CONSUMO INTERNO DE HIDROCARBUROS EN BOLIVIA Y MERCADOS

DE EXPORTACION

INTRODUCCION

El Boletín Estadístico de la empresa estatal YPFB, de enero a marzo de 2014, señala

que la producción bruta de gas natural alcanzó un promedio de 61,38 millones de

metros cúbicos diarios (MMm3/día), mientras que la de hidrocarburos líquidos, es

decir, petróleo, condensado y gasolina natural, llegó a un promedio de 63,65 millones

de barriles diarios (MBbl/día).

Respecto a la distribución del energético en el mercado interno, se informa que los

sectores residencial, comercial, industrial y del transporte vehicular fueron los

principales consumidores, lo que representó en el primer trimestre un consumo

promedio de 4,53 MMm3/día, que representa el 47,53% del consumo total. Les

siguen el sector eléctrico con un consumo promedio de 4,16 MMm3/día, que

representa el 43,65% del consumo total; finalmente, está el sector denominado de

consumidores directos y otros, que registró un consumo promedio de 0,84

MMm3/día, que representa el 8,82% del consumo total. "En promedio, el consumo

del mercado interno durante el primer trimestre del 2014, alcanzó a 9,53 MMm3/día,

lo que significa un incremento del 15,30% respecto al primer trimestre de 2013".

MARCO TEORICO

El 61.38 millones de metros cúbicos diarios de gas se produjeron en el país durante

el primer trimestre de 2014.

El principal mercado del gas natural que produce Bolivia es Brasil, según el reporte

de  YPFB, el promedio del volumen facturado durante el primer trimestre del 2014 se

incrementó en 3,21% en relación a similar periodo de 2013. Alcanzó el mayor valor

promedio en el mes de marzo con 33,67 MMm3/día.

A Brasil se exportó en promedio 31,7 millones de metros cúbicos diarios y a

Argentina más de 14,8 millones de metros cúbicos diarios del energético.

El informe de YPFB ofrece, además, la producción de hidrocarburos líquidos, siendo

Tarija el primero, con un promedio de 43,42 mil barriles diarios (MBbl/día), que

representa el 68,22%; seguido por Chuquisaca, con una producción promedio de

7,54 MBbl/día, es decir un 11,85%; Santa Cruz, con una producción promedio de

7,29 MBbl/día, que representa 11,46%; y Cochabamba con un promedio de 5,39

MBbl/día, un 8,48%.

CAMPOS

Margarita-Huacaya, Sábalo y San Alberto son los pozos que más aportan.

REGIONES GASÍFERAS

Durante el primer trimestre de 2014, Tarija registró la mayor producción de gas

natural, con un 68,84%; le sigue Santa Cruz, con una producción promedio de 10,50

millones de metros cúbicos por día (MMm3/día), lo que representa un 17,60%; en

tercer lugar está Chuquisaca con 6,07 MMm3/día, es decir un 10,18%; y en cuarto

lugar está Cochabamba, que alcanzó una producción promedio de 2,02 MMm3/día,

es decir, un 3,38%.

DUCTOS

El 96,63% de la producción de gas se entregó a los ductos, con destino al mercado

interno y externo para cubrir la demanda de los sectores eléctrico, industrial,

residencial, comercial y de transporte.

CONSUMO ACTUAL DE GAS NATURAL EN EL SECTOR

INDUSTRIAL, GESTIÓN 2012

De acuerdo a las estadísticas del 2012, los meses con menor nivel de consumo

fueron enero y marzo, cuando los usuarios industriales consumen menos gas

natural en razón a que esa temporada las empresas suelen bajar su producción.

Los meses restantes muestran un consumo promedio de 77.231 MPCS/día.

