación de petróleo, comprometidos con el

13,824 13,418 14,142 14,789 16,006 15,515 16,300 17,021

18,319

13,540 15,315 16,678

21,950 24,950 24,950 24,950 16,225 17,071 18,549

18,294 21,979 24,449 23,751

24,198 25,240

25,338 24,464 25,238

27,000 27,000

46,200 46,200

30,050 30,489 32,691 33,083

37,986 39,964 40,051 41,219

43,559

38,878 39,778

41,917

48,950 51,950

71,150 71,150

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013* 2014* 2015*

Incremento capacidad de producción Expresado en BPD

RCBA RSCZ TOTAL Fuente: YPFB Refinación

18,870 16,585 17,740 19,057 20,735 18,116 20,130 20,127 22,534 23,797 22,767 24,796

36,430 36,430 36,430

44,378 31,125

28,706 27,711 26,406 30,251 30,981 30,612

36,651 43,675 42,770 45,180 42,206

45,528 45,528 45,528

79,701

49,995 45,291 45,452 45,463

50,986 49,098 50,742 56,777

66,209 66,567 67,947 67,002

81,958 81,958 81,958

124,080

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

110,000

120,000

130,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013* 2014* 2015*

Volúmenes de oferta Gasolina Especial Expresado en M3/Mes


Incremento Capacidad de Producción Expresado en BPD (Barriles por Día)

RCBA 2011 2012 2013 2014 2015Actual UDC 27.250 BPD 24.500 24.500 24.500 24.500 24.500

Horno H-1001ª 2.500 2.500 2.500 2.500

Unidad 12.500 BPD 12.500 12.500

Revamp UDC 27.250 BPD 6.700 6.700

TOTAL RCBA 24.500 27.000 27.000 46.200 46.200

RSCZ 2011 2012 2013 2014 2015

Actual (A-300 y A-301) 19.000 19.000 19.000 19.000 19.000

Unidad de Crudo A-300 3.000 3.000 3.000

Revamp UDC A-301 2.950 2.950 2.950 2.950

TOTAL RSCZ 19.000 21.950 24.950 24.950 24.950

TOTAL Refinerías 43.500 48.950 51.950 71.150 71.150

0

4,242 5,794

1,603 1,550 1,4233,866

1,4472,925

1,481

7,464

16,934

31,154

Gestión Petrobras: Inversión total de 19.143,26 MUSD en 7 años y medio de

operación. Administración YPFB Refinación S.A. en 5 años de

operación ha ejecutado 62.188,3 0MUSD.

INVERSIONES EJECUTADAS 2000-2012VOLÚMENES DE OFERTA GASOLINA ESPECIAL

CARGA PROMEDIO DE CRUDO PROCESADA, BPD

Fuente: YPFB Refinación

DOWNSTREAM


desarrollo sostenible del país, operando de forma eficiente y transparente, generando ren-tabilidad para beneficio de los bolivianos.

El trabajo desarrollado día a día en las dos refinerías de Yacimientos Petrolíferos Fis-cales Bolivianos, tiene una meta principal, y es el coadyu-var al paradigma del Vivir Bien del pueblo boliviano, generan-do, más volúmenes de energía expresados en una mayor dis-ponibilidad de combustibles y beneficios económicos por la operación de estos dos impor-tantes complejos.

El aporte de Gasolina Espe-cial por parte de las refinerías de YPFB, en la actualidad ha marcado records de entrega al mercado interno boliviano, lle-gando a una oferta en prome-dio de 81.958 metros cúbicos por mes; representando un 44% por encima de la oferta de producción en la gestión 2007, último periodo de operación de estos complejos en manos del sector privado.

Los proyectos de mayor incremento de capacidad de procesamiento, directamente orientados a garantizar una mayor disponibilidad de Ga-solina Especial, tienen una fecha propuesta de operación en diciembre de 2014.

A partir de enero de 2015, se espera contar con una dis-ponibilidad adicional de 505 millones de litros anuales de este producto. Los dos pro-yectos que marcarán este im-portante hito son:

UNIDAD DE REFORMA-CIÓN CATALITICA

Con objeto de incremen-tar la producción de Gasolina Especial, YPFB Refinación S.A. está desarrollando el Proyecto Nueva Unidad de Reformación

Catalítica (NURC), para mejorar la calidad (octana-je) del corte de Gasolina Media (MSR) en la Refine-ría Gualberto Villarroel de Cochabamba y también incrementar el volumen de producción.

UNIDAD DEISOMERIZACIÓNCon objeto de incrementar la producción de Ga-

solina Especial, YPFB Refinación S.A. está desarro-llando el Proyecto Nueva Unidad de Isomerización (NUIS), para mejorar la calidad (octanaje) del corte de Gasolina Liviana (LSR) en la Refinería Guiller-mo Elder Bell de la ciudad de Santa Cruz y también incrementar el volumen de producción.

Los volúmenes de oferta de Diésel Oíl para inicio de la gestión 2015, alcanzará un volumen promedio de entre-ga mensual de 91.851 metros cúbicos, 60% por encima del efectivo entregado en el último mes de operación de la empresa privada.

El aporte de producción de Diésel Oíl, se debe principalmente al incremento en la capacidad de procesamiento de las unidades de crudo.

En esta gestión, el aporte de Gas Licuado de Petróleo por parte de las refinerías de Bolivia se incrementó en 68 toneladas métricas dia-rias (TMD) con respecto a la gestión 2007, incremento que será ascenden-te a inicio de 2015, con una oferta de este producto de 460 TMD.

Se debe considerar que el incremento efectivo durante 2012, gracias al cumplimiento de las actividades descritas para esta gestión, ga-rantiza un abastecimiento de GLP en el mercado interno boliviano en un 100% a partir de la produc-ción nacional, marcando un hito de cambio en la administración energética de este producto, de-jando de ser importadores de Gas Licuado de Pe-

tróleo y más bien convirtiéndonos en exportadores de este producto.

BENEFICIOS ECONÓMICOSLa disponibilidad de energía a través de la ma-

yor oferta de combustibles para el mercado inter-no, enmarca un factor fundamental de beneficio económico, que es el ahorro por concepto de sub-vención al dejar de importar los volúmenes incre-mentales de producción de combustibles gracias a la ampliación de las refinerías.

Habiendo establecido el beneficio en disponi-bilidad de energía para el movimiento de nuestro

país, como así también el ahorro para el Estado, por concepto de subvención, se destaca el ”nue-vo rol de la Refinerías en Bolivia”, siendo estas un pilar fundamental para el Vivir Bien de todo el pueblo boliviano, orientando en cada barril proce-sado, en cada proyecto de inversión ejecutado y

en cada actividad realizada, una conciencia social, que enmarca una responsabilidad de responder a una decisión fundamental y acertada de nuestras autoridades del Gobierno Nacional con la recupe-ración de la administración y control de los com-plejos refineros emblemáticos Guillermo Elder Bell y Gualberto Villarroel.

Las inversionespara el próximo

quinquenioposibilitarán una

expansión del 70%

de la capacidadde refinación. Refinería Guillermo Elder Bell de Santa Cruz

16,393 17,076 16,721 18,419 22,305

19,847 20,749 22,258 23,491

15,135 17,490 18,858

28,618 33,497 33,497 33,497

19,051 21,533 22,620 23,797

32,674 35,900 34,891 35,033 36,275

34,353 30,910 32,464

31,395 31,395 31,395

58,354

35,444 38,609 39,342

42,216

54,979 55,747 55,640 57,291

59,766

49,488 48,400 51,321

60,013 64,892 64,892

91,851

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013* 2014* 2015*

Volúmenes de oferta Diésel Oíl Expresado en M3/Mes


59 48 52 70 80 75 76 86 82 76 88 91

133 151 151 151

87 91 99 103

138 163 161 166 179 186 173 180

187 187 187

309

146 139 152 174

218 238 237 252 261 262 261 272

320 338 338

460

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013* 2014* 2015*

Volúmenes de oferta GLP Expresado en Toneladas Métricas Día (TMD)


Ahorro por subvenciónPRODUCTO VOLUMEN

INCREMENTAL (*)AHORRO

SUBVENCIÓN (Bs. Año)AHORRO

SUBVENCIÓN ($us. Año)Gasolina Especial (Lts.) 684,936,000 3,246,596,640 470,521,252

Diésel Oíl (Lts.) 40,530,000 181,979,700 26,373,870

GLP (TMD) 43,920 407,125,224 59,003,656

TOTAL 3,835,701,564 555,898,777

VOLÚMENES DE OFERTA DIÉSEL OÍLExpresado en M3/Mes

VOLÚMENES DE OFERTA GLPExpresado en Toneladas Día /TMD)

INCREMENTO CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO

Fuente: YPFB Refinación

DOWNSTREAM


Antes del inicio de este pro-ceso de cambio, hemos estado viviendo prácti-camente como exporta-dores de materia prima,

es verdad que ha significado impor-tantes ingresos para el país pero po-dríamos haber buscado desde hace mucho antes darle valor agregado al gas natural.

En esta etapa, a partir del proceso de cambio, la tarea que tiene YPFB es darle valor agregado al gas natu-ral, obviamente ha requerido de una estrategia, pasando por una política de implementación de los diferen-tes proyectos, además tomando en cuenta los recursos económicos con los que cuenta YPFB, entonces lo que correspondía era planificar y propo-ner proyectos de industrialización que hoy tiene en curso YPFB.

En esa línea, la Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líqui-dos tiene a su cargo cinco proyectos: las plantas de separación de líquidos Río Grande y Gran Chaco, Amoniaco y Urea, GNL y Etileno Polietileno, ade-

más tenemos encomendado encarar, por lo menos dar los primeros pasos, para ver el proyecto del GTL (Produc-ción de Diésel Sintético).

PLANTAS DE SEPARACIÓN La importancia de las dos plantas

de separación de líquidos radica, en que por una parte se va a mejorar los ingresos del país por la exportación del gas a partir de la recuperación de los líquidos, pues el gas que has-ta hoy se exporta contiene todavía importantes cantidades de líquidos entre ellos Gas Licuado de Petróleo (GLP) principalmente, es gas rico.

En los contratos se han estable-cido precios para el gas natural pero que no están tomando en cuenta el valor energético que tiene ese gas como líquidos; es decir (GLP y Gaso-lina Natural), los líquidos que se van con la corriente de gas como el GLP tendrían mejor costo si estuvieran como GLP, en cambio Argentina y Brasil nos están pagando sólo como gas natural.

Es cierto hay una compensación

Exportación de Productoscon valor agregado

INDUSTRIALIZACIÓN. Los proyectos están calculados para tener una vida útil de 20 años, puede tener una vida mayor cumpliendo con los mantenimientos preventivos y de acondicionamiento tal como sucede en la industria que alargan su vida hasta 30 ó 40 años.

Ing. Mario Salazar Gonzales

Gerente Nacional de Plantas de Separación de LíquidosYPFB Corporación

Es Ingeniero Químico titulado en la Universidad Mayor, Real San Francisco Xavier de Chu-quisaca.

EXPERIENCIA

Posee 30 años de experien-cia en el sector y desempeñó diferentes funciones en la es-tatal petrolera boliviana des-de 1983. También trabajó en la compañía Chaco. Entre 2011 y 2012 desempe-ñó funciones como Vicepresi-dente Nacional de Operacio-nes de YPFB.

PERFIL

Bolivia dejará de vender materias primas

por el poder energético que tiene el gas cuando contiene todavía GLP, pero de ninguna manera equivale al significado de su valor económico como GLP, entonces lo que nos va a permitir, por un lado, entrar en especificaciones porque todavía el gas que se exporta requiere estar dentro de especifica-ciones que demandan los contratos. Recuperando GLP vamos a generar mayores divisas para el país.

Adicionalmente, con la recuperación de este producto vamos a resolver un problema que te-nemos desde hace muchísimos años aunque en esta última etapa estamos superando el problema, me refiero al déficit que existía en la producción de GLP.

Hasta hace un par de meses se ha estado im-portando más o menos a razón de 100 toneladas

de GLP por día que significaba un costo altísimo para el Estado porque hay que pagar el costo del mercado internacional. Con la recuperación de lí-quidos pretendemos resolver esa problemática.

La Planta de Separación de Líquidos Gran Cha-co tiene una connotación importante porque a par-tir de un producto adicional que vamos a separar como el etano se podrá implementar una nueva in-dustria, la de etileno y polietileno. La materia prima de una planta de este tipo será el etano, que va a ser transformado en etileno y polietileno.

El proceso involucrado es de verdadera trans-formación del gas natural porque se convertirá en un producto que tiene diferentes propiedades res-pecto del gas natural. En estas plantas de separa-ción el gas sólo cambia de estado físico.

Planta de Separaración de Líquidos Río Grande

0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 90.0

2010 2011 2012 2013

4.1

78,3

61,8

24.0

MM$us. 82,4 (49%) MM$us. 85,8 (51%)

Inversiones: $us 168,4 MM

GLP: 361 TMD Gasolina: 350 BPD Iso-Pentano: 195 BPD

Producción

(En m

illon

es de dó

lares)

ü  Se concluyó las negociaciones con la TCO Takovo Mora, acordando una compensación de 7 millones de Bs.

ü  Se concluyó la gestión de la exoneración tributaria de los equipos de la planta.

ü  Se cuenta con un avance importante en la construcción de equipos críticos.

Componentes Ponderación Programado Ejecutado IPC-‐Ingeniería Procura y Construcción 80,00% 82.21% 45.80% Fiscalización 20,00% 49.80% 48.06% TOTAL 100,00% 75.73% 46.25%

Planta de Separación de Líquidos Río Grande

Resultados a Junio de 2012:

Ejecución Empresa Ejecutora: YPFB Casa Matriz Empresa Contratista IPC: Astra Evangelista Fiscalizadora: Bolpegas Supervición: YPFB-GNPSL

DOWNSTREAM


perforación de pozos, micro hospitales e inversiones en educación, pero nada concreto.

En ambos casos, además de beneficiarse con el tema de la compensación económica e inversión so-cial, las comunidades aledañas a Río Grande y Gran Chaco se favorecerán con la generación de fuentes de empleo.

ETILENO Y POLIETILENOEn el proyecto etileno el gas dejará de ser gas

natural para convertirse en plástico. En el caso de Amoniaco y Urea proyecto de industrialización, va-mos a convertir el gas natural en amoniaco y final-mente en urea que es la base para la preparación de diferentes tipos de fertilizantes. Ahí radica la importancia de estos dos pro-yectos de indus-trialización.

Gran parte de la producción de plásticos va a ser consumi-da en el país, a partir de eso se crearán empre-sas que produci-rán plásticos, no vamos a importar plásticos, vamos a tener nuestras propias plantas, generar nuevas fuentes de trabajo y eso obviamente redunda en los ingresos para el Estado. Para el gobierno será mucho más fácil atender y resolver la demanda de fuentes de trabajo insatisfechas, entonces todos esos problemas van a poder ser, tal vez no resuel-tos definitivamente, pero van a poder ser minimi-zados, habrá mejores condiciones para administrar el Estado.

AMONIACO Y UREAAdicionalmente, el proyecto Amoniaco Urea ge-

nerará un nuevo proyecto relacionado con el siste-ma de transporte por ferrovía entre Bulo Bulo (Co-chabamba) y Montero, Santa Cruz para completar y permitir el transporte de la urea desde Bulo Bulo hasta la frontera tanto a la Argentina como al Bra-sil. El efecto multiplicador va a beneficiar el Estado, generará mayores fuentes de trabajo, beneficios que van a llegar aparejados como consecuencia de la industrialización.

Las plantas tendrán una capacidad de produc-ción de 650 mil toneladas año de urea y 400 mil to-neladas de amoniaco y se generarán 5.850 fuentes de empleo en las etapas de construcción, produc-

ción, distribución y comercialización en el mercado nacional e internacional. Permitirá al sector agro-pecuario y agroindustrial del país, ampliar el área de cultivo de 2,9 a 105 millones de hectáreas.

Empleando urea, se incrementará la rentabili-dad de los cultivos hasta en un 40% por hectárea. El efecto multiplicador de esta condición generará mayores ingresos para los agricultores y la agro-industria en general.

La mejora en la producción permitirá obtener productos agrícolas de mejor calidad y con una mejor rentabilidad asociada, abrirá las puertas a nuevas inversiones en el sector privado industrial y por sobre todo beneficiará al agricultor boliviano.

GTLEl proyecto GTL comenzará próximamente, y

significará una transformación también química, se convertirá gas natural en diésel aunque va a seguir siendo hidrocarburo, pero será un diésel sintético.

