Boletin Estadistico Enero Marzo 2010

7/23/2019 Boletin Estadistico Enero Marzo 2010

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BBOOLLEETTÍÍNN EESSTTAADDÍÍSSTTIICCOO Y Y AAC C I I M M I I E E N N T T O O S S P P E E T T R R O O LLÍ Í F F E E R R O O S S

F F I I S S C C AALLE E S S B B O O LL I I V V I I AAN N O O S S

EENNEERROO – – MMAARRZZOO 22001100



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Bo letín Es tadísti co Ges ti ón 2010

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

Elaboración: Gerencia Nacional de Planificación, Inversiones y ServiciosInformación proporcionada por:

- Gerencia Nacional de Comercialización- Gerencia Nacional de Planes de Trabajo- Gerencia Nacional de Fiscalización

Diseño y Diagramación:Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

Todos los derechos reservadosYacimientos Petrolíferos Fiscales BolivianosCalle Bueno Nº 185

www. ypfb.gob.bo

Junio de 2010La Paz – Bolivia



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CONTENIDO

BOLETÍN ESTADÍSTICO ENERO – MARZO 2010

INTRODUCCIÓN

1. EVOLUCION DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS

2. GAS NATURAL

2.1 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL SUJETO AL PAGO DE IDH,REGALÍAS Y PARTICIPACIONES POR CAMPO

2.2 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL SUJETO AL PAGO DE IDH,

REGALÍAS Y PARTICIPACIONES POR DEPARTAMENTO

2.3 BALANCE DE GAS NATURAL

3. COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL

3.1 MERCADO INTERNO POR SECTOR

3.2 PRECIOS DE GAS NATURAL POR SECTOR

3.3 MERCADO EXTERNO POR MERCADO DE DESTINO

3.4 EVOLUCIÓN DE PRECIOS DE GAS NATURAL AL MERCADOEXTERNO

- PRECIOS DE PETRÓLEO WTI- PRECIOS DE VENTA DE GAS NATURAL AL BRASIL –

CONTRATO GSA- PRECIOS DE VENTA DE GAS NATURAL A LA ARGENTINA –

CONTRATO ENARSA

4. HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

4.1 PRODUCCION CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO YGASOLINA NATURAL

4.2 PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO YGASOLINA NATURAL POR CAMPO

4.3 PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO YGASOLINA NATURAL POR DEPARTAMENTO



4

4.4 VOLÚMENES DE VENTA DE PETRÓLEO A REFINERÍAS

4.5 VOLÚMENES DE CRUDO ELABORADO POR LAS REFINERÍAS

4.6 COMBUSTIBLES LÍQUIDOS OBTENIDOS POR REFINERÍAS

- GASOLINA ESPECIAL- DIESEL OIL- JET FUEL- KEROSENE- GASOLINA PREMIUM

4.7 PRODUCCIÓN DE CRUDO RECONSTITUIDO

4.8 IMPORTACIONES

- DIESEL OIL- GLP

5 COMERCIALIZACIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS

5.1 MERCADO INTERNO POR DEPARTAMENTO

- DIESEL OIL- GASOLINA ESPECIAL- KEROSENE- GASOLINA PREMIUM

5.2 MERCADO EXTERNO

- CRUDO RECONSTITUIDO

6 GAS LICUADO DE PETRÓLEO

6.1 PRODUCCIÓN DE GLP EN PLANTAS6.2 PRODUCCIÓN DE GLP EN REFINERÍAS6.3 PRODUCCIÓN TOTAL DE GLP

7. VENTAS DE GLP AL MERCADO INTERNO POR DEPARTAMENTO

8. IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIÓN

8.1 PAGOS DE YPFB POR CONCEPTO DE IDH, REGALÍAS YPARTICIPACIONES

8.2 REGALÍAS POR DEPARTAMENTO

9. UNIDADES Y FACTORES DE CONVERSIÓN

10. GLOSARIO DE TÉRMINOS



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MES

PRODUCCIÓN BRUTAENERO - MARZO 2010

ENE FEB MAR PROM

GAS NATURAL (MMm3/día) 32,97 39,32 40,12 37,47

PETROLEO, CONDENSADO Y

GASOLINA NATURAL (MBbl/día)

36,82 41,49 42,28 40,20

Nota: La Producción Bruta de Hidrocarburos se refiere a la producción medida en Boca de Pozo. Fuente: Gerencia Nacional de Fiscalización

La producción bruta de gas natural durante el primer trimestre alcanzó un promedio 37,47MMm3/día. Asimismo, la producción bruta de petróleo, condensado y gasolina naturalalcanzó los 40,20 MBbl/día.

La producción bruta de hidrocarburos líquidos en promedio es la misma que la registradael primer trimestre de 2009, sin embargo, la producción bruta promedio de gas natural enel primer trimestre de 2010 se ha incrementado en un 6,8% respecto al promedio delprimer trimestre de 2009.

1. EVOLUCION DE LA PRODUCCIÓN DEHIDROCARBUROS

30,00

32,00

34,00

36,00

38,00

40,00

42,00

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30,00

32,00

34,00

36,00

38,00

40,00

42,00

ENE FEB MAR

M M m 3 / d í a

M B b l / d í a

EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS 2009

GAS NATURAL (MMm3/día) PETROLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL (MBbl/d ía)



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2.1 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL SUJETA AL PAGO DE IDH, REGALÍAS YPARTICIPACIONES POR CAMPO

Fuente: Gerencia Nacional de Fiscalización

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL POR CAMPO SUJETA AL PAGO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES(MMm3/día)

ENERO - MARZO 2010

RESUMEN POR CAMPO

CAMPO ENE FEB MAR PROM. %

SABALO 11,90 13,01 13,03 12,65 35,86%

SAN ALBERTO 7,28 9,50 9,93 8,90 25,24%

VUELTA GRANDE 1,61 2,05 2,05 1,90 5,40%

MARGARITA 1,21 1,91 2,09 1,73 4,92%

BULO BULO 1,26 1,28 1,32 1,29 3,65%

TACOBO 0,71 1,58 1,69 1,32 3,75%

YAPACANÍ 0,99 1,11 1,07 1,06 2,99%RESTO DE LOS

CAMPOS 5,41 6,83 7,00 6,41 18,19%

TOTAL 30,36 37,27 38,17 35,27 100,00%

La producción sujeta al pago de IDH, regalías y participaciones es la producción medidaen punto de fiscalización a la salida de la planta más los volúmenes de producción sujetosa penalidades por quemas. La producción sujeta al pago de IDH, regalías y

2. GAS NATURAL

30,36

37,2738,17

-

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

45,00

ENE FEB MAR

M M m 3

/ d í a

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL POR CAMPO SUJETA AL PAGO DE

IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES

SABALO SAN ALBERTO VUELTA GRANDE

MARGARITA BULO BULO YAPACANÍ

RESTO DE LOS CAMPOS TACOBO TOTAL



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participaciones es menor a la producción bruta mostrada anteriormente debido a que estaúltima es medida en boca de pozo antes de que se separen los componente licuables y serealicen las actividades de uso del gas como combustible en los campos, quema y venteo.

La producción de gas natural en el primer trimestre 2010 alcanzó un promedio de 35,27MMm3/día y en relación al primer trimestre de 2009 se incrementó en 11%. Esta

producción fue entregada en su totalidad a YPFB por las diferentes empresas que operanlos campos bajo contratos de operación, incluyendo YPFB Chaco y YPFB Andina, en lasque nuestra empresa cuenta con participación accionaria.