Los departamentos que mayor volumen consumen son La Paz, Santa Cruz y

Cochabamba, concentrando el 76%; los departamentos de Chuquisaca, Tarija y

Oruro consumen entre el 6 y 8%; Potosí consume alrededor del 2%

T a b l a N °1

Volumen Comercializado de Gas Natural en el Sector Industrial Gestión 2012 (en mpcd)

GESTIÓN 2012 CONSUMO P

%

ENE FEB MAR

ABR MAY

JUN JUL AGO

SEP OCT

NOV

DICLA PAZ 20.8 24.5 17.4 24.94 20.8 24.0 23.1 20.1 23.5 23.2 24.9 21.3 22.423 30%

SANTA CRUZ 14.8 16.5 18.9 21.97 19.9 24.4 21.1 20.6 19.7 17.7 20.3 19.5 19.663 26%

COCHABAMABA 15.4 16.1 14.6 16.80 15.0 13.6 16.4 15.9 16.9 15.7 16.6 13.6 15.591 21%

ORURO 4.3 4.6 4.5 4.39 4.3 5.2 4.1 5.7 4.5 4.8 5.6 4.9 4.786 6%POTOSI 1.3 1.5 1.2 1.47 1.2 1.1 1.4 1.2 1.7 1.2 1.3 1.2 1.359 2%

CHUQUISACA 7.3 5.5 6.9 6.53 6.3 1.5 7.6 7.6 7.1 7.2 7.4 5.4 6.403 8%

TARIJA 4.770

5.177

4.955

5.023

4.520

4.841

6.535

6.789

6.299

5.039

5.241

4.922

5.343 7%

TOTAL

68.863

74.159

68.714

81.136

72.265

75.024

80.531

78.178

80.090

75.070

81.700

71.085

75.568 100%

EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE GAS NATURAL EN EL SECTOR

VEHICULAR (GNV), PERIODO 2000-2012

El consumo promedio de gas natural en el sector GNV muestra tendencia creciente

gestión a gestión, llegando a consumir el 2012, 55.107 miles de pies cúbicos de

2.543 el año 2000. El crecimiento de este sector, alrededor de 32% anual, se

debe a la política del cambio de la matriz energética vehicular de combustibles

líquidos a GNV, impulsada por el Gobierno del Estado Plurinacional.

T a b l a N °2

Evolución del Consumo de Gas Natural en el Sector GNV

– por Departamento (en mpcd)

GESTIÓN VARIACIÓN2012-2011

2000 2001

2002

2003

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

SECTO

R GNV

LA 399 80 1.04 98 1.17 1.64 2.56 3.30 4.12 6.16 6.16 7.70 8.716 13%SANTA 554 62 82 1.2 1.94 3.50 5.19 8.46 12.72 16.08 18.63 21.50 23.238 8%

C 1.56 2.5 3.61 4.9 6.44 8.29 10.03 11.96 13.37 14.92 15.62 16.96 17.955 6%OR 3 16 38 54 43 69 93 166 252 457 788 865 927 7%

POTO 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0C 23 47 53 10 159 185 243 380 564 739 930 1.16 1.450 24%

T 0 0 0 0 0 94 201 339 472 895 1.74 2.19 2.820 29%TO

2.543

4.012

5.570

7.305

9.764

13.798

18.335

24.628

31.510

39.257

43.886

50.406

55.107 9%

CONSUMO ACTUAL DE GAS NATURAL EN EL SECTOR GNV, GESTIÓN 2012

De acuerdo a las estadísticas del 2011, el volumen promedio de consumo en el sector GNV fue de 55.107 miles de píes

cúbicos día, 9% de incremento respecto al consumo de la gestión 2011. En el sector GNV, los departamentos con mayor

consumo son Santa Cruz, Cochabamba y La Paz con 42, 33 y 16% respectivamente. Los demás departamentos

consumen en menor escala, entre el 5 y 2% del total nacional. El departamento de Potosí no muestra consumo de GNV

debido a que se trata de un sector en estructuración.