VIDA ÚTILLos proyectos están calculados para tener una

vida útil de 20 años, puede tener una vida mayor, previo acondicionamiento tal como sucede en la industria que alargan su vida hasta 30 ó 40 años. La Planta de Gas de Río Grande de YPFB Andina, como ejemplo, está operando hace 40 años y si-gue siendo la misma planta, obviamente se han hecho reacondicionamientos que han significado erogaciones pero siguen manteniendo la opera-ción, permiten traer el gas hasta La Paz. Están originalmente calculadas para tener una vida útil de 20 años, pero pueden alcanzar 40 años.

Si la política del gobierno en materia de hidro-carburos se mantiene, es un hecho irreversible. Mientras los políticos no introduzcan ideas des-cabelladas que vayan en desmedro de la econo-mía del país, esto tiene que ser un camino sin retorno.

INVERSIÓN SOCIAL Las poblaciones aledañas a los proyectos de las

plantas de separación de líquidos Río Grande en el departamento de Santa Cruz y Gran Chaco en Tarija, se beneficiarán con proyectos de inversión social que ejecutará Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivia-nos.

En Río Grande se tiene previsto destinar a la Asamblea del Pueblo Guaraní (APG) Takovo Mora por concepto de compensación Bs 7 millones, previa en-trega de una serie de documentos solicitados por la estatal petrolera. Esos recursos se destinarán en la perforación de pozos de agua y ganadería, principal-mente.

Otro beneficio tiene que ver con la construcción de la carretera Los Lotes (Santa Cruz) a la planta de

Río Grande. Se trata de una carretera de 42 kilóme-tros.

Se invertirá Bs 27 millones, el 60% será cubierto por YPFB Corporación y el restante 40% por los mu-nicipios beneficiados. Adicionalmente, se construirá en el municipio de Cabezas un micro hospital y un politécnico. Esto en función a un convenio que se hizo oportunamente con las autoridades locales. Se invertirá dos millones de bolivianos.

En el caso de la inversión social en las comunida-des cercanas a la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco, ubicado en el departamento de Tarija, la Asamblea del Pueblo Guaraní aún no definió sus proyectos.

Se tienen bosquejados algunos proyectos que tiene que ver con la provisión de agua a través de la

Las plantas de Río Grande y Gran Chaco

generarán ingresos económicos para

beneficio del país.

Trabajos previos a la construcción de la Planta Gran Chaco, Tarija

Movimiento de tierras donde se edificará la Planta Gran Chaco

DOWNSTREAM


Gracias a la Nacionaliza-ción de los Hidrocarbu-ros, Bolivia transporta a finales de 2012 un vo-lumen cercano a los 58

millones de metros cúbicos por día (MMmcd) de gas natural. Este volu-men representa un récord absoluto de transporte de gas por ductos en la historia del país, lo que nos po-siciona además entre los 15 paí-ses más importantes del mundo en este rubro. En nuestro caso, y dentro de YPFB Corporación es la empresa YPFB Transporte S.A. y su afiliada GTB S.A. las que tienen la responsabilidad de transportar las moléculas de metano tanto al mercado local, como a nuestros dos principales mercados, la Argentina y el Brasil.

Las metas hacia futuro son más ambiciosas ya que al crecimiento de dos dígitos de la demanda de gas natural en Bolivia durante el primer y actual quinquenio del presiden-

te Evo Morales, se suma la subida exponencial de la demanda argen-tina, así como el reciente restable-cimiento del envío de gas a Cuiabá al proyecto Termopantanal.

Un escenario se agrega además desde 2012 y es el transporte de gas para los proyectos de industrializa-ción. Todo lo anterior se debe reali-zar en plazos relativamente cortos y con desafíos naturales, técnicos y de inversiones que trataremos de exponer en la presente nota usando como ejemplo principal el Gasoduc-to Carrasco Cochabamba (GCC).

DESAFÍOS NATURALESY CONSTRUCTIVOSEl territorio boliviano es uno de

los más complejos de Latinoamé-rica tanto para la construcción de obras de infraestructura vial (ca-minos o ferrocarriles) como para la construcción de ductos. Quien ha transitado la carretera de Cocha-bamba al Trópico sabe que en la

Consumo de Boliviahacia el año 2020

TRANSPORTE. La demanda de energía refleja el buen momento de la macroeco-nomía boliviana, que creció a un ritmo de 5% anual en promedio (…) Las metas hacia futuro son más ambiciosas.

Cristian Inchauste Sandoval

Gerente GeneralYPFB Transporte S.A.

PERFIL

Desafíos del transporte de gas

Posee una Maestría en Admi-nistración de Empresas de la Escuela Superior de Comercio de París, Francia (1995).

EXPERIENCIA

Fue Gerente General de Gas Transboliviano S.A. (2010). Embajador de Bolivia ante el Reino de Bélgica y la Unión Europea (2007 - 2009).

Ha sido representante adjun-to del banco de inversión BNP Paribas para el Cono Sur (2001 - 2006), es Especialista en Fi-nanciamiento de proyectos en los sectores energía, gas y petróleo, minería e infraes-tructura.

Obtuvo el Premio ”Deal of the year” otorgado por la revista Project Finance International.

zona del Sillar es difícil mantener la ruta en ope-raciones todo el año. La caprichosa geología vence incluso al cemento asfáltico.

Esta zona tiene el tercer récord mundial de precipitación pluvial del planeta, más de 5.000 mi-límetros por año. Es por el Sillar que entre 2010 y 2012 YPFB Transporte S.A., (gracias a un apor-te de capital de YPFB) construyó el último tramo del GCC. Este gasoducto opera desde agosto de 2012 y pondrá a disposición del mercado del oc-cidente una capacidad de transporte de hasta 125 millones de pies cúbicos al día. El GCC se financió gracias a un aporte de capital de YPFB de aproxi-madamente $us 104 millones, que fue destinado a este proyecto, así como a las expansiones del Ga-soducto al Altiplano (GAA en sus fases 3.a; 3b y 3.c) y otros proyectos de interés nacional.

T a n -to el GCC como el GAA tie-nen como propósito pr inc ipa l el apro-v i s i o n a -miento de los mer-cados de gas del Occidente de Bolivia.

El GCC, un ver-d a d e r o puente de gas entre

las zonas consumidoras y las productoras, requi-rió de varios meses de ingeniería y construcción en una zona lluviosa, de difícil topografía, atrave-sada por ríos caudalosos (el río Espíritu Santo por ejemplo que habitualmente pone en problemas a la propia carretera) en una zona de pendientes de 40 y hasta 60 grados. La obra del tramo final, de 72 kilómetros, requirió puentes colgantes sobre los ríos y quebradas, entierro de ductos en colina y sobre todo la difícil tarea del descuelgue de duc-tos en las empinadas pendientes entre la zona de Lima Tambo y Pampa Tambo.

En las dos fases anteriores del GCC que atra-vesaron el trópico cochabambino las dificultades constructivas no fueron menores y se situaron al nivel del cruce de los grandes lechos de ríos de la zona. En algunos casos, los cruces dirigidos hori-zontales (HDD por sus siglas en inglés) significa-ron realizar túneles bajo los ríos del Chapare para posteriormente jalar la cañería de 16 pulgadas. En algún caso, la geología rocosa (y el abandono de la opción del HDD) del lecho del río llevó a que las empresas constructoras den una solución alter-nativa que fue adosar el ducto a uno de los puen-tes mayores de la carretera Chimoré-Yapacaní.

Otro proyecto, la expansión del Gasoducto Vi-lla Montes Tarija (GVT), que conecta el mega cam-po de Margarita tuvo un desarrollo complicado al atravesar las serranías tarijeñas desde la locali-dad de Entre Ríos. Si en el GCC se trataba de una pendiente empinada para conectar el Trópico con el Valle, en el GVT los ingenieros y constructores se vieron confrontados a una verdadera montaña rusa de serranías para ampliar el ducto hasta 64 millones de pies cúbicos de capacidad.

Desafíos de Ingeniería del GCC

1. Cruces de ríos a cielo abierto

2. Cruces adosados a puentes

3. Cruces dirigidos en dos ríos

4. Cruces dirigidos en poblaciones importantes

5. Cruces aéreos de ríos (de longitud importante)

6. Manifold de llegada y salida

7. Medición

8. Cruces de bofedales

9. Cruces de carreteras

10. Instalación de válvulas

11. Instalación de ROVs.

12. No se disponen de accesos Fuente: Gerencia de Proyecto de GCC – YPFB Transporte S.A.

Senkata

Sica Sica

Lima Tambo

Tarata

Chilljchi

Buena VistaBulo Bulo

Río Grande

Samaipata

Oconi

Parotani

COCHABAMBA

LA PAZ

ORURO

POTOSÍ

GAAGCCGAA

GASODUCTOS al occidente del paísEl Gasoducto Carrasco Cochabamba, desde 2012 provee 120 millones de pies cúbicos por día (MMpcd), mientras que el Gasoducto Al Altiplano (GAA), en su tramo Oruro – La Paz, tiene una capacidad de traslado de 49.900 MMpcd.

DOWNSTREAM


que las refinerías bolivianas tengan excedente de gasolina para el horizonte 2014. Del mismo modo se realizó un mantenimiento al ducto subacuático de la Terminal Arica, por donde Bolivia exporta vía marítima sus saldos de petróleo y Recon e importa el diésel necesario al funcionamiento de la agricul-tura nacional y al transporte pesado.

Y aunque no hemos descuidado los compro-misos a la exportación, ya que hemos iniciado la segunda fase de expansión del proyecto Gasoduc-to de Integración Juana Azurduy (GIJA) para llevar hasta 22 millones de metros cúbicos las ventas a la Argentina en 2013 (y luego iniciaremos la Fase 3 para llegar hasta el tope contractual de 27,77 millones de metros cúbicos al día), está claro que el énfasis de YPFB y su subsidiaria es el mercado interno y la industrialización.

Para llevar a cabo todo lo anterior, YPFB Trans-porte S.A. ha reinvertido sistemáticamente sus utilidades (del orden de $us 60 a 70 millones anua-les), ha recibido el aporte de capital de YPFB del orden de $us 104 millones y ha sido beneficiaria de dos facilidades del Banco Central de Bolivia, a través de la Corporación de $us 92 millones. Por lo tanto el apoyo del Gobierno Nacional ha sido abso-lutamente decidido durante el periodo 2010-2012 y ha permitido una inversión consolidada en ese mismo periodo de $us 325 millones en el rubro del transporte.

Siguiendo ese ritmo, YPFB Transporte podría invertir un monto promedio de $us 150 millones entre 2013 y 2015.

LOS DESAFÍOSFUTUROS¿Qué depara el futuro en términos de desafíos?

Actualmente YPFB reflexiona a través de su Geren-cia Nacional de Planificación (GNPIE) en escena-rios para lanzar a la brevedad un nuevo programa de expansión de ductos con el fin de contemplar una demanda boliviana de 20 millones de metros cúbicos al día hacia fi-nales del 2020. Eso representa un aumento de nada menos que 20 veces del escenario pre-Nacionali-zación.

Lo anterior implica proba-

blemente una segunda fase del GCC para llevarlo a una capacidad de hasta 250 millones de metros cúbicos al día después de 2015, una ampliación similar en el Gasoducto al Altiplano, además de cumplir el desafío de llevar gas al Altiplano Sur, a Oruro, al Salar, Tupiza y Villazón, zonas donde se encuentra el mayor potencial minero de todo Bo-livia.

En términos de inversiones, eso significa un in-menso reto para YPFB a la medida de las necesi-dades del país; es decir un reto que en término de inversiones se realizará con el apoyo de la GNPIE y de la Gerencia Nacional de Finanzas de YPFB. Sólo para el transporte de gas natural, representa ci-fras superiores a los mil millones de dólares hasta finales de la década.

Adicionalmente este ritmo de inversiones fo-calizado esencialmente en compra de tubería, es-tación de compresión y medición, pero sobre todo en obras civiles, pondrá bajo alta presión el sector de construcción y servicios petroleros locales. Las empresas han podido acompañar, con algunos bemoles eso sí, este enorme reto en proyectos. Empero, el sector privado nacional debe hacer es-fuerzos para mantener este ritmo de inversiones y constituirse en un aliado de YPFB modernizando sus sistemas de gestión y probablemente bus-cando nuevas fuentes de financiamiento o socios capitalizadores que las fortalezcan. De lo contrario corren el riesgo de ser sobrepasadas en un sector altamente competitivo con empresas foráneas in-teresadas en invertir en nuestro país.

Como decía Sir Winston Churchill, “debemos ver en cada dificultad, una oportunidad”. YPFB ha sabido en estos últimos años convertir las dificul-tades en oportunidades para llevar el “Vivir Bien” a cada vez más ciudadanos y emprendedores bo-livianos en cada vez más regiones que cuentan ahora con un carburante de precio competitivo, fiable y sobre todo no-contaminante.

DESAFÍO DE LA DEMANDAY CAMBIO DE PARADIGMAUno de los puntos salientes de la Nacionaliza-

ción y su impacto en la estrategia de construcción de ductos en el país, ha sido el cambio del anterior modelo ”exportar o morir” hacia el modelo de “gas para los bolivianos” del presidente Evo Morales y concretado por el presidente de YPFB Lic. Carlos Villegas.

Las cifras hablan solas. Si para mediados del año 2005 el mercado local boliviano consumía cer-ca de 2 a 2,5 millones de metros cúbicos de gas na-tural al día, para fines de 2012 nuestro país consu-me cerca de 9,89 millones de metros cúbicos al día, con una tasa de crecimiento cercana al 12% anual. A ello se debe añadir que para el 2015 la primera planta petroquímica de Amoniaco y Urea deman-dará 1,4 MMmcd de gas natural llevando nuestra demanda total a un horizonte cercano a 15 MMmcd para ese mismo año.

La demanda boliviana de energía refleja el buen momento de la macroeco-nomía boliviana, que ha cre-cido a un ritmo de 5% anual en promedio. La mayor par-te de la demanda del gas surge de la generación ter-moeléctrica de las centrales del Chapare, de Guaracachi en Santa Cruz y de La Paz. Pronto, y cerca de los mega campos, una nueva central térmica verá la luz en el sur de Bolivia, así como la en-trada en funcionamiento de la tercera turbina (ciclo abierto) de la Central Eléc-trica de Bulo Bulo, otra em-

presa afiliada de YPFB.En segundo lugar el sector industrial boliviano

apuesta decididamente por el gas natural. Prueba de ello son los proyectos de expansión de las em-presas de cemento tanto privadas como estatales. Finalmente el programa de conversión de vehícu-los a GNV y la expansión significativa de YPFB re-des de gas completan este triángulo virtuoso del crecimiento de la demanda del gas en Bolivia.

DESAFÍOS EN INVERSIONES¿Qué ha significado en términos de inversiones

para YPFB Transporte S.A. esta explosión del mer-cado interno y el inicio de la industrialización de los hidrocarburos?

En pocas palabras la empresa ha tenido que multiplicar por dos o tres veces su capacidad de atención y desarrollo de proyectos de inversión. En las épocas de la capitalización, la ex Transredes in-

vertía cerca de $us 35 mi-llones al año en el mercado interno, en gran parte para obras de mantenimiento.

Actualmente YPFB Transporte espera cerrar el año 2012 con una inversión cercana a $us 135 millones, monto de inversión récord de los cuáles 80% han sido dedicados a los proyectos de mercado interno de gas (GCC, GAA, GVT) y a la nueva red de oleoductos llamada Líquidos Sur, que permitirá

La ex Transredesinvertía cerca de $us 35

millones anuales.

Ahora $us 135 millones

es la inversión que YPFB Transporte

espera cerrar el 2012.Tendido del Gasoducto Carrasco Cochabamba Mantenimiento de ductos

INVERSIONES de Capital YPFB Transporte YPFB Transporte S.A invirtió en 2012 una cifra histórica en los últimos 15 años de vida de esta compañía.

135,0$us 516 MMInversiones de Capital sin intereses capitalizables

(p) Preliminar

$us 240 MM

44,41854,171

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012(p)

140,0

120,0

100,0

80,0

60,0

40,0

20,0

-

Fuente: YPFB Transporte

DOWNSTREAM


La expectativa es mantener los volúmenes de venta de com-bustible de aviación – Jet Fuel y AV Gas – en el mercado interno pese a la salida de la aerolínea

privada AeroSur e inclusive se tiene previsto incrementar la comercializa-ción de estos combustibles en un 3% aproximadamente en 2013, gracias a la apertura de nuevas rutas nacionales e internacionales.

La salida de AeroSur provocó inicial-mente una disminución del 45% en las ventas de combustible, causando este hecho una recomposición de los pla-nes de inversión iniciales que tenía la empresa. Sin embargo, se mantuvo la meta proyectada para la presente ges-tión tanto en venta de combustibles como en modernización de maquinaria y optimización del servicio de suminis-tro.

