Plan Estratégico Corporativo YPFB 2015-2019

2015 – 2019

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PRESENTACIÓN

Mediante la Nacionalización, el Estado ejerce total soberanía sobre los recursos hidrocarburíferos, recuperando la propiedad, posesión y control total y absoluto; se refundó la empresa estatal YPFB para operar toda la cadena de hidrocarburos y a nombre del Estado definir condiciones, volúmenes y precios de comercialización para el mercado interno y externo. Asimismo, la Nacionalización sienta las bases para la recuperación de la dirección, administración y operación de las empresas privatizadas y capitalizadas. Todo este proceso de nacionalización generó más ingresos para el desarrollo del país. El Plan Estratégico Corporativo 2015 – 2019 ha sido elaborado con la participación de personal de YPFB Casa Matriz y sus empresas subsidiarias; es decir por todas las empresas de YPFB Corporación. Hemos partido de un análisis de situación por unidades de negocio, y luego se han planteado las estrategias correspondientes. Este plan establece objetivos estratégicos, metas, estrategias, proyectos y actividades a ejecutar por YPFB Corporación, en el marco de la misión, visión, y valores corporativos vigentes. El contexto internacional dinámico y cambiante que se puede observar en la fluctuación de los precios del petróleo, requiere un análisis permanente de prospectiva de forma que se pueda facilitar la reducción de incertidumbres, se mejore la capacidad de anticipación y se indiquen posibles vías de futuro para el sector de hidrocarburos y de YPFB Corporación. En el proceso de formulación del plan estratégico, los escenarios establecidos por las unidades de negocio han sido los más probables y, consecuentemente las estrategias son aceptables y realizables; sin embargo deben ser objeto de permanente revisión y actualización. El desafío y reto permanente es mejorar la gestión Corporativa con lineamientos emitidos desde la Casa Matriz. La eficiencia de cada una de las empresas que forman parte de YPFB Corporación depende del uso que se hagan de ellas; es decir, de los objetivos que se les asignen, de la organización que se les confiera y de los costes en que incurran para alcanzar los fines. Existen necesidades, demandas y compromisos crecientes que YPFB Corporación debe atender; en ese sentido, hemos formulado este Plan Estratégico Corporativo. Los proyectos y actividades que ejecutará YPFB Corporación generarán desarrollo y progreso en todo el territorio nacional. Este documento resume el trabajo de reflexión, análisis y conceptualización de la planificación en YPFB Corporación como parte de los procesos de toma de decisiones en cada una de las áreas y empresas que hacen a la gestión corporativa en los próximos 5 años. El compromiso de YPFB Corporación con la sociedad y el país es generar ingresos, desempeñando eficazmente sus actividades en la búsqueda, producción y comercialización de hidrocarburos, a partir de criterios de sustentabilidad, que más allá de la creación de valor implica un fuerte compromiso social y ambiental. La implementación de la Ley de la Empresa Pública nos permitirá contar con procesos y procedimientos corporativos para desarrollar nuestras actividades de mejor manera. Los resultados a ser alcanzados para beneficio del país dependen del compromiso, responsabilidad, experiencia y contribución de todos y cada uno de los trabajadores que formamos parte de YPFB Corporación, con una gestión responsable con el entorno económico, social y ambiental, es decir con el futuro del país.

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ÍNDICE GENERAL INTRODUCCIÓN..........................................................................................................................................14 PARTE I LÍNEA BASE DE YPFB CORPORACIÓN.....................................................................................16 1. ROL DE YPFB EN LA NACIONALIZACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS ............................16 2. RESULTADOS DEL PROCESO DE NACIONALIZACIÓN .....................................................18 2.1. UNIDAD DE NEGOCIO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN ............................................18 2.1.1. EXPLORACIÓN .......................................................................................................................18 2.1.1.1. CONTEXTO DE LA EXPLORACIÓN ......................................................................................18 2.1.1.2. EL CONTRATO DE SERVICIOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN .............................19 2.1.1.3. ESTUDIOS DE GEOLOGÍA ....................................................................................................20 2.1.1.4. POZOS EXPLORATORIOS ....................................................................................................20 2.1.1.5. PROYECTOS DE SÍSMICA ....................................................................................................21 2.1.1.6. RESUMEN DE LAS INVERSIONES EN EXPLORACIÓN ......................................................21 2.1.2. EXPLOTACIÓN .......................................................................................................................22 2.1.2.1. CONTEXTO DE LA EXPLOTACIÓN .......................................................................................23 2.1.2.2. EL CONTRATO DE OPERACIÓN ...........................................................................................23 2.1.2.3. POZOS PERFORADOS ..........................................................................................................24 2.1.2.4. CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO .....................................................................................25 2.1.2.5. VOLÚMENES DE PRODUCCIÓN ...........................................................................................26 2.1.2.5.1. GAS NATURAL ........................................................................................................................26 2.1.2.5.2. PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL .........................................................26 2.1.2.5.3. GAS LICUADO DE PETRÓLEO ..............................................................................................27 2.1.2.6. GESTIÓN DE RESERVAS ......................................................................................................28 2.1.2.7. RESUMEN DE LAS INVERSIONES EN EXPLOTACIÓN .......................................................28 2.2. UNIDAD DE NEGOCIO DE REFINACIÓN, TRANSPORTE Y LOGÍSTICA ...........................29 2.2.1. REFINACIÓN ...........................................................................................................................29 2.2.1.1. CONTEXTO DE REFINACIÓN ................................................................................................29 2.2.1.1.1. EVALUACIÓN CRÍTICA DE REFINACIÓN .............................................................................29 2.2.1.2. CAPACIDAD DE REFINACIÓN ...............................................................................................29 2.2.1.3. CARGA PROCESADA.............................................................................................................30 2.2.1.4. PRODUCCIÓN DE COMBUSTIBLES, GRASAS Y LUBRICANTES ......................................31 2.2.1.5. RESUMEN DE LAS INVERSIONES EN REFINACIÓN ..........................................................32 2.2.1.6. LÍNEA BASE DE LA REFINACIÓN .........................................................................................33 2.2.2. TRANSPORTE ........................................................................................................................33 2.2.2.1. EVALUACIÓN CRÍTICA DEL TRANSPORTE ........................................................................33 2.2.2.2. PROYECTOS DE TRANSPORTE DE GAS ............................................................................34 2.2.2.2.1. MERCADO INTERNO (GASODUCTOS) ................................................................................35 2.2.2.2.1.1. EXPANSIÓN GASODUCTO AL ALTIPLANO (GAA) ....................................................35 2.2.2.2.1.2. CONSTRUCCIÓN GASODUCTO CARRASCO – COCHABAMBA (GCC) ..................35 2.2.2.2.1.3. EXPANSIÓN GASODUCTO VILLAMONTES TARIJA (GVT) .......................................36 2.2.2.2.1.4. OTRAS AMPLIACIONES DE CAPACIDAD DE GASODUCTOS .................................36 2.2.2.2.2. MERCADO DE EXPORTACIÓN (GASODUCTOS) ................................................................36 2.2.2.2.2.1. CONSTRUCCIÓN GASODUCTO DE INTEGRACIÓN JUANA AZURDUY .................36 2.2.2.2.2.2. CONSTRUCCIÓN NUEVO CRUCE RIO GRANDE (NCRG) .......................................37 2.2.2.3. PROYECTOS DE TRANSPORTE DE LÍQUIDOS ..................................................................37 2.2.2.3.1. MERCADO INTERNO (OLEODUCTOS, PROPANO DUCTOS Y POLIDUCTOS) ................37 2.2.2.3.1.1. EXPANSIÓN LÍQUIDOS SUR .......................................................................................38 2.2.2.3.1.2. EXPANSIÓN LÍQUIDOS SUR ASOCIADO AL GIJA ....................................................38 2.2.2.3.2. MERCADO DE EXPORTACIÓN .............................................................................................38 2.2.2.3.2.1. CARGADERO DE ARICA .............................................................................................38 2.2.2.4. RESUMEN DE LAS INVERSIONES EN TRANSPORTE ........................................................38 2.2.2.5. LÍNEA BASE DEL TRANSPORTE ..........................................................................................39

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2.2.3. ALMACENAJE .........................................................................................................................39 2.2.3.1. CONTEXTO DEL ALMACENAJE ............................................................................................39 2.2.3.2. CAPACIDAD DE ALMACENAJE .............................................................................................39 2.2.3.2.1. CAPACIDAD DE ALMACENAJE DE DIÉSEL OIL ..................................................................39 2.2.3.2.2. CAPACIDAD DE ALMACENAJE DE GASOLINA ESPECIAL.................................................40 2.2.3.2.3. CAPACIDAD DE ALMACENAJE DE GLP...............................................................................40 2.2.3.3. PERÍODO DE SEGURIDAD ENERGÉTICA ...........................................................................41 2.2.3.4. EVALUACIÓN CRÍTICA DE ALMACENAJE ...........................................................................42 2.2.3.5. YPFB CASA MATRIZ: RESULTADOS 2006-2014 .................................................................43 2.2.3.6. YPFB LOGÍSTICA: RESULTADOS 2006-2014 ......................................................................43 2.2.3.7. YPFB AVIACIÓN RESULTADOS 2006-2014 .........................................................................44 2.2.3.8. RESUMEN DE LAS INVERSIONES EN ALMACENAJE ........................................................44 2.2.3.9. LÍNEA BASE DE ALMACENAJE .............................................................................................44 2.3. UNIDAD DE NEGOCIO DE COMERCIALIZACIÓN ................................................................45 2.3.1. CONTEXTO DE LA COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL ............................................45 2.3.2. DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL POR REDES (CONTEXTO Y EVALUACION DE LA DISTRIBUCIÓN)...........................................................................................................................................49 2.3.2.1. DESARROLLO DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL – LÍNEA BASE ....50 2.3.2.2. RESUMEN DE LAS INVERSIONES EN REDES DE GAS .....................................................51 2.3.3. MERCADO INTERNO DE LOS COMBUSTIBLES LÍQUIDOS, MERCADO MAYORISTA (CONTEXTO DEL MERCADO NACIONAL E IMPORTACIONES) .............................................................52 2.3.4. COMERCIALIZACIÓN DE GLP A GRANEL ...........................................................................56 2.3.5. MERCADO DE EXPORTACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES LÍQUIDOS ...............................58 2.3.5.1. RESUMEN DE INVERSIONES EN COMERCIALIZACIÓN DE LÍQUIDOS ............................58 2.3.5.2. LÍNEA BASE DE LA COMERCIALIZACIÓN DE LÍQUIDOS ...................................................59 2.4. UNIDAD DE NEGOCIO DE PROYECTOS, PLANTAS Y PETROQUÍMICA ..........................60 2.4.1. CONTEXTO DE PLANTAS E INDUSTRIALIZACIÓN .............................................................60 2.4.2. PLANTA SEPARADORA DE LÍQUIDOS RÍO GRANDE .........................................................60 2.4.3. PLANTA SEPARADORA DE LÍQUIDOS GRAN CHACO .......................................................61 2.4.4. PROYECTO PLANTA AMONIACO UREA ..............................................................................62 2.4.5. PLANTA GAS NATURAL LICUADO (GNL).............................................................................62 2.4.6. PROYECTO ETILENO, POLIETILENO, PROPILENO Y POLIPROPILENO ..........................63 2.4.7. RESUMEN DE INVERSIONES EN PLANTAS E INDUSTRIALIZACIÓN ...............................63 2.5. CENTRO CORPORATIVO ......................................................................................................64 2.5.1. SITUACIÓN ACTUAL DE YPFB EMPRESA CORPORATIVA................................................64 2.5.1.1. ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS ...........................................................................................64 2.5.1.2. GESTIÓN DE PROYECTOS ...................................................................................................64 2.5.1.2.1. SEGUIMIENTO DE PROYECTOS ..........................................................................................65 2.5.1.3. INVESTIGACIÓN, DESARROLLO E INNOVACIÓN ...............................................................66 2.5.1.4. IMPLEMENTACIÓN DE LA LEY DE LA EMPRESA PÚBLICA...............................................67 2.5.1.5. SEGURIDAD, SALUD, MEDIO AMBIENTE Y RESPONSABILIDAD SOCIAL .......................67 2.5.1.6. TECNOLOGÍAS DE INFORMACIÓN ......................................................................................69 2.5.1.7. RECURSOS HUMANOS .........................................................................................................70 2.5.1.8. CONTRATACIONES ...............................................................................................................70 2.5.1.9. TRANSPARENCIA ..................................................................................................................71 2.5.1.10. AUDITORÍA INTERNA – ÓRGANO INTERNO DE FISCALIZACIÓN .....................................71 2.5.1.11. COMUNICACIÓN ....................................................................................................................72 2.5.2. POLÍTICA DE FINANCIAMIENTO ...........................................................................................73 3. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE HIDROCARBUROS 2015 – 2019 ..............................74 3.1. DEMANDA DE GAS NATURAL 2015 – 2019 .........................................................................74 3.2. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS (2015 - 2019) ..........79 4. ANÁLISIS FODA CORPORATIVO ..........................................................................................82 4.1. FACTORES INTERNOS ..........................................................................................................82 4.2. FACTORES EXTERNOS.........................................................................................................82 PARTE II PLAN ESTRATÉGICO .............................................................................................................84

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1. PLANIFICACIÓN NACIONAL - AGENDA 2025 ......................................................................84 2. MARCO ESTRATÉGICO .........................................................................................................86 2.1. MISIÓN ....................................................................................................................................86 2.2. VISIÓN .....................................................................................................................................86 2.3. VALORES CORPORATIVOS ..................................................................................................86 3. OBJETIVOS ESTRATÉGICOS, ESTRATEGIAS, METAS E INDICADORES ........................87 3.1. OBJETIVO ESTRATÉGICO 1: DESCUBRIR VOLÚMENES DE HIDROCARBUROS PARA DESARROLLAR EN EL PAÍS ......................................................................................................................87 3.1.1. ESTRATEGIA 1: GESTIÓN INTEGRAL DE LA EXPLORACIÓN A CARGO DE YPFB CASA MATRIZ .................................................................................................................................................87 3.1.2. ESTRATEGIA 2: IMPLEMENTANDO EL PLAN INMEDIATO DE EXPLORACIÓN ...............88 3.1.2.1. PROYECTOS ..........................................................................................................................89 3.1.3. ESTRATEGIA 3: REALIZANDO ESTUDIOS PARA IDENTIFICAR NUEVOS PROSPECTOS EXPLORATORIOS EN ÁREAS DISPONIBLES Y GENERANDO MAYOR Y MEJOR INFORMACIÓN DETALLADA DEL POTENCIAL HIDROCARBURÍFERO DE BOLIVIA .......................................................90 3.1.3.1. PROYECTOS ..........................................................................................................................91 3.1.4. ESTRATEGIA 4: CREACIÓN, MANEJO Y GESTIÓN DE UN PORTAFOLIO DE PROYECTOS EXPLORATORIOS DE YPFB CORPORACIÓN ..................................................................91 3.1.5. ESTRATEGIA 5: DESARROLLANDO CAPACIDADES EN SERVICIOS DE PERFORACIÓN . .................................................................................................................................................92 3.1.6. ESTRATEGIA 6: PRIORIZANDO ÁREAS PARA REALIZAR ACTIVIDADES EXPLORATORIAS .......................................................................................................................................93 3.1.7. ESTRATEGIA 7: ASIGNACIÓN DE NUEVAS ÁREAS CON ESTUDIOS A EMPRESAS FILIALES .................................................................................................................................................93 3.2. OBJETIVO ESTRATÉGICO 2: GARANTIZAR LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS PARA CUMPLIR CON LA DEMANDA DEL MERCADO INTERNO Y LOS COMPROMISOS DE EXPORTACIÓN ...........................................................................................................................................94 3.2.1. ESTRATEGIA 1: MANTENIENDO LA PRODUCCIÓN EN LOS PRINCIPALES CAMPOS EN DESARROLLO E INCREMENTANDO EN NUEVOS CAMPOS .................................................................94 3.2.1.1. PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN (2015-2019) ....................................................................95 3.2.1.2. PROYECTOS ..........................................................................................................................96 3.2.2. ESTRATEGIA 2: REACTIVANDO LOS CAMPOS MADUROS GASÍFEROS Y PETROLÍFEROS MEDIANTE LA APLICACIÓN DE TECNOLOGÍAS ADECUADAS ...............................102 3.2.3. ESTRATEGIA 3: COORDINANDO LA CAPACIDAD DE EVACUACIÓN DE GAS Y CONDENSADO AL SISTEMA DE TRANSPORTE ....................................................................................103 3.2.4. ESTRATEGIA 4: IMPLEMENTANDO UN SISTEMA DE GERENCIAMIENTO DE RESERVAS DE MANERA INTEGRAL, SISTEMÁTICA Y EFICIENTE..........................................................................104 3.2.5. ESTRATEGIA 5: MEJORANDO LA ADMINISTRACIÓN DE LOS CONTRATOS DE OPERACIÓN PARA EFECTIVIZAR LA EJECUCIÓN DE ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN ...............104 3.3. OBJETIVO ESTRATÉGICO 3: CONTAR CON LAS FACILIDADES NECESARIAS PARA CUMPLIR CON EL ABASTECIMIENTO DEL MERCADO INTERNO Y LA EXPORTACIÓN DE EXCEDENTES DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Y GAS NATURAL....................................................105 3.3.1. ESTRATEGIA 1 - REFINACIÓN: AMPLIAR LA CAPACIDAD DE REFINACIÓN PARA EL ABASTECIMIENTO DEL MERCADO INTERNO .......................................................................................106 3.3.1.1. PROYECTOS ........................................................................................................................107 3.3.2. ESTRATEGIA 2 – AMPLIAR LA CARTERA DE PRODUCTOS LUBRICANTES .................109 3.3.3. ESTRATEGIA 3 - REFINACIÓN: DESARROLLAR PROYECTOS ALTERNATIVOS PARA EL INCREMENTO DE COMBUSTIBLES ........................................................................................................109 3.3.4. ESTRATEGIA 4 - TRANSPORTE DE GAS: CONSTRUIR Y AMPLIAR LA CAPACIDAD DE LOS GASODUCTOS ..................................................................................................................................110 3.3.4.1. PROYECTOS ........................................................................................................................110 3.3.5. ESTRATEGIA 5 - TRANSPORTE DE GAS: MODERNIZAR Y AMPLIAR LA CAPACIDAD DE OLEODUCTOS Y POLIDUCTOS ..............................................................................................................113 3.3.5.1. PROYECTOS ........................................................................................................................113

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3.3.6. ESTRATEGIA 6 – ALMACENAJE: AMPLIAR, CONSTRUIR, ADECUAR Y MODERNIZAR PLANTAS DE ALMACENAJE ....................................................................................................................115 3.3.6.1. PROYECTOS ........................................................................................................................116 3.3.7. ESTRATEGIA 7 – ALMACENAJE: AMPLIAR, CONSTRUIR, ADECUAR Y MODERNIZAR AERO PLANTAS DE ALMACENAJE .........................................................................................................118 3.3.7.1. PROYECTOS ........................................................................................................................118 3.4. OBJETIVO ESTRATÉGICO 4: CONSOLIDAR EL USO DE GAS NATURAL EN EL MERCADO INTERNO ................................................................................................................................119 3.4.1. ESTRATEGIA 1: AMPLIAR EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN CONVENCIONAL DE GAS NATURAL ...............................................................................................................................................119 3.4.1.1. PROYECTOS ........................................................................................................................119 3.4.2. ESTRATEGIA 2: AMPLIAR EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE GAS VIRTUAL (GNL) ..120 3.4.2.1. PROYECTOS ........................................................................................................................120 3.4.3. ESTRATEGIA 3: CONSOLIDAR LA CAPACIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE GNV A NIVEL NACIONAL ...............................................................................................................................................121 3.4.3.1. PROYECTOS ........................................................................................................................121 3.5. OBJETIVO ESTRATÉGICO 5: GARANTIZAR EL ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL PARA EL MERCADO INTERNO Y EXPORTAR LOS EXCEDENTES .....................................................122 3.5.1. ESTRATEGIA 1: PLANIFICAR EL CRECIMIENTO DEL MERCADO INTERNO DE GAS NATURAL, GESTIONANDO LA DEMANDA DE LOS DIFERENTES SECTORES DE CONSUMO EN FUNCIÓN A LA PLANIFICACIÓN DEL CRECIMIENTO DE ESTE MERCADO Y LA DISPONIBILIDAD DE PRODUCTOS SUSTITUTOS ......................................................................................................................122 3.5.2. ESTRATEGIA 2: IDENTIFICAR MERCADOS POTENCIALES DENTRO Y FUERA DE LA REGIÓN PARA EL GAS NATURAL BOLIVIANO ......................................................................................124 3.5.3. ESTRATEGIA 3: GESTIONAR Y NEGOCIAR LA CONTINUIDAD DE LOS CONTRATOS DE EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL BRASIL, EN FUNCIÓN A LA DISPONIBILIDAD DE VOLÚMENES EXCEDENTES .............................................................................................................................................124 3.6. OBJETIVO ESTRATÉGICO 6: GARANTIZAR EL ABASTECIMIENTO DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS PARA EL MERCADO INTERNO Y EXPORTAR LOS EXCEDENTES ..125 3.6.1. ESTRATEGIA 1: ADMINISTRAR LOS CONTRATOS DE COMERCIALIZACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y GLP DE PLANTA, PRIORIZANDO SU ASIGNACIÓN AL MERCADO INTERNO, Y EXPORTAR LOS EXCEDENTES EN BÚSQUEDA DE MAXIMIZAR LOS INGRESOS ........................126 3.6.2. ESTRATEGIA 2: CUBRIR LA DEMANDA DE COMBUSTIBLES DEL MERCADO INTERNO A TRAVÉS DE LA ASIGNACIÓN DE LA PRODUCCIÓN NACIONAL, Y LA IMPORTACIÓN DE LOS PRODUCTOS DEFICITARIOS ..................................................................................................................126 3.6.3. ESTRATEGIA 3: DIÉSEL OÍL Y GASOLINA ESPECIAL: IMPLEMENTAR ESTACIONES DE SERVICIO (EESS) Y PUESTOS DE VENTA PARA LA COMERCIALIZACIÓN DE COMBUSTIBLES EN FUNCIÓN A LAS NECESIDADES DE ZONAS URBANAS Y RURALES ...................................................127 3.6.3.1. PROYECTOS ........................................................................................................................127 3.6.4. ESTRATEGIA 4 GLP: MODERNIZAR E INCREMENTAR LA CAPACIDAD DE LAS PLANTAS DE ENGARRAFADO. ...............................................................................................................127 3.6.4.1. PROYECTOS ........................................................................................................................128 3.6.5. ESTRATEGIA 5: IMPLEMENTAR LA DISTRIBUCIÓN DE GLP ENGARRAFADO A NIVEL NACIONAL A TRAVÉS DE PUNTOS DE VENTA, PRIORIZANDO EL ÁREA RURAL ............................128 3.6.5.1. PROYECTOS ........................................................................................................................128 3.6.6. ESTRATEGIA 6: PROMOVER E INCENTIVAR EL USO DEL GLP COMO ENERGETICO ALTERNATIVO DENTRO DE BOLIVIA .....................................................................................................129 3.6.6.1. PROYECTOS ........................................................................................................................129 3.7. OBJETIVO ESTRATÉGICO 7: INDUSTRIALIZAR EL GAS NATURAL PARA PROVEER LÍQUIDOS ENERGÉTICOS Y PETROQUÍMICOS AL MERCADO INTERNO Y EXPORTAR EXCEDENTES ...........................................................................................................................................130 3.7.1. ESTRATEGIA 1: AVANZAR CON LA CONSTRUCCIÓN DE PLANTAS .............................131 3.7.1.1. PROYECTOS ........................................................................................................................131 3.7.2. ESTRATEGIA 2: EJECUTAR NUEVOS PROYECTOS DE IPC DE PLANTAS ...................133 3.7.2.1. PROYECTOS ........................................................................................................................134