Los campos con mayor producción fueron Sabalo y San Alberto que representan el35,86% y 25,24% del total de la producción respectivamente. Otros campos que tuvieronuna producción significativa son Margarita y Tacobo, cuya producción representa el 4,92%y el 3,75% respectivamente. Asimismo, la producción del Resto de los Campos, queincluye a campos con volúmenes de producción menores a 0,7 MMm3/día, representa un18,19% del total.



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2.2 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL SUJETA AL PAGO DE IDH, REGALÍAS YPARTICIPACIONES POR DEPARTAMENTO

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL POR CAMPO SUJETA AL PAGO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES(MMm3/día)

ENERO - MARZO 2010

RESUMEN POR DEPARTAMENTO

DEPARTAMENTO ENERO FEBRERO MARZO PROM %

COCHABAMBA 2,08 2,36 2,42 2,29 6,48%

CHUQUISACA 1,62 2,06 2,05 1,91 5,42%

SANTA CRUZ 4,57 6,38 6,61 5,85 16,59%

TARIJA 22,10 26,47 27,09 25,22 71,50%

TOTAL 30,36 37,27 38,17 35,27 100,00%Fuente: Gerencia Nacional de Fiscalización

La producción de gas natural sujeta al pago de IDH, Regalías y Participaciones durante elPrimer Trimestre de 2010 alcanzó un promedio de 35,27 MMm3/día. De los cuatrodepartamentos productores el que tuvo mayor producción fue Tarija alcanzando unpromedio de 25,22 MMm3/día (71,50%), seguido de Santa Cruz que alcanzó unaproducción promedio de 5,85 MMm3/día (16,59%), Cochabamba con una producciónpromedio de 2,29 MMm3/día (6,48%) y Chuquisaca que alcanzó una producción promediode 1,91 MMm3/día (5,42%).

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL SUJETO AL PAGO DE REGALÍAS Y

PARTICIPACIONES POR DEPARTAMENTO ENE - MAR 2010

30,36

37,2738,17

-

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

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ENERO FEBRERO MARZO

M M m 3 / d í a

COCHABAMBA CHUQUISACA SANTA CRUZ TARIJA TOTAL



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El mes de enero de 2010, se registró una producción menor en 1% a la de enero de 2009,sin embargo los meses de febrero y marzo, la producción de 2010 superó a la del 2009 enun 13% y 22 % respectivamente.

2.3 BALANCE DE GAS NATURAL

DESTINO DE LA PRODUCCIÓN TOTAL DE GAS NATURAL (MMm3/día)

ENERO - MARZO 2010

DESTINO ENERO FEBRERO MARZO PROM

ENTREGA A DUCTO 30,15 37,08 37,96 35,06

COMBUSTIBLE 0,72 0,77 0,78 0,76

CONVERTIDO A LIQUIDO 0,43 0,45 0,47 0,45

INYECCIÓN 1,39 0,65 0,53 0,86

QUEMA 0,12 0,12 0,12 0,12

VENTEO 0,16 0,25 0,26 0,22

TOTAL 32,96 39,32 40,12 37,47


Los volúmenes de gas natural entregados a ducto, en promedio fueron mayores a los delprimer trimestre de 2009 en un 11,64%. El gas destinado para uso de combustible y elconvertido a líquido fueron en promedio similares al primer trimestre 2009. El promedio delos volúmenes de gas utilizado para inyección en los pozos fue menor, en un 55,53 %, alutilizado en el primer trimestre de 2009; asimismo, el gas destinado a la quema disminuyóen un 40,60% en relación al primer trimestre de 2009.

Durante el primer trimestre de 2010, del total dela producción de gas natural el 93,6% fue

entregada a ducto con destino al mercado internoy externo para cubrir la demanda de los sectoreseléctrico, industrial, residencial, comercial ytransporte, así como la demanda de losmercados de Brasil y Argentina.

El 2,3% de la producción de gas natural fuedestinada a la inyección en los pozos paraoptimizar la producción y un 2,0% fue destinadoal uso como combustible en las instalaciones delos campos de producción.

Asimismo, los componentes licuables (GLP ygasolina natural) presentes en el gas naturalproducido y separados en las plantas de

separación de los diferentes campos,representaron un 1,2%.

Finalmente un 0,3% fue destinado a la quema yel 0,6% al venteo, ambas operaciones comoconsecuencia, principalmente, de pruebas deproducción, intervención, terminación de pozos ypor razones de seguridad en el funcionamientode las instalaciones del los campos deproducción.



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3.1 MERCADO INTERNO POR SECTOR

* Incluye: industrias descolgadas directamente de la red troncal de transporte, consumidores propios del sectorhidrocarburos como refinerías, estaciones de bombeo y Planta Río Grande y las Estaciones de Servicio de gas natural quetienen contrato directo con YPFB.Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización – Dirección de Gas Natural

Durante el primer trimestre 2010, el Sector Eléctrico muestra el mayor consumo de gasnatural dentro del mercado interno llegando a un consumo promedio de 3,11 MMm3/díarepresentando el 47% del total, le siguen los Sectores Residencial, Comercial, Industrial yde Transporte vehicular que en conjunto tuvieron un consumo promedio 2,98 MMm3/díarepresentando un 45,02 % del total, finalmente, el Sector Consumidores Directos y Otros,tuvo un consumo promedio de 0,53 MMm3/día representado un 7,98% del total. El

promedio general de Consumo del mercado interno fue de 6,62 MMm3

/día.El Sector de mayor consumo fue el Sector Eléctrico y el mes de mayor consumo total fuemarzo. En relación al primer trimestre de 2009, el consumo del Sector Eléctrico fue mayoren un 21%, el consumo del Sector Residencial, Comercial, Industrial y TransporteVehicular fue mayor en un 11% y el consumo directo y otros fue mayor sólo en un 5%.

VOLUMENES COMERCIALIZADOS AL MERCADO INTERNO POR SECTOR A 60ºF (MMm3/día)ENERO - MARZO 2010

SECTOR ENERO FEBRERO MARZO PROM

Eléctrico2,82 2,93 3,58 3,11

Residencial, Comercial, Industrial yTransporte vehicular. 2,92 2,95 3,07 2,98

Consumidores Directos y Otros *0,53 0,53 0,52 0,53

TOTAL 6,28 6,41 7,17 6,62

3. COMERCIAL IZACIÓN DE GAS NATURAL



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3.2 PRECIOS DE GAS NATURAL POR SECTOR

SECTORPrecio

$us/Mpie3

ELÉCTRICO

SISTEMA

INTERCONECTADONACIONAL - SINR.A. SSDHNº 0440/2008

Empresa Eléctrica Guaracachi S.A. 1,3000

Empresa Eléctrica Valle Hermoso S.A. 1,3000

Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A. 1,3000

Compañía Eléctrica Central Bulo Bulo S.A. 1,3000

ENDE Andina S.A.M 1,3000

SISTEMASAISLADOS R.A.SSDH Nº 0450/2008

Empresa Servicios Eléctricos Tarija S.A. 1,0500

Empresa Servicios Eléctricos Tarija S.A. - Bermejo 1,1000

Cooperativa Rural de Eléctrificación Ltda. 1,1100

Cooperativa Rural de Eléctrificación Ltda. - Ipias 1,9768Cooperativa Rural de Eléctrificación Ltda. - PuertoSuárez 1,5485