T a b l a N °3

Volumen Comercializado de Gas Natural en el Sector GNV Gestión

2012 (en mpcd)

GESTIÓN 2012 CONSUMO

%ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

LA PAZ 7.795

9.344

7.999

8.365

7.644

9.260

8.866

8.695

8.950

8.760

9.591

9.323

8.716 16%SANTA CRUZ 21.53

522.225

22.657

22.514

22.700

22.940

23.808

23.875

24.597

23.384

23.482

25.143

23.238 42%COCHABAMABA

17.621

19.048

17.195

18.398

17.552

17.758

17.563

17.990

18.896

17.924

18.711

16.804

17.955 33%ORURO 480 941 888 876 865 894 919 1.08

71.110

1.015

1.032

1.020

927 2%POTOSI 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0%

CHUQUISACA 1.278

1.295

1.393

1.441

1.328

1.529

1.355

1.405

1.679

1.507

1.538

1.656

1.450 3%TARIJA 2.61

72.483

2.477

2.610

2.309

2.343

2.831

2.902

3.490

3.103

3.491

3.186

2.820 5%

TOTAL 51.326

55.337

52.610

54.204

52.398

54.723

55.342

55.953

58.721

55.694

57.846

57.132

55.107 100%

CONSUMO DE LOS PRINCIPALES ENERGÉTICOS A NIVEL NACIONAL POR DEPARTAMENTO

CONSUMO PROMEDIO DE GASOLINA ESPECIAL A NIVEL NACIONAL GESTION 2012

CONSUMO PROMEDIO DE DIESEL OIL A NIVEL NACIONAL GESTION 2012

CONSUMO PROMEDIO DE GAS LICUADO DE PETROLEO (GLP) A NIVEL NACIONAL

GESTION 2012

CONSUMO PROMEDIO DE GAS NATURAL A NIVEL NACIONALGESTION 2012

MERCADO DE EXPORTACIÓN

MERCADO BRASILERO GSA

La proyección de los volúmenes de Gas Natural para el período 2009 – 2019 a ser

exportados por YPFB e importados por PETROBRAS, considera una demanda del

100% de la Cantidad

Diaria Contractual; es decir, un volumen de 30.08 MMmcd + Gas Utilizado por el

Sistema Bolivia + Gas Utilizado por el Sistema Brasil = 31,5 MMmcd hasta el año

2019 que, si bien puede llegar a ser menor a lo largo de cualquier año por razones

de estacionalidad, contracción en la demanda u otros, se constituye en la máxima

obligación contractual que debe ser satisfecha en caso de su requerimiento.

Adicionalmente, se considera un consumo de 24,1 MMmcd para el año 2020 por

concepto de recuperación de Energía Pagada y No Recuperada (EPNR).

MERCADO ARGENTINO

La entrega de volúmenes de Gas Natural al mercado argentino, tiene un

comportamiento directamente relacionado con la nominación por parte de ENARSA y

la producción disponible de YPFB para el indicado mercado. Los volúmenes

nominados y entregados no alcanzan los límites establecidos en el contrato de

compra venta de Gas Natural suscrito entre las indicadas empresas, en razón al

comportamiento de la producción, la demanda y la capacidad de transporte existente.

En ese sentido, el pronóstico restringe parcialmente las entregas de volúmenes de

Gas Natural para los años 2009 y 2010.

Con fines de análisis para la proyección de demanda de Gas Natural por parte del

mercado argentino, en las gestiones 2009 y 2010, se consideró la capacidad de

recepción por parte de ENARSA en el límite de 7,7 MMmcd en el Punto de Entrega

de Yacuiba.Para los siguientes años, se toma en cuenta los volúmenes

comprometidos con crecimiento gradual hasta 27,7 MMmcd el 2027. A los volúmenes

comprometidos se adiciona el gas combustible para el lado argentino (base 3%).

EXPORTACION DE GAS NATURAL BOLIVIANO

PRIMERA EXPORTACION A BRASIL

La nueva ley de hidrocarburos

La nueva Ley de Hidrocarburos, promulgada el 30 de abril de 1996, crea el marco

jurídico e institucional necesario para garantizar el funcionamiento del sector dentro

de los principios del libre mercado.

SE TERMINA EL GASODUCTO EN DICIEMBRE DE 1998.

La exportación al Brasil, objeto del Contrato de Compra y Venta de Gas Natural

(GSA) suscrito entre. YPFB y PETROBRAS se inició el 1º de julio de 1999.