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3.7.3. ESTRATEGIA 3: DESARROLLO DE CAPACIDAD DE GERENCIAMIENTO EN LA FASE DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE PLANTAS ....................................................................................135 3.7.4. ESTRATEGIA 4: DESARROLLO DE INTELIGENCIA COMERCIAL Y DE GESTIÓN DE NEGOCIOS ...............................................................................................................................................136 3.8. OBJETIVO ESTRATÉGICO 8: DESARROLLAR MERCADOS EXTERNOS PARA LOS PRODUCTOS DE LA INDUSTRIALIZACIÓN Y EL GLP E INCENTIVAR SU CONSUMO ...........................137 3.8.1. ESTRATEGIA 1: CONSOLIDAR MERCADOS DE EXPORTACIÓN PARA GLP, UREA Y POLIPROPILENO A TRAVÉS DE RELACIONES COMERCIALES DE MEDIANO Y LARGO PLAZO ............138 3.8.2. ESTRATEGIA 2: GESTIONAR EL DESARROLLO DE LOGÍSTICA DE ALMACENAJE COMO PLATAFORMA DE EXPORTACIÓN .............................................................................................139 3.8.2.1. PROYECTOS ........................................................................................................................139 3.8.3. ESTRATEGIA 3: GESTIONAR PARA DESARROLLAR LA CAPACIDAD LOGÍSTICA DE TRANSPORTE NECESARIA PARA LA EXPORTACIÓN DE GLP Y UREA.............................................140 3.8.4. ESTRATEGIA 4: DESARROLLAR MERCADOS INTERNOS PARA UREA .........................140 3.8.5. ESTRATEGIA 5: DESARROLLAR EL MERCADO INTERNO PARA POLIPROPILENO .....140 3.9. OBJETIVO ESTRATÉGICO 9: IMPLEMENTAR UN NUEVO MODELO DE GESTIÓN EMPRESARIAL CORPORATIVO ..............................................................................................................141 3.9.1. RECURSOS HUMANOS .......................................................................................................141 3.9.1.1. OBJETIVO ESPECÍFICO ......................................................................................................141 3.9.1.2. ESTRATEGIA 1: DESARROLLAR LOS PROCESOS DE INCORPORACIÓN DE PERSONAL EN LA CORPORACIÓN ASEGURANDO LA CONTINUIDAD OPERATIVA Y DOTANDO DE MANERA PLANIFICADA Y OPORTUNA EL PERSONAL CALIFICADO CON LAS HABILIDADES Y COMPETENCIAS PARA EL PUESTO ......................................................................................................142 3.9.1.3. ESTRATEGIA 2: DEFINIR E IMPLEMENTAR UNA POLÍTICA DE COMPENSACIÓN (MONETARIA/NO MONETARIA) DE INCENTIVOS Y BENEFICIOS QUE PERMITA ADMINISTRAR LA ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL CON EQUIDAD INTERNA Y COMPETITIVIDAD CON EL MERCADO ...............................................................................................................................................142 3.9.1.4. ESTRATEGIA 3: IMPLEMENTAR UNA GESTIÓN INTEGRADA DE CAPACITACIÓN .......143 3.9.1.5. ESTRATEGIA 4: ELABORAR EL ESTUDIO DEL CENTRO DE CAPACITACIÓN Y ENTRENAMIENTO CORPORATIVO.........................................................................................................144 3.9.1.6. ESTRATEGIA 5: ESTABLECER LOS FUTUROS PUESTOS QUE PUEDE LLEGAR A OCUPAR EL TRABAJADOR E IDENTIFICAR LOS PERFILES IDÓNEOS PARA CUBRIR LAS POSICIONES DENTRO DE LA CORPORACIÓN, A FIN DE MOTIVAR, DESARROLLAR Y PROMOVER MAYORES NIVELES DE PRODUCTIVIDAD. ...........................................................................................144 3.9.1.7. ESTRATEGIA 6: ESTIMAR EL RENDIMIENTO DEL TRABAJADOR CON EL FIN DE ESTIMULAR O JUZGAR EL VALOR, LA EXCELENCIA Y LAS CUALIDADES PERSONALES DENTRO LA CORPORACIÓN VERIFICANDO SU APORTE A LA MISMA. ............................................................145 3.9.1.8. ESTRATEGIA 7: IMPLEMENTAR EL RÉGIMEN LABORAL ESTABLECIDO EN LA LEY DE LA EMPRESA PÚBLICA EN LA CORPORACIÓN ....................................................................................146 3.9.2. CONTRATACIONES .............................................................................................................147 3.9.2.1. OBJETIVO ESPECÍFICO ......................................................................................................147 3.9.2.2. ESTRATEGIA 1: ELABORAR UN REGLAMENTO CORPORATIVO ÚNICO DE COMPRAS Y LOS PROCEDIMIENTOS QUE SE ADECUEN A LAS PARTICULARIDADES DE CADA EMPRESA (UPSTREAM Y DOWNSTREAM) ..............................................................................................................147 3.9.2.3. ESTRATEGIA 2: DESARROLLAR Y PROPICIAR EL FORTALECIMIENTO DE PROVEEDORES, QUE PERMITA AUMENTAR LOS NIVELES DE COMPETITIVIDAD Y MEJORA DE LA OFERTA DE BIENES Y/O SERVICIOS. ....................................................................................................148 3.9.3. TRANSPARENCIA ................................................................................................................148 3.9.3.1. OBJETIVO ESPECÍFICO ......................................................................................................148 3.9.3.2. ESTRATEGIA 1: REALIZAR LA REESTRUCTURACIÓN DE LAS UNIDADES DE TRANSPARENCIA BAJO UNA ESTRUCTURA CORPORATIVA .............................................................149 3.9.3.3. ESTRATEGIA 2: IMPLEMENTAR EL ENFOQUE DE RIESGOS DE CORRUPCIÓN EN LA GESTIÓN EMPRESARIAL CORPORATIVA. ............................................................................................150

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3.9.3.4. ESTRATEGIA 3: DESARROLLAR MECANISMOS DE VALORACIÓN Y CLASIFICACIÓN DE FALTAS Y APLICACIÓN DE MEDIDAS CORRECTIVAS EN LA GESTIÓN EMPRESARIAL CORPORATIVA .........................................................................................................................................150 3.9.3.5. ESTRATEGIA 4: IMPLEMENTAR MECANISMOS DE ACCESO Y CLASIFICACIÓN DE LA INFORMACIÓN A NIVEL CORPORATIVO ...............................................................................................151 3.9.4. AUDITORÍA INTERNA...........................................................................................................152 3.9.4.1. OBJETIVO ESPECÍFICO ......................................................................................................152 3.9.4.2. ESTRATEGIAS: AUDITORÍA INTERNA ...............................................................................152 3.9.5. TECNOLOGÍAS DE LA INFORMACIÓN ...............................................................................153 3.9.5.1. OBJETIVO ESPECÍFICO ......................................................................................................153 3.9.5.2. ESTRATEGIA 1: CONSOLIDANDO EL SAP ERP COMO ESTÁNDAR EN LA CORPORACIÓN ........................................................................................................................................155 3.9.5.3. ESTRATEGIA 2: ARTICULANDO UNA PLATAFORMA DE TI TRANSVERSAL ACORDE A LAS NECESIDADES DE LA CORPORACIÓN ..........................................................................................155 3.9.5.4. ESTRATEGIA 3: ESTANDARIZANDO POLÍTICAS Y NORMATIVAS EN LA GESTIÓN DE LA TI ...............................................................................................................................................156 3.9.6. ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS .........................................................................................156 3.9.6.1. OBJETIVOS ESPECÍFICOS .................................................................................................156 3.9.6.2. ESTRATEGIAS ......................................................................................................................156 3.9.7. SEGURIDAD, SALUD, MEDIO AMBIENTE Y RESPONSABILIDAD SOCIAL .....................157 3.9.7.1. OBJETIVO ESPECÍFICO ......................................................................................................157 3.9.7.2. ESTRATEGIA 1: IMPLEMENTAR Y ADECUAR EL SISTEMA DE GESTIÓN INTEGRADO, EN CUMPLIMIENTO DE LAS POLÍTICAS Y LINEAMIENTOS ESTABLECIDOS POR EL CENTRO CORPORATIVO .........................................................................................................................................157 3.9.7.3. ESTRATEGIA 2: DESARROLLAR LA GESTIÓN SSAS PARA AGILIZAR EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE LA CADENA HIDROCARBURÍFERA. ..........................................................158 3.9.7.4. ESTRATEGIA 3: PROPONER Y GESTIONAR INSTRUMENTOS NORMATIVOS QUE RESPONDAN A LA DINÁMICA DEL SECTOR .........................................................................................158 3.9.8. COMUNICACIÓN ..................................................................................................................159 3.9.8.1. OBJETIVO ESPECÍFICO ......................................................................................................159 3.9.8.2. ESTRATEGIA 1: DISEÑANDO E IMPLEMENTANDO EL MODELO DE COMUNICACIÓN CORPORATIVO (DIRCOM) .......................................................................................................................159 3.9.8.3. ESTRATEGIA 2: DISEÑANDO EL PLAN ESTRATÉGICO CORPORATIVO DE COMUNICACIÓN E IMAGEN ....................................................................................................................159 3.9.9. GESTIÓN DE PROYECTOS .................................................................................................160 3.9.9.1. OBJETIVO ESPECÍFICO ......................................................................................................160 3.9.9.2. ESTRATEGIA 1: EN LA FASE DE PREINVERSIÓN - DISEÑAR E IMPLEMENTAR PROCESOS ESTÁNDAR PARA LA APROBACIÓN DE PROYECTOS ...................................................160 3.9.9.3. ESTRATEGIA 2: EN LA FASE DE EJECUCIÓN DE LA INVERSIÓN – PRIORIZAR LA ATENCIÓN EN TEMÁTICAS DE: COSTOS, PLAZO, CALIDAD, ADQUISICIONES, INVOLUCRADOS, RIESGOS; CON ESTÁNDAR INTERNACIONAL DE GESTIÓN DE PROYECTOS DE ALTO NIVEL, ORIENTADO A MAXIMIZAR EL VALOR ECONÓMICO DE LA CORPORACIÓN ...................................161 3.9.10. IMPLEMENTACIÓN DE LA LEY DE LA EMPRESA PÚBLICA.............................................162 3.9.10.1. OBJETIVO ESPECIFICO 1 ...................................................................................................162 3.9.10.1.1. ESTRATEGIAS ...........................................................................................................162 3.9.10.2. OBJETIVO ESPECIFICO 2 ..................................................................................................163 3.9.10.2.1. ESTRATEGIAS ...........................................................................................................164 3.9.11. INVESTIGACIÓN, DESARROLLO E INNOVACIÓN (I+D+I) ................................................164 3.9.11.1. OBJETIVO ESPECÍFICO ......................................................................................................164 3.9.11.2. ESTRATEGIA 1: ACTIVAR EL CENTRO DE INVESTIGACIÓN, DESARROLLO E INNOVACIÓN A UN ÁREA OPERATIVA ..................................................................................................165 3.9.11.3. ESTRATEGIA 2: CONFORMAR UN EQUIPO A TIEMPO COMPLETO PARA DEFINIR LAS LÍNEAS DE I+D+I Y ALCANCES DEL CENTRO TECNOLÓGICO. ..........................................................165 3.9.11.4. ESTRATEGIA 3: IMPLEMENTAR UN PLAN DE INVESTIGACIÓN, DESARROLLO E INNOVACIÓN. ............................................................................................................................................166

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3.9.11.5. ESTRATEGIA 4: ESTABLECER ALIANZAS ESTRATÉGICAS Y CONVENIOS CON INSTITUTOS, CENTROS Y UNIVERSIDADES NACIONALES E INTERNACIONALES .........................166 3.9.11.6. ESTRATEGIA 5: DEFINIR LA ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL DEL CENTRO ............166 3.9.11.7. ESTRATEGIA 6: DISEÑAR Y DEFINIR LA INFRAESTRUCTURA Y EQUIPAMIENTO DE UN MODERNO CENTRO DE I+D+I .................................................................................................................167 3.9.11.8. ESTRATEGIA 7: CONSTRUIR Y EQUIPAR UN MODERNO CENTRO DE I+D+I ..............167 3.10. OBJETIVO ESTRATÉGICO 10: ASEGURAR QUE LOS PROYECTOS DE INVERSIÓN PRIORIZADOS CUENTEN CON FINANCIAMIENTO PARA SU EJECUCIÓN ........................................168 3.10.1. ESTRATEGIAS ......................................................................................................................168 4. RESUMEN DE INVERSIONES .............................................................................................171 4.1. INVERSIONES UNIDAD DE NEGOCIO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN ................172 4.2. INVERSIONES UNIDAD DE NEGOCIO DE REFINACIÓN, TRANSPORTE Y LOGÍSTICA174 4.3. INVERSIONES UNIDAD DE NEGOCIO DE COMERCIALIZACIÓN ....................................175 4.4. INVERSIONES UNIDAD DE NEGOCIO DE PROYECTOS, PLANTAS Y PETROQUÍMICA ..... ...............................................................................................................................................177 4.5. INVERSIONES CONSOLIDADAS .........................................................................................178 4.6. REQUERIMIENTOS DE FINANCIAMIENTO ........................................................................178

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ÍNDICE DE CUADROS CUADRO 1: CAMPOS EN PRODUCCIÓN POR DEPARTAMENTO .........................................................22 CUADRO 2: INCREMENTO DE CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN .............................................................30 CUADRO 3: RENDIMIENTO REFINERÍAS - 2014......................................................................................30 CUADRO 4: CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO POR REFINERÍA ........................................................33 CUADRO 5: PROYECTOS MÁS IMPORTANTES EN EJECUCIÓN ..........................................................33 CUADRO 6: DETALLE DE TRAMOS DE GASODUCTOS MERCADO INTERNO .....................................35 CUADRO 7: DETALLE DE TRAMOS DE GASODUCTOS EXPORTACIÓN ..............................................36 CUADRO 8: DETALLE DE TRAMOS DE OLEODUCTOS Y PROPANO DUCTOS ...................................37 CUADRO 9: DETALLE DE TRAMOS DE POLIDUCTOS Y CAPACIDAD OPERATIVA ............................38 CUADRO 10: LÍNEA BASE DEL TRANSPORTE ........................................................................................39 CUADRO 11: PERIODO DE SEGURIDAD PARA CIUDADES CAPITALES 30 DÍAS ................................41 CUADRO 12: AVANCE PLAN DE ADECUACIÓN PLANTAS YPFB LOGÍSTICA 2006-2014 ....................43 CUADRO 13: LÍNEA BASE RESULTADOS 2006-2014 ..............................................................................45 CUADRO 14: DATOS HISTÓRICOS DESDE INICIO DE EMTAGAS .........................................................51 CUADRO 15: HISTÓRICO Y PROYECCIÓN DE VENTAS GRANEL 2014................................................56 CUADRO 16: VOLUMENES Y VENTA DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS EXPORTADOS ....................58 CUADRO 17: COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS .................................................59 CUADRO 18: EJECUCIÓN COMPONENTES PLANTA DE SEPARACIÓN DE LICUABLES GRAN CHACO .........................................................................................................................................................61 CUADRO 19: EJECUCIÓN DE COMPONENTES DE LA PLANTA DE AMONIACO UREA ......................62 CUADRO 20: CONTRATOS PLANTA GNL .................................................................................................63 CUADRO 21: RESPONSABILIDAD SOCIAL ..............................................................................................68 CUADRO 22: CRECIMIENTO DEMANDA DE LOS PRINCIPALES COMBUSTIBLES ..............................81 CUADRO 23: RETOS, DESAFÍOS, Y LÍNEAS DE ACCIÓN AGENDA PATRIÓTICA 2025 .......................84 CUADRO 24: OBJETIVO ESTRATÉGICO 1 ...............................................................................................87 CUADRO 25: ESTRATEGIA 1 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 1 ............................................................88 CUADRO 26: ESTRATEGIA 2 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 1 ............................................................88 CUADRO 27: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 2 EXPLORACIÓN ...........................89 CUADRO 28: INVERSIONES ESTRATEGIA 2 EXPLORACIÓN ................................................................89 CUADRO 29: ESTRATEGIA 3 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 1 ............................................................90 CUADRO 30: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 3 EXPLORACIÓN ...........................91 CUADRO 31: ESTRATEGIA 4 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 1 ............................................................92 CUADRO 32: ESTRATEGIA 5 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 1 ............................................................92 CUADRO 33: ESTRATEGIA 6 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 1 ............................................................93 CUADRO 34: ESTRATEGIA 7 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 1 ............................................................93 CUADRO 35: OBJETIVO ESTRATÉGICO 2 ...............................................................................................94 CUADRO 36: ESTRATEGIA 1 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 2 ............................................................95 CUADRO 37: PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO .................................................................96 CUADRO 38: INVERSIONES RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 1 EXPLOTACIÓN ..........................97 CUADRO 39: CONSTRUCCIÓN DE FACILIDADES.................................................................................101 CUADRO 40: PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN POR OPERADOR ......................................................102 CUADRO 41: ESTRATEGIA 2 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 2 ..........................................................103 CUADRO 42: ESTRATEGIA 3 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 2 ..........................................................104 CUADRO 43: ESTRATEGIA 4 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 2 ..........................................................104 CUADRO 44: ESTRATEGIA 5 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 2 ..........................................................105 CUADRO 45: OBJETIVO ESTRATÉGICO 3 .............................................................................................106 CUADRO 46: ESTRATEGIA 1 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 3 ..........................................................107 CUADRO 47: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 1 .....................................................107 CUADRO 48: ESTRATEGIA 2 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 3 ..........................................................109 CUADRO 49: ESTRATEGIA 3 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 3 ..........................................................110 CUADRO 50: ESTRATEGIA 4 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 3 ..........................................................110

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CUADRO 51: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 4 .....................................................110 CUADRO 52: ESTRATEGIA 5 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 3 ..........................................................113 CUADRO 53: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 5 .....................................................114 CUADRO 54: ESTRATEGIA 6 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 3 ..........................................................116 CUADRO 55: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 6 .....................................................116 CUADRO 56: ESTRATEGIA 7 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 3 ..........................................................118 CUADRO 57: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 7 .....................................................118 CUADRO 58: OBJETIVO ESTRATÉGICO 4 .............................................................................................119 CUADRO 59: ESTRATEGIA 1 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 4 ..........................................................119 CUADRO 60: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 1 .....................................................120 CUADRO 61: ESTRATEGIA 2 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 4 ..........................................................120 CUADRO 62: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 2 .....................................................120 CUADRO 63: ESTRATEGIA 3 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 4 ..........................................................121 CUADRO 64: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 3 .....................................................121 CUADRO 65: INVERSIONES RELACIONADAS A LA ESTRATEGIA 3 ...................................................122 CUADRO 66: OBJETIVO ESTRATÉGICO 5 .............................................................................................122 CUADRO 67: ESTRATEGIA 1 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 5 ..........................................................123 CUADRO 68: ESTRATEGIA 2 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 5 ..........................................................124 CUADRO 69: ESTRATEGIA 3 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 5 ..........................................................124 CUADRO 70: OBJETIVO ESTRATÉGICO 6 .............................................................................................125 CUADRO 71: ESTRATEGIA 1 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 6 ..........................................................126 CUADRO 72: ESTRATEGIA 2 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 6 ..........................................................126 CUADRO 73: ESTRATEGIA 3 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 6 ..........................................................127 CUADRO 74: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 3 .....................................................127 CUADRO 75: ESTRATEGIA 4 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 6 ..........................................................128 CUADRO 76: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 4 .....................................................128 CUADRO 77: ESTRATEGIA 5 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 6 ..........................................................128 CUADRO 78: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 5 .....................................................129 CUADRO 79: ESTRATEGIA 6 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 6 ..........................................................129 CUADRO 80: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 6 .....................................................130 CUADRO 81: OBJETIVO ESTRATÉGICO 7 .............................................................................................130 CUADRO 82: ESTRATEGIA 1 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 7 ..........................................................131 CUADRO 83: AVANCE FÍSICO PLANTA GRAN CHACO ........................................................................131 CUADRO 84: AVANCE FÍSICO PLANTA GNL .........................................................................................131 CUADRO 85: AVANCE FÍSICO PLANTA AMONIACO Y UREA ...............................................................132 CUADRO 86: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 1 .....................................................133 CUADRO 87: ESTRATEGIA 2 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 7 ..........................................................133 CUADRO 88: TIPOS DE POLIETILENO ...................................................................................................134 CUADRO 89: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 2 .....................................................135 CUADRO 90: ESTRATEGIA 3 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 7 ..........................................................136 CUADRO 91: ESTRATEGIA 4 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 7 ..........................................................137 CUADRO 92: OBJETIVO ESTRATÉGICO 8 .............................................................................................137 CUADRO 93: ESTRATEGIA 1 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 8 ..........................................................138 CUADRO 94: ESTRATEGIA 2 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 8 ..........................................................139 CUADRO 95: INVERSIONES ALMACENAMIENTO DE GLP Y UREA ....................................................139 CUADRO 96: ESTRATEGIA 3 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 8 ..........................................................140 CUADRO 97: ESTRATEGIA 4 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 8 .........................................................140 CUADRO 98: ESTRATEGIA 5 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 8 .........................................................141 CUADRO 99: OBJETIVO ESPECÍFICO DE RECURSOS HUMANOS .....................................................141 CUADRO 100: ESTRATEGIA 1 DE RECURSOS HUMANOS ..................................................................142 CUADRO 101: ESTRATEGIA 2 DE RECURSOS HUMANOS ..................................................................143 CUADRO 102: ESTRATEGIA 3 DE RECURSOS HUMANOS ..................................................................143 CUADRO 103: ESTRATEGIA 4 DE RECURSOS HUMANOS ..................................................................144 CUADRO 104: ESTRATEGIA 5 DE RECURSOS HUMANOS ..................................................................145 CUADRO 105: ESTRATEGIA 6 DE RECURSOS HUMANOS ..................................................................145