Pese a todos estos impases, el mercado está en franca recuperación gracias a los ambiciosos planes de ex-pansión de otras compañías aéreas bo-

livianas tales como Boliviana de Avia-ción (BoA) y Transporte Aéreo Boliviano (TAM) que no sólo se están proyectan-do para cubrir otras rutas nacionales sino que están realizando inversiones para poder realizar vuelos al exterior.

Adicionalmente, se tiene prevista la inauguración de nuevos aeropuertos fruto de la iniciativa del gobierno, lo que implicaría lógicamente que YPFB Avia-ción deberá programar el servicio de suministro de combustibles de aviación en los aeropuertos de Alcantarí (Sucre), Chimoré (Cochabamba), Tito Yupan-qui (Copacabana), Uyuni y Potosí en el corto plazo. Consecuentemente, estos nuevos emprendimientos provocarán el incremento en la venta de este com-bustible.

YPFB Aviación garantiza el abaste-cimiento de Jet Fuel (nacional e inter-nacional) y AV Gas aplicando todos los estándares internacionales de calidad y seguridad, teniendo como principio fundamental la integridad de las perso-nas y el cuidado del medio ambiente.

YPFB Aviación asegura el abastecimiento

COMERCIALIZACIÓN. Se mantuvo la meta proyectada para 2012 tanto en venta de combustibles de aviación (Jet-Fuel y Av Gas), como en la modernización de maquina-ria y optimización del servicio de suministro en los diferentes aeropuertos.

Cnl. Hugo R. Iporre Maurice

Ex Gerente General YPFB Aviación

PERFIL

Con estándares internacionales de calidad

Es piloto militar egresado del Colegio Militar de Aviación y Licenciado en Ciencias y Artes Militares Aeronáuticos con un Diplomado en Altos Estudios Nacionales (DAEN).

EXPERIENCIA

En 1997 fue jefe de Planifi-cación y en 1998 desempeñó funciones como jefe de Eva-luación de la Escuela de Gue-rra Aérea.

Entre 2006 y 2007 se des-empeñó como sub Jefe del Departamento III de Opera-ciones de la Fuerza Aérea Boliviana y en 2008 trabajó como sub Jefe del Departa-mento IV Logística de la FAB.

CONTEXTO REGIONALLos volúmenes de combustibles de aviación sumi-

nistrados en Bolivia, son notablemente más bajos que en los países vecinos. Como ejemplo, tenemos a Brasil que se constituye en el mayor proveedor de combusti-ble de aviación de la región con un 40% del mercado ae-ronáutico latinoamericano, seguido de Argentina, Chile, Colombia, Venezuela y Perú respectivamente.

Si hablamos de precio por litro vendido, éste es es-tándar prácticamente en toda la región, y en el caso de Bolivia, se mantiene en un promedio razonable con res-pecto a los precios de otros países de Latinoamérica.

La aviación comercial crece en toda la región, pues nuevas aerolíneas ofrecen sus servicios y la demanda se incrementa a pasos muy grandes. Cada vez existen más rutas turísticas y comerciales por atender, enten-diéndose esta figura como una situación propicia para incrementar los volúmenes comercializados.

En el caso de Bolivia, se prevé un incremento en la venta de Jet Fuel y AV Gas para 2013, debi-do a que existe una política tu-rística y comer-cial interesante que provoca más interés extran-jero por llegar a nuestro territo-rio.

Cuando se promulgó el D.S. N° 0111 nacionalizando la totalidad de las acciones que conformaba el paque-te accionario de la empresa Air BP Bolivia S.A. ABBSA, encargada –hasta ese momento– del suministro de combustibles de aviación, inmediatamente nace YPFB Aviación con la expectativa de expandir sus operacio-nes, y modernizar su flota y plantas en los diferentes aeropuertos de Bolivia.

Desde la Nacionalización, YPFB Aviación concretó proyectos de inversión con el fin de cumplir su compro-miso de modernización y optimización de los recursos actuales, así como coadyuvar de forma estricta en el lo-gro de las metas y objetivos de la Corporación.

Antes de la Nacionalización, se trabajaba con están-dares muy rigurosos que exige el mercado aeronáutico internacional, los cuales se han mantenido, y es más, se tiene la seria intención de mejorarlos, pero para ello se requerirá de más inversión sobre todo en infraestructu-ra civil, eléctrica, mecánica y vehicular.

En los primeros años de existencia de YPFB Avia-ción, se experimentó una mejora en las operaciones y en los volúmenes comercializados, registrando un

crecimiento del 18% en los primeros años. Esta situa-ción resultó propicia para la planificación y propuesta de proyectos como la construcción de plantas nuevas, adquisición de nuevas unidades abastecedoras para la renovación de la flota actual, entre otros.

INVERSIONES PROYECTADASA partir de 2013 se tiene planificado invertir en pro-

yectos de gran envergadura como la construcción de la nueva aeroplanta en el aeropuerto de El Alto del de-partamento de La Paz, cuya conclusión será en 2015. El objetivo es ampliar la capacidad de almacenaje de com-bustible de aviación en este departamento, además de mejorar el servicio prestado a las diferentes aerolíneas.

Otro proyecto importante es la construcción de la nueva aeroplanta de Guayaramerín en Beni, cuya con-clusión está prevista para 2014. En esta localidad se cuenta con una nueva terminal aérea, pero se tiene la

necesidad de trasladar la actual aeroplanta. También se pretende construir otra en Cobija ya que pese a que se cuenta con el servicio de suministro de combustible en el aeropuerto del lugar, aún no se tiene con capacidad de almacenaje, lo que causa problemas logísticos.

YPFB Aviación realiza gestiones para la construc-ción de nuevas aeroplantas en las terminales aéreas de Oruro, Alcantarí (Sucre), Chimoré (Chapare) y Tito Yupanqui (Copacabana-La Paz). Asimismo, se efectúan las gestiones y coordinación con el Ministerio de Obras Públicas, Servicios y Vivienda para aportar sobre la defi-nición de áreas para nuevas aeroplantas.

NUEVAS UNIDADES ABASTECEDORASAdicionalmente, se tiene planificado invertir en la

compra de siete refuellers – unidades abastecedoras – con capacidades entre 1.000 y 10.000 galones de com-bustible de aviación a ser destinados a los aeropuertos de mayor demanda en Bolivia.

La mayoría de los refuellers con los que se trabaja en la actualidad tienen varios años de antigüedad y en algunos casos ya han cumplido su tiempo de vida útil.

En el aeropuerto internacional de

El Alto de La Paz una

nuevaaeroplanta

estará concluidaen 2015.

Aeronave de BOA se reabastece con combustible

DOWNSTREAM


En Bolivia se encuentra el mayor gasoducto de ex-portación de Sudamérica, el GTB, que inició operaciones en julio de 1999; cuenta con

557 kilómetros de tubería de 32 pul-gadas de diámetro, cuatro plantas de compresión, dos estaciones de entrega y una estación de recepción de gas natural. Este gasoducto tiene como principal mercado Brasil (apro-ximadamente 99% del gas transpor-tado en este gasoducto), el cual inicia en la Estación de Medición Río Gran-de, donde se recibe el gas natural de los campos del norte y del sur del país, para luego ser entregado en la Estación de Transferencia de Custo-dia y Medición Mutún, ubicada en la frontera Bolivia-Brasil.

En 2011, el sistema de GTB ex-portó al Brasil el 63% de todo el gas natural transportado en Bolivia, ge-nerando alrededor de $us 2.800 mi-llones de ingresos brutos, monto que representó el 31% de todas las expor-

taciones de Bolivia. El gas natural boliviano alimen-

ta la región más importante en la industria, economía y población del Brasil (sexta economía y quinta po-blación mas grande del mundo) y que ésta incluye a los estados de Sao Paulo, Río de Janeiro, Matto Grosso, Paraná, Santa Catarina, Río Grande do Sul. En 2011 el gas natural bo-liviano representó el 43.8% del gas consumido en Brasil, el cual es utili-zado para la generación de electrici-dad térmica, consumo para hogares y comercios, gas natural vehicular, así como también como combustible para la industria brasilera que mueve la economía de ese país.

A inicios de 2007 la temporada de lluvias excesivas impactó el cruce del ducto de GTB en Río Grande, dejan-do la sección de la tubería de 32 pul-gadas expuesta en el lado Oeste del margen del río. La erosión registrada durante la temporada de lluvias del 2007 fue mayor que la suma de los

Beneficios del Nuevo Cruce Río Grande

GASODUCTO. Empresas bolivianas y extranjeras pusieron tecnología de punta a dis-posición de esta gran obra para instalar un ducto que se encuentra a 35 metros por debajo del lecho del río.

Lic. Katya Diederich

Gerente GeneralGas TransBoliviano S.A.

PERFIL

Un gasoducto récord en Sudamérica

Es Licenciada en Administra-ción de Empresas y Master en Dirección de Empresas. Realizó cursos de Negocios Internacionales de Gas Na-tural con el Instituto IRHDC de Boston, cursos sobre Con-tratos Internacionales en la Association of International Petroleum Negotiations - Houston y cursos sobre Res-tructuración de Mercados y Gobierno Corporativo.

EXPERIENCIA

Posee trece años de expe-riencia en el sector, principal-mente en el área de negocios. Trabajó durante 9 años en YPFB CHACO (antes Empresa Petrolera Chaco S.A) y hace 4 años en GTB.

niveles de ero-sión combinada del periodo de los 10 últimos años.

La compa-ñía respondió oportunamen-te ejecutando las medidas de c o n t i n g e n c i a necesarias en la orilla impac-tada, anclando con pilotes y cabezales el tramo afectado del gasoducto, con el objetivo de resguardar el mismo. Si el río continuaba su curso, los trabajos de emergencia ejecutados no serían suficientes para proteger el gasoducto de la erosión y exposición. Si bien los trabajos ejecutados contribuyeron a reforzar la estabilidad del tramo, estudios especializados (hidrológico, morfológico, geotécnico y operativo) con visión del comporta-miento del cauce del río a 50 y 100 años, recomen-daron el diseño y construcción de un nuevo cruce dirigido.

Ante la necesidad de tener disponible un cruce alterno del gasoducto del GTB, se crea el Proyecto Nuevo Cruce Río Grande”, el cual serviría como al-ternativa en caso de emergencia ocasionada por fenómenos naturales que afectasen al cruce exis-tente.

NUEVO CRUCE RÍO GRANDEEl proyecto disponía de una línea alterna de

5.700 metros de longitud de 32 pulgadas, de los cuales 2.700 metros serían instalados bajo la tecnología de Perforación Horizontal Dirigida (HDD por sus siglas en inglés), el cual entraría en operación para garantizar el transporte de los grandes volúmenes gas natural.

La construcción del proyecto Nuevo Cruce del Río Grande llevado a cabo por GTB, estuvo dividida en tres fases principales: Construcción de los Puntos de Inter-conexión, construcción de Línea Regular y Perforación Horizontal Dirigida.

El proyecto en todas sus fases de construcción se llevó a cabo con 90% de personal boliviano y 10% de personal extranjero especialista en Perforación Hori-zontal Dirigida.

El tiempo total empleado para la construcción de todo el proyecto fue de tres años (2009 para construc-ción de los puntos de interconexión y abril 2010 – abril 2012 para la construcción de la línea regular, Perfora-ción Horizontal Dirigida e interconexión al ducto ac-tual).

CONSTRUCCIÓN DE PUNTOSDE INTERCONEXIONES DUCTO EXISTENTELos estudios de ingeniería llevados a cabo es-

tablecieron los puntos de interconexión. El primer punto fue localizado en la Estación de Medición de Río Grande al inicio del gasoducto GTB, y el otro ex-tremo a 1.100 metros aproximadamente cruzando el río grande; adicionalmente se identificó la nece-sidad de instalar una válvula de bloqueo de 32 pul-gadas en el ducto existente, esta válvula permitiría operar de manera independiente e indistinta el nue-vo cruce y el anterior.

Ante la imposibilidad de realizar una interrup-ción en el transporte de gas, se determinó ejecutar las actividades con operación normal del gasoducto usando las técnicas de ”Hot Tap & Line Stop” de 32 pulgadas. La técnica de Hot Tap & Line Stop (corte caliente & Bloqueo de línea), es una técnica utilizada para intervención de ductos en operación. El cor-te caliente consiste en hacer un orificio del mismo diámetro del ducto para posteriormente introducir los cabezales de bloqueo. El bloqueo permite aislar una sección del ducto y desviar el gas por una ruta alterna (bypass) previamente construida. Aislar una sección del ducto y desviar el flujo permite realizar actividades con operación normal de transporte.

El proceso para la construcción de los puntos de interconexión abarcó el periodo febrero – diciembre de la gestión 2009. La actividad fue ejecutada por una empresa especializada en intervención a duc-tos en servicio, asimismo estos trabajos ejecutados a una presión de transporte de 1.420 psi, no impli-caron la interrupción en las entregas de gas, y requi-rieron una estrecha coordinación con los sistemas interconectados, YPFB Corporación y clientes tanto en Bolivia como en Brasil.

Dentro de las tareas más importantes que fue-ron ejecutadas podemos mencionar, pruebas de la-minación, ovalidad del ducto, Carbono equivalente, calificación de procedimientos de soldadura y sol-

El proyecto en todas sus fases se hizo con

90% depersonalbolivianoy 10% de personal

extranjero. Nuevo Cruce Río Grande

DOWNSTREAM


dadores y soldadura de ductos en servicio, control de calidad por partículas magnéticas, perforación y corte del ducto en servicio mediante Hot Tap.

CONSTRUCCIÓN DE LÍNEA REGULARLa construcción de la línea regular fue ejecutada

por empresa local especialista en tendido de líneas más la interconexión a la sección de línea regular e interconexión al ducto actual. Los 2.700 metros de línea regular construidos tuvieron las carac-terísticas típicas que se presen-tan en la construcción de duc-tos (cruces especiales, lastrado, doblado de tubería y otros). Las actividades fueron ejecutadas en ambas márgenes del río. Para la construcción se calificaron pro-cedimientos de soldadura y sol-dadores según API 1.104 para línea y ASME IX para los Spools de interconexión. El proceso de soldadura se ejecutó según los procedimientos aprobados. El control de calidad de las juntas de producción fue gammagrafía en el 100% de las juntas. Se rea-lizó el doblado de cañería de 32 pulgadas de diámetro para los puntos de transición, cambios de dirección y empalmes entre sec-ción de Línea Regular y Perfora-ción Horizontal Dirigida.

De acuerdo a normativa, se elaboraron los procedimientos para ejecutar pruebas hidros-táticas (4), para cada sección de Línea Regular y de prefabricado. Los documentos fueron envia-dos a la Agencia Nacional de Hi-drocarburos para su respectiva aprobación.

Las actividades de construc-ción de la perforación horizontal dirigida fueron iniciadas en mayo de 2010 con el transporte de los equipos desde diversas partes del mundo. El Rig de Perforación (Alemania), Drill Pipe (Shangai), Bombas de Lodos (USA), tanques de dosificación y recirculación de lodo (fabricados en Bolivia).

Por las características de la

perforación requerida en el proyecto (32 pulgadas de diámetro de columna y 2.700 metros de longitud), la capacidad del Rig de Perforación era de 500 tonela-das de tiro, equipo de mayor capacidad en la indus-tria de perforación de HDD en el mundo.

Durante la perforación se ejecutó el pozo piloto, tres fases de ensanchamiento y dos fases de lim-pieza de pozo. Previo al jalado de la cañería, se rea-

lizaron actividades preliminares como ser: nivelación y compac-tado del terreno en el pipe side con una pendiente positiva, se instalaron 160 rollers (alineación y nivelación) a fin de permitir el deslizamiento de la cañería a tra-vés de rodillos, los mismos fue-ron ubicados a 16 metros de dis-tancia cada uno. El izaje del ducto sobre los rollers, fue ejecutado por side booms de 50 toneladas de capacidad.

De la misma forma, se cons-truyó una rampla de 75 metros de longitud y 3,5 metros de alto para que la tubería coincida con el ángulo de ingreso de la perfo-ración, en esta etapa del jalado, también se utilizaron dos grúas de 75 toneladas y un side boom de 50 toneladas que ayudaron a izar la cañería.

Empresas bolivianas y ex-tranjeras pusieron tecnología de punta a disposición de esta gran obra para instalar un ducto que se encuentra a 35 metros por de-bajo del lecho del río. Este es el cruce más largo de Latinoaméri-ca, lo cual registra un récord en Sudamérica y que ya está con-cluido y operando.

Este proyecto permite a YPFB Corporación consolidarse como principal exportador de gas en el Cono Sur, garantizando los com-promisos asumidos dentro del Contrato de Compra/Venta de Gas al Brasil mitigando los ries-gos de interrupción del servicio de transporte a través de GTB, y aplicando estándares internacio-nales de seguridad, construcción y calidad.