Gasoducto al Brasil

El gasoducto Bolivia-Brasil se constituye en una de las obras de infraestructura

energética más importante en Latinoamérica. El gasoducto tiene 3.150 kilómetros de

extensión (557 kilómetros en Bolivia y 2.593 kilómetros en Brasil), 32 a 24 pulgadas

de diámetro y una capacidad de transporte de 30 millones de metros cúbicos por día.

El gasoducto cuenta con 16 estaciones de compresión de gas (4 en Bolivia y 12 en

Brasil) y 4 estaciones de medición (2 en Bolivia y 2 en Brasil).

EMPRESAS QUE APORTARON PARA EL PROYECTO DEL GASODUCTO A

BRASIL

El costo total de la obra fue de US$ 2 mil millones (US$ 1.6 mil millones el

tramo brasileño y US$ 400 millones el tramo boliviano).

El financiamiento del gasoducto provino de las siguientes fuentes:

Banco Mundial (BIRD) – US$ 310 millones

Banco Interamericano de Desarrollo (BID) - US$ 240 millones

Corporación Andina de Fomento (CAF) – US$ 165 millones

Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES) – US$ 760

millones

Banco Europeo de Inversión (BEI) – US$ 60 millones

Agencias de Crédito a la Exportación – US$ 360 millones

El contrato Gas Supply Agreement (GSA) entre Bolivia y Brasil (YPFB-Petrobras) fue

firmado el 16 de agosto de 1996 en Río de Janeiro, y establece un volumen mínimo

de compra de 24 millones de metros cúbicos día (MMmcd) y un máximo de entrega

de 30,08 MMmcd. Si se incluye el “gas combustible” de 1,5 MMmcd, el país debe

enviar 31,5 MMmcd.

El 18 de agosto de 2014, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y

Petróleo Brasileiro SA (Petrobras) firmaron un contrato interrumpible adicional al

contrato GSA para la venta de otros 2,24 MMmcd de gas natural hasta 2016, y cuyo

punto de entrega será San Matías para proveer del energético a la termoeléctrica de

Cuiabá de ese país.

CONTRATO DE GAS NATURAL BOLIVIA ARGENTINA

Mediante la suscripción del Convenio Marco entre la República Argentina y la

República de Bolivia para la venta de Gas Natural y la realización de Proyectos de

Integración Energética entre los presidentes de Argentina y Bolivia el 29 de junio de

2006, ENARSA se hace cargo de la comercialización del gas natural proveniente de

Bolivia.

El contrato con YPFB fue suscripto en enero de 2007 por una duración de 20 años. A

los efectos de ajustar los volúmenes que debía entregar YPFB durante el período

2007-2009, las partes realizaron diferentes negociaciones a lo largo de este periodo

arribando finalmente a un acuerdo en marzo de 2010, que motivó la suscripción de la

Primera Adenda al Contrato cuya entrada en vigencia fue el 1° de mayo de 2010.

En el mes de mayo de 2011 se inició la recepción de gas natural de Bolivia a través

del Gasoducto Internacional Juana Azurduy (GIJA), cuya construcción fue realizada

por empresas contratistas de ENARSA. En principio, mientras se optimizaba el uso

del GIJA se recepcionaban los volúmenes de gas natural de Bolivia a través de los

ductos existentes de Yacuiba y Madrejones.

Firma de contrato de gas natural a la Argentina

PROYECTO DE EXPORTACIÓN EXPORTACION GLP A URUGUAY Y PARAGUAY

En el 2013, Bolivia tendrá un excedente de Gas Licuado de Petróleo (GLP); por ello,

el Gobierno boliviano firmó un acuerdo con Uruguay y Paraguay para la venta del

energético, según el ministro de Hidrocarburos, Juan José Sosa. Dos analistas ven

favorable el acuerdo siempre y cuando las plantas de separación de líquidos de Río

Grande y Gran Chaco logren generar el suficiente elemento para abastecer tanto el

mercado interno como los pedidos externos

DEL PROYECTO DE GAS BOLIVIANO A CHILE HACIA MERCADO DE GAS AL PERU

BIBLIOGRAFIA

http://www.laprensa.com.bo/diario/actualidad/economia/20140717/bolivia-

exporta-el-75-del-gas-que-produce_59028_97388.html

www.economiaproudtiva.com