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CUADRO 106: ESTRATEGIA 7 DE RECURSOS HUMANOS ..................................................................146 CUADRO 107: OBJETIVO ESPECÍFICO DE CONTRATACIONES .........................................................147 CUADRO 108: ESTRATEGIA 1 DE CONTRATACIONES ........................................................................147 CUADRO 109: ESTRATEGIA 2 DE CONTRATACIONES ........................................................................148 CUADRO 110: OBJETIVO ESPECÍFICO DE TRANSPARENCIA ............................................................148 CUADRO 111: ESTRATEGIA 1 DE TRANSPARENCIA ...........................................................................149 CUADRO 112: ESTRATEGIA 2 DE TRANSPARENCIA ...........................................................................150 CUADRO 113: ESTRATEGIA 3 DE TRANSPARENCIA ...........................................................................151 CUADRO 114: ESTRATEGIA 3 DE TRANSPARENCIA ...........................................................................152 CUADRO 115: OBJETIVO ESPECÍFICO DE AUDITORIA INTERNA ......................................................152 CUADRO 116: ESTRATEGIAS DE AUDITORIA INTERNA ......................................................................153 CUADRO 117: OBJETIVO ESPECÍFICO DE TECNOLOGÍAS DE INFORMACIÓN ................................154 CUADRO 118: ESTRATEGIAS DE TECNOLOGÍAS DE INFORMACIÓN (TI) .........................................155 CUADRO 119: OBJETIVOS ESPECÍFICOS DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS ................................156 CUADRO 120: ESTRATEGIAS ..................................................................................................................156 CUADRO 121: OBJETIVO ESPECÍFICO DE SSAS .................................................................................157 CUADRO 122: ESTRATEGIA 1 DE SSAS ................................................................................................157 CUADRO 123: ESTRATEGIA 2 DE SSAS ................................................................................................158 CUADRO 124: ESTRATEGIA 3 DE SSAS ................................................................................................158 CUADRO 125: OBJETIVO ESPECÍFICO DE COMUNICACIÓN ..............................................................159 CUADRO 126: ESTRATEGIAS DE COMUNICACIÓN ..............................................................................159 CUADRO 127: OBJETIVO ESPECÍFICO DE GESTIÓN DE PROYECTOS .............................................160 CUADRO 128: ESTRATEGIA 1 DE GESTIÓN DE PROYECTOS ............................................................160 CUADRO 129: ESTRATEGIA 2 DE GESTIÓN DE PROYECTOS ............................................................161 CUADRO 130: OBJETIVO ESPECÍFICO 1 DE IMPLEMENTACIÓN DE LA LEP ....................................162 CUADRO 131: ESTRATEGIAS IMPLEMENTACIÓN DE LA LEP .............................................................163 CUADRO 132: OBJETIVO ESPECÍFICO 2 DE IMPLEMENTACIÓN DE LA LEP ....................................164 CUADRO 133: ESTRATEGIAS IMPLEMENTACIÓN DE LA LEP .............................................................164 CUADRO 134: OBJETIVO ESPECÍFICO DE INVESTIGACIÓN ...............................................................164 CUADRO 135: ESTRATEGIA 1 DE INVESTIGACIÓN..............................................................................165 CUADRO 136: ESTRATEGIA 2 DE INVESTIGACIÓN..............................................................................165 CUADRO 137: ESTRATEGIA 3 DE INVESTIGACIÓN..............................................................................166 CUADRO 138: ESTRATEGIA 4 DE INVESTIGACIÓN..............................................................................166 CUADRO 139: ESTRATEGIA 5 DE INVESTIGACIÓN..............................................................................167 CUADRO 140: ESTRATEGIA 6 DE INVESTIGACIÓN..............................................................................167 CUADRO 141: ESTRATEGIA 7 DE INVESTIGACIÓN..............................................................................167 CUADRO 142: OBJETIVO ESTRATÉGICO 10 .........................................................................................168 CUADRO 143: CREAR UN FONDO DE FINANCIAMIENTO PARA EXPLORACIÓN, A PARTIR DE LAS UTILIDADES DE LAS EMPRESAS DE LA CORPORACIÓN ...................................................................169 CUADRO 144: CREAR FONDO DE COMPENSACIÓN ...........................................................................169 CUADRO 145: ELABORAR DIRECTRICES DE REINVERSIÓN DE UTILIDADES .................................169 CUADRO 146: REALIZAR OPERACIONES DE FINANCIAMIENTO EN MERCADOS DE VALORES INTERNACIONALES .................................................................................................................................170 CUADRO 147: CONCRETAR OPERACIONES DE FINANCIAMIENTO EN EL MERCADO DE VALORES NACIONAL .................................................................................................................................................170 CUADRO 148: DEFINIR Y ACTUALIZAR ESTRATEGIAS DE FINANCIAMIENTO POR PROYECTO RENTABLE O DE INTERÉS NACIONAL ..................................................................................................171 CUADRO 149: ADMINISTRACIÓN CENTRALIZADA DE DIVIDENDOS DE LAS DIFERENTES UN Y SUBSIDIARIAS ..........................................................................................................................................171 CUADRO 150: INVERSIONES EXPLORACIÓN .......................................................................................173 CUADRO 151: INVERSIONES EXPLOTACIÓN .......................................................................................174 CUADRO 152: INVERSIONES REFINACIÓN, TRANSPORTE Y LOGÍSTICA ........................................175 CUADRO 153: INVERSIONES COMERCIALIZACIÓN .............................................................................175 CUADRO 154: INVERSIONES PROYECTOS, PLANTAS Y PETROQUÍMICA .......................................177 CUADRO 155: INVERSIONES POR UNIDAD DE NEGOCIO ..................................................................178

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CUADRO 156: INVERSIONES POR FUENTE DE FINANCIAMIENTO ....................................................178 CUADRO 157: NECESIDADES DE FINANCIAMIENTO ...........................................................................179

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ÍNDICE DE GRÁFICOS GRÁFICO 1: POZOS EXPLORATORIOS PERFORADOS .........................................................................21 GRÁFICO 2: VOLÚMENES DE TRABAJO DE PROYECTOS SÍSMICOS POR GESTIÓN .......................21 GRÁFICO 3: INVERSIONES EN EXPLORACIÓN EN MMUS$ ..................................................................22 GRÁFICO 4: POZOS DE DESARROLLO PERFORADOS .........................................................................24 GRÁFICO 5: PRODUCCIÓN BRUTA Y VENTA DE GAS NATURAL .........................................................26 GRÁFICO 6: PRODUCCIÓN BRUTA DE LÍQUIDOS ..................................................................................27 GRÁFICO 7: PRODUCCIÓN DE GLP DE PLANTAS Y REFINERÍAS, Y PLANTA RIO GRANDE ............27 GRÁFICO 8: INVERSIONES EN EXPLOTACIÓN Y PRODUCCIÓN .........................................................28 GRÁFICO 9: CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO DE CRUDO - BPD .....................................................29 GRÁFICO 10: CARGA PROMEDIO PROCESADA DE CRUDO (BPD) ......................................................30 GRÁFICO 11: PRODUCCIÓN PROMEDIO DE GASOLINA ESPECIAL 2006 – 2014 ...............................31 GRÁFICO 12: PRODUCCIÓN PROMEDIO DE DIESEL OIL ......................................................................31 GRÁFICO 13: PRODUCCIÓN PROMEDIO DE GLP 2006 – 2014 .............................................................32 GRÁFICO 14: INVERSIONES REFINACIÓN EN MMUS$ ..........................................................................32 GRÁFICO 15: INVERSIONES EN TRANSPORTE EN MMUS$ .................................................................38 GRÁFICO 16: CAPACIDAD DE ALMACENAJE DE DIÉSEL OÍL EN M3 ...................................................40 GRÁFICO 17: CAPACIDAD DE ALMACENAJE DE GASOLINA ESPECIAL POR PLANTA EN M

3 ..........40

GRÁFICO 18: CAPACIDAD PARA ALMACENAJE DE GLP POR DEPARTAMENTO EN M3 ...................41

GRÁFICO 19: INVERSIONES EN ALMACENAJE EN MMUS$ ..................................................................44 GRÁFICO 20: EVOLUCIÓN CAPACIDAD DE ALMACENAJE TOTAL .......................................................45 GRÁFICO 21: VOLÚMENES DE EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL .....................................................46 GRÁFICO 22: CONSUMO DE GAS NATURAL – MERCADO INTERNO ...................................................47 GRÁFICO 23: SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL ..........................................................50 GRÁFICO 24: INVERSIONES EN REDES DE GAS EN MMU$ .................................................................52 GRÁFICO 25: OFERTA Y DEMANDA DE DIÉSEL OÍL 2006-2014 ............................................................53 GRÁFICO 26: OFERTA Y DEMANDA DE GASOLINA ESPECIAL 2006-2014 ..........................................53 GRÁFICO 27: OFERTA Y DEMANDA DE GASOLINA PREMIUM (RELACIÓN 2006-2014) ....................54 GRÁFICO 28: OFERTA Y DEMANDA DE KEROSENE 2006-2014 ...........................................................54 GRÁFICO 29: OFERTA Y DEMANDA DE AV GAS / JET FUEL DIÉSEL OÍL 2006-2014..........................55 GRÁFICO 30: OFERTA Y DEMANDA DE GLP 2006-2014 ........................................................................56 GRÁFICO 31: PORCENTAJE DE CONSUMO DE GLP A GRANEL POR SECTOR .................................57 GRÁFICO 32: INVERSIONES EN COMERCIALIAZACIÓN DE LÍQUIDOS 2009 - 2014 ...........................59 GRÁFICO 33: VENTA GLP PLANTA DE SEPARACION DE LÍQUIDOS DE RÍO GRANDE .....................60 GRÁFICO 34: INVERSIONES EN PLANTAS E INDUSTRIALIZACIÓN EN MMU$ ...................................64 GRÁFICO 35: PROYECCIÓN DEMANDA DE GAS NATURAL – SECTOR TERMOELÉCTRICO ............75 GRÁFICO 36: PROYECCIÓN DEMANDA GAS NATURAL – DISTRIBUCIÓN DE GAS POR REDES .....77 GRÁFICO 37: PROYECCIÓN DEMANDA DE GAS NATURAL – MERCADO INTERNO Y EXPORTACIÓN 2015 – 2019 ..................................................................................................................................................79 GRÁFICO 38: PROYECCIÓN DEMANDA GASOLINA ESPECIAL Y DIESEL OÍL ....................................80 GRÁFICO 39: PROYECCIÓN DEMANDA DE GLP ....................................................................................81 GRÁFICO 40: PROYECCIÓN DEMANDA DE COMBUSTIBLES DE AVIACIÓN .......................................81 GRÁFICO 41: PRONÓSTICOS DE PROYECTOS EN CONTRATOS DE OPERACIÓN ...........................95 GRÁFICO 42: POBLACIONES BENEFICIADAS CON GNL .....................................................................132

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INTRODUCCIÓN

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos -YPFB es una empresa creada por Decreto Ley de 21 de diciembre de 1936 y refundada mediante Ley N° 3058 de 17 de mayo de 2005, como empresa autárquica de derecho público de duración indefinida, que goza de personalidad jurídica propia y autonomía administrativa, técnica y económica, así como de capital y patrimonio propio. El domicilio legal de YPFB es la ciudad de La Paz, pudiendo establecer oficinas en cualquiera de los Departamentos, así como sucursales y representaciones en el exterior del país. Su sede y forma de funcionamiento se ajusta a lo establecido por la Ley N° 3058. El Decreto Supremo N° 28701 de Nacionalización de Hidrocarburos “Héroes del Chaco” de 1° de mayo de 2006, ha permitido al Estado recuperar la propiedad, la posesión y el control total y absoluto de los recursos naturales hidrocarburíferos, así como recuperar el control y la dirección de la producción, transporte, refinación, almacenaje, distribución, comercialización e industrialización de hidrocarburos en el país. YPFB a nombre y en representación del Estado ejerce la propiedad de los hidrocarburos. El control y dirección de la cadena de hidrocarburos, constituye el salto cualitativo más importante desde el punto de vista de la gestión de los hidrocarburos; al mismo tiempo, el desafío de lograr una gestión eficaz y eficiente que responda a las expectativas que el pueblo boliviano tiene acerca de YPFB. Existe avances en el control y gestión de la cadena de hidrocarburos: firma de 44 contratos de operación con 16 empresas privadas que actualmente operan en Bolivia, firma del Contrato de Compra Venta de Gas con la Argentina, consolidación y ampliación del mercado interno, proyectos exploratorios, abastecimiento del mercado interno, garantía de los mercados de exportación de gas natural, construcción de redes de gas para las familias bolivianas, inversiones en desarrollo de campos y en la ejecución de proyectos como la plantas de separación de líquidos y los proyectos petroquímicos que industrializarán el gas natural y que nos permitirán pasar de ser un país exportador de materia prima a un país industrializado, exportador de productos con valor agregado en la cadena de hidrocarburos. Sin embargo, la transformación del sector hidrocarburos aún requiere de esfuerzos. La Ley N° 466 de la Empresa Pública tiene por objeto establecer un régimen legal de empresas públicas y desarrollar un sistema de organización y gestión eficiente, eficaz y transparente que contribuya al desarrollo económico y social del país. En sus Disposiciones Transitorias, la Ley establece que YPFB adoptará la tipología de empresa estatal y tendrá las siguientes subsidiarias y filiales:

Empresa Estatal 100%

Empresa Estatal Mixta 70 a < 100%

Empresa Mixta 51 a < 70%

SAM 51 hasta 70%, solo

E&E

YPFB Empresa Corporativa

YPFB Transporte S.A. GTB S.A. YPFB Andina

Flamagas S.A. YPFB Transierra S.A. YPFB Petroandina

Central Bulo Bulo S.A.

YPFB Refinación S.A.

YPFB Chaco S.A.

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Respecto a las empresas YPFB Logística y YPFB Aviación, la LEP establece que: “Una vez que YPFB Empresa Corporativa cuente con el 100% del paquete accionario de YPFB Logística y de Air BP Bolivia S.A. – ABBSA, las incorporará a su estructura organizacional como unidades productivas, debiendo dar cumplimiento a la normativa vigente y aplicable para estos procesos, precautelando la continuidad de las actividades comerciales y el cumplimiento de las obligaciones a las que hubieran estado sujetas las referidas empresas.” El presente documento se ha estructurado en dos partes, la primera parte contempla el análisis de situación, donde se muestra la demanda de gas natural y de los hidrocarburos líquidos tanto para el mercado interno como para el mercado externo; se realiza una descripción de la situación actual de las unidades de negocio de exploración y explotación; refinación, transporte y logística; comercialización; proyectos, plantas y petroquímica; y de las áreas del centro corporativo; y se expone los principales factores internos, fortalezas y debilidades, y factores externos, oportunidades y amenazas, de YPFB Corporación. En la Parte II se desarrolla el Plan Estratégico Corporativo, en el marco de la misión, visión y valores corporativos vigentes, así como los objetivos estratégicos, estrategias, metas, proyectos y actividades estratégicas. En la parte final, se desarrolla la política de financiamiento para asegurar los recursos necesarios para financiar todos los proyectos de este plan.

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PARTE I LÍNEA BASE DE YPFB CORPORACIÓN 1. ROL DE YPFB EN LA NACIONALIZACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS La nacionalización de los hidrocarburos en Bolivia el año 2006 fue el resultado de las demandas de las bolivianas y los bolivianos, expresadas desde principios de la década del 2000 sobre la defensa de los recursos naturales y el progresivo deterioro del modelo neoliberal impuesto desde las décadas de los 80’s y 90’s, donde las recetas de los organismos financieros internacionales definían las políticas económicas, monetarias, cambiarias, externas, tributarias y dejando de lado la participación y planificación estatal. Como consecuencia del deterioro de las condiciones y calidad de vida de los sectores más vulnerables y del agobio de la clase media por el estancamiento político y de las demandas del pueblo en general, expresado finalmente en el Referendum Vinculante, el gobierno del Presidente Evo Morales promulgó el Decreto Supremo Nº 28701 de Nacionalización de Hidrocarburos “Héroes del Chaco”el 01 de mayo de 2006. A partir de esta medida, el Estado ejerce total soberanía sobre los recursos hidrocarburíferos, recuperando su propiedad, posesión y control total y absoluto. Asimismo se refunda la empresa estatal YPFB para operar toda la cadena de hidrocarburos a nombre del Estado, con plena potestad de definir condiciones, volúmenes y precios de comercialización de los mismos para el mercado interno y externo. Asimismo, esta norma sienta las bases para la recuperación de la dirección, administración y operación de las empresas privatizadas y capitalizadas. Dentro de los principios establecidos por la Nacionalización de los hidrocarburos se encuentran:

Soberanía sobre los recursos hidrocarburíferos.

Propiedad y control sobre los hidrocarburos.

Combinación de inversión pública y privada de manera virtuosa.

Política y estrategia de los recursos hidrocarburíferos a cargo del Estado. Desde la promulgación del D.S. “Héroes del Chaco” en el año 2006 estos principios, se han materializado en el accionar de YPFB, como brazo operador del Estado, a través de su participación directa en toda la cadena de los hidrocarburos, desde la exploración del recurso hasta su comercialización e industrialización. En cumplimiento de la mencionada norma, se recuperó la mayoría accionaria de las empresas que operaban a lo largo de la cadena de hidrocarburos y que fueron capitalizadas y privatizadas en gobiernos anteriores. Actualmente, la empresa estatal YPFB cuenta con la mayoría accionaria en dichas empresas, llegando a detentar entre el 98% y 100% de las acciones, lo cual ha permitido a YPFB la participación directa en las desiciones operativas, administrativas, financieras y de gestión en cada una de las etapas de la cadena de hidrocarburos, a través de una estructura corporativa, que ha fortalecido sus capacidades de gestión de acuerdo al nuevo rol protagónico que le dio la nacionalización. Asimismo, a través de la participación directa de YPFB en la cadena de hidrocarburos, se han desarrollado los lineamientos establecidos por la política nacional. Se vienen implementando las estrategias planteadas y de esta manera se han concretado cada uno de los objetivos planteados por la política de nacionalización en cuanto a incremento del potencial hidrocaburífero, aumento de producción, seguridad energética e industrialización.

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Con la Nacionalización, YPFB ha recobrado protagonismo en las actividades de exploración y explotación de los hidrocarburos, mediante la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación y también a través de sus empresas YPFB Chaco, YPFB Andina y YPFB Petroandina. A los esfuerzos de nuestra empresa se suman los esfuerzos de las empresas privadas que trabajan para el Estado en el marco de los contratos de operación. Asimismo, YPFB ha desarrollado el más ambicioso programa de la historia boliviana en cuanto a la ampliación de la capacidad instalada del sector hidrocarburos, ampliando y modernizando los campos de desarrollo, las plantas de separación en campos, las plantas de refinación, la capacidad de transporte, almacenaje y distribución de hidrocarburos y sus derivados, así como la construcción de plantas de separación de líquidos e industrialización de hidrocarburos, con la finalidad de atender la creciente demanda de energéticos por parte de la población del país; además, los proyectos petroquímicos de industrialización y los compromisos de exportación de gas natural hacia Argentina y Brasil. El abastecimiento de hidrocarburos en el mercado interno, además de ser un mandato constitucional, constituye uno de los principios fundamentales establecidos en la Ley de Hidrocarburos, por lo cual es una prioridad para el Gobierno Nacional. Bajo este contexto, se ha cubierto la creciente demanda de carburantes gaseosos y líquidos, a través del incremento de la producción de estos combustibles, resultado de las inversiones realizadas en el período 2006 – 2014 y completando el déficit de gasolina y diésel oil a través de la importación. Asimismo, se ha pasado de ser un país deficitario en GLP a ser un país autosuficiente y generador de excedentes para la exportación, perfilando en los próximos años a Bolivia como uno de los principales suministradores de GLP en la región. En lo que se refiere a gas natural en el mercado interno, en el período 2006 – 2014 se ha incrementado el consumo de gas natural en los diferentes sectores. En el año 2006 se comercializó en promedio 5,22 MMmcd de gas natural y se prevé que al finalizar el año 2014 se comercializará alrededor de 10,6 MMmcd, es decir, un incremento aproximado del 103% respecto a 2006. Los incrementos en el consumo en el mercado interno, responden a las políticas de masificación del uso del gas natural, entre ellas el incremento de instalaciones domiciliarias de gas y la conversión de vehículos a GNV. YPFB ha acelerado la instalación de gas domiciliario en varias ciudades del país, lo que constituye un beneficio para las familias bolivianas por el ahorro que representa en su consumo energético. Por otra parte, en lo que se refiere al mercado externo, en el período 2006 a 2013, Bolivia se ha convertido en el proveedor más importante de gas natural en la región, suministrando gas a los mayores mercados del Cono Sur: Brasil y Argentina. A través del contrato con Petrobras las entregas de gas a Brasil alcanzaron a un promedio de 24,6 MMmcd el 2006, llegando a 32,3 MMmcd el 2013. Dado el incremento de la demanda, el 2014 se suscribieron dos contratos interrumpibles con Petrobras para el envío de 2,24 MMmcd adicionales, contemplando un mejor precio, similar al establecido con Argentina, más un premio del 2% al 5%. Por otra parte, el contrato de compra venta de gas natural entre YPFB y Energía Argentina S.A. (ENARSA) se inició el 2007, y el año 2010 se suscribió una Adenda incrementándose el compromiso de volúmenes de exportación. Posteriormente debido al requerimiento adicional de volúmenes de gas natural, el 2012 se suscribió un contrato interrumpible. El 2007 los envíos de gas natural fueron en promedio 4,62 MMmcd y el 2013 de 14,97 MMmcd. Para el final de 2014 se prevé exportar 16,26 MMmcd.