PERFORACIÓN HORIZONTALDIRIGIDA

La ingeniería fue desarrollada por el contratista a partir de la infor-mación entregada por GTB. Los estudios de ingeniería determi-naron:•Ejecutar la perforación de una

línea auxiliar para seis pulgadas de diámetro para recirculación de lodos con el objetivo de re-ducir la cantidad de desechos.

•Trayectoria de perforación, án-gulos de ingreso y salida, pro-fundidad de perforación.

•Diámetro del pozo piloto (12pulgadas), y sistema de nave-gación para el pozo piloto, ins-talación del sistema de guiado.

•Diámetros para cada fase deensanchamiento, (24 pulgadas, 36 pulgadas, 46 pulgadas) y ti-pos de herramienta a ser utili-zados en cada fase.

•Corridas de limpieza de pozo,definición del tipo de lodo para cada fase de perforación y lim-pieza.

•Control de flotación, cantidadde agua y tipo de lodo.

•Nivelacióndelterrenoparalan-zamiento de la columna con ángulo positivo de 0.5 %, y dis-tribución de Rollers.

•Fuerzas de tiro y análisis destress de la columna.

En los últimos años y como uno de los resultados de la Nacionalización, la partici-pación del Gas Natural en la economía nacional adquirió

una relevancia muy importante, que se refleja en el cambio de la matriz ener-gética frente a otros combustibles, ade-más, se constituye en el principal recur-so natural de exportación del Estado y generador de ingresos para el país.

La Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos, en cumplimiento a lo que establece la Constitución Política del Estado y la Ley de Hidrocarburos, es la instancia operativa de YPFB Cor-poración dedicada a la distribución del Gas Natural a nivel nacional, teniendo como bases fundamentales de tra-bajo la planificación y ejecución de un conjunto de actividades para el cum-plimiento de las metas que se propone alcanzar en forma anual.

El abastecimiento de gas natu-ral para la generación eléctrica, la in-dustria, el comercio y los hogares de

los bolivianos, es sin duda, una tarea fundamental que la GNRGD viene rea-lizando y la ejecuta a través de sus Ofi-cinas Distritales en todo el país.

El gas natural es el combustible fó-sil de menos contaminación de medio ambiente, debido a que en su combus-tión no genera gases tóxicos, cenizas ni residuos. Su transporte y distribu-ción se realiza mediante ductos ente-rrados, por lo que no daña el paisaje ni atenta contra la vida animal y vegetal.

La distribución de Gas Natural por redes demanda una serie de activida-des que las Distritales deben ejecutar para que el gas domiciliario llegue a los hogares de los bolivianos, entre las ac-tividades se encuentra el tendido de la red primaria y secundaria, en algunos casos la instalación de la Estación Dis-trital de Regulación (EDR) y en otros la incorporación del City Gate (Estaciones de Recepción y Despacho), actividades previas que contribuyen al abasteci-miento de la cantidad de instalaciones internas en una determinada ciudad.

Gas natural para todos los bolivianos

DISTRIBUCIÓN. El gas natural transformará el uso de la energía en la industria, la generación eléctrica y el servicio domiciliario, haciendo que ésta sea más económica y ambientalmente más segura.

Ing. Sergio Borda Reyes

Gerente Nacional de Redesde Gas y DuctosYPFB Corporación

Es ingeniero industrial titu-lado en la Universidad Mayor Real y Pontificia de San Fran-cisco Xavier de Chuquisaca.

EXPERIENCIA

Entre 2009 y y 2012 fue Dis-trital de Redes de Gas Chu-quisaca.

Fue Consultor Técnico de la Dirección ODECO de la Super-intendencia de Hidrocarbu-ros, 2008-2009.

Coordinador Técnico y Super-visor de Obras Civiles y Me-cánicas de Tendido de Redes Secundarias de Gas Natural en la ciudad de Sucre Proyec-to 39K YPFB, 2007.

PERFIL

Energía más segura y económica

DOWNSTREAM


Gas bolivianode exportación

CAMPO SAN ALBERTO. Desde este complejo de procesamiento de Gas Natural se envían importantes volúmenes del energético al mercado de Brasil en el marco del

contrato de compra venta GSA (Gas Supply Agreement).

SECTOR DOMÉSTICOA partir del año 1994, se convierte en un energé-

tico importante para los hogares bolivianos, llegando a beneficiar a cerca de 355 mil hogares en todo el país. Muchos hogares pueden utilizar en este mo-mento el Gas Natural para preparar sus alimentos, para la calefacción y otros usos del hogar, ya que se trata de un servicio económico y que permite generar ahorro en la población boliviana.

SECTOR COMERCIAL En el sector comercial, el gas natural es utilizado

como combustible para el funcionamiento de snacks, restaurantes, hostales y hoteles, hornos de panifi-cación, piscinas, teatros, escuelas, hospitales, mer-cados y otras actividades productivas y de servicio.

Para los hornos de panificación, el Gas Natural se ha convertido en un elemento importante de equi-librio, para estabilizar la estructura de costo y me-canismo regulador del precio de este producto en el mercado interno, contribuyendo de esta manera al bienestar y la economía de la población consumido-ra.

SECTOR INDUSTRIAL Para el sector Industrial, tiene múltiples apli-

caciones. Es utilizado como combustible para dis-tintos procesos productivos, en la petroquímica, la siderurgia, en la fabricación de papel, cemento, vi-drio, elaboración de alimentos, cerámica y sistemas de calefacción, aire acondicionado y otros.

GAS NATURAL VEHICULAR GNV El Gas Natural Vehicular (GNV), en muchos paí-

ses de américa latina, es un combustible que ali-menta una parte significativa de sus parques auto-motores, con importantes repercusiones en el tema medioambiental y con ahorros económicos para los propietarios de los vehículos.

Para este 2013, la Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos de la estatal petrolera, tiene previsto invertir Bs 805.170.644 en la perspectiva de benefi-ciar a la población boliviana con 80 mil nuevas cone-xiones de gas domiciliario, redes de gas que integran al país.

USUARIOS INDUSTRIALESPotosí

10

Cochabamba461

Sucre36

Santa Cruz215

Oruro38

La Paz85

El Alto170

Total1.015

USUARIOS DOMÉSTICOSPotosí18.535

Cochabamba39.074

Sucre20.107

Santa Cruz22.836

Oruro23.599

La Paz25.849

El Alto103.578

Total253.578


USUARIOS COMERCIALESPotosí255

Cochabamba989

Sucre244

Santa Cruz1.079

Oruro285

La Paz405

El Alto658

Total3.915

USUARIOS CON GNV

Cochabamba61

Sucre7

Potosí1

Santa Cruz88

Oruro6

La Paz5

El Alto20

Total188

Fuente: Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos



La evolución del consumo en el Mercado Inter-no desde el 2 de mayo de 2007 hasta diciembre de 2012 ha sido significativa, con una tasa de cre-cimiento promedio de los últimos cuatro años del 10%.

Este crecimiento es resultado de las políticas de expansión e incremento en la masificación del uso de este energético a través de miles de ins-talaciones domiciliarias y del uso de GNV, entre otros.

El Sector Termoeléctrico también tuvo inciden-cia en el consumo del Mercado Interno; al respecto, es importante hacer notar, que este sector repre-senta aproximadamente el 50% del consumo total del Mercado Interno de Consumo, con un creci-miento importante en los últimos años, tal como refleja el Plan Óptimo de Expansión del Sistema Interconectado Nacional, cuya evolución histórica de la demanda máxima anual de energía, creció de 895 MW en 2007 a 1.109 MW en 2012, sien-do la oferta real disponible de aproximadamente 1.357 MW, cubierta fundamentalmente mediante la instalación de nuevas uni-dades termoe-léctricas. En ese sentido, la de-manda de Gas Natural creció en promedio en el periodo 2009 – 2012 en un 9,97%.

De acuerdo a lo señalado, se evidencia un significati-vo crecimiento de cada sector, aspecto que requiere de control y planificación operativa continua por parte de la DNGN a fin de cumplir con cada requerimien-to. Para ello y en virtud a la normativa vigente, se elaboró un Modelo de Contrato de Compra Venta de Gas Natural para el Mercado Interno de Consumo con carácter de adhesión, el cual entre otros términos y condiciones, estipula un margen de tolerancia entre las nominaciones efectuadas por cada cliente y lo efectivamente tomado en los respectivos puntos de entrega, es decir, los volú-menes que se encuentren por encima o por de-bajo de este margen son sujetos a la aplicación de cargos adicionales, esto con la finalidad de que

otros usuarios no se vean afectados por un con-sumo no planificado.

En cuanto a las perspectivas a futuro, se es-tablece un mayor consumo de cada sector, cam-bio de matriz energética, incrementar los ingre-sos del país, disminuir la subvención y contribuir con el medio ambiente a través de energía menos contaminante.

MERCADOS DE EXPORTACIÓNLos mercados de exportación a los cuales

nuestro país suministra Gas Natural son la Repú-blica Federativa del Brasil y la República Argenti-na, en el marco de los contratos suscritos.

CONTRATO CON PETROBRASCon Petróleo Brasileiro S.A. (PETROBRAS) Bo-

livia suscribió un Contrato en 1996, con vigencia de 20 años (GSA). Las entregas de la Cantidad Diaria Contractual (CDC) se inicia el 1° de julio de 1999, la cual se fue incrementando de manera es-calonada hasta la obligación máxima de entrega

igual a 30,08 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) a partir de 2004 hasta la conclusión del contrato.

Es importante destacar que en las gestiones 2011 y 2012 se obtuvieron los mayores ingresos por la Comercialización de Gas Natural en el mar-co de este contrato, cuyos montos superan los $us 2.800 millones y $us 3.497 millones respecti-vamente (Incluye Gas Combustible). Para los años siguientes, se espera que el requerimiento de PETROBRAS se mantenga estable hasta la termi-nación del contrato; cabe señalar que, se deberá considerar el tiempo que se requerirá para la re-cuperación de la Energía Pagada No Retirada (si la

El abastecimiento priori-tario de Gas Natural al Mercado Interno y el cum-plimiento de los compro-misos de exportación de

conformidad con lo estipulado en los respectivos contratos y la pro-ducción de Gas Natural, son tareas esenciales de la Dirección Nacio-nal de Gas Natural (DNGN).En este contexto, la DNGN tiene bajo su responsabilidad la administración y control del cumplimiento de los Contratos de Transporte, Contratos de Comercialización y Acuerdos de Entrega de Gas Natural suscritos o, en su defecto, llevar adelante los procesos de negociación de los mismos, los cuales posteriormente son puestos a consideración de las autoridades competentes a fin de su suscripción.

Asimismo, en esta Dirección se realizan estudios y análisis para la búsqueda de posibles nuevos mer-cados para la producción de Gas

Natural disponible, con el objeto de maximizar los beneficios e ingre-sos de YPFB y el país.

MERCADO INTERNOActualmente, la comercializa-

ción del energético en Bolivia es realizada en el Mercado Interno de Consumo, suministrando Gas Natural a los siguientes sectores: Distribución de Gas Natural por Re-des y Ductos (Residencial, Comer-cial, Gas Natural Vehicular (GNV) e Industrial), Termoeléctrico, Consu-mo de Gas Natural como combus-tible (Refinación y Transporte) y Consumidores Directos, siendo el consumidor directo aquél que con-sume Gas Natural directamente del gasoducto, que no se encuen-tra dentro de la red de distribución, mientras que los consumidores de-nominados propios, son los hidro-carburos gaseosos utilizados en la industria petrolera como combus-tible en las operaciones.

Generación de mayores ingresos

TAREAS. La Dirección Nacional de Gas Natural administra y controla el cumplimiento de los Contratos de Compra Venta del energético en el Mercado Interno y de exportación, así como de los Contratos de Transporte y Compresión, entre otros.

Ing. Jorge Patricio Sosa Suárez

Director Nacional de Gas Natural de YPFB Corporación

PERFIL

Comercialización del Gas Natural del Estado Plurinacional

Es Ingeniero Químico titulado en la UAGRM. Realizó cursos sobre Instrumentación Indus-trial, Desarrollo de la Industria Siderúrgica Integrada, Me-dición de Gas Natural, entre otros. Es egresado del MBA en Gas & Petróleo de la UPB.

EXPERIENCIA

Trabajó en el Laboratorio de Medición, Control de Calidad e Instrumentación de Gas Natural en la Gerencia de YA-BOG. Fue Fiscal de Medición y Coordinador de Facturación.

Durante su gestión se elaboró y negoció la suscripción de los Contratos de Compra Venta al Mercado Interno, Contra-tos de Transporte, Adendas al GSA y ENARSA, Contratos Interrumpibles con Brasil y Argentina, entre otros.

La evolución delconsumo en el mercado interno representó un

incremento significativo

de 10% en la tasa decrecimiento promedio en los últimos cuatro años. Termoelectrica de Guaracachi, Santa Cruz



El resultado de estas gestiones se puede ob-servar en el incremento de la exportación que cre-ció de 1.686 millones de metros cúbicos (MMmcs) en el año 2007 a 4.253 MMmcs en el 2012 lo cual permitió que este año se establezca un récord en las exportaciones del gas boliviano a este merca-do. De igual forma, es importante destacar el in-cremento en los ingresos que recibió el país, que pasaron de $us 326 millones a $us 1.789 millones en el mismo periodo.

CONTRATO INTERRUMPIBLE CON ENARSAEste contrato permite la comercialización de la

producción adicional de Gas Natural que no se en-cuentre comprometida a otro mercado, o en épo-ca de baja demanda de otro mercado. La firma del Contrato Interrumpible de Compra y Venta de Gas con ENARSA se efectuó en julio de 2012, el cual entre sus tér-minos y condi-ciones, estipula una Garantía de pago, con-sistente en una Carta de Crédito Stand By que respalda a YPFB en eventuales incumplimien-tos de pago.

Desde la vi-gencia de este contrato, hasta el mes de diciembre de 2012 se logró exportar 290 MMmc y se obtuvo un ingreso aproximado de $us 123 millones.

ACUERDOS DE ENTREGAAdemás, la DNGN tiene la responsabilidad del

seguimiento y control del cumplimiento de lo es-tipulado en los Acuerdos de Entrega de Gas Natu-ral suscritos con los Titulares de los Contratos de Operación.

El Acuerdo de Entrega es un instrumento pre-visto en los Contratos de Operación, que esta-blece el vínculo entre la fase de Producción y de Comercialización, el cual determina las condicio-nes técnicas y comerciales de la entrega de los volúmenes de Gas Natural conforme a los com-promisos asumidos por YPFB en los Contratos de

Compra Venta de Gas Natural, constituyéndose en consecuencia, en un instrumento que garan-tiza a YPFB que las entregas de los Titulares en Punto de Fiscalización se efectuarán de acuerdo a requerimientos de los clientes tanto en cantidad como en calidad.

A la fecha del presente artículo, YPFB tiene suscritos 63 Acuerdos de Entrega de Gas Natural.

No deja de sorprender y satisfacer la evolución y en consecuencia, el crecimiento del consumo de Gas Natural en el mercado interno, resulta-do del éxito de las políticas de masificación del consumo de este energético implementadas en el país, con la perspectiva del cambio de la matriz energética; asimismo, el incremento significativo de los ingresos generados por la exportación y que de acuerdo al reporte del Instituto Nacional

de Estadística, del total de ingresos derivados por la exportación en el año 2011 que percibió el país, aproximadamente el 42% corresponde a la exportación de gas natural realizadas a Brasil y Argentina.

Estos resultados reflejan la capacidad de los profesionales así como el trabajo en equipo que es realizado en YPFB, no siendo menos importan-te, los procesos de negociación, que tienen como premisa satisfacer la demanda de Gas Natural del Mercado Interno y cumplir con los compromisos de exportación asumidos por Yacimientos Pe-trolíferos Fiscales Bolivianos en representación del Estado Plurinacional de Bolivia, con el fin de generar nuevas oportunidades, mayor desarrollo en el país y maximizar la valorización de nuestros recursos hidrocarburíferos.

hubiera a la conclusión de la vigencia) y la diferencia entre la CDC y la Cantidad Diaria Garantizada acu-mulada desde el primer año de vigencia del Contrato.

Asimismo, es importante destacar la suscripción del Cuarto Addendum al GSA, referido a la valoriza-ción de los Hidrocarburos Pesados contenidos en la corriente de Gas Natural que se exporta.