Gas y Electricidad S.A. 1,0200

Cooperativa Monteagudo 1,1000

Cooperativa Muyupampa 1,1000

RESIDENCIAL,COMERCIAL,INDUSTRIAL Y TRANSPORTEVEHICULAR(REDES DE GAS NATURAL)R.A. SSDH Nº 0605/2005

Empresa Cochabambina de Gas S.A.M. 0,9800

Empresa de Servicio de Gas S.A.M. 0,9800

Empresa Distribuidora de Gas Sucre SAM. 0,9800

Empresa Tarijeña del Gas S.A.M. 0,9800

Cooperativa Monteagudo 0,9800

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos 0,9800

CONSUMIDORESDIRECTOS YOTROS ***

USOCOMBUSTIBLEPARA REFINACIONR.A. SSDHNº 0452/2008

Refinería Oro Negro S.A. 0,9000

Refinería Santa Cruz S.R.L. 0,9000

Refinería Parapetí S.R.L. 1,3100

YPFB Refinación S.A. 1,3100INDUSTRIA MINERA – CALERA R.A.SSDHNº 0452/2008

Compañía Minera Paitití S.A.*

Empresa Minera y Calera Sayari S.A. 1,7000

INDUSTRIAALIMENTICIAR.A. SSDHNº 0452/2008

Gravetal Bolivia S.A.*

Empresa COMASA 1,7000

Montecristo Bolivia S.R.L. ** 1,5000

LAGUNA VOLCÁN S.R.L. 1,7000USOCOMBUSTIBLEPARATRANSPORTER.A. SSDH

Nº 0695/2008

Planta de Compresión Río Grande 1,4208Compañía Logística de Hidrocarburos BolivianaS.A. 1,4208

Transredes S.A. 1,0108GNV D.S. Nº 29510

Carrasco S.R.L 1,7000

Caiguami** 1,5000

(*) Precio Fijo en Punto de Fiscalización (1,29$us/Mpie3 ) y variable en Punto de Entrega.

(**) R.A. SSDH Nº 598/2001(***) Incluye: industrias descolgadas directamente de la red troncal de transporte, consumidores propios del sectorhidrocarburos como refinerías, estaciones de bombeo y Planta Río Grande y las Estaciones de Servicio de gasnatural que tienen contrato directo con YPFB.Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización – Dirección de Gas Natural



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M M m 3 / d í a

VOLÚMENES DIARIOS DE EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL

ENERO - MARZO 2010

BRASIL ARGENTINA

ENERO FEBRERO MARZO

Los precios del gas natural dentro del mercado interno fluctúan entre un máximo de1,9768 $us/Mpie3 y 0,9 $us/Mpie3, en función al sector de destino y la normativa empleadaen cada caso, siendo el Sector Eléctrico aquel en el que se aplican los mayores precios yel Sector Consumidores Directos y Otros aquel en el que se aplican los menores precios.

El precio del gas natural para el Sector Eléctrico en el punto de entrega, al ingreso de laplanta termoeléctrica, es igual a 1,30 $us/Mpie3 para generadoras pertenecientes alSistema Interconectado Nacional y varía entre 1,0200 y 1,9768 $us/Mpie3 parageneradoras pertenecientes al Sistema Aislado.

El precio del gas natural que es entregado a las empresas distribuidoras en Puerta deCiudad (city gate), el cual va con destino a los Sectores Residencial, Comercial, Industrialy Transporte Vehicular, es de 0,98 $us/Mpie3.

El precio del gas natural en Punto de Fiscalización para los Consumidores Directos quesuscriben Contratos de Comercialización con YPFB, con posterioridad a la fecha de

publicación del Decreto Supremo No. 29510 de 9 de abril de 2008, es de 1,29 $us/Mpie3. Asimismo, los precios de gas natural para consumo propio del sector hidrocarburos comocombustible en transporte varían entre 1,0108420 $us/Mpie3 y 1,420842 $us/Mpie3 y parael uso como combustible en refinación varían entre 0,9 $us/Mpie3 y 1,3100 $us/Mpie3.

3.3 MERCADO EXTERNO POR MERCADO DE DESTINO



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VOLÚMENES DIARIOS DE EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL (MMm3/día)

DIA

VOLUMENES DE GAS NATURAL EXPORTADOSAL BRASIL CONTRATO GSA* A 68ºf

VOLUMENES DE GAS NATURAL EXPORTADOS AARGENTINA

CONTRATO YPFB- ENARSA a 60ºF

ENERO FEBRERO MARZO ENERO FEBRERO MARZO

1 16,21 25,98 23,92 0,86 6,26 4,53

2 16,11 28,95 23,15 0,86 3,73 4,88

3 16,10 30,82 22,18 0,86 3,32 5,32

4 18,40 31,53 24,31 0,87 2,24 5,32

5 20,09 29,88 25,17 1,15 1,17 6,62

6 25,10 26,13 25,15 1,28 1,27 7,70

7 23,95 29,14 25,17 1,10 1,37 7,65

8 23,11 29,75 23,98 1,13 2,53 7,73

9 19,50 28,14 23,74 1,19 4,25 7,03

10 19,08 28,16 24,64 1,20 5,43 6,92

11 22,00 28,15 28,51 1,13 4,70 4,90

12 21,08 26,15 31,43 1,09 6,05 2,31

13 24,09 23,32 28,90 1,09 5,32 4,20

14 25,08 22,13 28,02 1,09 5,32 5,55

15 23,10 22,13 26,17 4,05 5,32 4,05

16 21,13 22,72 26,15 4,13 5,34 4,02

17 22,08 23,75 23,15 4,12 4,29 4,02

18 24,14 26,11 23,22 4,11 3,27 4,03

19 23,15 25,16 23,19 1,03 5,37 6,02

20 23,16 21,18 24,18 0,89 5,44 6,04

21 23,14 19,13 24,15 0,89 5,45 6,03

22 22,14 25,47 25,94 0,99 5,45 5,15

23 21,12 31,34 27,11 2,02 4,01 4,07

24 20,12 31,46 27,21 2,02 2,41 4,62

25 20,55 31,30 27,01 3,64 1,89 5,19

26 19,54 25,34 27,14 5,47 4,42 4,04

27 19,15 21,77 26,14 6,38 3,32 4,04

28 21,11 22,39 26,14 5,30 3,30 6,02

29 23,14 - 24,38 6,34 - 4,03

30 21,25 - 24,12 6,17 - 4,04

31 19,10 - 22,95 6,16 - 6,11

PROM 21,19 26,34 25,38 2,54 4,01 5,23

*Volúmenes entregados en Mutún*Volúmenes entregados en Yacuiba y MadrejonesNota: No incluye gas combustibleFuente: Gerencia Nacional de Comercialización – Dirección de Gas Natural

La tendencia de los volúmenes exportados al mercado del Brasil fue creciente, mostrandoun incremento de 20 % entre el mes de enero y el mes de marzo. Los volúmenes másbajos se registraron durante los primeros tres días de enero y tuvieron un promedio de



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16,14 MMm3/día, asimismo, los volúmenes pico de 31,53 MMm3/día y 31,46 MMm3/día seregistraron los días 4 y 24 de febrero.

Asimismo, la tendencia de los volúmenes exportados al Mercado de Argentina fuecreciente, con un incremento del 106% entre el mes de enero y el mes de marzo. Losvolúmenes más bajos se registraron los tres primeros días del mes de enero y fueron de

0,86 MMm3/día, asimismo, los volúmenes pico se registraron entre el 5 y el 10 de marzo yestuvieron en un rango de 6,62 MMm3/día y 7,73 MMm3/día.