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En el marco de la política y la estrategia establecida a partir de la Nacionalización, YPFB ha asumido el rol de llevar adelante la agregación de valor a través del proceso de industrialización del gas natural, superando el modelo primario exportador en el sector. Este proceso se ha iniciado en el país con las plantas separadoras de líquidos de Rio Grande en operación y de Gran Chaco como primer paso, que permitirá separar el propano y etano (insumos para la producción de polímeros y propileno) de la corriente del gas natural con destino a los mercados de exportación. El propano y etano constituyen la materia prima necesaria para el abastecimiento y funcionamiento del nuevo Complejo de Olefinas y Poli Olefinas. Este nuevo complejo estará compuesto por las plantas de etileno, polietileno, propileno y polipropileno, lo que a su vez generará los insumos productivos para las pequeñas, medianas y grandes empresas asociadas a la petroquímica en la producción de plásticos, más conocida como la petroquímica de segunda generación. Asimismo, estas plantas separadoras de líquidos han permitido conseguir la autosuficiencia en GLP y destinar excedentes a la exportación. Otro proyecto de industrialización de gas natural de gran envergadura que está siendo llevado a cabo por YPFB, es la Planta de Amoniaco y Urea en actual construcción. Esta planta contará con una capacidad de producción aproximada de 756.000 toneladas anuales de urea para lo cual se invertirán 862,5 MMUS$. La puesta en marcha de este proyecto será el año 2016 y se prevé atender la demanda del mercado interno ayudando a incrementar la actividad agrícola, mejorando la productividad de este sector, apoyando el desarrollo local de las regiones y contribuyendo a la seguridad alimentaria del país. 2. RESULTADOS DEL PROCESO DE NACIONALIZACIÓN 2.1. UNIDAD DE NEGOCIO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN 2.1.1. EXPLORACIÓN

2.1.1.1. CONTEXTO DE LA EXPLORACIÓN Las áreas delimitadas como reservadas para la exploración y explotación (E&E) por YPFB Corporación son 104, las cuales cubren 22.164.672,32 hectáreas, que se encuentran distribuidas en casi todos los plays exploratorios del país, excepto en los plays de Pantanal y Sub-andino Norte. Aquellos prospectos exploratorios que están dentro de la Zona Tradicional (ZT), tienen un índice de éxito histórico de 3:1; en cambio, para los que están en la Zona No Tradicional (ZNT), éste índice de éxito es de 7:1. La normativa vigente limita la asignación de más de 40 parcelas por área, lo que representa una amenaza para el desarrollo de mega campos, puesto que de tratarse de estructuras muy grandes, con seguridad excederán los límites del área asignada, generando problemas contractuales y posterior desarrollo de los campos descubiertos.

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El 19 de diciembre de 2011 se anunció públicamente las 15 áreas reservadas a favor de YPFB, que se promocionaron en importantes eventos internacionales, las cuales son: Carandaiti, Cedro, Cobija, Corregidores, El Chore, Huacareta, Ivirza, Litoral, Madre de Dios, Manuripi, Nueva Esperanza, Pelicano, La Guardia, Alegría y Coipasa. En el proceso competitivo de licitación, se asignaron 6 áreas para realizar convenios de estudio y se asignaron 2 para la firma de contrato. No obstante, en un principio se esperaba que nuevas y más empresas de E&E se interesen en invertir en Bolivia, situación que no se dio, los argumentos de las empresas de E&E para desestimar sus inversiones fueron:

Precios de los hidrocarburos en el mercado interno boliviano por debajo de los precios internacionales y las condiciones contractuales de participación en el negocio en el contrato de servicios tipo Sociedad de Economía Mixta (SAM).

La exigencia de establecer una sucursal en Bolivia, situación que presenta tiempos de licitación y aspectos burocráticos-normativos excesivos.

El contexto normativo de Bolivia no alienta suficientemente las actividades exploratorias hidrocarburíferas.

En virtud de que existía una desvinculación entre la fase de ejecución de los proyectos exploratorios y la fase de visualización de los proyectos y estudios, YPFB ha creado la Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos, que asumió la responsabilidad de liderar todos los estudios exploratorios que se encaran en el seno de YPFB Casa Matriz y al mismo tiempo, aprobar el resto de los proyectos exploratorios que se desarrollarían a través de YPFB Chaco, YPFB Andina, YPFB Petroandina, y las empresas operadoras privadas. En la mejora de los procesos e información disponible, cabe destacar el proceso de digitalización y remasterización llevada a cabo por el Centro Nacional de Información Hidrocarburífera (CNIH), que permite contar con una base de datos para la generación de proyectos exploratorios. Asimismo, YPFB ha encarado proyectos en exploración como la adquisición sísmica 3D en el área Boyuibe, en el marco del proyecto exploratorio Itaguazurenda.

2.1.1.2. EL CONTRATO DE SERVICIOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN El Artículo 362 de la Constitución Política del Estado (CPE) autoriza a YPFB suscribir contratos bajo el régimen de prestación de servicios con empresas públicas, mixtas o privadas, para que realicen determinadas actividades de la cadena productiva a cambio de una retribución o pago por sus servicios. En este sentido, YPFB ha elaborado el Modelo de Contrato de Servicios de Exploración y Explotación bajo dos modalidades, Contrato de Servicios Tipo Operación y Contrato de Servicios Tipo SAM ambos deben contar con previa autorización y aprobación expresa de la Asamblea Legislativa Plurinacional. De acuerdo la Resolución Ministerial N° 262-11 y la Resolución de Directorio de YPFB N° 61/2012, se establecen las siguientes modalidades para la asignación de áreas:

Ejecución de actividades de manera directa a través de la GNEE de YPFB. Asignación directa a empresas donde YPFB cuente con una participación accionaria

mayoritaria. Convenios de estudio. Licitación internacional.

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A la fecha, YPFB ha suscrito dos “Contratos de Exploración y Explotación en Áreas Reservadas” con YPFB Petroandina SAM y siete “Contratos de Servicios Petroleros” con BG, Total & Gazprom, Petrobras, YPFB Chaco, e Eastern Petroleum, los cuales deberán generar un importante incremento en actividades de inversión en exploración. Por otra parte existen contratos de E&E para 9 áreas en trámite de aprobación y autorización con las empresas YPFB Chaco S.A., YPFB Andina S.A. y Petrobras Bolivia S.A. y 3 nuevos contratos en negociación con las empresas YPF y Pluspetrol. Las principales causas por las que no se han firmado contratos adicionales, son: • Tiempos excesivos para la autorización y aprobación de los contratos de servicios por la

Asamblea Legislativa Plurinacional. • Restricción para realizar actividades exploratorias en áreas protegidas. • El régimen impositivo vigente que conlleva una participación del Estado por encima del

setenta por ciento (70%) hace inviables proyectos exploratorios en áreas con bajo nivel de recursos hidrocarburíferos.

• Falta de incentivos económicos a la exploración.

2.1.1.3. ESTUDIOS DE GEOLOGÍA Durante el periodo 2011 – 2014 se han realizado diferentes estudios de valorización de áreas, los cuales han sido elaborados por empresas internacionales, empresas subsidiarias y por cuenta propia, los mismos son: • La empresa Oil Solutions Inc., durante el periodo 2011 a 2012 ha evaluado la

prospectividad de 56 áreas exploratorias. • La empresa COMESA durante el periodo 2013 – 2014 ha evaluado 10 áreas dejando

pendiente el informe por 15 áreas para el año 2015. • La realización de proyectos iniciales exploratorios, a cargo de las empresas subsidiarias

de YPFB, ha logrado 12 estudios en el periodo 2012 – 2014. • Los proyectos evaluados por YPFB Casa Matriz, a través de la GERH, alcanza 12 áreas

en el periodo 2011-2014.

2.1.1.4. POZOS EXPLORATORIOS En el periodo 2006–2013 se perforaron 35 pozos exploratorios, de los cuales en la gestión 2013 se realizaron la mayor cantidad de ellos. Sin embargo, para la gestión 2014 se proyectó la perforación de 12 nuevos pozos exploratorios, de los cuales 8 fueron concluidos y 4 fueron iniciados, representado la mayor cantidad de perforaciones en el periodo 2006-2014.

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GRÁFICO 1: POZOS EXPLORATORIOS PERFORADOS

Fuente: Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos

2.1.1.5. PROYECTOS DE SÍSMICA En el periodo 2006–2007 no se registran proyectos de sísmica. En el periodo 2008–2013 se ejecutaron 11 proyectos de sísmica. Para la gestión 2014 se tienen 7 proyectos de registro sísmico, de los cuales 5 están concluidos y 2 están en ejecución. Cada uno de estos proyectos aportó con volúmenes de trabajo expresados en el siguiente gráfico.

GRÁFICO 2: VOLÚMENES DE TRABAJO DE PROYECTOS SÍSMICOS POR GESTIÓN

(Km - Km2)

Fuente: Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos

2.1.1.6. RESUMEN DE LAS INVERSIONES EN EXPLORACIÓN Las inversiones efectuadas en exploración en el periodo 2006-2014 alcanzan un monto de 1.269 MMUS$, la ejecución anual de las inversiones se muestran en el siguiente gráfico.

2 3

5 4

6 5

3

3

3

2

1

4

2 3

2

5

8

4

11 12

2006 2007 2008 2010 2011 2012 2013 2014

Productor Abandonado Abandono Temporal En Ejecución Programado Total

1.082

619

190

499

819

1.310

300

631 543

715

2009 2011 2012 2013 2014 2008 2009 2012 2013 2014

2D 3D

22

GRÁFICO 3: INVERSIONES EN EXPLORACIÓN EN MMUS$

Fuente: Gerencia Nacional de Planificación, Inversiones y Estudios.

* 2014: Cifras preliminares, estimadas al cierre.

Entre los principales aspectos externos que anualmente frenan las inversiones en esta actividad, se encuentran los siguientes:

Retraso en el trámite de la licencia ambiental para los proyectos de adquisición sísmica y perforación. Problemas de relacionamiento comunitario por compensaciones.

Incumplimiento por parte de las empresas contratistas, tanto en tiempo como en calidad del servicio, que demoran la conclusión del proyecto.

Dificultades en la importación de equipos y materiales.

Falta de oferta de empresas de servicios petroleros y declaratorias desiertas en los procesos de contratación.

Reajuste de los precios por servicios contratados. Renovación de contratos con los proveedores.

Devolución de áreas después de realizados los estudios técnicos.

La firma y entrada en vigencia de nuevos contratos de exploración toma tiempo excesivo, debido al proceso en extremo burocrático que se sigue.

2.1.2. EXPLOTACIÓN Actualmente, se encuentran en producción 65 campos en 41 contratos de operación distribuidos de la siguiente manera:

CUADRO 1: CAMPOS EN PRODUCCIÓN POR DEPARTAMENTO

Departamento Número de Campos

Chuquisaca 2

Cochabamba 10

Santa Cruz 39

Tarija 13

Tarija-Chuquisaca 1

Total 65 Fuente: Gerencia Nacional de Administración y Contratos

73

44

81

147

96

214

138 164

312

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014*

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Por las características de campos asociados, la producción de hidrocarburos líquidos se basa principalmente en el condensado y, por ende, se encuentra ligada directamente a la producción de gas natural.

2.1.2.1. CONTEXTO DE LA EXPLOTACIÓN Para el logro de resultados, YPFB, a través de los Planes de Desarrollo (PDD) y Programas de Trabajo y Presupuestos (PTP) establecidos en los contratos de operación y presentados por las empresas operadoras, ha orientado las inversiones y actividades al suministro de hidrocarburos al mercado interno y al cumplimiento de los compromisos contraídos con los mercados de exportación de Brasil y Argentina. Un logro importante de YPFB en los últimos 5 años ha sido el incremento de la producción, como resultado del trabajo en equipo de las diferentes unidades técnico-económicas involucradas en el desarrollo de los campos, de casa matriz y de las empresas subsidiarias. Sin embargo, también se atravesaron problemas importantes como la existencia de campos como La Vertiente, Escondido, Palo Marcado, Los Suris, Vuelta Grande, Colpa, Caranda, Carrasco, Paloma, Víbora, Sirari, entre otros, que han entrado en su fase final de explotación, y no se han descubierto nuevos campos para reponer la producción. Otro aspecto crítico es la declinación natural de los campos, en una gran mayoría, estos se encuentran en su fase final de explotación; esta situación dificulta la aprobación de PTP en campos con baja producción y OPEX elevados, pues genera un conflicto social y técnico. Adicionalmente, se atraviesan problemas estructurales que limitan o restringen la ejecución de actividades en la explotación, los mismos se muestran a continuación.

Tiempos excesivos y procesos burocráticos en el trámite de licencias y permisos ambientales - sociales.

Carencia de procedimientos claros que permitan a la Unidad de Negocio de Exploración y Explotación desarrollar sus funciones de manera eficiente.

2.1.2.2. EL CONTRATO DE OPERACIÓN En octubre de 2006 se suscribieron 44 contratos de operación; el contrato para el área Irenda no fue protocolizado y los restantes 43 fueron protocolizados en mayo de 2007. De los 43 Contratos de operación protocolizados en mayo del 2007, 2 han sido devueltos (Ingre y Charagua), 3 se encuentran en fuerza mayor (Amboró-Espejos, Rio Hondo, Tuichi), 1 área se encuentra en exploración (Sara-Boomerang I), 4 se encuentran en desarrollo (Warnes, Palmar, Aquío, Ipati), 4 áreas que registraron descubrimiento comercial a la fecha no están en producción (Enconada, Grigotá, Palacios, Puerto Palos) y las restantes 29 áreas han registrado descubrimiento comercial y se encuentran en fase de producción. Con el objetivo de mejorar la administración de contratos, con un enfoque estratégico en el que se actualicen los mecanismos de control, mejore la revisión de los costos recuperables, se optimice la administración de los procesos de licitación y se realice la gestión y negociación de contratos, se planteó una nueva estructura organizacional para la Gerencia Nacional de

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Programas de Trabajo (GNPT), creándose la Gerencia Nacional de Administración de Contratos (GNAC) a través de Resolución de Directorio N° 55/2011 del 18 de julio de 2011. La administración de cada actividad está regida en su atribución como costo útil y utilizable, lo que significa que YPFB tiene la capacidad de reconocer o no la recuperación de dicha actividad como un costo útil. Sin embargo, se han presentado diferentes problemas que son detallados a continuación.

Procesos de licitación y contrataciones con limitaciones.

Limitaciones en el análisis y aprobación de PDDs y PTPs.

Acuerdos de entrega no actualizados a la situación actual de producción.

Demoras en la gestión económica de los contratos de operación.

2.1.2.3. POZOS PERFORADOS En relación a los equipos de perforación, el 2006 se contaba con 4 equipos de perforación activos (2 de desarrollo y 2 de exploración); a la fecha se cuenta con 22 equipos de perforación de diferentes compañías de servicios como Petrex (Perú-Italia), DLS (Argentina), Sinopec (China), SAI (Brasil), Equipetrol (Bolivia), y 3 nuevos equipos adquiridos por YPFB. En materia de pozos de desarrollo, en el año 2006 se perforaron 2 pozos, y durante la gestión 2014 se perforan 26, con un promedio entre 2006 y 2014 de 15 pozos perforados por año.

GRÁFICO 4: POZOS DE DESARROLLO PERFORADOS

Fuente: Gerencia Nacional de Administración de Contratos

En el inicio de operación de los equipos de perforación de YPFB, se ha observado una inadecuada gestión administrativo-operativa de los servicios de perforación ofrecidos a través de la Dirección de Servicios de Perforación (DSP), causadas por los siguientes factores:

Recursos humanos que no cuentan con la experiencia necesaria para administrar y operar los equipos recibidos.

Limitación presupuestaria para los gastos de operación y mantenimiento de los equipos, emergente de la dinámica operativa.

2 0

9 10 12

18

30 28

26

0

5

10

15

20

25

30

35

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

25

Burocracia en la contratación de equipos y servicios necesarios para la operación de los equipos recibidos.

Pese al incremento en la cantidad de pozos perforados por gestión, el periodo se ha caracterizado por atravesar varios problemas que retrasaron o evitaron la ejecución de perforaciones. Los principales problemas son los siguientes:

Retraso en el trámite de la licencia ambiental, dentro de este concepto, se tienen problemas de relacionamiento comunitario por compensaciones.

Incumplimiento por parte de las empresas contratistas, tanto en tiempo como en calidad del servicio, que demoran la conclusión del proyecto.

Dificultades en la importación de equipos y materiales.

Dificultad en la provisión de combustibles (diésel oíl), que ocasiona en muchos casos paros en la perforación de pozos con elevados costos de stand by.

Falta de oferta de empresas de servicios petroleros y declaratorias desiertas en los procesos de contratación.

Reajuste de los precios por servicios contratados. Renovación de contratos con los proveedores.

Problemas técnicos encontrados a medida que se van ejecutando los proyectos, que atrasan la conclusión de los mismos o que implican el incremento de actividades adicionales como desvíos (sidetracks) y otros.

Cambios en la planificación del cronograma de perforaciones, por los resultados que se van obteniendo en la perforación de los primeros pozos programados.

2.1.2.4. CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO En función a los contratos de exportación firmados con Brasil y Argentina y la demanda del mercado interno, a partir de la gestión 2006, a solicitud de YPFB y con la firma de los contratos de operación, las empresas operadoras, programaron inversiones con la finalidad de incrementar la capacidad de procesamiento de gas natural. La capacidad de las plantas tuvo un incremento importante, que pasó de 57,3 MMmcd en 2006, hasta 91,8 MMmcd en 2014, es decir un sesenta por ciento (60%) de crecimiento. Actualmente la producción promedio total de gas natural es de 61,52 MMmcd, por lo que si se analiza el contexto como una sola unidad de producción y una sola planta de proceso, se llega a la errónea interpretación de tener capacidad ociosa en plantas de proceso equivalente a 30.28 MMmcd, es decir un 32% de dicha capacidad ociosa. Sin embargo, si se descentraliza por áreas, en los mega-campos se tiene una relación directa entre la producción y la capacidad de proceso instalada en las plantas, como son los casos de Margarita y San Antonio (65% de la producción). Los campos San Alberto e Itaú, merecen un comentario adicional debido a la declinación natural de sus yacimientos, a la tardía implementación de la compresión para bajar la presión de operación, y a la nueva planta de proceso instalada para el campo Itaú que resulta innecesaria y debe considerarse su reubicación. Bajo estos aspectos, se han identificado de manera genérica, las diferentes causas que ocasionaron dicha capacidad ociosa en las plantas de procesamiento de gas natural:

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Declinación natural de la producción de los reservorios en campos que alimentan las plantas de gas.

Campos maduros con producción remanente mínima.

Depreciación de los equipos en función al tiempo de vida útil con el que cuenta.

Facilidades existentes no adecuadas a nuevos campos de desarrollo.

2.1.2.5. VOLÚMENES DE PRODUCCIÓN 2.1.2.5.1. GAS NATURAL La producción de gas natural se incrementó gradualmente de 2006 a 2014. Sin embargo, existe una reducción de la producción en 2009 ocasionada por la reducción de exportaciones al mercado de Brasil, que demandó menores volúmenes de gas natural de Bolivia como producto de la crisis económica del año 2008 que afectó la economía brasilera principalmente en los sectores industrial y de generación eléctrica, que son los mayores demandantes del gas boliviano.

GRÁFICO 5: PRODUCCIÓN BRUTA Y VENTA DE GAS NATURAL

Fuente: SIESTAD – GNPIE.

2014: Información a noviembre 2014.

2.1.2.5.2. PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL Entre las gestiones 2006-2009, existe una reducción en la producción de condensado, como resultado de la disminución de la producción de gas natural. Adicionalmente, se registró una declinación de la producción en los campos petrolíferos. Entre las gestiones 2010-2014 se registró un incremento progresivo del caudal de producción, en razón al incremento en las actividades de explotación, principalmente de condensados asociados a la producción de gas natural.

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

MM

mcd

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Producción 40,24 41,75 42,01 36,76 41,72 45,07 51,11 58,28 61,52

Gas de venta 35,62 38,08 39,59 34,00 39,89 43,41 49,43 56,47 59,78

27

GRÁFICO 6: PRODUCCIÓN BRUTA DE LÍQUIDOS

Fuente: SIESTAD – GNPIE.

2014: Información a noviembre 2014.

Dentro de estos volúmenes de líquidos se considera la producción de petróleo, la cual se incrementó de forma moderada en función al Decreto Supremo N° 1202. Sin embargo, este incremento no ha podido solucionar el déficit en la producción de diésel y gasolina para el mercado interno. A la fecha, la producción de líquidos ha alcanzado los 63.380 BBLD en 2014. 2.1.2.5.3. GAS LICUADO DE PETRÓLEO La evolución de la producción de Gas Licuado de Petróleo (GLP) fue incremental entre las gestiones 2006-2008. Sin embargo, entre las gestiones 2009-2012 hubo un leve decremento debido a la disminución de la calidad del gas natural en los campos productores de GLP y a la declinación natural de los mismos. En las gestiones 2013-2014, además de la producción de GLP proveniente de plantas y refinerías, se puso en operación la Planta de Separación de Líquidos de Río Grande, la cual incorpora volúmenes importantes de producción de GLP (con una capacidad de 5,6 MMmcd de gas natural), para procesar 361 TMD de GLP.

GRÁFICO 7: PRODUCCIÓN DE GLP DE PLANTAS Y REFINERÍAS, Y PLANTA RIO GRANDE

Fuente: SIESTAD – GNPIE. Información a noviembre 2014.