De igual forma, se debe resaltar que con el objeto de suministrar volúmenes de Gas Natural a la Cen-tral Termoeléctrica de Cuiabá, en septiembre de 2011 YPFB y PETROBRAS suscribieron el Quinto Adden-dum al GSA, incluyendo un nuevo Punto de Entrega, localizado en la frontera boliviano-brasileña entre las ciudades de San Matías y Cáceres, dichos volú-menes de Gas Natural forman parte del GSA.

CONTRATO INTERRUMPIBLE CON MTGÁS En 2008 se suscribe un Contrato Temporal e In-

terrumpible de Compra Venta de Gas Natural entre YPFB y Companhia Mato-Grossense de Gas S.A. (MTGás) con vigencia de un mes; posteriormente, en 2009 se suscribió un Contrato Interrumpible de Compra Venta de Gas Natural con MTGás con vigen-cia de diez años, cuyo suministro está en función a la disponibilidad de volúmenes de Gas Natural por

parte de YPFB. Desde la gestión 2008 a diciembre 2012 se ha recaudado por este contrato aproxima-damente $us 4,4 millones.

CONTRATO CON ENARSA La exportación de Gas Natural con destino a la

República Argentina data de la década de los 70, ex-portación realizada por YPFB. A partir de octubre de 2006 se produce un giro en esta exportación, con la suscripción del Contrato de Compra Venta de Gas Natural con Energía Argentina S.A. (ENARSA), que se inicia a partir de enero de 2007 con vigencia de 20 años.

Es importante destacar que el 26 de marzo de 2010, se firmó la Primera Adenda al Contrato YPFB-ENARSA, que entre otros términos y condiciones, estipula los volúmenes garantizados por ambas partes, incrementándose de forma progresiva de 7,7 a 27,7 MMmcd así como la garantía que respalda a YPFB ante eventuales incumplimientos de pago.

Estas nuevas condiciones, permitieron la cons-trucción y funcionamiento del Gasoducto de Integra-ción Juana Azurduy (GIJA), y mayores inversiones e incremento de la producción por parte de los Titula-res de los Contratos de Operación.

Planta de Procesamiento de Gas Natural San Alberto.

El Contrato Interrumpible de Compra y Venta con

ENARSA permite la

comercialización de la producciónadicional de gas que no

se encuentre comprome-tida a otro mercado.

Firma para reactivar la entrega de gas a la termoeléctrica de Cuiabá



Uno de los principales re-tos que ha asumido YPFB ante el pueblo boliviano en general, y que ha logrado cumplir ya por varias ges-

tiones consecutivas, es el de garanti-zar el abastecimiento de combustibles líquidos en todo el territorio nacional; tarea que no ha sido nada fácil, des-pués de haber vivido un periodo, donde la escasez de Diesel Oíl, Gasolina y Gas Licuado de Petróleo (GLP) era algo que se presentaba normalmente. Ahora el reto es alcanzar el autoabastecimiento de estos productos a través de la pro-ducción nacional; para lo que está tra-bajando YPFB.

La importación de combustibles como Diésel Oíl, Gasolina y GLP, es una actividad a la que se tuvo que recurrir como empresa estatal para cumplir con el requerimiento del Mercado In-terno, considerando que la producción nacional de estos combustibles no era suficiente. En lo que se refiere a Die-sel Oíl, podemos remontarnos hasta el

2001, donde fue que se iniciaron la pri-meras importaciones de este producto. La importación de GLP y de Insumos y Aditivos para la producción de Gasolina Especial, es más reciente ya que ambas iniciaron en el año 2009.

Los volúmenes de importación han ido incrementándose tomando gran importancia hasta alcanzar porcenta-jes de participación considerables en el balance para el abastecimiento de la demanda nacional.

Ante este escenario, se han toma-do definiciones importantes para lograr reducir, y si es posible eliminar, la im-portación de combustibles. Es así que se vio por conveniente llevar a cabo los proyectos de construcción de las Plantas de Separación de Líquidos de Río Grande y Gran Chaco, a través de las que se garantizará el autoabaste-cimiento de Gas Licuado de Petróleo, a partir del año 2013 en adelante.

GLPEl Balance de GLP nos muestra que

Autoabastecimiento decombustibles líquidos

COMPLEJOS. ”Darle a la población boliviana la seguridad de contar con los combus-tibles que requieren para llevar adelante sus actividades, permite que el desarrollo de nuestro país continúe y se incremente.”

Ing. Mauricio Marañón Somoya

Gerente Nacional de ComercializaciónYPFB Corporación

PERFIL

En busca del...

Es Ingeniero en Petróleo y Gas Natural titulado en la Universidad Privada Bolivia-na. Posee una Maestría MBA Oil & Gas en la misma univer-sidad.

EXPERIENCIA

Es funcionario de YPFB desde la gestión 2008 en la Gerencia Nacional de Comercialización. Fue Encargado de Produc-tos Especiales, Supervisor de Programación y Control de Diésel Oíl y Gasolina Especial. Desempeñó funciones como Jefe de la Unidad de Abaste-cimiento y en diciembre de 2011 fue promovido a Geren-te Nacional de Comercializa-ción.

con la producción de las Plantas de Líquidos no sólo alcanzare-mos el autoabastecimiento, sino también se tendrán volúmenes suficientes para realizar la ex-portación de GLP a gran escala.

De todas maneras es impor-tante recordar que a partir del mes de Noviembre de 2012 se eliminaron las importaciones de GLP, en virtud al desarrollo de proyectos de incremento de ca-pacidad en las Refinerías de Gui-llermo Elder Bell y Gualberto Vi-llarroel, así como el incremento de volúmenes de proceso en la Planta de Procesamiento de Gas Natural de Vuelta Grande, con los que se ha logrado un incre-mento de producción de 87 TMD (Toneladas Métricas por Día) equivalentes 2.610 Toneladas Métricas por Mes. El incremento de producción adicionalmente, permitió realizar una primera exportación de GLP de 1.000 To-neladas Métricas en los meses de Diciembre 2012 y Enero 2013.

GASOLINA ESPECIALEn lo que se refiere a la pro-

ducción de Gasolina Especial, YPFB ha definido impulsar dos proyectos que permitirán incre-mentar la producción de este combustible; que consisten en la implementación de una Uni-dad de Reformación Catalítica en la Refinería Gualberto Villa-rroel y de una Unidad de Isome-rización en la Refinería Guiller-mo Elder Bell. Ambos proyectos serán llevados a cabo por la subsidiaria YPFB Refinación. El objetivo es optimizar el proceso de los volúmenes de Gasolina Media y Gasolina Liviana que se obtienen como excedentes en las refinerías mencionadas y así producir volúmenes incre-mentales de Gasolina Especial que permita cubrir la totalidad de la demanda del Mercado In-

BALANCE DE GASOLINA ESPECIAL2013-2016

BALANCE DE GLP2013-2020

PARTICIPACIÓN DE VOLÚMENES DE IMPORTACIÓN EN EL ABASTECIMIENTOGestión 2012

DO (M3) GE (M3) GLP (TM)

IMPORTADO 780,480.00 208,050.00 39,149.00

NACIONAL 767,215.90 928,211.42 356,908.05

-

200,000.00

400,000.00

600,000.00

800,000.00

1,000,000.00

1,200,000.00

1,400,000.00

1,600,000.00

1,800,000.00

volu

men

1,600

1,400

1,200

1,000

800

600

400

200

0

1,264

Producción Nacional

2013 2014 2015 2016

Demanda MI

Mile

s de

M3

1,3451,417

1,494



terno.Con estos proyectos se logrará incrementar la pro-

ducción nacional de Gasolina Especial para el año 2015 a 1.400.000 m3 por año, siendo un incremento equiva-lente al 37% respecto a la producción actual de este com-bustible. Con estos volúmenes de producción podremos alcanzar el autoabastecimiento de Gasolina Especial, eliminando la importación actual que realiza YPFB y la subvención que representa para el Estado Boliviano.

DIÉSEL OÍLEl problema más grande que

enfrentamos actualmente, es el tratar de reducir la importación de Diésel Oíl, considerando que actualmente los volúmenes im-portados son aproximadamente el 50% del volumen total deman-dado en nuestro país. YPFB ha efectuado y continúa realizando inversiones en las ampliaciones de capacidad de las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder para poder obtener volú-menes adicionales de este pro-ducto. Es así, que con los proyec-tos ya ejecutados en 2012 y los

que se tienen previstos hasta el 2014, el Balance Diésel Oíl nos muestra que el déficit de este producto se re-duce en un 45% en 2015 respecto a la producción ac-tual, gracias al incremento de capacidad de refinación en nuestras refinerías.

Si bien se logró avanzar hacia un escenario de au-toabastecimiento, en el que la producción nacional de combustibles logre satisfacer la demanda del Merca-

do Interno, se pue-de verificar que aun existe una tarea pendiente en lo que se refiere al reque-rimiento de Diésel Oíl. En ese sentido, YPFB trabaja de forma intensa en la implementación de nuevos proyectos que presenten alter-nativas de solución a este problema.

A partir de la Nacionalización de los Hidrocarburos, una responsable administración de las finanzas de Yacimien-tos Petrolíferos Fiscales Bo-

livianos se ha traducido en resultados que nos permiten visualizar el futuro con mucha esperanza y expectativas favorables de crecimiento y desarrollo.

A nivel patrimonial, el 2006 la em-presa contaba con un patrimonio que bordeaba los 7.760 millones de bolivia-nos, en tanto que el 2012 hemos con-cluido con un patrimonio de 38.123 mi-llones de bolivianos, posible gracias a la continuidad y coherencia en la gestión administrativa – financiera de la em-presa, junto a la coyuntura internacional favorable en cuanto a las nominaciones a Brasil y la Argentina, así como a los precios de exportación, consiguiente-mente entre las gestiones 2006 y 2012 hemos logrado un crecimiento patrimo-nial cercano al 400%.

En términos presupuestarios en la gestión 2006 la ejecución alcanzó un

monto aproximado de 4.400 millones de bolivianos, verificándose en 2012 una ejecución presupuestaria superior a 72.372 millones de bolivianos, lo que permite resaltar la importancia que tie-ne YPFB dentro de las finanzas del sec-tor público.

En cuanto a las inversiones, des-de la gestión 2006 se han concretado hasta el 2012 inversiones del orden de los 21,727 millones de bolivianos entre YPFB y sus empresas subsidiarias, cifra que se eleva a 37.117 millones de boli-vianos si se consideran las inversiones de los operadores de los contratos de operación. Magnitud importante si se toma en cuenta que normalmente en la economía antes de la nacionalización, la ejecución de inversiones de todo el sector público a nivel nacional no supe-raba los 4.800 millones de bolivianos aproximadamente (600 millones de dó-lares), habiendo el sector hidrocarburos superado con creces dichos niveles por sí solo.

Estas inversiones si bien contribui-

Saludable situaciónfinanciera en YPFB

PRESUPUESTO. En términos presupuestarios en 2006 se ejecutaron Bs 4.400 millo-nes, alcanzándose en 2012 una ejecución superior a Bs 72.372 millones, lo que per-mite resaltar la importancia que tiene YPFB dentro de las finanzas del sector público.

Lic. Edwin Aldunate Luján

Gerente Nacional de Administración y FinanzasYPFB Corporación

Es Licenciado en Economía ti-tulado en la Universidad Ma-yor de San Andrés (UMSA).

Realizó cursos de especiali-zación en finanzas públicas en Estados Unidos.

EXPERIENCIA

Hasta diciembre de 2008 se desempeñó como Director Nacional de Presupuesto del Ministerio de Economía y Fi-nanzas.

En Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos cumplió labores de asesor en 2009 y desde la gestión 2010 se desempeña funciones como Gerente Nacional de Admi-nistración y Finanzas (GNAF).

PERFIL

La estatal petrolera ahora es sujeto de crédito

YPFB avanzó hacia un escenario de

”autoabas-tecimiento”

en la producciónnacional de

combustibles.La Planta de Senkata-La Paz ingresó en fase de modernización

Engarrafadora de Senkata, La Paz

BALANCE DE DIÉSEL OÍL2013-2016



rán a garantizar en los próximos años el flujo de caja y la sostenibilidad fiscal de YPFB, sin embargo, es necesario que paralelamente se redoblen esfuerzos en el tema de exploración, ya que las actividades exploratorias consti-tuyen la base para el desarrollo del sector, definiendo las necesidades de inversión y financiamiento para el resto de la cadena de hidrocarburos.

En materia de asignación de los ingresos hemos sido bastante cautos en cuanto a los recursos administrados, especialmente en lo que se destina al gasto corriente, que

porcentualmente representa una porción muy pequeña en relación a los recursos que generamos por las activida-des del Upstream y del Dowmstream, toda vez que la ma-yor parte de los recursos que nos corresponde administrar se destinan al pago de regalías, participaciones, impues-to directo a los hidrocarburos, reposición de costos a las empresas operadoras e inversiones en toda la cadena de

hidrocarburos ejecutadas de manera directa por YPFB Casa Matriz y/o a través de las empresas subsidiarias.

En términos de resultados cabe señalar, que las utilidades percibidas por la empresa desde el 2006 hasta el 2012 superaron los 21.120 millo-nes de bolivianos.

En resumen, todos los esfuerzos realizados y la voluntad política del gobierno nacional, han permitido que YPFB exhiba una saludable situación financiera que entre otros aspectos le ha otorgado la calidad de sujeto de crédito, con la sola garantía de sus flujos de caja futuros, habiendo accedido a recursos en condiciones favorables para el financiamiento de proyectos importantes como son las

Plantas de Separación de Líquidos de Río Grande y Gran Chaco, la Planta de Urea y Amoniaco, proyectos que en conjunto superan una inversión total de 11.600 millones de bolivianos, inédita en la historia de nuestro país, y que se orientan a la industrialización de los recursos hidrocar-buríferos y a la soberanía energética en el mediano y largo plazo. Asimismo, a partir de la gestión de YPFB y el apoyo del gobierno nacional se ha logrado que dentro del presu-puesto de la gestión en curso se autorice al Banco Central de Bolivia (BCB) un nuevo préstamo, esta vez a favor de

YPFB Refinación por un monto de 1.050 millones de bolivianos, para encarar procesos de refinación.

Si bien las cifras por si solas pue-den no expresar mucho, adquieren mayor relevancia si se compara la participación que tiene Yacimientos en la economía y los recursos que transfiere a diferentes beneficiarios como son los municipios, las gober-naciones, las universidades, el Fon-do Indígena y otros, sustentando la política social de redistribución de ingresos y reducción de la pobreza que promueve el gobierno, cuyo fi-nanciamiento está garantizado para los próximos años.

YPFB EN LA ECONOMÍA BOLIVIANASegún la revista internacional “América Economía”,

YPFB Corporación se encuentra en el puesto 98 entre las 500 empresas más grandes de América Latina, posición realmente destacable, si consideramos que somos una economía pequeña frente a otras economías de la región

que tienen condiciones diferentes en términos de posi-cionamiento mundial y mercados. Dicho sitial en el que nos ubica la revista señalada adquiere mayor relevancia asimismo, si consideramos que la empresa práctica-mente ha sido refundada el 2006 a partir de una em-presa residual, y son pocos los años transcurridos desde que dicho proceso fue llevado adelante.

El aporte de YPFB en la economía es significativo, al-rededor del 50% de las exportaciones totales correspon-den al sector hidrocarburos, de la misma forma, parte importante de los ingresos de exportación se canalizan a la economía a través del pago de regalías, participa-ciones e impuestos destinados al Gobierno Central, Go-biernos subnacionales (gobernaciones y municipios), universidades, fondo indígena y otros; sobre los cuales como dijo el Presi-dente Ejecutivo de nuestra em-presa, recae la verdadera res-ponsabilidad del desarrollo y me-jora en las con-diciones de vida de los bolivianos, a través de la in-versión de recursos en materia social, así como también en inversión productiva que permita un desarrollo sos-tenible y sustentable a futuro, diversificando las fuentes de generación de ingreso con valor agregado, a fin de re-ducir la dependencia hacia los sectores extractivos que históricamente han sostenido la economía nacional.

YPFB Y EL TGEEn el periodo anterior a la nacionalización (2006),

mientras estaba vigente la Ley 1.689, YPFB financia-ba sus operaciones con el aporte del Tesoro General del Estado (TGE), incluso para pagar los sueldos de sus trabajadores; a partir de la nacionalización de los Hidro-carburos (1º de mayo de 2006) y gracias a la prudente administración financiera que ha venido cumpliendo, podemos afirmar que la empresa es auto - sostenible.