VOLUMENES COMERCIALIZADOS AL MERCADO DE EXPORTACIÓN A 60ºF (MMm3/día)ENERO - MARZO 2010

MERCADO DE DESTINO ENERO FEBRERO MARZO PROM

ARGENTINA * (Contrato YPFB - ENARSA) 2,54 4,01 5,23 3,93

BRASIL ** (ContratoGSA) 21,19 26,34 25,38 24,30

TOTAL 23,73 30,35 30,61 28,23

* Volúmenes a 60ºF Base Seca

**Volúmenes a 68ºF Base Saturada.Nota: Incluye gas combustibleFuente: Gerencia Nacional de Comercialización – Dirección de Gas Natural

Los volúmenes de gas natural enviados al Brasil durante el primer trimestre de 2010fueron mayores en comparación al primer trimestre de 2009 en un 20%, alcanzándose elmayor valor promedio mensual del primer trimestre en el mes de febrero con 26,34MMm3/día, siendo este volumen muy cercano a los volúmenes máximos de 27,16MMm3/día y 27,61 MMm3/día registrados en 2009 durante la época de mayor demanda



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que abarca los meses secos de mayo a julio en los que la generación de hidroelectricidaddisminuye y la generación de termoelectricidad en base a gas natural aumenta.

Los volúmenes de gas natural enviados a la Argentina durante el primer trimestre de 2010fueron menores en comparación al primer trimestre de 2009 en los meses de enero yfebrero, siendo el volumen enviado en marzo de 2010 prácticamente el mismo que el

enviado en marzo de 2009.

El contrato de compra venta de gas natural entre YPFB y Energía Argentina S.A. fuesuscrito en 2006 con una duración de 20 años a partir del 1º de enero de 2007 hasta el2027, en él se tenía previsto el envío de gas natural a la Argentina, con un volumen inicialde 7,7 MMm3/ día durante los tres primeros años, con posibilidad de ampliarse en funciónde las ampliaciones de gasoductos en ambos países hasta alcanzar 27,7 MMm3/día,manteniendo este nivel hasta la finalización del Contrato. Durante los tres primeros añosde vigencia de este contrato, los volúmenes enviados por YPFB y requeridos por Enarsano alcanzaron los establecidos inicialmente, este aspecto, además de otros, hicieron queel 26 de marzo del presente año se suscriba la primera Adenda a este Contrato, la cualestablece volúmenes mínimos de recepción y entrega de forma obligatoria y garantías

comerciales entre otros, a partir del 1º de mayo de 2010.

El contrato de compra venta de gas natural suscrito por YPFB – Petrobras en 1996, tieneuna duración de 20 años a partir de 1999 hasta 2019. Este contrato inicialmenteestablecía el envío de 16MMm3/día de gas natural, sin embargo, después de la firma dedos Adendas se llegó a establecer el máximo volumen contractual de venta de 30,08MMm3/día que actualmente se encuentra en vigencia. Asimismo, desde los inicios delcontrato se estableció un poder calorífico base saturada que no sea menor a 1.034BTU/pie3, sin embargo fue recién el 2007 que se firmó el “Acta de Brasilia” y se determinóla fórmula para el pago, a precios internacionales, de las fracciones de líquidos contenidosen los volúmenes de exportación. El pago correspondiente a la gestión 2007, por loscomponentes licuables contenidos en la corriente de exportación al Brasil por encima de

un poder calorífico de 1.000 BTU/pie3

, aplicables a partir del 2 de mayo de 2007, se hizoefectivo durante la gestión 2009.



16

3.4 EVOLUC IÓN DE PRECIOS DE GAS NATURA L AL MERCADO EXTERNO

WTI PROMEDIO MENSUAL ($us / Bbl)

AÑO MESWTI PROMEDIO

MENSUAL ($us/Bbl)

2009

ENE 41,75FEB 39,16

MAR 48,00

ABR 48,38

MAY 59,12

JUN 69,68

JUL 64,10

AGO 71,05

SEP 69,41

OCT 75,73

NOV 78,05

DIC 74,40

2010

ENE 78,33

FEB 76,39MAR 81,20

Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización

El primer trimestre de 2010, en promedio, los valores del precio WTI superaron a los delprimer trimestre 2009 en un 83%. En 2009 el valor promedio del WTI para el primertrimestre fue de 42,97 $us/Bbl y el promedio del primer trimestre 2010 es de 78,64$us/Bbl, valor superior al valor máximo alcanzado por el WTI en 2009 que fue de 78,05$us/Bbl el mes de noviembre.

Los precios de venta de gas natural al mercado externo tienen una alta relación con elcomportamiento de los precios del crudo WTI correspondientes a un trimestre anterior.



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PRECIO PONDERADO DE VENTA DE GAS NATURAL AL BRASIL - CONTRATO GSA($US/MMBtu)

AÑO TRIM MESPRECIOQDCB

PRECIOQDCA

PRECIO*($US/

MMBtu)

2009

I

ENE

5,44 6,52

5,66

FEB 5,65MAR 5,64

II

ABR

4,29 5,154,48

MAY 4,62JUN 4,63

III

JUL

4,34 5,214,62

AGO 4,57SEP 4,53

IV

OCT

4,83 5,795,10

NOV 5,05DIC 5,02

PROM. ARITM TICO 4,72 5,67 4,96

2010 I

ENE

5,35 6,39

5,59

FEB 5,74MAR 5,71(*) Precio ponderado por volúmenesFuente: Gerencia Nacional de Comercialización

Los precios de exportación de gas natural al Brasil, conforme a lo estipulado en elcontrato suscrito, son calculados y aplicados de forma trimestral. El promedio aritméticode 5,68$us/Btu alcanzado en el primer trimestre de 2010 es cercano al promedio de 5,65$us /MMBtu alcanzado en el primer trimestre de 2009.

PRECIO DE VENTA DE GAS NATURAL A LA ARGENTINA - CONTRATO ENARSA($US/MMBtu)

AÑO MES PRECIO($US/MMBtu)

2009

ENE 7,84FEB 7,84MAR 7,84ABR 4,58MAY 4,58JUN 4,58JUL 4,92AGO 4,92SEP 4,92OCT 6,16NOV 6,16DIC 6,16

PROMEDIOARITMÉTICO 5,88

2010

ENE 6,99FEB 6,99MAR 6,99

Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización

Los precios de exportación de gas natural a la Argentina, conforme a lo estipulado en elcontrato suscrito, son calculados y aplicados de forma trimestral. El precio para el primertrimestre de 2010 es 6,99 $us/MMBtu, menor al registrado en el primer trimestre de 2009.



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4.1 PRODUCCION CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINANATURAL

PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINANATURAL (MBbl/día)

ENERO - MARZO 2010

ENE FEB MAR PROM %

PETRÓLEO 5,78 4,89 4,93 5,20 13,0%

CONDENSADO 24,05 28,65 29,09 27,26 68,4%

GASOLINA NATURAL 6,67 7,62 7,93 7,41 18,6%

TOTAL 36,50 41,16 41,96 39,88 100,0%


La producción certificada de petróleo, condensado y gasolina natural es aquellaproducción medida en el punto de fiscalización de los campos. La producción certificadade condensado que, al primer trimestre representa el 68,4% del total y la producción degasolina natural que representa el 18,6% del total, se encuentran asociadas a laproducción de gas natural, por tanto, al igual que esta última, tanto la producción decondensado como la producción de gasolina natural alcanzan su valor más alto en el mes

de marzo.