Nota: Volúmenes correspondientes a un factor de gravedad específica de refinerías y plantas de 0,53 para la conversión de m3 a TM.

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Producción bruta petróleo 10,2 8,27 7,97 6,54 4,7 4,8 4,63 5,14 5,26

Producción bruta condensado 30,57 33 30,84 27,24 29,84 30,71 36,59 42,35 46,08

Producción bruta gasolina natural 7,78 8,05 8,13 7,26 8,37 9,07 10,27 11,74 12,04

Producción hidrocarburos líquidos 48,56 49,32 46,94 41,05 42,91 44,58 51,50 59,23 63,38

48,56 49,32 46,94

41,05 42,91 44,58

51,50

59,23 63,38

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

MB

BLD

0

200

400

600

800

1000

1200

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

932 940 948 936 909 889 883 886 754

208 331

TMD

Plantas y refinerías Planta Rio Grande

28

2.1.2.6. GESTIÓN DE RESERVAS Al no contar con una política clara para llevar a cabo el gerenciamiento de reservas, se están utilizando políticas y procedimientos orientados a la producción irracional sin considerar posibles daños al reservorio por parte de las operadoras, que consecuentemente originan bajos factores de recuperación, y acelerada depletación entre otros y la imposibilidad de optimizar la vida útil del reservorio, así como la cuantificación de las reservas fuera de los plazos establecidos. En ese sentido, las causas que impidieron generar una adecuada gerencia de reservas son:

Falta de recursos humanos especializados y tecnológicos suficientes para realizar la cuantificación de reservas y/o generar estrategias para su incremento.

Carencia de un software para la construcción del modelo integral de reservorios que permita realizar un efectivo control y seguimiento de la producción a fin de contar con la información respectiva para la generación de estrategias.

El año 2014 se comenzó a organizar el proyecto de consultoría para “Generación de modelos integrados y actualización de planes de desarrollo y gerenciamiento de reservas”, donde se visualizó para este último tema contratar una empresa consultora que pueda entrenar al equipo de YPFB en cuantificación y gerenciamiento de reservas. El proyecto está en una etapa avanzada ya que se considera que en el primer trimestre del 2015 se lanzaría la licitación, al momento ya se cuenta con una resolución de aprobación del Directorio de YPFB y la certificación presupuestaria plurianual.

2.1.2.7. RESUMEN DE LAS INVERSIONES EN EXPLOTACIÓN En el periodo 2006-2014 se realizaron importantes inversiones orientadas al incremento y mantenimiento de producción, acumulando un total de 4.468 MMUS$. Considerando la evolución en la producción y en las inversiones, las empresas que realizan actividades en desarrollo han mantenido una relación directa entre las inversiones y la producción.

GRÁFICO 8: INVERSIONES EN EXPLOTACIÓN Y PRODUCCIÓN

Fuente: Gerencia Nacional de Planificación, Inversiones y Estudios

2014: Cifras preliminares, estimadas al cierre de gestión.

130 171 211

325

479

658

777 844 873 40,24 41,75 42,01

36,76 41,72

45,07

51,11

58,28 61,52

0

10

20

30

40

50

60

0

200

400

600

800

1.000

1.200

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Pro

du

cció

n B

ruta

de

Gas

Nat

ura

l e

n M

Mm

cd

Inve

rsió

n e

n M

MU

S$

Inversión Producción

29

2.2. UNIDAD DE NEGOCIO DE REFINACIÓN, TRANSPORTE Y LOGÍSTICA 2.2.1. REFINACIÓN

2.2.1.1. CONTEXTO DE REFINACIÓN Mediante D.S. N°29128, YPFB recuperó la propiedad de las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell y constituyó YPFB Refinación S.A., la cual administra al menos el 90% de la capacidad de procesamiento de crudo y producción de combustibles líquidos en el país. 2.2.1.1.1. EVALUACIÓN CRÍTICA DE REFINACIÓN En el periodo 2007-2011 los niveles de inversión estuvieron limitados por la deficiencia en la definición y conceptualización de proyectos de inversión, ausencia de metodologías de planificación, procedimientos administrativos e inadecuado seguimiento a los proyectos. A partir del cambio de dirección de la empresa en el año 2012, se aplicaron las siguientes acciones para revertir las deficiencias señaladas: reestructuración de la Gerencia de Planificación, designación de gerentes y responsables de los proyectos, nuevos proyectos de inversión orientados al desarrollo de alternativas y perfil del proyecto (FEL 1) y desarrollo de ingeniería conceptual (FEL 2), contratación de ingeniería básica extendida, procura y construcción (FEED EPC), validación de planes de trabajo, definición de cronogramas de ejecución de proyectos, seguimiento estricto de cumplimiento, desconcentración de proyectos, modificación de procedimientos internos y contratación de consultores externos para el desarrollo de ingenierías de procesos de refinería.

2.2.1.2. CAPACIDAD DE REFINACIÓN Las inversiones realizadas desde 2012 permitieron incrementar la capacidad instalada de procesamiento de crudo en 19.400 BPD alcanzando una capacidad total aproximada de 64.800 barriles de petróleo por día de acuerdo al siguiente detalle:

GRÁFICO 9: CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO DE CRUDO - BPD

Fuente: YPFB Refinación

Las inversiones ejecutadas desde la nacionalización hasta agosto de 2014 alcanzaron a 371 MMUS$ superando a los 19,1 MMUS$ invertidos en el periodo previo.

RGV RGEB

30

CUADRO 2: INCREMENTO DE CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN

Proyectos:

Incremento de Capacidad de Producción

Impacto Económico (MUS$/Año)

GE DO GLP Ahorro en subvención

Ingresos IEHD

Impacto país (M3/mes) (M3/mes) (TMD)

RSCZ - Revamp de la UDC A-301 3.969 4.811 18 70.104 18.785 88.889

RCBA - Horno 1H-1001ª 143 2.724 12 22.312 6.173 28.485

RSCZ - Adecuación de la UDC A-300

4.977 18 38.613 10.726 49.339

RCBA – Adecuación y Modernización UDC 12.500 BPD

20.027 60 155.382 43.162 198.544


2.2.1.3. CARGA PROCESADA El rendimiento de las refinerías en la gestión 2014 estuvo situado por debajo del 35%.

CUADRO 3: RENDIMIENTO REFINERÍAS - 2014

GLP Gasolina Especial

Gasolina Premium

Gasolina Aviación

Kerosene Jet

Fuel Diesel

Oil Crudo

Reconstituido Aceites

Base

6,97% 34,92% 0,12% 0,26% 0,64% 7,70% 27,91% 14,20% 0,75%


Entre 2006 y 2013 el procesamiento de crudo promedio se incrementó de 40.051 BPD a 47.918 BPD. Las proyecciones para la gestión 2014 alcanzan a 51.109 BDP y una capacidad de procesamiento de 64.800 BPD1.

GRÁFICO 10: CARGA PROMEDIO PROCESADA DE CRUDO (BPD) PERIODO 2006 - 2013 Y PROYECCIÓN 2014


*Proyección

1 La carga procesada difiere de la capacidad de refinación debido a los días de mantenimiento programado.

23.751 24.198 25.240 25.338 24.464 25.238 23.743 26.934 27.000

16.300 17.021 18.319

13.540 15.315 16.678 18.515

20.984 24.109

40.051 41.219 43.559

38.878 39.779 41.916 42.258

47.918

51.109

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014*

RCBA RSCZ TOTAL

31

2.2.1.4. PRODUCCIÓN DE COMBUSTIBLES, GRASAS Y LUBRICANTES En el año 2006, la producción promedio alcanzó a 50.742 M3/mes, mientras que el año 2013 alcanzó a 84.328 M3/mes. Se prevé que para final de la gestión 2014 se logre 85.990 M3/mes El crecimiento de la demanda de gasolina especial en el mercado interno es atendido con la importación de volúmenes adicionales de este combustible.

GRÁFICO 11: PRODUCCIÓN PROMEDIO DE GASOLINA ESPECIAL 2006 – 2014 (M3/mes)


*Proyección

La capacidad de producción de diésel oíl se ha incrementado desde un promedio de 55.640 M3/mes en el año 2006 a 62.255 M3/mes para finales de 2013. Para fines del año 2014 las proyecciones alcanzan un volumen de 69.131 M3/mes. Desde fines de 2013, la demanda de diésel oil fue atendida en un 53% con importaciones.

GRÁFICO 12: PRODUCCIÓN PROMEDIO DE DIESEL OIL PERIODO 2006 - 2013 Y PROYECCIÓN 2014 EN M3/mes


*Proyección

20.130 21.375 22.534 23.797 22.767 24.796 29.661

35.666 40.134 30.612

36.651 43.675 42.770 45.180 42.206

43.963 48.662 45.856

50.742 58.026

66.209 66.567 67.947

67.002 73.624

84.328 85.990

2.006 2.007 2.008 2.009 2.010 2.011 2.012 2.013 2014*

RCBA RSCZ Total

34.891 38.689 36.275 34.353 30.910 32.464 30.128 34.508 33.994

20.749 22.565 23.491

15.135 17.490

18.858 25.412

27.747 35.137

55.640 61.254 59.766

49.488 48.400

51.322 55.540

62.255 69.131

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014*

RCBA RSCZ TOTAL

32

A partir del año 2011, la producción de GLP se ha incrementado en un 45% respecto al año 2006. En el año 20013 la producción promedio alcanzó a 300 TMD y las proyecciones para la gestión 2014 dan cuenta de una producción promedio de 321 TMD.

GRÁFICO 13: PRODUCCIÓN PROMEDIO DE GLP 2006 – 2014 (TMD)


*Proyección

Por otra parte, la producción de grasas y lubricantes se incrementó de 1.526 M3/mes en la gestión privada a 2.160 M3/mes bajo administración de YPFB Refinación S.A.

2.2.1.5. RESUMEN DE LAS INVERSIONES EN REFINACIÓN En el periodo 2007-2013, la inversión total acumulada alcanzó a 250 MMUS$. Para 2014 las

proyecciones de inversión alcanzan a 184 MMUS$.

Los principales proyectos de inversión de YPFB Refinación S.A. destinados al incremento de capacidad de producción de gasolina especial y diésel oil concentran el 61% del presupuesto total de la gestión 2014 y son: Unidad de Isomerización de Gasolina Liviana (NUIS), Nueva Unidad de Reformación Catalítica (NURC) y decuación y modernización de la Planta 12.500 BPD, prpyectos que permitirán, por un lado, el incremento en la producción de Gasolina Especial y por otro, mayor aporte de Diesel Oil al mercado interno, lo que permite prever la reducción en la importación de este último producto, y consecuentemente, aliviar el peso al TGN por efecto de menores importaciones.

GRÁFICO 14: INVERSIONES REFINACIÓN EN MMUS$


* 2014: Cifras preliminares, estimadas al cierre de la gestión.

161 172 179 186 173 180 169 187 174

76 92 82 76 88 91 107

113 147 237

264 261 262 261 271 276 300

321

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014*RCBA RSCZ TOTAL

1 3 1 7 14

52

171 184

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014*

33

2.2.1.6. LÍNEA BASE DE LA REFINACIÓN La capacidad de procesamiento actual es la siguiente:

CUADRO 4: CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO POR REFINERÍA

Refinería Crudo (BPD)

Diesel Oil (m3/mes)

Gasolina Especial (m3/mes)

GLP (TMD)

Guillermo Elder Bell 24.000 36.086 39.090 147

Gualberto Villarroel 39.700 53.207 46.593 246

Total 63.700 89.292 85.684 393


Con la puesta en operación de la Unidad de Crudo 12.500 BPD en el mes de diciembre, la capacidad instalada de la Refinería Gualberto Villarroel alcanza a 40.200 BPD.

CUADRO 5: PROYECTOS MÁS IMPORTANTES EN EJECUCIÓN

Proyecto Avance (%)

Adecuación y Modernización Planta 12.500 BPD 100%

Nueva Unidad de Reformación Catalítica (NURC) 49%

Unidad de Isomerización de Gasolina Liviana (NUIS) 46% Fuente: YPFB Refinación

2.2.2. TRANSPORTE

El transporte por ductos es operado por cuatro empresas de la Corporación: YPFB Transporte S.A., YPFB Logística S.A., YPFB Transierra S.A. y Gas TransBoliviano S.A. (GTB).

2.2.2.1. EVALUACIÓN CRÍTICA DEL TRANSPORTE Transporte por gasoductos En el periodo 2006-2014, se realizaron inversiones importantes para el transporte de gas natural para el mercado interno y externo, lo cual permitió mantener niveles de calidad y confiabilidad. La capacidad de transporte por ductos se incrementó para el mercado interno a través de las ampliaciones del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC), Gasoducto al Altiplano (GAA), Gasoducto Sucre-Potosí (GSP) y la implementación del Gasoducto Villamontes-Tarija (GVT). También se realizaron ampliaciones en la capacidad de transporte de la Derivada Gasoducto Parque Industrial y la Derivada Gasoducto Colpa Mineros. El transporte de gas natural al mercado externo fue favorecido con la construcción del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) con el objetivo de generar suficiente capacidad para atender el contrato suscrito con ENARSA.

34

Sin embargo, se presentaron algunas dificultades como la falta de capacidad de transporte al mercado interno para atender el crecimiento de la demanda en algunas regiones del país. El mercado de exportación interrumpible para la producción adicional no contó con la capacidad e infraestructura de transporte disponible. El sistema actual se encuentra trabajando al límite en algunos tramos. A partir de la incorporación de YPFB Transierra S.A. a la Corporación, se conformó un Comité de Transporte que se encuentra trabajando en la coordinación de todas las operaciones y actividades de las empresas de transporte, a fin de manejar el sistema de ductos de manera integral, eficiente y generar ampliaciones oportunas. Transporte por oleoductos YPFB Transporte S.A. es la única empresa que opera el transporte por oleoductos. Desde el año 2006 realizó inversiones en la ampliación del oleoducto del sur del país, destinado a la evacuación de líquidos asociados al incremento de producción de gas natural para alimentar refinerías y abastecer combustibles al mercado interno e inversiones en la terminal de Arica. Las dificultades en el sistema de oleoductos se encuentran ligadas a la falta de revisión tarifaria desde 2001 por parte de la ANH, la cual no compensa las inversiones realizadas para la ampliación del sistema, ni los volúmenes transportados por el mismo. Transporte por poliductos Pese a que no pudo realizar inversiones en ampliaciones y mantenimiento debido a que la tarifa vigente es insuficiente, YPFB Logística S.A., que es la operadora del transporte por poliductos, ha logrado mantener la continuidad del servicio para garantizar el abastecimiento de combustibles. Sin embargo, la antigüedad de los poliductos incrementa el riesgo en el sistema de transporte, razón por la cual es necesario un estudio de integridad y seguridad para su diagnóstico y mantenimiento. Los poliductos más importantes del sistema de transporte nacional (OCOLP, PCS y PVT) se encuentran operando al 100% de su capacidad y no son capaces de satisfacer la demanda total de transporte de combustibles líquidos en el mercado nacional. Se espera que con la absorción de esta empresa por YPFB, se realicen las acciones necesarias de prevención y mantenimiento que subsanen estas falencias, así como los problemas transversales de los sistemas de transporte y se conforme un sistema de gestión que permita una integración entre YPFB y las empresas operadoras de transporte.

2.2.2.2. PROYECTOS DE TRANSPORTE DE GAS La capacidad de transporte de hidrocarburos creció los últimos 5 años, lo cual permitió atender un incremento promedio anual de 0,67 MMmcd para el mercado interno y un 16,76 MMmcd para el mercado externo.

35

2.2.2.2.1. MERCADO INTERNO (GASODUCTOS) La red de transporte de gas natural se extiende sobre dos tercios del país. Los tramos de gasoductos que forman el sistema de transporte de gas natural son los siguientes:

CUADRO 6: DETALLE DE TRAMOS DE GASODUCTOS MERCADO INTERNO

Gasoductos Sigla Capacidad Máxima MMmcd

Carrasco - Yapacaní G.C.Y. 3,28

Yapacaní – Colpa G.Y.C. 4,54

Colpa - Río Grande G.S.C.Y. 6,94

Víbora - Kanata G.V.K. 0,25

Colpa - Mineros D.G.C.M. 0,45

Caigua - Taquiperenda G.S.C.Y. 2 11,89

Villamontes - Tarija GVT 1,81

Tarija - El Puente DGTP 0,16

Taquiperenda – Tarabuco G.T.C.-1 0,59

Tarabuco - Sucre G.T.C.-2 0,83

Tarabuco - Cochabamba G.T.C.-3 0,28

Sucre - Potosí G.S.P. 0,19

Carrasco - Cochabamba G.C.C. 3,40

Río Grande - Parotani G.A.A.-1 2,12

Parotani - Oruro G.A.A.-2 2,16

Oruro - La Paz G.A.A.-3 1,86

Derivada Parque Industrial D.G.P.I 2,35 Fuente: YPFB Transporte

Nota: No se incluyen capacidades de laterales y ductos menores.

2.2.2.2.1.1. EXPANSIÓN GASODUCTO AL ALTIPLANO (GAA) El objetivo de este proyecto es incrementar la capacidad de transporte requerido en los tramos Río Grande - Parotani, Parotani - Oruro y Oruro - Senkata para atender la demanda creciente de Cochabamba, Oruro, El Alto y La Paz. Consta de cuatro fases y a la conclusión de las fases programadas para 2014 se tendrá una capacidad de transporte de 2,12 MMmcd para el Primer Tramo (Río Grande – Parotani), 2,352 MMmcd para el Segundo Tramo (Parotani - Oruro) y 1,86 MMmcd para el Tercer Tramo (Oruro – La Paz). Durante el 2015 se tiene previsto concluir la Fase IV, la cual ampliará la capacidad hasta 2,52 MMmcd entre Parotani y Senkata. 2.2.2.2.1.2. CONSTRUCCIÓN GASODUCTO CARRASCO – COCHABAMBA (GCC) Tiene 250 kilómetros de longitud y 16 pulgadas de diámetro; se extiende desde Entre Ríos hasta empalmar con los Gasoducto Huayñacota – Valle Hermoso (DGVH) y Gasoducto Taquiperenda – Cochabamba (GTC). Con la conclusión de todos los tramos y su puesta en operación se vienen entregando 3,40 MMmcd desde el año 2012 para satisfacer la demanda del mercado de consumo de Cochabamba, Oruro, La Paz y El Alto.

2 Con la puesta en operación de la E°C° Totoroco en Dic/2014 la capacidad en este tramo se

incrementará de 2,16 MMmcd a 2,35 MMmcd.

36

En el año 2014 se invirtió en la instalación de Válvulas tipo Shaffer (ROVs) que incrementan la seguridad del ducto y aseguran la continuidad del servicio. 2.2.2.2.1.3. EXPANSIÓN GASODUCTO VILLAMONTES TARIJA (GVT) Con la puesta en marcha de las distintas fases de ampliación se garantizará la provisión de gas natural para el ingreso de nuevas industrias a la matriz energética de Tarija. Se tiene programado su conclusión en 2014, incrementando la capacidad a 1,81 MMmcd. 2.2.2.2.1.4. OTRAS AMPLIACIONES DE CAPACIDAD DE GASODUCTOS Además de los proyectos señalados, también se ampliaron los siguientes gasoductos:

Derivada Gasoducto Colpa Mineros – DGCM (2009).

Conversión a gasoducto Kanata GVK (2009).

Gasoducto Sucre-Potosí GSP (2010).

Gasoducto Tarabuco-Sucre GTS (2012).

Derivada Gasoducto Parque Industrial – DGPI (2012).

Flex Vuelta Grande (2012). 2.2.2.2.2. MERCADO DE EXPORTACIÓN (GASODUCTOS) El sistema de transporte de mercado de exportación se compone de los siguientes gasoductos:

CUADRO 7: DETALLE DE TRAMOS DE GASODUCTOS EXPORTACIÓN

Gasoductos Sigla Capacidad Máxima

(MMmcd)

Yacuiba-Caigua GSCY 1 10,50

Caigua -Taquiperenda (3) GSCY 2 11,90

Taquiperenda – Saipuru GSCY 3 11,50

Saipuru - Río Grande GSCY 4 13,20

Yacuiba - Río Grande GASYRG 17,60

Juana Azurduy GIJA 24,00

Río Grande – Mutún GTB 32,85 Fuente: YPFB Transporte S.A., GTB, YPFB Transierra S.A.

2.2.2.2.2.1. CONSTRUCCIÓN GASODUCTO DE INTEGRACIÓN JUANA AZURDUY El Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) une los campos de producción bolivianos hasta la frontera con Argentina y desde allí se conecta con su par en el lado argentino. Opera desde 2011 y tiene como objetivo cumplir con los compromisos de entrega acordados con Argentina. Debido a que el contrato estipula un crecimiento de volúmenes de entrega de gas, el gasoducto contempla tres fases de ampliación. Para alcanzar una capacidad garantizada (con stand by) de 33 MMmcd es necesario implementar la Fase II-C, la cual considera la implementación de la cuarta unidad de compresión y será ejecutada de acuerdo a requerimiento de mercado.

37

2.2.2.2.2.2. CONSTRUCCIÓN NUEVO CRUCE RIO GRANDE (NCRG) Factores climáticos adversos acontecidos entre 2007 y 2008 provocaron erosiones en el margen oeste del Río Grande, lo cual descubrió el ducto en la zona del punto de inflexión de ingreso del ducto al río (cuello de ganso), para lo cual GTB planificó y ejecutó medidas de contingencia en la orilla impactada. Sin embargo, estudios especializados recomendaron el diseño y construcción de un nuevo cruce dirigido, cuyo trazo prevea las áreas de impacto e inundación para periodos de retorno de 50 y 100 años, para lo cual se construyó el Nuevo Cruce Río Grande, consistente en la construcción de un nuevo cruce dirigido con casi 3 kilómetros de longitud con 32 pulgadas de diámetro.