La situación de YPFB a partir de la nacionalización ha cambiado drásticamente, ya que de ser una empresa solventada por el estado, pasa a ser la empresa que ma-yor contribución realiza a las arcas del Estado a través de sus aportes vía participaciones, regalías e impuestos (IDH, IEHD)

MUNICIPIOS Y GOBERNACIONESEn lo que a la distribución de la renta petrolera se re-

fiere, destacar que desde la gestión 2007 hasta el 2012

los departamentos productores han percibido ingresos del orden de los 15.468 millones de bolivianos, por con-cepto de regalías; en tanto que los departamentos de Beni y Pando recibieron como regalía compensatoria un monto de 1.406 millones de bolivianos en el mismo periodo. Asimismo, el monto transferido por concepto del Impuesto Directo a los Hidrocarburos en el periodo 2007-2011 alcanzó un valor de 44.931 millones de bo-livianos, constituyéndose en el ingreso más importante para la mayor parte de los municipios, especialmente para aquellos pequeños e intermedios, sin el cual defi-nitivamente no se habría podido cerrar la brecha entre la pobreza extrema y los no pobres, para lo cual el sector petrolero ha jugado un papel muy importante en lo que

es la redistribución del ingreso para acortar la distancia entre pobres y no pobres.

EL FUTURO DE YPFBLa situación y condiciones actuales que estamos vi-

viendo nos permiten soñar con una empresa financiera-mente sólida, de envergadura y reconocimiento interna-cional; situación que puede ser posible con el concurso y compromiso de todos quienes componemos la corpora-ción, del apoyo del gobierno central y de las condiciones externas.

Sin embargo, se tiene que continuar extremando esfuerzos en el tema de exploración, ya que si cumpli-mos un plan agresivo de exploración y logramos nego-ciaciones favorables en cuanto a la definición de precios de exportación tal como se ha venido haciendo, garan-tizaremos las inversiones y crecimiento del sector en el mediano y largo plazo.

Igualmente, es necesario concluir los proyectos pro-gramados, para iniciar esta nueva era tan ansiada, que marca la inflexión de nuestro país en materia de indus-trialización y asimismo nos otorgará suficiencia energé-tica. Este tipo de oportunidades, de escenarios externos favorables, nos permite pensar que el futuro es bastante positivo, en tanto mantengamos una clara alineación de la corporación hacia los objetivos y metas planteados.

El BCB autorizaráun nuevo

préstamoa favor de YPFB

Refinaciónpor Bs 1.050 millones

para procesos derefinación. El BCB contribuye a los proyectos de YPFB Corporación

-‐5,000.00

5,000.00

15,000.00

25,000.00

35,000.00

45,000.00

55,000.00

65,000.00

75,000.00

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

PASIVO PATRIMONIO ACTIVO

EVOLUCIÓN DE LAS CUENTAS PATRIMONIALES (En millones de Bs.)

-‐500.00

500.00

1,500.00

2,500.00

3,500.00

4,500.00

5,500.00

6,500.00

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

UTILIDADES

1

EVOLUCIÓN DE UTILIDADES PERIODO 2006-2012(En millones de Bs.)



El crecimiento en las exporta-ciones de hidrocarburos se expli-ca sobre todo por las exportacio-nes del gas natural, puesto que aproximadamente el 80% de la producción de este hidrocarburo tiene como destino el mercado de exportación a los países veci-nos de Brasil y Argentina.

Dentro de este contexto, los precios de exportación de gas natural son un factor determi-nante en los ingresos del país.

Los Contratos de Compra Venta de Gas Natural (Gas Sales Agreement – GSA) suscritos con Petróleo Brasileiro S.A (Petro-bras) y Energía Argentina S.A. (ENARSA) consideran cláusulas en las cuales los precios del gas natural son determinados a par-tir de fórmulas que se ajustan en función a la inflación en relación a un precio base.

En efecto, ambas fórmulas establecen que los precios del gas natural se ajustarán de acuerdo con las fluctuaciones de una canasta de fuels en el mer-cado internacional, con relación a un periodo base.

Dicha canasta, para cada caso, tiene por objetivo establecer el costo de oportunidad del gas natural en relación a otros combustibles sustitutos, en los países de destino.

DE MANERA GENERAL

PG=PB* ΔDonde:

PG: Precio del Gas NaturalPB: Precio Base, establecido contractualmente para cada año en el caso del GSA Petrobras y fijo para el caso del GSA ENARSA.Δ: Es el ajuste por inflación que refleja las varia-ciones de los fuels con relación a un periodo base.

Para el caso del precio de gas natural exportado, en el marco del Contrato de Compra Venta de Gas Natural suscrito con Petrobras, el precio base para un volumen de hasta 16 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), denominada Cantidad Diaria Con-tractual Base (QDCB), está comprendido en el rango de 0,95 a 1,06 dólares por millones de unidad térmi-ca británica (MMBTU).

Para la cantidad adicional de 14,08 MMmcd, de-nominada Cantidad Diaria Adicional (QDCA), el pre-

cio base establecido fue de 1,20 dólares por MMBTU.

Este precio base, tal como se indicó anteriormente, es ajusta-do en función a la variación de los precios internacionales, corres-pondiente a la siguiente canasta de fuel oil:•FuelOil de 3,5% de azufre, referi-do bajo el título Cargoes FOB Med Basis Italy, en unidades de dólar por tonelada métrica (US$/TM);•FuelOilN°6de1%deazufre,re-ferido bajo el título U.S. Gulf Coast Waterborne en unidades de dólar por barril (US$/ bbl);•FuelOilde1%deazufre,referi-do bajo el título Cargoes FOB NWE, en unidades de dólar por tonelada métrica. (US$/TM).

El precio es calculado trimes-tralmente, en base a las cotizacio-nes internacionales obtenidas de las publicaciones del Platt’s Oli-

gram Price Report.En lo que se refiere al precio del Contrato YPFB-

ENARSA, el precio base aplicable al primer trimestre de dicho contrato fue de 4,0588 dólares por MMBTU, a objeto de que el precio de venta aplicable al Gas Na-tural para el inicio del contrato sea de 5 dólares por MMBTU, tal como lo estableció el Convenio Marco.

Este precio base se ajusta, por la variación de los precios internacionales de la misma canasta de fuels establecidos en el GSA Brasil con la diferencia que en esta canasta se incluye además al Diesel Oil, como un combustible en el mercado argentino a ser sustituido con el gas natural boliviano.

Cabe señalar que, el precio es calculado trimes-tralmente, de manera similar que en el GSA Brasil, con la diferencia que las cotizaciones de fuel oil y diesel oil corresponden al semestre anterior al trimestre de aplicación; en el GSA Brasil, se consideran las cotiza-ciones del trimestre anterior al de aplicación del res-pectivo precio.

En aplicación de la metodología de precios para ambos contratos y en función de la cotización de los precios internacionales, los precios de exportación de gas natural para el GSA Brasil han registrado valores desde 2 dólares por MMBTU y para ambos contratos se han registrado valores mayores de hasta 10 dóla-res por MMBTU.

Los primeros años del contrato GSA Brasil, los pre-cios registraron una tendencia casi constante que se explica por las cotizaciones internacionales corres-pondientes a los fuels.

El sector de hidrocarburos juega un rol muy importan-te en la economía boliviana, la participación del mismo en el PIB fue de aproxima-

damente el 8.4% para la gestión 2012 y el aporte del sector en las recau-daciones totales nacionales, corres-pondientes al upstream como al

downstream, fue de 38% para el mis-mo año. Las exportaciones del sector de hidrocarburos representan más del 47% de las exportaciones totales del país y el valor de dichas exporta-ciones se incrementó en más del 90% entre los años 2006 al 2012, tal como se puede observar en la siguiente gráfica.

Contexto de losprecios de exportación

COMPETITIVIDAD. Si bien estos precios son considerablemente altos, los mismos continúan siendo competitivos con los precios de importación de GNL en Brasil y Argentina, cuyos precios promedio alcanzaron picos de hasta $us 17 por MMBTU.

Lic. Leonor Calderón Zelaya

Directora Nacional de Estadísticas y AnálisisYPFB Corporación

PERFIL

Gas Natural

Es Licenciada en Economía ti-tulada en la Universidad Cató-lica Boliviana (UCB).

Tiene una maestría en Econo-mía del Desarrollo en el Insti-tute of Social Studies of Eras-mus University en La Haya, Holanda.

EXPERIENCIA

Tiene más de 12 años de expe-riencia en el sector de hidro-carburos.

Fue Directora de Normas y Control Técnico y Jefe de la Unidad de Comercialización en el Ministerio de Hidrocarburos y Energía. 1,443

2,060 2,291

3,549

2,107 2,984

4,060

5,621

2,948

4,232 4,890

7,058

5,486

7,038

9,109

11,766

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000 10,000 11,000 12,000 13,000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Exportaciones de Hidrocarburos Exportaciones Totales

Fuente: Ministerio de Economía y Finanzas

Cerca del 80% del gasboliviano tiene como

destino los

mercados de exportación

de Brasil y Argentina

NIVEL DE EXPORTACIONES(En millones de dólares)



Esta tendencia fue cambiando a partir de 2004 y con mayor notoriedad a partir de 2006, cuan-do las cotizaciones del West Intermediate Texas (WTI) sufrieron incrementos considerables.

Es así que durante los años 2007 a 2009, perio-do en el que el precio del petróleo tuvo un consi-derable incremento llegando el WTI a cotizaciones mayores a los 140 $us/BBL, los precios de los con-tratos de exportación tanto con Petrobras como con ENARSA mostraron altos valores, llegando a un máximo de 8,01 dólares por MMBTU (precio ponderado) y 10,4 dólares por MMBTU, respectiva-mente. En dicho periodo, el precio de importación del Gas Natural Licuado (GNL) en la región llegó a alcanzar valores de hasta 17 dólares por MMBTU.

En 2009, como consecuencia de la crisis, las cotizaciones de los precios internacionales del pe-tróleo se desplomaron registrando un WTI incluso menor a 40 $us/BBL, lo cual incidió directamen-te en los precios de exportación del gas natural

para ambos contra-tos en dicha gestión, llegando a valores de 4,48 dólares por MM-BTU. Sin embargo, los siguientes años, los precios de exporta-ción se recuperaron siguiendo la tenden-cia del WTI, alcanzan-do en septiembre de 2012 valores de 9,38 dólares por MMBTU para GSA Petrobras y 11,17 dólares por MMBTU para GSA ENARSA.

Si bien estos pre-cios son conside-

rablemente altos, los mismos continúan siendo competitivos con los precios de importación de GNL en Brasil y Argentina, cuyos precios promedio alcanzaron picos de hasta 17 dólares por MMBTU.

En el contexto internacional, actualmente, a diferencia de años anteriores, los precios de co-mercialización de GNL toman como referencia los precios del gas natural correspondientes a los mercados gasíferos de Asia y Europa, a diferencia de años pasados cuando el precio de referencia solía ser el Henry Hub.

Bajo este marco, como resultado del terremo-to y después tsunami en el Japón el año 2011, la demanda correspondiente a este país fue incre-mentándose significativamente, lo que incidió di-rectamente en que los precios de importación de GNL alcancen los valores más altos en los últimos años, acentuando cada vez más la brecha del pre-cio promedio de importación del GNL en el Japón y

el Henry Hub, tal como se aprecia en el siguiente grá-fico.

Respecto a la región, las importac io-nes de GNL en el Cono Sur en los úl-timos años se fueron in-crementando, llegando el

2012 a representar el 50% de las importaciones de gas natural de la Argentina y hasta alrededor del 30% de las importaciones de gas natural de Brasil.

Este incremento de volúmenes se ha visto asi-mismo acompañado de la diversificación de fuen-tes de suministro, donde países como Trinidad y Tobago, Qatar y Guinea Ecuatorial conforman los principales proveedores de GNL de la región.

La tendencia indica que el flujo de los buques metaneros provenientes de las diferentes partes del mundo hacia el Cono Sur, se incrementará aún más en los próximos años, por lo tanto, exis-te una gran expectativa del posible incremento de las exportaciones de GNL por parte de Esta-dos Unidos, puesto que con el desarrollo cada vez más contundente de sus recursos no convencio-nales, este país podría convertirse en un expor-tador neto de GNL, cambiando de esta manera la dinámica actual de los mercados de gas na-tural, tomando posición en la cuenca del Pacífico como proveedor de los mercados de Asia, Europa y Sudamérica.

De esta manera, la disponibilidad de mayor oferta de GNL proveniente de Estados Unidos podría incidir en la determinación de los precios de comercia-lización correspondientes al mercado spot de GNL y contratos de corto plazo, si-tuándolo al GNL en una po-sición más competitiva en nuestra región.

Las señales de la comer-cialización de GNL que ac-tualmente se están dando a nivel mundial, muestran que la tendencia de deter-

minación de precios, así como también varios as-pectos contractuales referidos a la compra venta de este hidrocarburo a nivel global, se encuen-tran atravesando por un cambio.

Los compradores de Gas Natural Licuado se inclinan más hacia una indexación de precios del GNL spot, mientras que los vendedores, en res-guardo a sus contratos de largo plazo, tienden a mantener la indexación de los precios de refe-rencia de acuerdo a las cotizaciones internacio-nales del petróleo.

Es importante señalar que la determinación de precios de GNL en el futuro, estará sujeta a los volúmenes adicionales de dicho hidrocarbu-ro que Estados Unidos ponga a disposición en el mercado mundial.

Por lo expuesto anteriormente, es necesario indicar que se debe seguir muy de cerca la diná-mica de la comercialización de Gas Natural Li-cuado a nivel mundial a objeto de tomar en su momento, las acciones que fueran necesarias precautelando las exportaciones de gas natural boliviano a los mercados vecinos.

-‐

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

16.00

18.00

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

$us/MMBtu

Precios globales de Gas Natural

Henry Hub (EE UU) Japón (precio promedio de importacion de GNL) Reino Unido (NBP)

Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), Yacuiba Tarija

PRECIOS GLOBALES DE GAS NATURAL

Se debe seguir de cerca la dinámica de la

comercialización de GNL

a nivel mundial para precautelar las

exportaciones de gas natural boliviano.

Terminal de Gas Licuado Quintero (GNL)

PRECIOS DE GNL IMPORTADO POR ARGENTINA Y BRASIL

Fuente: YPFB y Waterborne

Fuente: EIA



En el marco de la consolida-ción del proceso de Naciona-lización, la Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias (GNES) hace más de dos años

trabaja con las empresas subsidiarias de YPFB Corporación en el fortaleci-miento de la gestión empresarial de cada una de ellas apuntando a hacer de la Corporación un conjunto de em-presas más eficientes y rentables.

Es en este sentido, se prevé que al cierre de la gestión 2012, el conjunto corporativo de empresas subsidiarias obtengan ingresos históricos operacio-nales con un poco más de $us 264 mi-llones con respecto a la gestión 2011.

En cuanto a la utilidad neta del gru-po corporativo de las seis empresas sub-sidiarias de YPFB, se estima alcanzar al

cierre de gestión un poco más de $us 440 millones ($us 124 millones más que la gestión 2011), mismos que fa-vorecen a una mayor utilidad neta de-bido a la eficiencia administrativa y una buena gestión de los costos de opera-ción de parte de las empresas de YPFB Corporación.

Las utilidades obtenidas serán re-invertidas en proyectos de exploración, producción, expansión, continuidad y mantenimiento de las operaciones petroleras de las distintas empresas subsidiarias de YPFB Corporación.

Utilidades de lasempresas subsidiarias

SUBSIDIARIAS. Las utilidades obtenidas serán reinvertidas en proyectos de explora-ción, producción, expansión, continuidad y mantenimiento de las operaciones petrole-ras de las distintas empresas subsidiarias de YPFB Corporación.

Lic. Gonzalo Saavedra Escóbar

Ex Gerente Nacional deEmpresas SubsidiariasYPFB Corporación

PERFIL

Gestión eficiente en el control de costos de operación

Es Auditor Financiero titula-do en la Universidad Mayor de San Simón. Master Business Administration-MBA en la Uni-versidad Privada de Santa Cruz, Maestría en Finanzas Corpora-tivas en la UAGRM. Tiene diplomados en Gerencia de Empresas Petroleras y Gasí-feras, Consultoría de Organiza-ciones, Gerencia Administrativa, Educación Superior y estudios en Ingeniería Industrial.

EXPERIENCIA

Fue Jefe en el área de Finanzas en Pluspetrol Bolivia Corpora-tión y Gerente de Contabilidad Corporativa para Bolivia en UNILEVER. Tiene una trayectoria de más de 10 años como docente univer-sitario.

La administración y control de activos consolidados de YPFB Corporación cerrará con un nivel de activos de por lo menos $us 4.900,00 millones, siendo aproxima-damente $us 380 millones más que la gestión 2011.

Estos resultados, van acompañados de una gestión operativa eficiente, con la participación de la Corpora-ción en las actividades del upstream a través de sus empresas YPFB Andina S.A. y YPFB Chaco S.A. que proyectan un incremento en: producción de Gas Natural en 1.24 MMmcd, C o n d e n s a d o 0.87 Mbpd, Pe-tróleo 0.11 Mbpd y GLP 12.93 TMD; siendo de la producción nacional el 48% del Gas Natural, 45% de Conden-sado, 33% de Pe-tróleo y 93% de GLP en planta.