El mes de enero la producción total de hidrocarburos líquidos es menor en relación a laproducción de enero de 2009 debido específicamente a que la producción de condensadofue menor. El mes de febrero, la producción total de hidrocarburos líquidos alcanza losvalores de la gestión 2009 y en marzo dicha producción supera en un 6% a la producciónde marzo 2009.

4. HIDROCARBUROS LÍQUIDOS



19

4.2 PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINANATURA L POR CAMPO (MB bl/día)

PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL POR CAMPO(MBbl/día)

ENERO - MARZO 2010

CAMPO ENE FEB MAR PROM %

ESCONDIDO * 0,65 0,58 0,51 0,58 1,5%

BULO BULO * 1,59 1,61 1,64 1,61 4,0%

CARRASCO FW * 0,71 0,67 0,64 0,67 1,7%

VUELTA GRANDE * 1,16 1,13 1,12 1,14 2,9%

SABALO * 13,77 14,99 15,04 14,60 36,6%

SAN ALBERTO * 6,39 8,23 8,60 7,74 19,4%

MARGARITA * 2,19 3,51 3,81 3,17 7,9%

PALOMA ** 0,73 0,80 0,82 0,78 2,0%

SURUBI ** 1,11 1,07 1,05 1,08 2,7%

SURUBI NOROESTE ** 1,57 1,44 1,46 1,49 3,7%

OTROS CAMPOS *** 6,63 7,14 7,26 7,01 17,6%

TOTAL 36,50 41,16 41,96 39,88 100,0%Fuente: Gerencia Nacional de Fiscalización* Campos Gasíferos con producción de condensado.** Campos petrolíferos.*** Campos con una producción total trimestral menor a 50.000 Bbl.

Los campos que aportan más a la producción total de hidrocarburos líquidos son Sábalo ySan Alberto, campos gasíferos que producen condensado asociado al gas natural, laproducción de condensado de estos campos representa el 56% de la producción total dehidrocarburos líquidos.



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4.3 PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINANATURA L POR DEPARTAMENTO (MBb l/día)

PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS SUJETA AL PAGO DE IDH, REGALÍAS YPARTICIPACIONES POR DEPARTAMENTO (MBbl/día)

ENERO - MARZO 2010

DEPARTAMENTO ENERO FEBRERO MARZO PROMEDIO %COCHABAMBA 7,16 6,90 6,83 6,96 17,5%

CHUQUISACA 1,28 1,25 1,25 1,26 3,2%

SANTA CRUZ 4,12 4,52 4,71 4,45 11,2%

TARIJA 23,95 28,49 29,18 27,21 68,2%

TOTAL 36,50 41,16 41,96 39,88 100,0%Fuente: Gerencia Nacional de Fiscalización

El departamento con mayor producción de hidrocarburos líquidos es Tarija, que durante elprimer trimestre de 2010 ha incrementado su participación dentro del total de laproducción de hidrocarburos líquidos en un 6% respecto al primer trimestre de 2009.

4.4 VOLÚMENES DE VENTA DE PETRÓLEO A REFINERÍAS (MBbl /día)



21

REFINERÍA TITULAR OPERADOR MEDIO

VOL [MBbl/día]

ENERO FEBRERO MARZO PROM %

GUALBERTOVILLARROEL

YPFB ANDINA S.A. DUCTOS 1,50 1,12 1,33

23,72 62,4%

YPFB CHACO S.A. DUCTOS 3,09 3,19 3,08

REPSOL YPF E&P DUCTOS 4,27 4,77 4,35

PETROBRAS BOLIVIA S.A. DUCTOS 12,38 14,35 13,55

PETROBRAS ENERGÍA S.A. DUCTOS 0,51 0,45 0,44

BG BOLIVIA CORPORATION DUCTOS 0,76 0,81 0,73

VINTAGE PETROLEUM DUCTOS 0,04 0,09 0,08

PLUSPETROL (BMJ) CISTERNA/DUCTO 0,13 0,11 0,03

Total YPFB REFINACIÓN S.A. 22,68 24,89 23,58

GUILLERMO

ELDER BELL


11,59 30,5%






VINTAGE PETROLEUM DUCTOS 0,02 0,04 0,03

PLUSPETROL (BMJ) CISTERNA/DUCTO 0,06 0,08 0,07

Total Guillermo Elder Bell 10,75 12,94 11,09

ORO NEGRO


2,68 7,0%







MATPETROL S.A. CISTERNA 0,09 0,09 0,08

PLUSPETROL BOLIVIACORPORATION

CISTERNA 0,05 0,16 0,18

PLUSPETROL BOLIVIACORPORATION

CISTERNA 0,10 0,09 0,09

DONGWON CISTERNA 0,00 0,00 0,00

YPFB CHACO S.A. CISTERNA 0,02 0,02 0,01

VINTAGE PETROLEUM CISTERNA 0,04 0,00 0,22

Total ORO NEGRO 2,50 2,83 2,70

PARAPETIYPFB ANDINA S.A. CISTERNA 0,00 0,00 0,00

0,03 0,1%REPSOL YPF E&P CISTERNA 0,02 0,02 0,04Total PARAPETI 0,02 0,02 0,04

TOTAL 25,21 27,73 26,32 38,01 100,0%

Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización – Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos

Los volúmenes de venta de petróleo por parte de YPFB a refinerías, consideran losvolúmenes producidos más los saldos en campos y/o menos las mermas en el sistema detransporte. El primer trimestre de 2010 el 92,9% del volumen de petróleo vendido a



22

refinerías fue con destino a las dos refinerías de mayor capacidad, ambas pertenecientesa YPFB Refinación. La venta de petróleo a las refinerías pequeñas representó el restante7,1%, siendo Oro Negro la refinería a la que se le vendió la mayor parte de esteporcentaje principalmente debido a que su producción se centra en productos comogasolina, diesel oil y GLP que son de alta demanda en el mercado interno y cuenta conuna capacidad de refinación relativamente mayor a las otras refinerías más pequeñas.

4.5 VOLÚMENES DE CRUDO ELABORADO POR LAS REFINERÍAS (Bbl /día)

REFINERÍA ENE FEB MAR PROM %

GUALBERTOVILLARROEL 24.636,38 25.187,93 25.464,36 25.096,22 64,6%

GUILLERMO ELDERBELL 9.385,21 11.680,23 12.208,57 11.091,34 28,6%

SANTA CRUZ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,0%

ORO NEGRO 2.548,36 2.635,64 2.675,67 2.619,89 6,7%

PARAPETÍ 28,48 22,07 28,53 26,36 0,1%

TOTAL 36.598,42 39.525,87 40.377,13 38.833,81 100,0%

Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización – Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos, Agencia Nacional deHidrocarburos

Los volúmenes de crudo elaborado por las refinerías incluyen el crudo comprado a YPFBmás sus saldos en tanques y pueden diferir bastante de los volúmenes de petróleocomprados en función a sus programaciones de producción en el mes.

4.6 COMBUSTIBLES LÍQUIDOS OBTENIDOS POR REFINERÍAS

- GASOL INA ESPECIAL (B bl /día)

REFINERÍA ENERO FEBRERO MARZO PROMEDIO %

GUALBERTO VILLARROEL 9.890 9.466 8.955 9.437 68,5%

GUILLERMO ELDER BELL 2.767 3.818 3.521 3.369 24,5%

ORO NEGRO 1.008 961 923 964 7,0%

TOTAL 13.664 14.245 13.399 13.770 100,0%Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización – Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos, Agencia Nacional de

Hidrocarburos

La gasolina especial es el combustible de mayor producción, las refinerías de YPFBRefinación produjeron el primer trimestre de 2010 el 93% de este combustible. La refineríaOro Negro fue la única refinería pequeña que produjo gasolina especial, representandoesta producción el 7% del total.