2.2.2.3. PROYECTOS DE TRANSPORTE DE LÍQUIDOS 2.2.2.3.1. MERCADO INTERNO (OLEODUCTOS, PROPANO DUCTOS Y POLIDUCTOS) La red de transporte de líquidos que opera YPFB Transporte S.A. cubre el centro y sur del país: Los tramos que forman el sistema de oleoductos y propano ductos son:

CUADRO 8: DETALLE DE TRAMOS DE OLEODUCTOS Y PROPANO DUCTOS

Oleoductos Sigla Capacidad Máxima( Mbpd)

Pocitos - Tiguipa OCY – I 8,5

Int. San Antonio - Tiguipa OCY –II 18

Int. San Antonio – Tiguipa OCY –III 13,8

Int. Campo Grande* - Tiguipa OCY - I & II & III 47,6

Tiguipa - Chorety OCY - I&II 29,15

Tiguipa - Chorety OCY - I & II & III 46,8

Chorety - Santa Cruz O.C.S.Z.-2 49,8

Río Grande - Santa Cruz O.R.S.Z. 10,5

Carrasco – Cochabamba O.C.C. 15

Santa Cruz - Cochabamba O.S.S.A.-1 33,5

Cochabamba - Campero/Arica O.S.S.A.-2 18

Surubí – Carrasco O.S.C.R. 15

Carrasco – Caranda O.N.S.Z.-2 19,5

Víbora - Sirari - Yapacaní-Humberto Suarez O.N.S.Z.-1ª 5

Humberto Suárez – Caranda O.N.S.Z.-1C 8,1

Caranda - Santa Cruz O.C.S.C. 30

Propanaductos Sigla Capacidad Máxima( Mbpd)

Río Grande - Santa Cruz** P.R.G.S. 8

Palmasola – Flamagas P.P.F. 6

Fuente: YPFB Transporte S.A. (*)Punto actual de interconexión al sistema de San Alberto (**)Ducto en actual adecuación para el transporte de GLP.

Por otra parte, los poliductos que son operados por YPFB Logística S.A. son:

38

CUADRO 9: DETALLE DE TRAMOS DE POLIDUCTOS Y CAPACIDAD OPERATIVA

Poliducto Longitud

(km) N° de

Estaciones Diámetro

(Pulgadas)

Capacidad Operativa

BPD

Potencia Instalada HP

OCOLP: Cochabamba-Oruro-La Paz 365 5 6 12,700 5.520

PCPV: Cochabamba-Puerto Villarroel 225 2 3 1,887 300

OCSZ-1: Santa Cruz-Camiri 270 4 4 3,648 1.071

PCS: Camiri-Sucre 303 6 6 y 4 3,400 1.752

PSP: Sucre-Potosí 109 3 3 2,579 500

PVT: Villamontes-Tarija 177 3 4 1,880 570

Fuente: YPFB Logística S.A.

2.2.2.3.1.1. EXPANSIÓN LÍQUIDOS SUR Este proyecto fue ejecutado en 2011 atendiendo la demanda de transporte a través de la construcción de líneas paralelas e instalación de potencia adicional para incrementar la capacidad de transporte del sistema de líquidos en el sur de 28.600 BPD a 33.000 BPD. 2.2.2.3.1.2. EXPANSIÓN LÍQUIDOS SUR ASOCIADO AL GIJA Busca atender la demanda de líquidos a través de la construcción de líneas paralelas y la instalación de potencia adicional, para incrementar la capacidad de transporte del sistema líquidos en el Sur asociados al incremento de producción de los megacampos. Consta de dos fases que fueron ejecutadas en la gestión 2014. 2.2.2.3.2. MERCADO DE EXPORTACIÓN 2.2.2.3.2.1. CARGADERO DE ARICA Se realizaron las siguientes inversiones: primer cargadero diésel oíl (2010) con 45 cisternas al día y segundo cargadero diésel oíl (2012) de 45 a 70 cisternas al día.

2.2.2.4. RESUMEN DE LAS INVERSIONES EN TRANSPORTE Las inversiones acumuladas en el periodo 2009-2014 ascienden a 706 MMUS$.

GRÁFICO 15: INVERSIONES EN TRANSPORTE EN MMUS$



102 92

125

165

134

88

2009 2010 2011 2012 2013 2014*

39

2.2.2.5. LÍNEA BASE DEL TRANSPORTE Con las inversiones en adecuaciones y ampliaciones en el sistema de transporte nacional se garantizó la provisión de gas natural y líquidos en el mercado interno y el cumplimiento de los compromisos de exportación.

CUADRO 10: LÍNEA BASE DEL TRANSPORTE

Variable 2014

Volumen Transportado Gas Natural Exportación a Argentina (MMmcd) 16,2

Volumen Transportado Gas Natural Exportación a Brasil (MMmcd) 31,5

Volumen Transportado Gas Natural Mercado Interno (MMmcd) 11,18

Volumen Transportado por ductos derivados (MMBbl/Año) 9,15

2.2.3. ALMACENAJE

2.2.3.1. CONTEXTO DEL ALMACENAJE El Estado Boliviano retomó el control de esta actividad mediante la adquisición del 100% de las acciones de la Compañía Logística de Hidrocarburos Bolivia S.A. (CLHB), en aplicación del D.S. N° 28701 del 1° de mayo de 2006 y del D. S. N° 29542 de 2 de mayo de 2008, que derivaron en la constitución de YPFB Logística S.A. Asimismo, a través del D.S. N° 0111, del 1° de mayo de 2009, el Estado Boliviano dispone la nacionalización de la totalidad de las acciones de la empresa Air BP Bolivia S.A. (ABBSA). De esta manera, nace la empresa YPFB Aviación encargada del suministro de combustibles de aviación (Jet Fuel y AV Gas). Por otro lado, en el marco de la Ley de la Empresa Pública N° 466, de 27 de diciembre de 2013, una vez que YPFB Empresa Corporativa cuente con el 100% del paquete accionario de YPFB Logística S.A. y de Air BP Bolivia S.A., estas empresas serán incorporadas dentro de su estructura organizacional como unidades productivas. En este contexto, actualmente YPFB Corporación opera y administra 35 de las 40 Plantas de Almacenaje en territorio nacional a través de YPFB Casa Matriz (6), YPFB Logística S.A. (16) y YPFB Aviación S.A. (13), quedando 5 plantas de almacenaje bajo administración privada.

2.2.3.2. CAPACIDAD DE ALMACENAJE Los combustibles líquidos que se almacenan y tienen destino el mercado interno son: diésel oíl, gasolinas automotrices, gas licuado de petróleo, gasolina de aviación, kerosene y jet fuel. La capacidad para su almacenaje es descrita a continuación.

2.2.3.2.1. CAPACIDAD DE ALMACENAJE DE DIÉSEL OIL La capacidad de almacenaje para diésel oíl a nivel nacional considerando YPFB Casa Matriz, YPFB Logística S.A. y empresas privadas asciende a 93.786 m3, distribuidos de la siguiente manera:

40

GRÁFICO 16: CAPACIDAD DE ALMACENAJE DE DIÉSEL OÍL EN M3

2.2.3.2.2. CAPACIDAD DE ALMACENAJE DE GASOLINA ESPECIAL La capacidad de almacenaje para gasolina especial a nivel nacional considerando a YPFB Casa Matriz, YPFB Logística S.A. y empresas privadas asciende a 64.352 m3:

GRÁFICO 17: CAPACIDAD DE ALMACENAJE DE GASOLINA ESPECIAL POR PLANTA EN M3

2.2.3.2.3. CAPACIDAD DE ALMACENAJE DE GLP La capacidad nominal de almacenaje de GLP a nivel nacional asciende a 29.250 m3, considerando los tanques de YPFB Casa Matriz, YPFB Logística S.A. YPFB Refinación S.A., YPFB Flamagas S.A. y YPFB Transporte S.A. Sin embargo, muchos tanques son destinados a operaciones especiales como tanques de interface, tanques de alivio, tanques para operaciones de transporte por ductos y tanques operativos que generalmente son usados para el engarrafado en las ciudades capitales.

0 10000 20000 30000 40000

Potosi

Pando

Chuquisaca

Potosí

Beni

Oruro

La Paz

Tarija

Cochabamba

Santa Cruz

70.996

5.490

17.300

YPFB Logística S.A.YPFB Casa Matriz (GNC)Empresas Privadas

38.807

5.446

20.100

YPFB Logística S.A.

YPFB Casa Matriz (GNC)

Empresas Privadas 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000

Potosi

Pando

Chuquisaca

Oruro

Potosí

Tarija

Beni

Cochabamba

La Paz

Santa Cruz

41

En este sentido, la capacidad de almacenaje disponible para GLP a nivel nacional alcanza a 17.776 m3.

GRÁFICO 18: CAPACIDAD PARA ALMACENAJE DE GLP POR DEPARTAMENTO EN M3

2.2.3.3. PERÍODO DE SEGURIDAD ENERGÉTICA El Ministerio de Hidrocarburos, a través de la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos, ha establecido contar con un periodo de seguridad energética de 30 días en ciudades capitales y 7 días en ciudades intermedias para diésel oíl y gasolina especial.

CUADRO 11: PERIODO DE SEGURIDAD PARA CIUDADES CAPITALES 30 DÍAS

Ciudad Diésel Oil Gasolina Especial

Sucre 17 13

La Paz 8 7

Cochabamba 21 7

Oruro 18 7

Potosí 17 14

Tarija 15 11

Santa Cruz 11 15

Trinidad 17 20

Cobija 13 12

Como puede apreciarse en el cuadro anterior, ninguna ciudad capital cumple con la previsión establecida en Diésel Oil y Gasolina Especial. Respecto al período de seguridad energética de Diésel Oíl en ciudades intermedias, Uyuni es la única que requerirá el incremento de su capacidad de almacenaje para garantizar un periodo de al menos 7 días hacia el año 2019. En el caso de Yacuiba, si no se considera la capacidad disponible de la empresa privada ALCASA, debe incrementarse desde 2015 su capacidad de almacenaje, ya que solo cuenta con 3 días.

8.908 6.667

1.804

396

1 YPFB Logística S.A.

2 YPFB Casa Matriz (GNC)

3 YPFB Transporte

4 YPFB Flamagas0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Pando

Beni

Potosí

Potosi

Oruro

Tarija

Chuquisaca

Cochabamba

Santa Cruz

La Paz

42

En el caso de seguridad energética de Gasolina Especial, ninguna ciudad capital llega a cubrir el periodo establecido de treinta días. En cuanto a las ciudades intermedias, las localidades de Yacuiba y Villazón requerirán el incremento de la capacidad de almacenaje para garantizar un stock de seguridad de al menos 7 días hacia el 2019. El período de seguridad energética de GLP en ciudades capitales es de 7 días; las ciudades de Cochabamba y Santa Cruz actúan como centros de producción y acopio de GLP desde los diferentes campos y plantas productoras, al mismo tiempo que se constituyen en estaciones cabeceras de los poliductos que abastecen al occidente y centro del país. En este sentido, se requiere incrementar la capacidad de almacenaje en al menos 1.500 m3 adicionales en Cochabamba y 3.000 m3 en Santa Cruz. En el caso de La Paz, al estar al límite de los 7 días requeridos, se requiere incrementar la capacidad de almacenaje de GLP en al menos 1.300 m3. Adicionalmente debe realizarse la adecuación de los tanques de GLP a estándares de seguridad vigentes. La ciudad de Sucre cuenta con un periodo de 8 días al 2019, empero se recomienda el incremento de su capacidad a 500 m3, brindando versatilidad operativa para provisión local y bombeo al PSP. En planta Sucre, también debe considerarse la adecuación de los tanques de GLP. La ciudad de Potosí requiere el incremento de capacidad en al menos 100 m3 para lograr 7 días de seguridad, para lo cual se debe considerar la construcción de una nueva planta de almacenaje. Otras localidades que también requerirán estos incrementos son Trinidad, Tarija, Villazón y Uyuni con 150, 100, 80 y 40 m3 respectivamente. Camiri requiere un incremento de capacidad de almacenaje en 1.000 m3 adicionales, permitiendo recibir lotes completos provenientes del ducto OCY2 y operar de forma más eficiente. También debe realizarse la adecuación de los tanques de GLP.

2.2.3.4. EVALUACIÓN CRÍTICA DE ALMACENAJE La mayoría de las plantas de almacenaje existentes en el país datan de la década de los 50 y 60, por lo que sus sistemas de almacenaje, control y sistemas auxiliares no se adecúan a los estándares vigentes de seguridad y en muchos casos están sub dimensionados, limitando la recepción, almacenaje y despacho de combustibles. Mediante D.S. 25831 se facultó al ente regulador establecer un cronograma de adecuación técnica para las plantas de almacenaje del sector privado en un lapso de 5 años para la adecuación de las plantas de Senkata, Cochabamba y Santa Cruz y 8 años para las demás plantas a partir del 7 de enero 2001. Sin embargo, durante la administración privada de estas plantas no se realizaron las inversiones necesarias para cumplir con dicho plan. Durante el periodo 2006-2014, como efecto de la reducción de la tarifa de almacenaje, se limitó de gran manera las inversiones en las plantas de almacenaje. Sin embargo, mediante D.S. 970 de 31 de agosto de 2011 y R.M 366/11 fue fijada la nueva tarifa que se encuentra vigente (4.22 $us/m3), lo cual permitió realizar avances significativos en la adecuación de las plantas buscando cumplir el plan inicialmente establecido.

43

CUADRO 12: AVANCE PLAN DE ADECUACIÓN PLANTAS YPFB LOGÍSTICA 2006-2014

Planta Porcentaje de Avance



Santa Cruz 100% Trinidad 77% Riberalta 61%

Cochabamba 99% Villamontes 72% Sucre 58%

Oruro 96% Potosí 71% Puerto Villarroel 58%

Senkata 92% Tupiza 70% San José de Chiquitos 32%

Monteagudo 78% Camiri 65%

Tarija 77% Uyuni 62% Fuente: YPFB Logística

Las restantes plantas de almacenaje no han sido incorporadas a dicho plan y las plantas emplazadas en fronteras no fueron obligadas a cumplir con ningún plan de adecuación, por lo que es necesario que adecuen sus instalaciones a niveles básicos de seguridad. En ese sentido, surge la necesidad de establecer un “Plan de Adecuación y Modernización“ que establezca las actividades de adecuación y modernización para cada planta de almacenaje y así asegurar el servicio continuo e ininterrumpido bajo estándares vigentes en la industria. Actualmente, las principales plantas de almacenaje ven limitadas sus posibilidades de desarrollar mantenimientos mayores o programas de inspección de integridad, calibración, mantenimiento y limpieza de tanques, debido a que al estar operando al límite de su capacidad, se carece de holgura para realizar estas tareas.

2.2.3.5. YPFB CASA MATRIZ: RESULTADOS 2006-2014 Entre 2006 y 2014 YPFB Casa Matriz ha enfocado sus esfuerzos para asegurar la continuidad de las operaciones de recepción, almacenaje y despacho de productos líquidos, asumiendo la responsabilidad de abastecimiento al mercado interno. En el periodo 2006-2011, las inversiones de YPFB Casa Matriz se destinaron al mantenimiento y remodelación de equipos en las plantas de almacenaje de combustibles líquidos y plantas engarrafadoras (principalmente provinciales y fronterizas). Entre 2012 y 2014 las inversiones fueron desarrolladas en proyectos de incremento de capacidad de almacenaje de GLP y modernización de plantas engarrafadoras en el eje troncal del país.

2.2.3.6. YPFB LOGÍSTICA: RESULTADOS 2006-2014 La mayor parte de las inversiones de YPFB Logística S.A. desde el año 2006 se orientaron a asegurar la continuidad operativa y mejora tecnológica de los sistemas de control para operaciones de recepción, almacenaje y despacho. Entre 2010 y 2012 se elaboró el diseño de ingeniería de los proyectos de expansión “Incremento de la Capacidad de Almacenaje (ICA)” y “Planta de Almacenaje Montero”. Otra parte importante de las inversiones fue orientada a la adecuación de las plantas de almacenaje. En cumplimiento al D.S. 25048, una importante cartera de proyectos se dedicó a mejorar las instalaciones para alcanzar mayores niveles de seguridad operativa.

44

Asimismo, se modernizó los sistemas de control en las principales plantas de almacenaje mediante la integración de preseteadores electrónicos Accuload III a un Sistema SCADA, permitiendo lograr mayor trazabilidad en las operaciones, disminución y facilidad de identificación de fallas operativas y mecánicas.

2.2.3.7. YPFB AVIACIÓN RESULTADOS 2006-2014 Desde el año 2006 se aseguró la continuidad operativa del suministro de combustible de aviación a nivel nacional. Sin embargo, dada la antigüedad de los equipos e instalaciones, se tuvo incrementos constantes en los costos de mantenimiento necesarios para garantizar la prestación del servicio y se redoblaron esfuerzos para cumplir con los estándares de seguridad en las operaciones. No fue posible encarar inversiones para incrementar la capacidad de almacenaje, debido a que las exigencias normativas establecidas en el D.S. 25901 elevan los costos de los proyectos de construcción de plantas nuevas de manera excesiva. De acuerdo a proyecciones de la demanda hasta el año 2020, el 50% de las plantas de almacenaje de jet fuel y el 30% de las plantas de almacenaje de jet fuel presentarían problemas de capacidad.

2.2.3.8. RESUMEN DE LAS INVERSIONES EN ALMACENAJE Las inversiones acumuladas en el periodo 2006-2014 ascienden a 19 MMUS$.

GRÁFICO 19: INVERSIONES EN ALMACENAJE EN MMUS$


* 2014: Cifras preliminares, estimadas al cierre de gestión.

2.2.3.9. LÍNEA BASE DE ALMACENAJE La inversión ejecutada en el periodo 2006 – 2014 de 18,77 MMUS$, permitió el incremento de capacidad de almacenaje, como de despacho y recepción de combustibles.

1,00

2,00

1,00

6,00

0,18

0,64

2,99

3,63

1,33

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014*

45

CUADRO 13: LÍNEA BASE RESULTADOS 2006-2014

Variable Unidad 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 (*)

Capacidad de almacenaje DO m3 67.569 67.569 67.569 67.569 67.569 71.069 71.069 71.069 71.069

Capacidad de almacenaje GE m3 37.848 37.848 37.848 37.848 38.341 38.341 38.341 38.806 39.933

Capacidad de almacenaje GLP m3 8.176 8.176 8.176 8.176 8.176 8.176 8.176 8.176 8.176

Capacidad de almacenaje total m3 132.691 132.691 132.691 132.691 133.184 136.684 136.684 137.150 137.150

Capacidad de despacho cisternas total

lpm 73.273 73.273 71.373 72.273 72.673 76.792 76.815 79.830 85.870

Capacidad de despacho cisternas GE lpm 22.209 22.209 22.209 22.209 22.409 25.279 25.279 27.179 28.679

Capacidad de despacho cisternas DO lpm 29.089 29.089 29.089 29.089 29.289 30.539 30.539 32.039 34.309

Capacidad de recepción cisternas total

lpm 29.225 29.225 29.225 31.095 34.126 35.133 40.385 45.339 45.339

Capacidad de recepción cisternas DO lpm 15.743 15.743 15.743 16.424 16.424 16.774 18.874 22.524 22.524

Capacidad de recepción cisternas GE lpm 8.132 8.132 8.132 9.332 9.332 9.632 12.481 13.831 13.831

Fuente: YPFB Logística (*) Proyección cierre 2014

La capacidad total de almacenaje a nivel nacional se estancó en el periodo 2006-2009 en 132,691 m3; a partir de 2010, luego de la ejecución de inversiones importantes, se incrementó a 137,150 m3.

GRÁFICO 20: EVOLUCIÓN CAPACIDAD DE ALMACENAJE TOTAL 2006-2014

Fuente: YPFB Logística

2.3. UNIDAD DE NEGOCIO DE COMERCIALIZACIÓN 2.3.1. CONTEXTO DE LA COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL

Actualmente el Decreto Supremo N° 28701 del 1° de mayo de 2006 determina que “YPFB, a nombre y en representación del Estado, en ejercicio pleno de la propiedad de todos los hidrocarburos producidos en el país, asume su comercialización, definiendo las condiciones, volúmenes y precios tanto para el mercado interno, como para la exportación y la industrialización”. Por lo tanto, YPFB en la actualidad juega un papel protagónico en la cadena de los hidrocarburos, estableciendo las condiciones respectivas para la comercialización de los mismos, en beneficio del país.

132.691 132.691 132.691 132.691 133.184

136.684 136.684 137.150 137.150

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

m3

46

Mercado externo del gas natural En el período 2006-2013, Bolivia ha consolidado los contratos de exportación actuales con Brasil y Argentina. Bajo esta atribución YPFB en octubre de 2006 suscribió un nuevo contrato de exportación de gas natural a la Argentina con Energía Argentina S.A. (ENARSA), por una duración de 20 años, hasta el 2026 y de la misma manera se continúa suministrando el energético a la República Federativa del Brasil. Asimismo, en el marco de dicho contrato, a partir de 2011 se inicia el suministro de gas natural a un nuevo punto de entrega ubicado en San Matías en la frontera Bolivia-Brasil, logrando de esta manera la apertura de un posible y potencial mercado en Brasil en la región del Estado de Mato Grosso. Entre 2011-2014 se suscribieron contratos de compra venta de gas con características interrumpibles sujetos a la disponibilidad de gas natural en cuanto a volúmenes excedentes, a un precio mayor que el establecido en el contrato suscrito en 2006. YPFB ha garantizado el cumplimiento de los compromisos de exportación conforme a lo estipulado en los Contratos de Compra Venta de Gas Natural suscritos con Petrobras y ENARSA para el suministro de este energético, acorde al siguiente gráfico de volúmenes de exportación.

GRÁFICO 21: VOLÚMENES DE EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL

Fuente: YPFB Casa Matriz

* 2014. Cifras preliminares estimadas al cierre de gestión. Volúmenes de Brasil a 68° y Argentina a 60°F

Mercado interno del gas natural (evaluación crítica de la comercialización) En el pasado, una de las características del mercado interno de hidrocarburos fue la baja utilización del gas natural, que apenas representaba el 4,5% de la energía primaria consumida. En el periodo 2006 - 2014 la Tasa Media de Crecimiento Anual (TMCA) del consumo de gas natural en el mercado interno fue 5,16%, misma que se incrementó de 5,22 MMmcd en el 2006 a 10,36 MMmcd a finales de la gestión 2014.

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014*

BRASIL 24,21 26,88 30,12 21,66 26,38 26,32 27,07 30,96 32,50

ARGENTINA 4,52 4,55 2,49 4,57 4,77 7,35 12,22 14,74 15,70

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

MM

mcd

47

GRÁFICO 22: CONSUMO DE GAS NATURAL – MERCADO INTERNO

Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización

* 2014. Cifras preliminares estimadas al cierre de gestión.