La producción nacional promedio estimada de Bo-livia es 338 mil barriles equivalentes por día (MBoed) donde YPFB Corporación representa el 47.81%

La gestión operativa de la Corporación en las acti-vidades de midstream a través de su empresa YPFB Transporte S.A. gracias a las inversiones realizadas en la ampliación de ductos para cubrir la demanda de los mercados, proyecta un incremento en el volumen total

transportado de gas natural en 5.55 MMmcd por el in-cremento de demanda en el mercado interno.

También destaca el incremento del volumen total transportado de líquidos en 4.09 Mbpd por la demanda de mayor carga de crudo en las refinerías.

YPFB CORPORACIÓN ENLAS ACTIVIDADES DEL DOWNSTREAM YPFB Refinación S.A. en las proyecciones de cierre

muestra un incremento en la producción de combus-tibles derivados entre ambas refinerías de 0.54 Mbpd.

YPFB Logística S.A. en las proyecciones presenta un incremento en despacho de Plantas Terminales en 3.16 Mbpd.

En tanto a la comercialización de combustibles de aviación que se lleva a cabo mediante YPFB Aviación, se proyecta al cierre incremento en la venta de Jet Fuel Nacional y Gasolina de Aviación.

Los altos ingresos operacionales netos, las razo-nables utilidades netas de las empresas subsidiarias, los crecientes niveles de activos administrados, el bajo endeudamiento, el buen nivel de patrimonio y la efi-ciente gestión operativa que se lleva, permiten a YPFB Corporación mantener buenos indicadores financie-ros, como son el margen de utilidad, la rentabilidad sobre los activos, la rentabilidad sobre patrimonio en-tre otros.

El indicador margen de utilidad que mide la re-lación de las utilidades netas respecto los ingresos operacionales netos, estima alcanzar a diciembre de 2012 un 26%. De igual manera, el índice de rentabili-

dad denominado rendimiento sobre los activos (ROA), estima cerrar la gestión con un indicador de 9.1% y por último, la medición de la rentabilidad al nivel de la utili-dad neta respecto del patrimonio denominado ROE se proyecta a diciembre alcanzar un 13.2%.

El presente análisis de datos corresponde a las empresas subsidiarias de YPFB Corporación donde es accionista mayoritario y considera la totalidad de las operaciones de las empresas.

La utilidad neta de las seis empresas

subsidiarias

será más de $us 440

millones, que se estima alcanzar en 2012.

Planta Percheles, operada por YPFB Chaco

220

270

320

370

420

2010 2011 PROY 2012

240

324

448

UTILIDAD NETA GRUPO CORPORATIVO YPFB

Expresado en MMUS$

3,900

4,100

4,300

4,500

4,700

4,900

5,100

2010 2011 PROY 2012

4,034

4,433

4,913

ACTIVOS TOTALES GRUPO CORPORATIVO YPFB

Expresado en MMUS$

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

2011 2012

25.25 30.60

Gas Natural Transportado (Expresado en MMmcd)

2011 2012

GAS NATURAL TRANSPORTADO(Expresado en MMmcd)



2015” instrumento que permite alcanzar resultados estratégicos para la empresa y el país: incremento en las reservas y la producción de hidrocarburos, cambio en la matriz energética a través del desarrollo de la in-fraestructura de gas natural y GNL para satisfacer la deman-da del mercado interno.

La Nacionalización fue un cambio estructural positivo para el sector y también la base para una nueva forma de hacer gestión, desde la pers-pectiva del accionar del Esta-do, que exige la presencia de una gestión pública eficiente.

Las inversiones planifi-cadas para el periodo 2009 – 2015 ascendían a $us 11.292 millones en toda la cadena de hidrocarburos, en el mismo se definieron lineamientos estratégicos que conduje-ron a identificar inversiones importantes en toda la actividad de la cadena; fundamentalmente se privi-legiaron inversiones en el upstream, asignando re-cursos a la actividad de exploración con el objeto de incrementar las reservas certificadas y los niveles de producción.

GESTIÓN DE PROYECTOS La Nacionalización ofreció un marco adecuado

para una gestión pública favorable de YPFB que en-frenta dos desafíos: ser una Corporación competi-tiva y consolidarse como motor del desarrollo para el país.

Las inversiones presentan una tendencia cre-ciente de $us 384 millones el 2008, hasta llegar a una inversión estimada de $us 1.593 millones para el 2012, habiéndose incrementado en 315%, lo que representa cinco años de franco crecimiento; aspec-to positivo que produce un impacto en la economía del país, por su incidencia en las recaudaciones fiscales, ma-yores divisas y la reactivación del sector.

Se impulsó la gestión de proyectos, con un enfoque integral y transparente, bus-cando calidad desde los es-tudios hasta la ejecución y operación de los mismos. No es fácil generar esta mística de trabajo dinámico, en una

empresa que hace pocos años estaba considerada como residual; se ha introducido e impulsado el se-guimiento a las inversiones como un instrumento

fundamental para acompañar y lograr el alcance de los resultados previstos; habiéndose llegado a mayores niveles de inversión y producción para el abastecimiento del mercado interno y el cumpli-miento de los Contratos de Exportación.

La ejecución del Plan 2009 – 2015, pasó a de-pender de una eficaz administración de proyectos, y el desarrollo de los mismos demandó establecer o crear nuevas capacidades para la ejecución de cada una de las inversiones. Se ha requerido de un equipo de trabajo (profesionales y técnicos operativos), una coordinación fluida y recíproca, agilidad, un ambien-te organizativo que facilite el uso de la información oportuna en las decisiones, considerando que en un proyecto existen muchas unidades organizativas y aspectos, tanto, económicos, políticos, sociales, culturales, que contribuyen o perjudican el alcance de los resultados. Los proyectos son el medio para

La inversión es una variable fundamental para el desa-rrollo y crecimiento del sec-tor hidrocarburos, conside-rando que los proyectos son

el medio para hacer realidad los pla-nes de desarrollo. En esa lógica YPFB Corporación en los últimos años ha reactivado la ejecución de proyectos y las inversio-nes pasaron de $us 384 millones en la gestión 2008 a $us 1.293 millones el 2011, estimando cerrar la gestión 2012 en $us 1.593 millones, como efecto de una adecuada gestión de proyectos para el desarrollo del sec-tor.

Este cambio histórico, resultado del proceso de la Nacionalización de los Hidrocarburos, ha creado las con-diciones necesarias para el gran pro-greso de los proyectos estratégicos y para generar recursos adicionales que se destinan al desarrollo, la dig-nidad y la soberanía del Estado Plu-rinacional de Bolivia.

PLAN DE INVERSIONES2009 – 2015 El 2009 YPFB Casa Matriz retoma

su rol de ejecutor de proyectos, des-pués de varios años de inactividad (anterior al 2006) en el que muchas inversiones estaban postergadas y no tenían una lógica que articule su ejecución. El 2005 la ejecución de in-versiones en el sector era incipiente resultado de la aplicación de políti-cas de ajuste en el país, con esfuer-zos aislados de las empresas subsi-diarias que estaban desarticuladas, y con objetivos empresariales muy particulares de acuerdo a la actividad de la cadena.

Las inversiones desde 1998 man-tuvieron una tendencia a la baja al-canzando su nivel más bajo el 2005 de $us 246 millones en el sector.

Habiendo asumido YPFB un rol importante para el desarrollo del sector, inicia el 2009 el proceso de planificación estratégica, con la defi-nición del “Plan de Inversiones 2009 –

Gestión e inversión en proyectos estratégicos

INVERSIONES. El 2009, habiendo asumido YPFB un rol tan importante, inicia el pro-ceso de planificación estratégica con la definición del ”Plan de Inversiones 2009 – 2015” instrumento que permite alcanzar resultados estratégicos para la empresa y el país.

Ing. Jaime Alejandro Fernández Gantier

Asesor de Presidencia EjecutivaYPFB Corporación

PERFIL

Hay condiciones para ofrecer resultados

Es ingeniero industrial titula-do en la UMSA, tiene estudios superiores en Maestría de Administración y Dirección de Empresas MBA Oil & Gas en la Universidad Privada Boliviana, Maestría en Desarrollo Huma-no en el CIDES-UMSA.

Post Grado en Gerencia de Proyectos en la UCB, Maes-trías para el Desarrollo, Prepa-ración, Evaluación y Gerencia de Proyectos de Inversión en la Universidad de Chile.

EXPERIENCIA

Tiene más de 20 años en gestión de proyectos de desarrollo en entidades públicas y privadas; el 2008 fue Viceministro de Plani-ficación Estratégica Plurianual. Desde 2009 cumplió funciones de Director Nacional de Inver-siones y Financiamiento.

INVERSIONES EN EL SECTOR DE HIDROCARBUROS2001 – 2005 (En porcentajes)

187 269

151 101 124

327 241

184

150 118

514 509

335

251 246

-‐

100

200

300

400

500

600

2001 2002 2003 2004 2005

YPFB Casa Matriz Empresas Subsidiarias Empresas Operadoras Total

INVERSIONES EJECUTADAS PERIODO 2009 – 2012(En millones de dólares)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

4 7 7 13 30 107

281 458

124 108 145 198 331

355

498

528

118 158 147 174

251 320

514

607

EMPRESAS OPERADORAS EMPRESAS SUBSIDIARIAS YPFB CASA MATRIZ

1.593



hacer realidad los planes, de ahí la importancia del se-guimiento a su ejecución. Este proceso sistemático e integral se inicia el 2010 con el apoyo decidido de las autoridades que impulsan el monitoreo para avanzar y transparentar la gestión de proyectos.

SISTEMA INTEGRAL DEINFORMACIÓN DE PROYECTOSEste esfuerzo se consolidó el 2011, con la sistema-

tización automática del seguimiento, llegando a dise-ñar un modelo conceptual que fue la base para ela-borar un sistema informático de seguimiento a nivel corporativo “Sistema Integral de Información de Pro-yectos” (SIPRO), que permitió acortar los tiempos en el acceso a la información transparente de proyectos, haciendo conocer oportunamente la programación y los niveles de avance de los mismos; datos muy de-

mandados por las áreas operativas y ejecutivas de la empresa, el Gobierno y Sociedad Civil en general. Con este gran paso ahora se cuenta con información en línea sobre la ejecución de proyectos que en prome-dio anualmente ascienden a un número de 241.

Estos logros no se hubieran podido conseguir, sin la participación de un equipo de profesionales corporativo, conformado para hacer realidad el se-guimiento mensual a la ejecución de los proyectos, que en base a instrumentos de seguimiento en cada eslabón de la cadena, permitió alcanzar resultados tangibles de inversión, generando una ”relación en-tre inversión y resultados”, medible y sistematizada.

El SIPRO reporta datos en línea sobre el avance y desarrollo de cada uno de los proyectos, permite reflejar porcentajes de progreso de las inversiones, de manera oportuna (mensual), integral, completa y transparente. Entró en operación legalmente en la Corporación a partir del 19 de marzo de 2012, a la fe-cha se ha ampliado para uso de las empresas opera-doras, convirtiéndose en un instrumento que apoya

la gestión de proyectos del sector. Ha sido preciso prestar particular atención a los di-

versos aspectos de la ejecución a nivel de proyectos, factores internos en la corporación superados y facto-res externos que están fuera del control de las unidades ejecutoras de proyectos, esto debido a que cada proyec-to depende de un gran número de instituciones y partes interesadas, que constituyen el ambiente organizativo del proyecto, que si bien son exógenas, pueden contri-buir al éxito o fracaso.

El seguimiento de proyectos en coordinación per-manente con los ejecutores, ha identificado limitacio-nes (factores internos y externos) que dificultaron el avance de los proyectos y han sido un permanente ries-go en la ejecución, a pesar, de haberse tomado acciones y gestiones oportunas para su solución.

Las inversiones en estos últimos cuatro años fue-ron de gran magnitud y han requeri-do la creación, adecuación y fortalecimiento de las unidades ejecutoras (or-ganizaciones que adminis-tran proyectos); de igual forma el conjunto de las empresas privadas que

prestan bienes y servicios al sector, no estaban prepa-radas para asumir este desafío, razón por la que se han presentado demoras en la ejecución de inversiones, han sido años de aprendizaje y experiencia para la Corpora-ción, pero, también para el empresariado privado que tendrá que ser más visionario y agresivo, para cumplir con los retos que el desarrollo del sector nos impone.

YPFB está acumulando experiencias y está aprove-chando las lecciones de los proyectos; el seguimiento es una herramienta de interés creciente. Si bien muchos proyectos son complejos, la tendencia fundamental de la ejecución de los mismos a largo plazo parece ser positiva; es de esperar que sean menos frecuentes las demoras y el incremento de costos; mejore la calidad de las inversiones y servicios incluidos.

Para apoyar esta reactivación, el Gobierno ha faci-litado recursos a YPFB a través del BCB, ente emisor que ha financiado importantes inversiones a través de dos créditos: el primer crédito por $us 700 millones que financió el GIJA, ampliación del gasoducto Villa Montes – Tarija y Expansión Líquidos Sur asociados al GIJA Fase

YPFB diseñó elsistema informático

de seguimiento anivel corporativo

SIPRO para conocer el avance de proyectos en línea.

La Adenda con Argentina dinamizó las inversiones

I, las plantas de separación de líquidos Rio Grande y Gran Chaco. El segundo crédito del BCB de $us 1.300 millones se destinó a proyectos de industrialización como el de la Planta de Amoniaco y Urea.

RESULTADOS DE LAS INVERSIONES Los resultados en producción muestran un creci-

miento importante, se ha pasado de 40 MMmcd de gas natural el 2009 a 60 MMmcd el 2012 (dato esti-mado), producto de una agresiva política de inversión al interior de la Corporación y en el sector, monto que asciende a $us 5.231 millones en el periodo analizado 2006 - 2012, con énfasis en la actividad de explotación que tiene una participación del 52%, le sigue explora-ción con 16%, transporte con 13%, plantas de separación e industrialización con 11%, distribución 6% y las demás actividades con 1%.

La curva de producción continuará ascendente en función a las inversiones, que han pasado de $us 246 millones el 2005 a $us 1.593 millones el 2012, repre-sentan 6,5 veces más, en sólo siete años.

Con el objetivo de incrementar las reservas de hi-drocarburos, se inicia un nuevo ciclo exploratorio per-manente y sostenido, habiéndose ejecutado $us 823 millones en el periodo 2006 – 2012, destinados a la perforación de pozos exploratorios que mantienen una tendencia creciente. Estas inversiones en exploración apuntan a descubrir reservas y a recuperar niveles sig-nificativos de producción; se ha pasado de 4 pozos el 2005 a 12 pozos el 2012, cifra que no es suficiente para la sostenibilidad e incremento de las reservas, sin em-bargo, los esfuerzos son importantes y la tendencia es creciente.

En desarrollo las inversiones ejecu-tadas en el periodo 2006 – 2012 ascien-den a $us 2.695 mi-llones, orientadas a la perforación y de-sarrollo de pozos, el 2006 se perforaron 5 pozos cifra que se ha incrementado considerablemente el 2011 a 19 perfo-raciones.

En la actividad de refinación se han invertido en proyec-tos de moderniza-ción de las refinerías Gualberto Villarroel en Cochabamba y Guillermo Elder Bell

en Santa Cruz, con la finalidad de reponer activos que en muchos casos eran obsoletos y en proyectos para incrementar el margen de refinación.

En la actividad de plantas de separación, se con-cluye el 2013 la Planta de Separación de Líquidos Río Grande con una inversión de $us 168,4 millones y el 2014 la Planta de Separación Gran Chaco que tiene una inversión de $us 643,8 millones. Con la construcción de la Planta de Amoniaco Urea y la Planta de Etileno Po-lietileno se hace realidad la industrialización del gas.

Con el despegue de las inversiones en los últimos cuatro años, los indicadores de inversión muestran la reactivación del sector de hidrocarburos con grandes perspectivas para los próximos años.

En este ascenso de las inversiones, la adecuada gestión de proyectos permitió tener un control de los resultados y se ha convertido el seguimiento en un instrumento clave que impulsa la ejecución, alerta desvíos y provee información oportuna a nivel inter-no y externo, aspecto importante y estratégico para la toma de decisiones.

Se logró consolidar un instrumento importante que forma parte del seguimiento a las inversiones. El SIPRO se constituye en una herramienta fundamen-tal para disponer de información de inversiones en lí-nea, cuasi en tiempo real, resta ahora trabajar en mo-delos de gestión que permitan valorar la eficiencia en la ejecución de proyectos y a nivel empresa obtener la certificación de estándares internacionales del PMI (Instituto de Gerenciamiento de Proyectos) a través de la metodología del PMBOK (guía para el gerencia-miento de proyectos).