23

- DIESEL OIL (Bb l/día)


GUALBERTO VILLARROEL 5.840 6.317 6.062 6.073 62, 9%


SANTA CRUZ 0 0 0 0 0,00%ORO NEGRO 907 998 971 959 9,9%

PARAPETÍ 23 18 23 21 0,2%

TOTAL 9.137 10.094 9.740 9.657 100,0%Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización – Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos, Agencia Nacional deHidrocarburos

El diesel oil es el segundo combustible de mayor producción de las refinerías después dela gasolina especial, el 89,9 % de la producción de este combustible se realizó en lasRefinerías de YPFB Refinación y el restante 10,1 % en las demás refinerías.

- JET FUEL (Bbl /día)



GUILLERMO ELDER BELL 978 1.456 1.688 1.374 41,8%

TOTAL 2.666 3.533 3.672 3.291 100,0%Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización – Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos, Agencia Nacional deHidrocarburos

El Jet Fuel es el tercer combustible más producido, su producción es exclusiva de lasrefinerías de YPFB Refinación. El primer trimestre de 2010 la producción de estasrefinerías fue en una proporción de 58,2% la Refinería Gualberto Villarroel y 41,8% laRefinería Guillermo Elder Bell. En relación al primer trimestre de 2009, en los meses de

febrero y marzo se produjeron mayores volúmenes, los que hicieron que la producción delprimer trimestre de este año supere en un 15 % a la producción del primer trimestre de2009, incremento que se debe principalmente a que la Refinería Gualberto Villarroelincrementó su producción de Jet Fuel en un 63% con relación al primer trimestre de 2009.

- KEROSENE (Bb l/día)


GUALBERTO VILLARROEL 272 329 403 335 93,2%

GUILLERMO ELDER BELL 20 23 30 24 6,8%

TOTAL 293 352 433 359 100,0%Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización – Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos, Agencia Nacional de

Hidrocarburos

- GASOL INA PREMIUM (Bb l/día)


GUILLERMO ELDER BELL 99 0 110 70 100,0%

TOTAL 99 0 110 70 100,0%Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización – Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos, Agencia Nacional deHidrocarburos



24

El Kerosene y la Gasolina Premium son combustibles de menor producción y sonexclusivamente producidos por las refinerías de YPFB Refinación. Durante el primertrimestre de 2010, la Refinería Gualberto Villarroel produjo el 93,2% del Kerosene y laRefinería Guillermo Elder Bell produjo el 6,8% del Kerosene y el 100% de la GasolinaPremium.

En relación al primer trimestre de 2009, la producción de Kerosene fue mayor en un 6% yde Gasolina Premium fue mayor en un 93 %, la refinería que incrementó sustancialmentela producción de ambos productos fue la Refinería Guillermo Elder Bell.

4.7 PRODUCCIÓN DE CRUDO RECONSTITUIDO (Bb l)




ORO NEGRO 11.513 9.028 13.222 11.255 7,1%

TOTAL 134.526 141.860 196.062 157.483 100,0%


La producción de crudo reconstituido es destinada al mercado externo. Durante el primertrimestre de 2010 el 93% fue producido por las refinerías de YPFB Refinación. En relaciónal primer trimestre de 2009, la producción más baja de Crudo Reconstituido se registra enel mes de enero, siendo la producción en febrero y marzo similar a la producción de estosmismos meses en 2009.

4.8 IMPORTACIONES

PRODUCTOENE FEB MAR PROMEDIO

GLP (Tm/ día) 21,95 45,71 60,43 42,70

Diesel Oil (Bbl)357362,63 422.074,12 246.557,25 341.998,00

Fuente: Gerente Nacional de Comercialización – Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos

Las importaciones de GLP fueron en incremento del mes de enero al mes de marzo,siendo 42,70 Tm/día el promedio de volúmenes importados durante el primer trimestre.

Las importaciones de Diesel Oil durante el primer trimestre de 2010 alcanzaron unpromedio de 341.998 Bbl/día. El mes de enero las importaciones de Diesel Oil en estagestión fueron menores en relación a la gestión 2009, sin embargo, los meses de febreroy marzo las importaciones se incrementaron respecto 2009. Los volúmenes importados deeste combustible representaron el primer trimestre de 2010 aproximadamente el 53% delas ventas totales al mercado interno.



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Los precios de importación para los diferentes combustibles varían en función al preciointernacional del petróleo, punto de entrega, tipo de producto, medio de transporte y costode flete.

PRECIO PROMEDIO DE IMPORTACIÓN DE DIESEL OIL ($us/m3)

PROVEEDOR ENE FEB MAR PROM

PDVSA ORIENTE 609,69 562,69 591,69 588,02

PDVSA SUR 583,81 588,78 607,95 593,51

PDVSA OCCIDENTE - ILO 621,17 573,54 595,48 596,73

PDVSA OCCIDENTE - ARICA 641,73 569,02 --- 605,38

Nota: Los datos corresponden al precio promedio de los volúmenes facturados en el mesFuente: Gerencia Nacional de Comercialización – Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos

540.00

560.00

580.00

600.00

620.00

640.00

660.00

ENE FEB MAR

$ U S / m 3

PRECIOS PROMEDIO

IMPORTACIÓN DE DIESEL OIL

ENERO - JUNIO 2010

PDVSA ORIENTE PDVSA SUR PDVSA OCCIDENTE - ILO PDVSA OCCIDENTE - ARICA



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PRECIO PROMEDIO DE IMPORTACIÓN DE GLP ($us/TM)

PROVEEDOR ENE FEB MAR PROM

ENARSA 642,86 702,88 709,15 684,96

REFINOR 675,24 --- --- 675,24

YPF - LA PLATA --- 730,00 767,92 748,96

620.00

640.00

660.00

680.00

700.00

720.00

740.00

760.00

780.00

800.00

ENE FEB MAR

$ u s / T M

PRECIOS PROMEDIO

IMPORTACIÓN DE GLP

ENERO - JUNIO 2010

ENARSA REFINOR YPF - LA PLATA REPSOL PERÚ



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5.1 MERCADO INTERNO POR DEPARTAMENTO

- DIESEL O IL (NACIONAL + IMPORTADO) (Bbl/día)

DEPARTAMENTO ENERO FEBRERO MARZO PROMEDIO %

LA PAZ 3.140 3.362 3.476 3.326 17%

SANTA CRUZ 6.027 6.861 9.112 7.333 38%COCHABAMBA 3.352 3.411 3.414 3.392 17%

CHUQUISACA 791 803 857 817 4%

TARIJA 1.310 1.304 1.434 1.349 7%

ORURO 1.307 1.346 1.412 1.355 7%

POTOSI 1.234 1.233 1.343 1.270 7%

BENI 437 491 573 501 3%PANDO 132 140 145 139 1%

TOTAL NACIONAL 17.732 18.952 21.766 19.483 100%Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización – Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos

El Diesel Oil es el combustible de mayor demanda en el mercado interno, durante esteprimer trimestre de 2010, se comercializó un promedio de 19,483 Bbl/día. Lacomercialización de este combustible se centralizó mayormente en los departamentos deSanta Cruz en un 38%, La Paz en un 17% y Cochabamba en un 17%, representandoestos departamentos el 72% del consumo total de este combustible. En relación al primertrimestre de 2009, los volúmenes comercializados de este combustible fueron superioresen un 7%.