Distribución de gas natural en el mercado interno Entre los sectores que más incidieron en este crecimiento, se encuentran la generación de energía eléctrica y la distribución de gas natural por redes. Si bien este resultado en el mercado interno responde a la política de masificación del uso del gas natural, el incremento en el consumo no responde a una planificación bien fundamentada en estudios de mercado meta que permita evaluar el verdadero impacto del crecimiento del consumo de gas natural en el mercado interno. Como consecuencia de la limitada coordinación entre las áreas y la reducida información del crecimiento de los mercados de la distribución de gas natural por redes, a la fecha no se ha podido establecer un procedimiento de nominación anual, mensual y diario de los volúmenes de gas natural que serán requeridos por los diferentes sectores y que permita planificar el requerimiento de los volúmenes que se distribuyen en las ciudades, especialmente a los principales consumidores, industrias y GNV y en cada estación distrital de regulación EDR para suministro a las redes de gas domiciliario. Generación de electricidad Un sector de gran relevancia dentro del consumo de gas natural en el mercado interno es la generación de energía eléctrica, se estima que en el 2014 este sector consumirá un volumen de 4,72 MMmcd, lo que representa el 46% del consumo total de gas natural en el mercado interno. El 2005, este sector consumió 2,17 MMmcd y el 2013 se incrementó hasta 4,17 MMmcd, lo que significa un aumento del 90% en ese respectivo periodo. Adicionalmente, cabe señalar que en el SIN (Sistema Interconectado Nacional) se está incrementando la capacidad de generación, principalmente a través de las termoeléctricas de Warnes y de Gran Chaco; ambas en conjunto aportarán por lo menos 400 MW al sistema.

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 (*)

PSL - RÍO GRANDE - - - - - - 0,19 0,24

CONSUMIDORES DIRECTOS 0,94 1,08 1,04 0,95 0,94 1,03 1,05 1,16 0,65

TERMOELECTRICIDAD 2,30 2,17 2,89 3,21 3,82 4,22 4,18 4,12 4,76

GNV 0,52 0,70 0,89 1,09 1,24 1,43 1,56 1,75 1,82

INDUSTRIAL 1,34 1,47 1,52 1,73 1,76 1,99 2,14 2,36 2,47

COMERCIAL 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,11 0,11 0,12 0,14

DOMESTICO 0,06 0,07 0,09 0,12 0,14 0,18 0,21 0,25 0,28

TOTAL 5,22 5,55 6,50 7,18 7,99 8,95 9,26 9,96 10,36

5,22 5,55 6,50

7,18 7,99

8,95 9,26 9,96 10,36

-

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

MM

mcd

48

Considerando que el sector eléctrico es el mayor consumidor del mercado interno, es necesaria la implementación de mecanismos que permitan la planificación integral del desarrollo y crecimiento del sector termoeléctrico y su requerimiento de gas natural, estableciendo metas acordes con la planificación de cada sector, y de esta manera lograr la coordinación energética integral entre ambos sectores. Distribución de gas natural por redes El consumo de gas natural de los usuarios domésticos en el período 2006-2013 se ha triplicado. En 2006, el consumo de gas de estos usuarios fue de 0,06 MMmcd y para 2014, se estima que el consumo alcanzará 0,29 MMmcd. El número de instalaciones ha crecido 10 veces en relación al número de instalaciones realizadas en el periodo 1994-2005. En el periodo 2006–2014, se dieron de alta 329.797 instalaciones domiciliarias. Actualmente se cuenta con un total de 465.914 instalaciones de gas domiciliario que benefician a 2.329.570 personas, tanto en áreas urbanas como rurales. Por otra parte, los volúmenes suministrados a los usuarios comerciales se han incrementado en 144% y para fines del 2014, se estima que alcancen alrededor de 0,14 MMmcd lo que representa un cambio de la matriz energética. El consumo industrial representa el 23% del consumo de todo el mercado interno, por lo tanto YPFB debe contar con la capacidad de dar soporte a este sector productivo, manteniendo e incrementando la capacidad de transporte para suministrar los volúmenes de gas natural respectivos. Otro sector de crecimiento significativo en los últimos años, es el sector de transporte que utiliza Gas Natural Vehicular (GNV) como combustible, cuyo consumo desde 2006 hasta la fecha se ha incrementado en un 258%. En el 2006 se consumían alrededor 0,52 MMmcd y en 2014 se prevé que el consumo alcance de 1,86 MMmcd de GNV, que representa el 18% del consumo interno total, a finales de 2013 se contó con más de 270.000 vehículos convertidos a GNV frente a los aproximadamente 40.000 con los que se contaba en la gestión 2005, la planificación de conversiones de los vehículos, es también desorganizada y no necesariamente se da en base a objetivos de sustitución de combustibles líquidos por GNV de acuerdo a criterios como priorización de regiones fronterizas, o regiones donde existe mayor consumo injustificado de dichos combustibles o a objetivos específicos de reducción del consumo de combustibles.

Otro sector importante y de alto interés estatal es el de distribución de gas natural por redes para consumo domiciliario. Si bien se ha ejecutado una agresiva campaña de instalaciones domiciliarias, cuyo objeto fue incrementar la cobertura de la distribución por redes, esta se realizó sin una real evaluación del mercado doméstico que visualice potenciales usuarios o descarte usuarios que no se podrían interconectar a las redes de distribución, cuyas limitaciones sean de tipo normativo o por los requisitos establecidos en las normas técnicas de distribución de gas por redes. Otra de las dificultades que restringe la operación en este sector, es el requerimiento infundado y sin estudios finales de volúmenes incrementales o adicionales de gas natural, para la instalación de nuevas industrias o la ampliación de capacidad de sus actuales fábricas, sin contar con total certidumbre respecto a si el proyecto sería llevado a cabo o no. Al respecto, cabe señalar que para YPFB es imprescindible tener la seguridad y la certeza de que dichos

49

proyectos serán llevados a cabo, a fin de anticipar y planificar aquellas inversiones a ser requeridas y asegurar que el suministro de gas natural a estas industrias sea efectivo. Uno de los instrumentos utilizados en la industria, para respaldar las inversiones previstas y suministrar volúmenes adicionales de gas natural, son los contratos en firme, sin embargo no se ha aplicado este tipo de contratos en la actividad de distribución de gas por redes (específicamente con el sector industrial). Consumidores directos En el mercado interno, también se comercializa gas natural a los denominados consumidores directos, que son clientes que se conectan directamente de la Red Troncal de Gasoductos, tales como las refinerías y plantas de procesamiento, que utilizan el gas natural para combustible así como algunas industrias. Si bien el consumo de estos clientes fue de 0,56 MMmcd el 2006, el mismo se incrementó a 1,52 MMmcd el 2014, su consumo no es muy significativo en comparación al resto de los sectores que consumen gas natural. Las políticas de regulaciones, precios y condiciones que se aplican al mercado de consumidores directos no muestran un escenario óptimo y aun se requieren mecanismos que regulen el consumo y la facturación de estos volúmenes, así como de políticas regionalizadas que determinen precios en forma adecuada y óptima. 2.3.2. DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL POR REDES (CONTEXTO Y EVALUACION DE

LA DISTRIBUCIÓN) La Constitución Política del Estado Plurinacional en su Artículo 20 y el Decreto Supremo N° 1996 en su Artículo 4 dispone “que la actividad de Distribución de gas natural por redes es un servicio público de interés del Estado, destinado a satisfacer las necesidades energéticas de la población, por lo que goza de la protección del Estado”. En este contexto, desde 2006, con la Nacionalización de los Hidrocarburos, se adoptó como una política y estrategia de Estado realizar el cambio de la matriz energética, con el fin de masificar el uso de gas natural en todos los sectores y sustituir el consumo de hidrocarburos líquidos subvencionados, como el diésel, la gasolina y el GLP. En función de este contexto, el objetivo de consolidar el uso del gas natural en el mercado interno se ha convertido en una preocupación constante de la GNRGD, donde en lo práctico se constituye en una estrategia, el ampliar la cobertura de instalaciones y metros de red secundaria de los sistemas de distribución convencional y virtual de gas natural. También son parte de estos retos, ampliar la capacidad de distribución con la extensión de redes primarias, pues a partir de este desarrollo, se garantiza el abastecimiento en las ciudades. No obstante como se planteó previamente, este desarrollo no obedece a una planificación pensada en el mercado y al ser una actividad improvisada se generan los siguientes inconvenientes en el desarrollo de sistemas convencionales de distribución de gas natural:

Los procesos de contratación de obras para la construcción de redes de gas son declarados desiertos en reiteradas ocasiones, generándose retrasos en la ejecución de obras de construcción de redes.

Dependencia de instancias externas (sociales, administrativas de los gobiernos municipales, legales, etc.) para el inicio, continuidad y cierre de obras.

50

Problemas en la logística de distribución de materiales para la construcción de redes de gas y de instalaciones internas.

El proyecto Gas Natural Licuado (GNL) trae como parte de su implementación, nuevas tecnologías para llegar a poblaciones alejadas, iniciando la construcción de una planta de licuefacción en la región de Río Grande del departamento de Santa Cruz. Desde allí, se ha planificado que el GNL será transportado en camiones cisternas hasta plantas de regasificación que se construirán en 27 poblaciones. El proyecto se plantea como solución ante la problemática de llegar con gasoductos a poblaciones muy alejadas del sistema convencional de transporte, siendo más viable utilizar otro tipo de tecnologías como el GNL.

2.3.2.1. DESARROLLO DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL – LÍNEA BASE

Los resultados generados en el desarrollo de sistemas de distribución de gas natural de 1994 a 2014 (diciembre) muestran la siguiente relación de avance. Red Primaria 1.324.508 Metros construidos hasta diciembre de 2014 Red Secundaria 11.043.741 Metros construidos hasta diciembre de 2014 Instalaciones domiciliarias 480.032 Usuarios (predios) instalados con gas hasta

diciembre de la gestión 2014. A continuación se presenta un resumen de estos avances que en conjunto suman los resultados que se tienen como línea base.

GRÁFICO 23: SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL

Fuente: Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos

* 2014. Cifras preliminares estimadas al cierre de gestión.

95/05 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Red Secundaria (Metros) 676.190 489.112 474.163 587.106 868.320 731.614 924.824 1.318.592 2.021.145 2.952.675

Red Primaria (Metros) 120.619 511 5.832 35.385 150.233 76.040 354.486 163.253 167.020 251.130

Instalaciones Internas (predios) 28.021 4.630 13.799 24.188 50.466 30.385 66.375 55.588 84.357 122.223

28.021

4.630 13.799

24.188

50.466

30.385

66.375

55.588

84.357

122.223

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

120.000

-

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

3.500.000

51

Línea base - Sistema convencional Los resultados generados en el desarrollo de sistemas de distribución de gas natural del Sistema convencional de 1994 a diciembre de 2014 muestran la siguiente relación de avance: Red Primaria 1.283.870 metros construidos Red Secundaria 10.365.336 metros construidos Instalaciones domiciliarias 467.140 usuarios (predios) instalados con gas natural Línea base - Sistema virtual Los resultados generados en el desarrollo de sistemas de distribución de gas natural del Sistema virtual a diciembre de 2014 durante el primer año del proyecto en relación al desarrollo de redes, muestra la siguiente relación de avance. Red Primaria 40.638 metros construidos Red Secundaria 678.405 metros construidos Instalaciones domiciliarias 12.892 usuarios (predios) instalados con gas natural

Información de redes de gas en Tarija En el departamento de Tarija, la Empresa Tarijeña del Gas – EMTAGAS es la responsable de la construcción de redes de gas. La información que a continuación se muestra de los avances físicos y financieros desde el 2003 y la proyección al cierre del 2014 fue proporcionada por EMTAGAS, cabe aclarar que el dato de instalaciones internas del año 2014 se refiere a las instalaciones internas construidas sin flujo de gas, y los datos de instalaciones desde el 2004 al 2013 se refiere a instalaciones internas con flujo.

CUADRO 14: DATOS HISTÓRICOS DESDE INICIO DE EMTAGAS

Actividad

Datos Historicos - Desde Inicio de Emtagas Estimación al Cierre del

2014 Total 1989-

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Datos fisicos

Conexión de Instalaciones Internas (predios)

18.146 6.740 5.283 4.615 3.052 1.604 426 2.164 2.044 1.531(*) 45.605

Red primaria construida (metros)

20.800 1.200 25.000 47.000

Red secundaria construida (metros)

664.727 206.592 272.805 67.563 162.936 6.211 52.729 99.369 163.541 264.825 1.961.298

Datos financieros

Inversión realizada por EMTAGAS en Millones de

dólares 4,1 - 3,2 1 1,5 0,6 3,5 4,3 6,5 6,5 31,2

Fuente: EMTAGAS (*) Instalaciones construidas

2.3.2.2. RESUMEN DE LAS INVERSIONES EN REDES DE GAS Las inversiones ejecutadas en el período 2006 - 2014 son de 549,10 MMUS$, su ejecución anual se muestra a continuación.

52

GRÁFICO 24: INVERSIONES EN REDES DE GAS EN MMU$



2.3.3. MERCADO INTERNO DE LOS COMBUSTIBLES LÍQUIDOS, MERCADO

MAYORISTA (CONTEXTO DEL MERCADO NACIONAL E IMPORTACIONES) El contexto del mercado interno para combustibles líquidos ha mantenido un ritmo de crecimiento sostenido en relación a la demanda. Los combustibles que mayor consumo han registrado, son la Gasolina Especial (GE) y Diesel Oil (DO), explicado por el creciente parque automotor y las campañas agrícolas, a pesar de los esfuerzos en la conversión a GNV, como se muestra en el siguiente detalle.

Diésel Oil En el periodo 2006-2014 la tasa de crecimiento promedio del consumo de Diésel Oíl fue de 6%. Durante dicho periodo la participación del Diésel Oíl Importado en la demanda total subió del 37% al 55%.

6,76 7,01 12,00

30,00

94,87

79,50 80,90

98,1

140,0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

53

GRÁFICO 25: OFERTA Y DEMANDA DE DIÉSEL OÍL 2006-2014

Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización * 2014. Cifras preliminares estimadas al cierre

Gasolina Especial Para el periodo 2006-2014 la tasa de crecimiento promedio del consumo de Gasolina Especial fue del 12%. Durante dicho periodo la participación de la Gasolina importada, en la demanda total, subió del 6% al 31%.

GRÁFICO 26: OFERTA Y DEMANDA DE GASOLINA ESPECIAL 2006-2014


Gasolina Premium Para el periodo 2006-2014 la tasa de crecimiento promedio del consumo de Gasolina Premiun fue del 2%.

1.157 1.198 1.223 1.263 1.331

1.448 1.563

1.696 1.793

-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014(p)

Mile

s d

e M

3

PRODUCCION NACIONAL IMPORTACION DEMANDA

63%

37% 45%

55%

RELACION DIESEL OIL IMPORTADO VS NACIONAL

PRODUCCION NACIONAL IMPORTACION

593 683

825 902

1.009 1.103

1.179

1.290 1.388

-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014(p)

Mile

s d

e M

3

PRODUCCION NACIONAL IMPORTACION DEMANDA

69%

31%

94%

6%

RELACION GASOLINA IMPORTADO VS NACIONAL


54

GRÁFICO 27: OFERTA Y DEMANDA DE GASOLINA PREMIUM (RELACIÓN 2006-2014)


Kerosene Para el periodo 2006-2014 la tasa de crecimiento promedio del consumo del Kerosene fue del -5%, debido a la reducción paulatina de la demanda de este producto que se concentró en el área rural y para fines artesanales. Asímismo esto permitió priorizar la producción del Diésel Oíl sobre este producto en los procesos de Refinería al ser ambos productos excluyentes.

GRÁFICO 28: OFERTA Y DEMANDA DE KEROSENE 2006-2014


3.300 3.211 3.314 3.109

3.410

3.050

3.460 3.608 3.670

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014(p)

M3

PRODUCCION NACIONAL DEMANDA

11.385

8.477

7.268 7.325 7.948

7.529 6.843

7.375

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014(p)

M3

PRODUCCION NACIONAL DEMANDA

55

Av Gas y Jet Fuel En lo que se refiere al Jet Fuel y el Av Gas, a través de YPFB Aviación S.A., se realizó la comercialización de dichos combustibles en todo el territorio nacional, con operaciones en 13 Aero-plantas ubicadas en las ciudades de La Paz, Cochabamba, Sucre, Potosí, Tarija, Yacuiba, Santa Cruz (Trompillo y Viru Viru), Puerto Suárez, Trinidad, Riberalta, Guayaramerín y Cobija.

GRÁFICO 29: OFERTA Y DEMANDA DE AV GAS / JET FUEL DIÉSEL OÍL 2006-2014


Para el periodo 2006-2014 la tasa de crecimiento promedio del consumo del Av Gas y el Jet Fuel en ambos casos fue del 3%; En el periodo se observa un comportamiento de la demanda que no es estable ni de constante crecimiento esto principalmente se observa en el periodo 2011-2012, debido a una caída en la demanda de la Jef Fuel Nacional e Internacional, esto como consecuencia de la salida del mercado de un operador aéreo. Gas licuado de petróleo (GLP) Para el periodo 2006-2014 la tasa de crecimiento promedio del consumo del Gas Licuado de Petróleo fue del 1,3%. Durante dicho periodo la participación del GLP Importado en la demanda total en su punto más alto llego a representar el 10% (2012) de la demanda total, participación que bajo para el 2013 a menos del 1% por la puesta en marcha de la Planta de Separación de Líquidos de Rio Grande y para el 2014 ya existían excedentes de este producto para la exportación.

4,2

4,8 5,3 5,3 5,1

5,5

6,6 7,0

7,5

167

146 149 152 162

176

154

189 205

0

50

100

150

200

250

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

JET

FUEL

Mill

on

es

AV

GA

S M

illo

ne

s

PRODUCCION AV GAS PRODUCCION JET FUEL Demanda AV GAS Demanda Jet Fuel

56

GRÁFICO 30: OFERTA Y DEMANDA DE GLP 2006-2014


2.3.4. COMERCIALIZACIÓN DE GLP A GRANEL El GLP a granel constituye una excelente alternativa energética para el sector industrial, comercial y doméstico, debido a que mejora la tecnificación de los procesos de producción de las empresas, en forma eficiente y con mínimo mantenimiento. Los volumenes de ventas se muestran a continuación:

CUADRO 15: HISTÓRICO Y PROYECCIÓN DE VENTAS GRANEL 2014 (EN TM/AÑO)

Departamento 2010 2011 2012 2013 2014 (*)

Santa Cruz 3,945 4,319 4,488 4,704 6,290

La Paz 1,694 1,831 1,789 1,887 1,994

Oruro 46

Huari 1,229 1,191 1,186 1,301 1,230

Cochabamba 2,897 2,759 2,833 3,592 3,850

Potosí – Otros 29 56 114 151 233

Total 9,794 10,156 10,410 11,635 13,642

Crecimiento en Ton/Año 353 362 254 1,225 2,007

Crecimiento en Porcentaje -3% 4% 3% 12% 17%

Fuente: Gerencia Plantas de Separación de Líquidos * 2014. Cifras preliminares estimadas al cierre

353,08 362,34 363,60 362,07 371,28 377,76 388,69

397,29 410,45

-

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014(p)

Mile

s d

e T

M

PRODUCCION NACIONAL DEFICIT/EXCEDENTE DEMANDA

99%

1%

90%

10%

91%

9%

94%

6%

RELACION GLP IMPORTADO VS NACIONAL


57

Usuarios del GLP a granel Los usuarios del servicio de GLP a granel están agrupados en 5 grandes categorías. Las principaes son Industrial3 y avícola, posteriormente le siguen los sectores comercial4, institucional, y doméstico), el siguiente cuadro muestra la distribución del consumo por sector a nivel nacional.

GRÁFICO 31: PORCENTAJE DE CONSUMO DE GLP A GRANEL POR SECTOR

Fuente: Flamagas S.A.

Segmentación del mercado potencial del GLP a granel En el país hay un crecimiento continuo de la demanda de energía, y el GLP a granel es un ejemplo de ello, pese al desarrollo y masificación del consumo del gas natural, que representa una de las principales amenazas al desarrollo del GLP a granel, especialmente en las zonas urbanas donde la red de gas natural se va expandiendo significativamente. Sin embargo, como resultado de la experiencia acumulada y de información obtenida a través del servicio que actualmente se ofrece a diferentes sectores productivos, se ha podido evidenciar e identificar que existen nichos de mercados potenciales para el crecimiento de este combustible. Con relación a los ingresos generados por la comercialización combustibles líquidos y GLP, se pasó de 485 MM$us en el 2006 a 1.585 MM$us en 2013. En 2014 se prevé que estas ventas alcance alrededor de los 1.607 MM$us.

3 Entre los industriales se pueden encontrar: manufactura, fábricas y procesadoras de alimentos,

panificadoras, secadoras de granos, laboratorios, etc 4 Como comerciales se cuenta a restaurantes, panaderías, hoteles, lavanderías, clubes deportivos

Industrial 56%

Avícola 31%

Institucional 5%

Doméstico 2%

Comercial 6%

58

2.3.5. MERCADO DE EXPORTACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES LÍQUIDOS

Desde la Gestión 2006 hasta el 2014, el principal producto exportado fue el RECON (Crudo Reconstituido) el cual representa el mayor porcentaje de los volúmenes exportados, otros productos, el Petróleo Condensado, la Gasolina Blanca y el GLP representaron menores proporciones. Los volúmenes y ventas resultantes de la exportación son las siguientes:

CUADRO 16: VOLUMENES Y VENTA DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS EXPORTADOS

Producto 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014*

Volumen de ventas

Crudo Reconstituido (Miles de Barriles)

2.152 3.545 2.476 2.557 3.049 2.752 1.914 1.420.081

Gasolina Blanca (miles de litros)

36.235 38.297

Valor de ventas (Miles de US$)

174.826 338.969 98.136 186.644 272.102 212.382 166.058 137.277

Crudos reconstituido 161.916 319.490 98.136 186.644 272.102 212.382 166.058 137.277

Gasolina Blanca 12.909 19.479 Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización * 2014. Cifras preliminares estimadas al cierre

Con referencia al Petróleo Condensado los años 2012 y 2013, al contar con mayores volúmenes producidos de condensado y debido a que dicho incremento de producción excedía la capacidad de procesamiento de las refinerías, se realizaron exportaciones de crudo hacia Argentina a la empresa REFINOR, considerando la facilidades logísticas y la opción de reimportar todo los productos (Diesel Oil, Gasolina y GLP), obtenido del procesamiento del Condensado en la Refinería de REFINOR.