-‐

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

2005 2006

2007 2008

2009 2010

2011 2012

Exploración Desarrollo Transporte Refinación Plantas de Separación Distribución

299 384

606

782

1.293

273 246

1.593

INVERSIONES POR ACTIVIDADES 2005 – 2012(En millones de dólares)



mercados, generando el mayor valor para beneficio de los bolivianos”, en la que el reconocimiento del mandato constitucional de operar y desarrollar la ri-queza hidrocarburífera en beneficio de los bolivianos se constituye en la razón de ser corporativa.

Construimos YPFB como una ”Corporación esta-tal de hidrocarburos, pilar fundamental del desarro-llo de Bolivia, reconocida como un modelo de gestión eficiente, rentable y transparente, con responsabi-lidad social y ambiental y presencia internacional” dotando a la gestión de una visión, un sentido que guía las acciones de todos quienes somos parte de esta gran empresa.

Los objetivos estratégicos definidos por YPFB son:

1. Incrementar las reservas probadas de hi-drocarburos.

2. Consolidar a YPFB en el principal exportador de gas natural en la región

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

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

5. Industrializar el gas natural mediante su transformación química para obtener deri-vados con valor agregado.

6. Consolidar a YPFB como una Corporación moderna, rentable, eficiente, transparente, preservando la salud, seguridad, medio am-biente y con responsabilidad social.

CONSTRUIR HEGEMONÍA DEL ESTADO Los diferentes planes elaborados y aplicados en

YPFB Corporación tienen el propósito de viabilizar los objetivos estratégicos señalados, constituyén-dose en instrumentos que aportan a construir la hegemonía del Estado en el sector hidrocarburos al priorizar las necesidades propias del país en contra-posición a la ló-gica de mercado que considera intereses priva-dos, los planes a que hacemos referencia se es-pecifican en la relación que se señala a conti-nuación:

El Plan de In-versiones 2009-2015 ha consti-

tuido un hito importante en la planificación y gestión de proyectos en YPFB, al agregar las inversiones de las diferentes empresas que componen la Corpo-ración y las empresas operadoras, presentando los proyectos a desarrollarse, sus montos de inversión y sus resultados esperados en un horizonte de 5 años, identificados a partir de las necesidades de país y los requerimientos de los mercados de los países veci-nos. Este proceso de formulación del Plan de Inver-siones se ha venido realizando sistemáticamente, actualizando cada año esta proyección quinquenal; actualmente el Plan de Inversiones 2013-2017, in-corpora todas las inversiones de Casa Matriz, Em-presas Subsidiarias y Empresas Operadoras.

El Plan Estratégico Corporativo 2011-2015 (PEC) de diciembre de 2010, en el que se ha planteado la Misión y Visión de la Corporación, sus valores corpo-rativos y objetivos estratégicos. Constituyéndose en un momento importante en la vida de la empresa, al delinear su horizonte, siendo éste el principal ob-jetivo de la planificación estratégica, determinar la dirección en la que se quiere avanzar en el mediano y largo plazo y establecer los puentes (estrategias a aplicar desde el corto plazo) para llegar a ese destino trazado, dejando de estar a merced de las turbulen-cias que nos lleven a destinos inapropiados.

En el marco del Plan Estratégico Corporativo y del Plan de Inversiones, se han elaborado planes en los eslabones de exploración (Plan de Exploración 2011-2020 - PEX) e industrialización (Plan de Industriali-zación del Gas Natural 2011-2016), con el objetivo de precisar las acciones que se tomarán en dichos eslabones, dada su importancia para el desarrollo del sector hidrocarburos y desafíos de YPFB con el país. Metodológicamente, la importancia de estos planes radica en identificar y ampliar las acciones más concretas en el eslabón correspondiente, que las definidas en el PEC y/o Plan de Inversiones, bajo una misma visión de mediano y largo plazo, y a par-tir de ellas especificar las acciones que se realizarán anualmente.

La planificación enYPFB Corporación

A partir de la Nacionalización de los Hi-drocarburos realizada el 1 de mayo de 2006, el país asigna a YPFB el reto de operar y asumir el control de todas las actividades de la cadena hidrocar-

burífera para lo que requiere recuperar y fortale-cer su participación en todas las actividades del upstream, downstream e industrialización. La magnitud del desafío es mayor si consideramos las condiciones residuales a las que fue someti-da YPFB en el periodo privatizador, lo que implica para la empresa el renacer como el Ave Fénix.

La planificación permite orientar y definir el al-cance de las acciones de la empresa en el mediano y largo plazo, traza el camino a seguir para llegar a ese objetivo de consolidar tanto la recuperación de los hidrocarburos y la refundación de YPFB con una extraordinaria proyección. Este proceso, que incita a soñar con los pies en la tierra, considera de manera permanente la dinámica del entorno.

Planificar es vislumbrar ese futuro que busca-mos y definir los pasos a seguir para alcanzarlo, definiendo hoy la ruta y las formas para superar las vallas que interrumpen ese discurrir conjunto y decidido, que nos permite construir una empre-sa capaz de aportar al desarrollo del país, garanti-

zando una gestión adecuada de los recursos.No olvidemos que la planificación en YPFB

deviene de las definiciones del Plan Nacional de Desarrollo, “Bolivia Digna, Soberana, Productiva y Democrática para Vivir Bien”, que define como políticas del sector:

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

b) Exploración, explotación e incremento del potencial hidrocarburífero del país

c) Industrializar el gas natural para gene-rar valor agregado

d) Garantizar la seguridad energética na-cional y constituir al país en el centro energético regional

Sobre estos lineamientos, que determinan la participación y planificación del ciclo productivo de los hidrocarburos de manera directa, la estra-tegia que trabajamos partió de una identificación del propósito de YPFB expresada en la misión corporativa de ”Operar y desarrollar la cadena de hidrocarburos, garantizando el abastecimien-to del mercado interno, el cumplimiento de los contratos de exportación y la apertura de nuevos

PROYECCIÓN. La planificación garantiza el manejo adecuado de los recursos econó-micos, cumpliendo los objetivos definidos por el Plan Nacional de Desarrollo. Se pro-yecta una empresa hegemónica para priorizar la atención de las necesidades del país.

Lic. Javier Fernández Vargas

Gerente Nacional de Planificación, Inversiones y EstudiosYPFB Corporación

Las políticas corporativas aportan al desarrollo

En 2013, la

Planificación Anual,

permitirá alinear y articular la gestión de

YPFB Corporación. Planificación de proyectos en el sector



En lo que se refiere a la planificación anual, para la gestión 2013, se está incorporando la Planifica-ción Anual Corporativa, entendida como el proceso que permite alinear y articular la gestión de YPFB Casa Matriz y Empresas Subsidiarias para el cum-plimiento de los objetivos anuales corporativos.

Entonces, se trata de que a partir de estos linea-mientos, tanto para Empresas Subsidiarias (en la elaboración de sus Planes Anuales Empresariales), como para Casa Matriz (en la formulación del Plan Operativo Anual) definan su planificación anual, misma que operativiza en una gestión, parte del Plan de Inversiones de largo plazo.

La planificación en empresas subsidiarias com-

PLANIFICACIÓN ANUAL CORPORATIVA 2013

La promulgación del Decre-to Supremo Nº 1045 de 16 de noviembre de 2011 y de la aprobación del ”Reglamento para las Transferencias Públi-

co – Privadas destinadas a la Compen-sación Financiera”, marca un hito sin precedentes en la historia de la gestión del componente socio ambiental de los proyectos.

Este hecho toma relevancia a partir de la aceptación por parte de la Capita-nía Takovo Mora para la aplicación de procedimientos claros y transparentes, respecto al uso de los recursos finan-cieros desembolsados por concepto de la compensación por impactos socio ambientales negativos del proyecto: ”Construcción, Operación y Manteni-miento Planta de Extracción de Licua-bles Río Grande”, los cuales podrán ser fiscalizados por las instancias que co-rrespondan.

La vigencia de la normativa marca un antes y un después desde el esta-blecimiento de la compensación en la

legislación sectorial, que protegida bajo la figura de la Consulta fue resultado de la maduración política y social de ex-presiones de resurgimiento indígena a partir de la denominada ”Marcha por el Territorio y la Dignidad” en 1990 y su-cesivas manifestaciones orientadas al reconocimiento estatal de la identidad y territorio indígena, quedando plasma-da a partir de la afirmación de nuevas organizaciones de carácter étnico.

Es así que la CIDOB y la APG lo-graron influenciar de manera tal, (en la representación nacional indígena expresada en la Asamblea Legislativa Nacional) para que su interpretación y consiguiente textualidad, así como de otros derechos indígenas ahí plasma-dos, sea aprovechada a su favor, al pre-tender, con la misma reivindicar “sus derechos”, siendo el principal argu-mento, el grado de afectación del cual habrían sido objeto por el permanente acecho y el uso indiscriminado de los recursos naturales de sus ”territorios”.

Al presente el proceso de compen-

Beneficios de la Compensación

INVERSIÓN SOCIAL Y PRODUCTIVA. La Nacionalización permite el beneficio general de las comunidades indígenas influenciadas y no para unos pocos, más aún cuando se está hablando de proyectos en los cuales los recursos provienen de fuentes públicas.

Ing. Miguel Rojas Castro

Gerente Nacional de Seguridad, Salud, Ambiente y SocialYPFB Corporación

Se tituló como Licenciado en Ingeniería Civil en la Universi-dad Mayor de San Andrés.

Tiene diplomados en Siste-mas de Gestión Integrada (SGI), Responsabilidad Social y Sistemas de Información Geográfica.

Master en Planificación y Gestión del Medio Ambiente y los Recursos Naturales.

EXPERIENCIA

Fue Viceministro de Planifica-ción Territorial y Ambiental en el Ministerio de Planificación del Desarrollo, Coordinador Socio - Ambiental de la Cuen-ta del Desafío del Milenio.

PERFIL

Impactos socioambientales

prende la formulación del Plan Anual Empresarial - PAEs en los que se incorporan sus actividades, proyectos y sus respectivos presupuestos que de-sarrollarán en la gestión. Un avance importante en la presente gestión es el haber planteado una metodología y estandarización de información, en coordinación con las áreas de planificación, admi-nistración y finanzas de las empresas subsidiarias, para que sea comparable y agregable entre los PAEs de todas las subsidiarias.

La norma establece que para Casa Matriz, como empresa regida bajo la ley 1178 se elabore el Plan Operativo Anual – POA, en las últimas gestiones se han hecho esfuerzos que mejoraron este proceso, uno de ellos tiene que ver con el planteamiento de lineamientos para cada área organizacional, en función de la revisión de sus avances, funciones y prioridades, a partir de los cuales y en consenso con las gerencias se especifican las operaciones a rea-lizarse la próxima gestión. Ello posibilita identificar que los asuntos importantes sean efectivamente

programados y presupuestados.A nivel corporativo se formula el Pro-

grama de Inversiones Anual en el cual se detallan los proyectos a realizarse en la próxima gestión: sus componentes, mon-tos de inversión y sus avances y resulta-dos a alcanzar según su programación mes a mes. Esta información, consolida la parte de inversión de: POA de Casa Matriz, PAEs de las Empresas Subsidia-rias, así como PTPs (Planes de Trabajo y Presupuesto) en el caso de Empre-sas Operadoras.

Existen temáticas transversales que vienen encarando un proceso de planificación, que implica identificar y generar acciones que lleven ade-lante las políticas corporativas, así se ha elaborado el Plan de Comu-nicación, el Plan de Capacitación y el Plan de Transparencia, todos con un enfoque articulador que permita coordinar y optimizar esfuerzos y recursos entre to-das las empresas de la Corpo-ración y genere sinergias entre el equipo que lidera desde Casa Matriz y las subsidia-rias.


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sación, por impactos socioambientales negativos entre las empresas operadoras privadas y las comunidades indígenas, se desarrolla independiente y autónomo.

Genera además, espacios de negociación, aislados, independientes y en muchos casos desfavorables para la ejecución regular de los proyectos; de esta manera en muchas oportunidades se ha tenido que ceder a la pre-sión o las empresas han sido víctimas de chantajes in-ducidos por malos asesores, a fin de que les permitieran iniciar o continuar con la actividad hidrocarburífera.

Lamentablemente esta actividad fue permitida a cambio del reconocimiento de importantes cantidades de dinero por impactos inconmensurables, altamente subjetivos y donde no se cuentan con insumos necesa-rios para realizar una valoración objetiva, además que la normativa vigente no permite la fiscalización de los recursos de compensación. Toda esta problemática ha limitado la reactivación de las inversiones en los niveles planificados por el sector.

SE CORRIGIÓ LA LÓGICA DEL ABUSO La anterior situación descrita, exigió de YPFB con re-

lación a sus propios proyectos, la asunción de una serie de acciones tendientes a romper esta insana lógica de abuso y aprovechamiento de algunas organizaciones in-dígenas mal asesoradas.

A tal efecto, YPFB gestionó la normativa señalada precedentemente (D.S. 1045) para aplicar el Art. 119 (De las Compensaciones) de la Ley de Hidrocarburos, que básicamente permite, por una parte, poder efectuar la identificación, valoración y estimación de montos a com-pensarse utilizando metodologías acordes a este efecto,

lo cual admite establecer de manera objetiva y anticipada parámetros técnicos sobre las cuales se negocie el costo final de la compensación; así como por otra, reconoce la obligación de la estatal petrolera de fiscalizar el uso de los recursos transferidos, los que están destinados en un 90% a proyectos de inversión productiva y social.

El reto no era menor tomando en cuenta la forma en la que la compensación está reconocida y también como se ha venido aplicando y/o demandando en su errónea interpretación, haciendo exigible su cumplimiento para la normal continuidad de una determinada Actividad, Obra o Proyecto (AOP) hidrocarburífero, además de represen-tar, finalmente, la asunción de un derecho ”ya adquirido” en virtud a una interpretación y exigencia de su aplica-ción absolutamente sesgada al presente.

Aun queda un largo camino por recorrer, donde será primordial la continuidad del acompañamiento en cuanto a la concientización y la importancia de que la comunidad indígena guaraní en su conjunto, comprenda el nuevo contexto socio político productivo en el que nos encon-tramos inmersos todos, principalmente YPFB, como el gran protagonista del nuevo enfoque que se requiere im-plantar no sólo con relación a la figura de la compensa-ción asociada a la Nacionalización Hidrocarburífera, sino a establecer nuevas lógicas de relacionamiento a partir de la comprensión cabal de la significancia de los dere-chos indígenas versus la necesidad del desarrollo de la industria extractiva.

La fiscalización que le tocará realizar a YPFB respecto a los recursos ya transferidos, requerirá de no menos im-portantes adopciones de transformaciones institucionales puntuales para estar a la altura de este importante desafío.

Lo logrado el 15 de noviembre de 2012 no es poco, porque se ha permitido que la compensación por el proyecto Río Grande se base en un proceso de nego-ciación objetivo y maduro, que ha permitido la ade-cuada definición y administración de los objetivos y resultados deseados por cada una de las partes in-volucradas, implicando el mismo:

1) El refuerzo del reconocimiento de los derechos (en este caso) de la Capitanía Takovo Mora, con relación a la compensación por impactos socio ambientales negativos, directos, acumulados y a largo plazo, permitiendo a los pueblos indígenas el acceso a re-cursos económicos que se destinarán a proyectos de desarrollo productivo y social, erigiéndose como un mecanismo importante para mejorar no sólo su situación económica, sino, propender al mejora-miento cualitativo del bienestar de esta comuni-dad indígena respetando su plan de vida.

2) A una nueva era de relacionamiento a partir del establecimiento de un acuerdo sólido y vinculante pero flexible que indica obligaciones recíprocas y; ofreciendo estos a su vez a YPFB, total certidumbre y estabilidad en el desarrollo de las actividades hi-drocarburíferas, lo cual también representa para el Gobierno Nacional maximizar los beneficios públi-cos derivados de su principal fuente de sostén eco-nómico, como es la industria de los hidrocarburos.

La experiencia compensatoria con la Capitanía Tako-vo, es una muestra de la posibilidad de la preminencia de un nuevo enfoque normativo, orientado a la com-prensión de la Nacionalización de los Hidrocarburos además como una política que permite el beneficio general de las comunidades directamente influencia-das y no para unos pocos solamente, más aún cuan-do se está hablando de proyectos en los cuales los recursos provienen de fuentes públicas.

NEGOCIACIÓN Y ACUERDOS EN EL CASO TAKOVO MORA

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