- GASOL INA ESPEC IAL (Bbl /día)


LA PAZ 4.754 5.110 5.194 5.020 30%

SANTA CRUZ 4.421 5.164 5.731 5.106 31%

COCHABAMBA 2.575 2.781 2.816 2.724 16%

CHUQUISACA 482 504 490 492 3%TARIJA 712 761 727 733 4%

ORURO 886 943 891 907 5%

POTOSI 806 840 816 821 5%

BENI 579 623 656 619 4%

PANDO 178 179 162 173 1%

TOTAL NACIONAL 15.395 16.905 17.484 16.595 100%Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización – Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos

La gasolina especial es el segundo combustible de mayor consumo en el mercadointerno, durante este primer trimestre se comercializaron un promedio de 16.595 Bbl/díade este combustible. El mayor consumo se dio en los departamentos de Santa Cruz con

5. COMERCIAL IZACIÓN DEHIDROCARBUROS LÍQUIDOS



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31%, La Paz con 30%, y Cochabamba con 16% del total representando el consumo deestos tres departamentos aproximadamente el 77% del consumo total. Los volúmenescomercializados en este primer trimestre superaron a los del primer trimestre de 2009 enun 13%.

- KEROSEN (B b l/día)


LA PAZ 35 32 34 34 28%

SANTA CRUZ 29 29 23 27 23%

COCHABAMBA 8 6 7 7 6%

CHUQUISACA 2 2 5 3 3%

TARIJA 4 2 5 4 3%ORURO 20 16 16 17 15%POTOSI 29 20 22 24 20%

BENI 2 1 4 2 2%

PANDO 1 0 0 0 0%

TOTAL NACIONAL 129 109 117 118 100%Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización – Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos

Las ventas de kerosene durante el primer trimestre de 2010 alcanzaron un promediomensual de 118 Bbl/día, los departamentos de mayor consumo de este combustiblefueron La Paz, Santa Cruz y Potosí. Los volúmenes comercializados de kerosenesuperaron a los volúmenes comercializados en 2010 en un 106%.

- GASOL INA PREMIUM (Bb l/día)


LA PAZ 8 9 4 7 12%

SANTA CRUZ 47 43 48 46 80%

COCHABAMBA 2 4 1 2 4%

CHUQUISACA 0 0 0 0 0%

TARIJA 2 2 2 2 4%

TOTAL NACIONAL 59 58 55 57 100%Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización – Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos

Durante el primer trimestre de 2010 se comercializó un promedio de 57 Bbl/día deGasolina Premium. Este combustible fue comercializado en un 80% en el departamento

de Santa Cruz, 12% en La Paz, 4% en Cochabamba y 4% en Tarija.

En los departamentos de Oruro, Potosí, Beni y Pando no se comercializa este producto.

En relación al primer trimestre de 2009, el volumen comercializado fue en promedio elmismo.



29

5.2 MERCADO EXTERNO

- CRUDO RECONSTITUIDO (Bb l)

PRODUCTO ENE FEB MAR TOTAL

CRUDORECONSTITUIDO --- 269.386 --- 269.386

Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización – Dirección Nacional de Combustibles Líquidos

El crudo reconstituido exportado en el mes de febrero incluye la producción del mes deenero hasta mediados de febrero más los saldos correspondientes a la gestión 2009. Enrelación al primer trimestre de 2009, el volumen exportado se redujo en un 16%.

El precio FOB en Arica de crudo reconstituido para su venta al mercado externo esdeterminado mediante una fórmula asociada al precio de petróleo WTI promedio de los 5días posteriores a la fecha de emisión del conocimiento de embarque menos undescuento que es definido y aprobado entre las partes. El tiempo entre un embarque yotro es variable de acuerdo al volumen almacenado.



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6.1 PRODUCCIÓN DE GLP EN PLANTAS (Tm /día)

PLANTA OPERADOR ENE FEB MAR PROMEDIO %

RÍO GRANDE YPFB ANDINA 253,15 268,63 261,05 260,95 37,4%

CARRASCO YPFB CHACO

177,41 184,84 190,73 184,33 26,4%

VUELTA GRANDE 168,96 168,89 170,29 169,38 24,3%

COLPA PESA 29,47 27,68 27,78 28,31 4,1%

PALOMA REPSOL YPF 56,89 50,33 55,98 54,40 7,8%

TOTAL 685,89 700,36 705,83 697,36 100,0%


La producción de GLP en Plantas, durante el primer trimestre, fue en promedio 697,36Bbl/día, siendo el 50,7% de esta producción proveniente de los campos de YPFB Chaco,el 37,4% de los campos operados por YPFB Andina, el 7,8% de los campos operados porRepsol YPF y el 4,1% de los campos operados por PESA. Esta producción es tambiénsujeta a fiscalización para el pago de regalías.

6.2 PRODUCCIÓN DE GLP EN REFINERÍAS (Tm /día)

REFINERÍA ENE FEB MAR PROMEDIO %

GUALBERTO VILLARROEL 161,98 180,25 183,14 175,12 75,8%

GUILLERMO ELDER BELL 37,08 45,92 48,15 43,72 18,9%

ORO NEGRO 12,55 12,19 11,73 12,16 5,3%

TOTAL 211,61 238,36 243,02 231,00 100,0%


La producción de GLP en refinerías es mucho menor a la producida en plantas, enrelación al primer trimestre de 2009, esta producción se incrementó en un 11%.

Durante el primer trimestre de 2010, YPFB Refinación produjo el 94,7% de los volúmenesde GLP de refinerías, el 75,8% fue producido en Gualberto Villarroel y el 18,9% enGuillermo Elder Bell.

6. GAS LICUADO DE PETRÓLEO



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6.3 PRODUCCIÓN TOTAL DE GLP (Tm /día)

ENE FEB MAR PROMEDIO %

PLANTAS 685,89 700,36 705,83 697,36 75,1%

REFINERÍAS 211,61 238,36 243,02 231,00 24,9%

TOTAL 897,50 938,72 948,86 928,36 100,0%


La producción de GLP en Plantas representa el 75,1% del total y la producción de GLP enrefinerías representa el 24,9%. En relación al primer trimestre de 2009, la producciónpromedio total se incrementó en 1,6% siendo que la producción de GLP en plantasdisminuyó sólo en un 1,1% y la producción de GLP en refinerías se incrementó en un10,8%.



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7.1 VENTAS DE GLP AL MERCADO INTERNO POR DEPARTAMENTO (Tm/día)(CONSIDERA SOLO VENTAS EFECTUADAS POR YPFB)

DEPTO ENE FEB MAR PROM %

LA PAZ 279,40 321,39 339,22 313,34 39,22%

SANTA CRUZ 107,58 117,45 123,03 116,02 14,52%

COCHABAMBA 129,89 143,42 140,82 138,04 17,28%

CHUQUISACA 45,60 50,18 53,23 49,67 6,22%

TARIJA 49,07 51,75 52,06 50,96 6,38%

ORURO 53,81 59,97 59,32 57,70 7,22%

POTOSI 46,67 48,56 54,79 50,01 6,26%

BENI 20,10 18,48 21,37 19,98 2,50%

PANDO 2,79 3,14 3,46 3,13 0,39%

TOTAL 734,91 814,34 847,30 798,85 100,00%


Los volúmenes de venta de GLP en el primer trimestre 2010, se centraron en losdepartamentos de La Paz, Cochabamba y Santa Cruz. Las ventas al departamento de LaPaz representaron el 39,2% del total, a Cochabamba el 17,3% y a Santa Cruz el 14,5%.Las ventas de GLP durante el mes de enero fueron menores a las registradas en enero de2009, sin embargo las ventas durante los meses de febrero y marzo se incrementaronrespecto a las registradas en 2009 en un 7,5% y 3,3% respectivamente.

7. COMERCIAL IZACIÓN DE GAS LICUADO DEPETRÓLEO



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8.1 PAGOS DE YPFB POR CONCEPTO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES

PAGOS DE YPFB POR CONCEPTO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES (MM$us)ENERO - MARZO 2010

CONCEPTO ENE FEB MAR TOTAL

IDH (32%) 65,68 57,67 56,46 179,82

REGALÍA DEPARTAMENTAL DEL 11% 22,58 22,58 19,83 64,98

REGALÍA NACIONALCOMPENSATORIA DEL 1% 2,05 2,05 1,80 5,91

PARTICIPACIÓN TGN 6% 12,31 12,31 10,81 35,44

TOTAL 102,63 94,62 88,90 286,15

Nota: Los pagos realizados en enero, febrero y marzo de 2010, corresponden a la producción de octubre,noviembre y diciembre de 2009 respectivamente.

Fuente: Gerencia Nacional de Programas de Trabajo

De acuerdo al D.S. Nº 29528 se establece el pago mensual de IDH, dentro de los 90 díasde finalizado el mes de producción consolidando al efecto el total de las operacionesrealizadas durante el mes objeto de liquidación, pudiendo la Administración Tributariaprorrogar el plazo señalado, mediante Resolución Administrativa en casos excepcionalesen el marco de la Ley Nº 2492. Asimismo, se establece el pago de Regalías yParticipación al Tesoro General de la Nación dentro de los 90 días de finalizado el mes deproducción sobre la base de los montos determinados en el último Informe de Liquidación

8. IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIÓN



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de Regalías y Participación al Tesoro General de la Nación emitido de manera oficial porel Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

8.2 REGALÍAS POR DEPARTAMENTO

REGALÍAS POR DEPARTAMENTO (MM$us)

ENERO - MARZO 2010

MESRegalía Departamental del 11% Total Regalía

Dptal. del 11%

Regalía NacionalCompensatoria del 1%

Total RegalíaCompensatoria

del 1%TOTAL

CBBA CHUQ STA. CRUZ TJA (**) BENI PANDO

ENE (*) 2,26 0,93 3,47 15,92 22,58 1,37 0,68 2,05 24,63

FEB (*) 2,26 0,93 3,47 15,92 22,58 1,37 0,68 2,05 24,63

MAR (*) 2,11 0,75 3,02 13,95 19,83 1,20 0,60 1,80 21,63

TOTAL 6,63 2,62 9,95 45,78 64,98 3,94 1,97 5,91 70,89

(*) Pagos efectuados en la gestión 2010, correspondiente a producción de la gestión 2009(**) Pagos efectuados a la Provincia Gran Chaco de acuerdo al D.S. 0331 de fecha 15 de octubre de 2010Fuente: Gerencia Nacional de Programas de Trabajo

El mayor monto por Regalía Departamental fue con destino al departamento de Tarija, lospagos efectuados a la Provincia Gran Chaco de este departamento se efectuaron de

acuerdo al D.S. 0331 en el que se establece el mecanismo de asignación directa delcuarenta y cinco por ciento (45%) del total de las Regalías Departamentales porHidrocarburos que percibe la Prefectura del Departamento de Tarija a favor de estaprovincia.



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9. UNIDADES Y FACTORES DE CONVERSIÓN

UNIDADES UTILIZADAS

PREFIJOS UTILIZADOS

Símbolo Prefijo Valor M mil 10 3= 1.000 MM millones 10 6 =

1.000.000

EQUIVALENCIAS

Volumen 1 pie cúbico (pie3) = 0,0283 metros cúbicos (m3) 1 metro cúbico (m3) = 35,31 pies cúbicos (pie3) 1 barril (Bbl) = 159 litros ( l )

Peso 1 tonelada métrica(Tm) = 1.000 kilogramos (kg)

Calor 1 Unidad Térmica Británica (BTU) = 0,252 kilocalorías (Kcal) = 1.055kilojoules (KJ)

Bbl : barrilBtu : Unidad Térmica Británicam

3 : metros cúbicos

Tm : tonelada métrica p ie

3 : pie cúbico

$us: Dólares americanos



10. GLOSARIO DE TÉRMINOS

Contratos de Operación: Contratos petroleros de Exploración y Explotación suscritos entre YPFBy las empresas petroleras (Titulares) en Octubre de 2006 y protocolizados en mayo de 2007.

Downstream: expresión utilizada para referirse a las actividades de Transporte, Almacenaje,

Comercialización, Refinación, Distribución e Importación.ENARSA: Energía Argentina Sociedad Anónima, empresa encargada de la comercialización devolúmenes de Gas Natural en territorio Argentino.

GLP: Gas Licuado de Petróleo. Es la mezcla de propano y butano en proporciones variables. ElGLP es producido en plantas y refinerías.

GLP de Plantas: Es el Gas Licuado de Petróleo (GLP) extraído del Gas Natural en plantas deextracción de licuables en campos de producción.

GLP de Refinerías: Es el Gas Licuado de Petróleo (GLP) extraído del petróleo en las Refinerías.

GSA (Gas Supply Agreement): Contrato de compra-venta de Gas Natural entre YPFB yPETROBRAS Brasil firmado en 1996.

IDH: Impuesto Directo a los Hidrocarburos

Programas de Trabajo y Presupuesto - PTPs: En el marco de los Contratos de Operación, losPTPs son un programa pormenorizado de las Operaciones Petroleras propuestas por el Titular y delos tiempos requeridos para cada categoría de Operaciones Petroleras, que está sujeto a laaprobación de YPFB.

QDC: Cantidad diaria contractual de gas natural, en el marco del contrato GSA, que YPFB secompromete a vender y a suministrar y PETROBRAS se compromete a recibir (QDCA + QDCB).

QDCB: Cantidad diaria base de gas natural hasta los 16 MMm3, en el marco del contrato de

exportación GSA, que YPFB se compromete a vender y a suministrar y PETROBRAS secompromete a recibir.

QDCA: Cantidad diaria adicional a la cantidad diaria base (QDCB) de gas natural, en el marco delcontrato de exportación GSA, que YPFB se compromete a vender y a suministrar y PETROBRASse compromete a recibir.

RECON (Crudo Reconstituido): Mezcla de crudo reducido, obtenido como residuo de ladestilación atmosférica ,con gasolina blanca obtenida en las plantas de separación de los campos yen las refinerías.

TGN: Tesoro General de la Nación

Upstream: expresión utilizada para referirse a las actividades de Exploración y Producción dehidrocarburos.

WTI (West Texas Intermediate): El WTI es un tipo de petróleo crudo ligero, producido en loscampos occidentales del estado de Texas (Estados Unidos de Norteamérica), el cual sirve comoprecio de referencia para las transacciones financieras en la bolsa de New York (NYMEX). Estetipo de crudo es utilizado como referencia en Bolivia. Existen distintos tipos de crudos dereferencia, entre los cuales se incluyen el Brent, Dubai, etc.

Boletin Estadistico Enero Marzo 2010

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