2.3.5.1. RESUMEN DE INVERSIONES EN COMERCIALIZACIÓN DE LÍQUIDOS En el período 2006 – 2013 se han realizado una serie de proyectos a cargo de YPFB que implican una inversión de 34,5 MMUS$ en los Distritos y Zonas Comerciales que dependen de YPFB Casa Matriz e importantes mejoras dentro de la actividad de comercialización de combustibles líquidos. En la gestión 2009 se dió inicio a la recuperación y modernización de 13 Estaciones de Servicio (EESS) localizadas a lo largo del territorio nacional para incrementar y consolidar la participación de YPFB en el mercado de comercialización minorista de hidrocarburos. Desde la gestión 2010, se viene ejecutando el Proyecto de implementación de EESS que ha permitido contar a la fecha con 22 proyectos concluidos y 4 en ejecución que incluyen comercialización de GNV. Este proyecto consiste en la demolición y reconstrucción de nuevas estaciones cumpliendo la normativa. En la gestión 2011 se realizó el Proyecto de Modernización de Carruseles para engarrafado de GLP y el Proyecto de Implementación de Plantas Recalificadoras de Cilindros de GLP. La generación de proyectos de distribución de GLP requiere ser orientada a los mercados de exportación de forma prioritaria, para que no exista desconocimiento en cuanto al planteamiento de requerimientos.

59

GRÁFICO 32: INVERSIONES EN COMERCIALIAZACIÓN DE LÍQUIDOS 2009 - 2014



2.3.5.2. LÍNEA BASE DE LA COMERCIALIZACIÓN DE LÍQUIDOS La comercialización de gas natural e hidrocarburos líquidos es realizada a través de la Gerencia Nacional de Comercialización de YPFB.

CUADRO 17: COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

Concepto Unidad 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014*

Gasolina especial Miles de m3 613,1 703,5 836,0 849,5 869,5 859,5 938,5 1.071,3 1.061,0

Diesel oil Miles de m3 1.157,4 1.198,4 1.222,9 1.262,5 1.330,6 1.448,0 1.563,4 1.696,3 1306,8

Jet fuel Miles de m3 166,81 145,80 148,56 151,90 161,62 175,66 153,74 189,35 157,6

Av gas Miles de m3 4,15 4,85 5,31 5,28 5,14 5,46 6,61 6,95 5,7

Gasolina premium Miles de m3 3,30 3,21 3,31 3,11 3,41 3,05 3,46 3,61 3,67

Kerosene Miles de m3 11,20 11,38 8,48 7,27 7,33 7,95 7,53 6,84 5,4

GLP Engarrafado Miles de TM 353,08 362,34 363,60 369,51 371,28 377,76 388,69 386,83 306,4

GLP Planta Miles de TM

174,5 262,9 259,7 250,4 241,3 241,5 235,2 236,8

Petroleo crudo MI Miles de Bbls

11,05 17,3 15 15,5 16,2 16,6 18,5 17,4

Petroleo crudo ME Miles de Bbls

0,35 0,14 0 0 0 1,56 3,25 2,97


De manera general, los productos comercializados en mayor cantidad son el Diésel Oil, la Gasolina Especial, el GLP y el Jet fuel; en menor cuantía se tienen las ventas de gasolina Premium, kerosene y gasolina de Aviación (AV Gas).

0

4,1

5,7

18,4

2,26

4

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

2009 2010 2011 2012 2013 2014

34,5 MMUS$

60

2.4. UNIDAD DE NEGOCIO DE PROYECTOS, PLANTAS Y PETROQUÍMICA 2.4.1. CONTEXTO DE PLANTAS E INDUSTRIALIZACIÓN Durante la gestión 2010 se realizaron los estudios de ingeniería conceptual y básica extendida de la Planta de Separación de Líquidos Río Grande. Posteriormente, en enero 2011 se inició la ingeniería de detalle, procura, construcción y montaje, concluyendo la ingeniería, procura y construcción (IPC) en mayo de 2013. Adicionalmente la GGPLQ se encuentra desarrollando los siguientes proyectos:

Planta separadora de líquidos de Gran Chaco.

Planta gas natural licuado (GNL).

Proyecto planta amoniaco-urea.

Proyecto propileno - polipropileno y etileno – polietileno. 2.4.2. PLANTA SEPARADORA DE LÍQUIDOS RÍO GRANDE En agosto de 2013 se inició la producción comercial de la planta, permitiendo que el país logre el autoabastecimiento de GLP. El costo total del proyecto es de 183,7 MMUS$. Exportaciones de GLP

GRÁFICO 33: VENTA GLP PLANTA DE SEPARACION DE LÍQUIDOS DE RÍO GRANDE

Fuente: Gerencia de Plantas de Separación de Líquidos

En la gestión 2013 la Planta Río Grande comercializó 37.910 TM de GLP, de los cuales, el 83% se comercializó en el mercado interno (31.582 TM) y el 17% restante se exportó a Paraguay y

Agos Sept Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Agos Sept

2013 2014

Peru TM - - - - - - - 151 296 349 74 222 291 293

Paraguay TM 354 1.124 1.597 1.160 1.167 3.297 3.495 3.006 3.157 4.263 1.440 4.160 3.713 1.930

Uruguay TM - 108 458 360 - - - 354 248 - - - - -

Mercado Interno TM 7.140 8.028 4.862 5.695 5.858 4.464 6.775 6.530 5.823 6.028 8.928 7.154 5.352 8.300

Comercialización 7.493 9.260 6.918 7.216 7.024 7.761 10.270 10.041 9.523 10.640 10.442 11.536 9.356 10.524

7.493

9.260

6.918 7.216 7.024

7.761

10.270 10.041

9.523

10.640 10.442

11.536

9.356

10.524

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

TMD

61

Uruguay (6.328 TM). En la gestión 2014, la Planta Río Grande comercializó 90.093 TM de GLP entre enero y septiembre, de los cuales el 66% (59.353 TM) fue a cubrir la demanda del mercado interno y el 34% (30.739 TM) se exportó a Perú, Paraguay y Uruguay. El 93,5% del volumen exportado de GLP en 2014, tuvo como destino principal Paraguay, el 4,5% Perú y el restante 2% Uruguay.

Almacenaje de Planta de Separación de Líquidos de Río Grande La capacidad actual de almacenaje (2.100 M3 útiles) en la planta Rio Grande no coadyuva en la flexibilidad operativa para la evacuación del GLP; en corto período de tiempo, los elevados niveles de producción presionan el almacenaje de producto y el modo de producción en planta; se evacúa por ducto al mercado interno y en otro corto periodo de tiempo se debe esperar producto para el despacho, como es el caso de carguío de cisternas para el mercado de exportación. La necesidad de almacenaje también debe de ser considerada en la generación de infraestructura de logística de distribución, orientada a los mercados de exportación, los mismos que se encuentran distantes de los centros de producción, restando competitividad y presionando en forma constante la capacidad de producción en periodos de baja demanda. Esta necesidad también se hará relevante en la Planta Separadora de Líquidos de Gran Chaco, una vez opere a partir del 2015.

2.4.3. PLANTA SEPARADORA DE LÍQUIDOS GRAN CHACO Entre julio de 2010 y febrero de 2011 se realizaron los estudios de actualización y ampliación de la ingeniería conceptual y desarrollo de la ingeniería básica, permitiendo avanzar a la IPC a partir de octubre de 2011. En paralelo, en septiembre de ese mismo año se contrató la procura (fabricación y entrega) de turbocompresores y turbogeneradores. A continuación se presenta el avance a agosto de 2014 en sus componentes de pre inversión e inversión.

CUADRO 18: EJECUCIÓN COMPONENTES PLANTA DE SEPARACIÓN DE LICUABLES GRAN CHACO

Componentes Monto

Contrato MMUS$

Monto Ejecutado

MMUS$

% Financiero

% Físico

Ingeniería conceptual y desarrollo de la ingeniería básica

5,02 5,02 100% 100%

Total pre inversión 5,02 5,02 100% 100%

Ingeniería de detalle, procura, construcción y puesta en marcha

514,52 445,92 86,67% 86,01%

Proveer 4 turbo compresores y 3 turbo generadores, componentes, partes, materiales, y software

93,45 92,25 98,72% 100,00%

Fiscalización de la ingeniería, procura, construcción y puesta en marcha

13,28 12,69 95,54% 95,54%

Total Inversión 626,26 555,88 88,76%

Fuente: Gerencia General de Proyectos, Plantas y Petroquímica - Elaboración GNPIE Nota: La totalidad de la planta se ejecuta con recursos del BCB.

62

Para el 2015 se prevé la conclusión en la construcción de la Planta Gran Chaco con una capacidad de producción de GLP de 1.542 a 2.247 TMD, gasolina con 1.137 a 1.658 BPD, etano con 2.156 a 3.144 TMD e iso-pentano con 716 a 1.044 BPD. El inicio de la operación y mantenimiento de la planta se prevé para la gestión 2015. De esta planta de separación de líquidos, se extraerá propano y butano, que es el Gas Licuado de Petróleo (GLP); isopentano y gasolina natural estabilizada, para abastecer a las refinerías de todo el país; metano, que será devuelto a la corriente de exportación a Argentina como gas seco; y finalmente, se extraerá etano, materia prima para la planta petroquímica, a fin de que el país pueda industrializar sus hidrocarburos y producir plásticos.. 2.4.4. PROYECTO PLANTA AMONIACO UREA Mediante un contrato llave en mano, se inició la construcción de la planta de amoniaco urea en noviembre de 2012. Hasta agosto de la gestión 2014 se tuvo el siguiente avance:

Conclusión del paquete de diseño de proceso (PDP) y el paquete front end engineering design (FEED) para la planta de amoniaco urea.

Avance de la ingeniería de detalle del 80,59%, procura 57,75% y construcción 13,48%.

CUADRO 19: EJECUCIÓN DE COMPONENTES DE LA PLANTA DE AMONIACO UREA

Componentes Monto de Contrato MMUS$

Monto Pagado MMUS$

% Avance Financiero

% Avance Físico

PDP, FEED e IPC 805,43 442,37 54,92% 46,00%

Operación y mantenimiento asistido (el contrato se firmará posteriormente)

38,50 0,00 0% -

Fiscalización 18,59 9,71 52,22% 40,28%

Total 862,52 452,08 52,41%

Fuente: YPFB Gerencia General de Plantas Proyectos y Petroquímica. Elaboración GNPIE.

Se prevé que se tendrá un 60% de avance acumulado en el IPC de la planta hasta diciembre de 2014 y la construcción del acceso vial a la planta de Amoniaco - Urea. Se concluirá la planta en el segundo semestre de la gestión 2015. La capacidad de producción de la planta (ubicada en Bulo Bulo, provincia Carrasco del departamento de Cochabamba) será de 756.000 toneladas anuales de urea.

De los volúmenes producidos de urea, el mayor porcentaje será destinado a la exportación, principalmente a Brasil y Argentina. Entre el 10% y 20% de la producción se destinará al mercado interno, con la finalidad de mejorar la producción y rendimiento agrícola en Bolivia, contribuyendo así a la seguridad alimentaria. La necesidad de evacuación a través de medios de transporte que lleven importantes cantidades de este producto, como por ejemplo ferrocarriles y también su almacenaje a granel debe ser considerada en la generación de infraestructura de logística de distribución orientada a los mercados de exportación. 2.4.5. PLANTA GAS NATURAL LICUADO (GNL) El 8 de marzo de 2013, se suscribió el contrato llave en mano, para la realización de la ingeniería de detalle, procura, construcción y puesta en marcha de la planta de gas natural licuado, estaciones satelitales de regasificación (ESR’s)y adquisición de cisternas, por un monto

63

total de 145,8 MMUS$. La planta tendrá una capacidad de licuefacción de 210 tm/día. Asimismo, el inicio de operaciones está programado para el primer trimestre de 2015. Al mes de diciembre de 2014, se tuvieron los siguientes avances:

CUADRO 20: CONTRATOS PLANTA GNL

Empresa Objeto del contrato Monto de Contrato MMUS$

Monto Pagado MMUS$

Ejecución

Financiera Física

Mira Tecnología Ingeniería básica extendida 1,91 1,91 100,00% 100%

UTE Sener - Indox

IPC Planta GNL

136,27 90,74 66,59%

78,95%

IPC estaciones satelitales de regasificación 44,06%

Adquisición de cisternas y regasificadores móviles

60,86%

ECONAT Estudios socio ambientales 0,04 0,04 100,00% 100,00%

Bureau Veritas Argentina S. A.

Fiscalización 6,83 3,6 53,20% 41,49%

Total 145,04 96,29 66,39% - Fuente: Gerencia General de Plantas Proyectos y Petroquímica - Elaboración GNPIE

2.4.6. PROYECTO ETILENO, POLIETILENO, PROPILENO Y POLIPROPILENO El contrato para la ingeniería conceptual se firmó con Tecnimont S.p.A. el 7 de diciembre de 2012, modificado en abril de 2013, considerando la inclusión de la producción de propileno y polipropileno. Al mes de agosto de 2014, se concluyó con la ingeniería conceptual y para la gestión 2015 se tiene programado desarrollar la ingeniería básica extendida. La producción de propileno y polipropileno permitirá aprovechar la producción de propano de Gran Chaco y darle valor agregado, generando resinas destinadas a una amplia variedad de aplicaciones que incluyen empaques para alimentos, bolsas, fibras sintéticas, tejidos sintéticos, utensilios de laboratorio, componentes automotrices, películas transparentes, pegamentos poliméricos, barnices, aglomerantes y utensilios domésticos. Estos productos requieren un mercado que aproveche esta materia prima generada, así como el desarrollo de la investigación. Al igual que los otros proyectos en progreso deberán prever los futuros compradores, almacenaje y logística, desarrollando una inteligencia de mercado importante y contratando un estudio de mercado a nivel mundial. 2.4.7. RESUMEN DE INVERSIONES EN PLANTAS E INDUSTRIALIZACIÓN Las inversiones ejecutadas en el período 2008 - 2014 en plantas e industrialización alcanzan 1.396 MMUS$, su ejecución anual se muestra a continuación.

64

GRÁFICO 34: INVERSIONES EN PLANTAS E INDUSTRIALIZACIÓN EN MMU$



2.5. CENTRO CORPORATIVO 2.5.1. SITUACIÓN ACTUAL DE YPFB EMPRESA CORPORATIVA

2.5.1.1. ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS Los principales problemas que se han tenido en administración y finanzas en YPFB Corporación, se detallan a continuación.

Cada una de las empresas que conforman la corporación cuenta con un sistema contable financiero particular de acuerdo a sus necesidades.

Cada empresa de la corporación cuenta con políticas y lineamientos contables no uniformes entre ellas, lo cual impide la consolidación de sus estados financieros.

Las conciliaciones financieras intercompañias, no se realizan periódicamente.

La gestión de tesorería a nivel corporativo, no se encuentra optimizada.

La elaboración y control del presupuesto entre YPFB Casa Matriz, Empresas Filiales y Subsidiarias, no está regida de acuerdo a una política ni lineamientos uniformes.

Existe diferencia en la administración de servicios generales.

Las empresas de la corporación presentan condiciones diferentes entres sus programas de seguros.

2.5.1.2. GESTIÓN DE PROYECTOS El 2009 YPFB inició el proceso de planificación estratégica con la definición del “Plan de Inversiones 2009 – 2015”, instrumento que ha permitido alcanzar resultados estratégicos para la empresa y el país, entre los cuales están el incremento en la producción de hidrocarburos, el cambio en la matriz energética a través del desarrollo de la infraestructura de gas natural y GNL para satisfacer la demanda del mercado interno, la agregación de valor al gas natural, mediante los procesos de separación de líquidos de las corrientes de exportación, y la industrialización. El plan también consideraba el cumplimiento y consolidación del mercado de exportación y la captación de ingresos para el Estado.

1 0 8

192

354

407 433

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014*

65

Por lo mencionado, las inversiones en los últimos años han sido de gran magnitud y continuarán desarrollándose en función de planes, programas y proyectos que esencialmente están orientados a las actividades de desarrollo de campos, exploración, transporte, construcción de plantas de separación de líquidos del gas natural, además de refinación y almacenaje. Al iniciar los proyectos se han observado retrasos considerables ocasionados por diversos factores, como procesos demasiado extendidos en la contratación de servicios, demoras en la obtención de licencias ambientales, permisos de desmonte, escasez de profesionales especializados, asignación de un número excesivo de proyectos a un equipo limitado, insuficiente capacidad y competencia de los contratistas. Al respecto, ha sido preciso prestar atención a los diversos aspectos de la ejecución a nivel de proyecto, factores internos y factores externos que en algunos casos están fuera del control de las unidades ejecutoras de proyectos, se mencionan las siguientes:

Los procesos de adquisiciones y contrataciones son largos, burocráticos, y generan demoras significativas, situación que se agrava cuando son declarados desiertos

Demoras en la gestión del componente socio ambiental, que pone en riesgo la ejecución de inversiones. La obtención de licencias ambientales, la consulta, participación y la negociación para compensaciones suele demandar tiempos considerables, que en algunos casos han demorado hasta 3 años. Según la normativa vigente, en el caso de que un proyecto sea categorizado como I, la consulta y participación es un requisito para la obtención de la licencia ambiental.

La fiscalización por parte de YPFB no está acompañando adecuadamente el ritmo de ejecución de proyectos de la corporación,

Escasez en el mercado de profesionales altamente especializados en hidrocarburos.

Falta de equipos de perforación, que en algunos casos ha retrasado el inicio de la perforación de pozos.

Demoras por falta de normativa para constituir servidumbres en predios rurales que permita desarrollar las actividades de exploración y explotación; también hay retrasos y paralización de proyectos por falta de autorización de la Autoridad de Bosques y Tierras (ABT) en la emisión de permisos.

La normativa aduanera vigente no considera las particularidades del sector de hidrocarburos.

Demoras significativas en la obtención de autorizaciones de sustancias controladas, para el transporte de diésel, sustancia controlada fundamental para las actividades de exploración y explotación.

Limitada oferta de empresas proveedoras de bienes y servicios en el mercado nacional y de la región.

La corporación en coordinación con las distintas instancias involucradas en la ejecución de los proyectos deberá trabajar en la resolución de los problemas citados y de esa manera generar un escenario adecuado para las inversiones. 2.5.1.2.1. SEGUIMIENTO DE PROYECTOS El seguimiento de Casa Matriz a todos los proyectos se inicia el 2010 con el apoyo decidido de las autoridades que impulsan esta actividad. Para transparentar la gestión de proyectos, se han identificado sinergias al interior de la corporación, que han permitido el relacionamiento y la

66

coordinación permanente en el manejo de la información oportuna de las inversiones, que por primera vez se reporta con periodicidad para la toma de decisiones, mediante reuniones y visitas in situ, para informar, alertar y retroalimentar, de manera mensual e incluso quincenal, generando así compromiso con autoridades, directivos, ejecutivos y equipos de profesionales a través de una guía corporativa de “Lineamientos para el Seguimiento y Control de proyectos”. Este esfuerzo corporativo ha sido acompañado con la sistematización de la información de programación y avance de los proyectos, mediante un software denominado SIPRO “Sistema Integral de Información de Proyectos”, que permitió acortar los tiempos en el manejo de la información de proyectos y compartir con todas las áreas demandantes de información. Las necesidades actuales de la corporación en cuestión de gestión de proyectos, exigen analizar soluciones que no sólo se limiten a brindar información, sino que permitan apoyar de manera efectiva en la toma de decisiones para concretar los proyectos.

2.5.1.3. INVESTIGACIÓN, DESARROLLO E INNOVACIÓN La investigación, desarrollo e innovación (I+D+i) es un área en la que YPFB no ha avanzado a pesar de contar con décadas de vida como empresa. El mayor acercamiento en investigación se dio antes del proceso de capitalización, en el Centro Tecnológico Petrolero (CTP), que formó parte de YPFB en el periodo 1967 a 1997. El CTP fue creado en 1967 por la Organización de Naciones Unidas y funcionó durante sus primeros años en la ciudad de La Paz, para posteriormente trasladarse a Santa Cruz donde operó hasta el año 1997. Este centro contaba con laboratorios de geología, reservorios, fluidos, química, lodos y cementos, impacto ambiental y energía. Con la capitalización y privatización, las nuevas empresas dejaron de utilizar los servicios del CTP y empezaron a contratar los servicios de laboratorios en el exterior. A objeto de retomar el tema de investigación, desarrollo e innovación dentro de la corporación, YPFB Casa Matriz, en fecha 8 de marzo de 2011, suscribió un convenio de colaboración con la Organización de Estados Iberoamericanos (OEI), orientado a diseñar el programa “Formación, Capacitación, Investigación, Gestión Documental e Información y Museos”, programa en el que la parte correspondiente a investigación tuvo como objetivo principal “Diseñar un Centro de Investigación Hidrocarburífera acorde a las perspectivas y necesidades de YPFB que permita desarrollar metodologías para la innovación, invención y mejora en las fases de la cadena hidrocarburífera buscando un mejor desempeño en el sector”. El diseño elaborado para el Centro de Investigación proponía que, en una primera fase, el centro se dedique fundamentalmente a formar investigadores en el aprendizaje de técnicas y métodos de investigación aplicados al sector hidrocarburífero, para que en el futuro se establezcan líneas de investigación y se desarrollen proyectos de investigación específicos, para ello fue planteada la conformación de un equipo interdisciplinario corporativo con base a un Esquema del Comité Directivo del Centro Tecnológico de YPFB propuesto para llevar adelante este proyecto. En el intento de avanzar con la implementación del centro de investigación, el año 2012 se delegó este cometido al Centro Nacional de Medición de Hidrocarburos dependiente de la VPACF por la calidad de las actividades operativas que realiza este centro, sin embargo, no fue

67

posible avanzar en la implementación por no contar con el espacio físico necesario para el desarrollo de un centro de investigación de la magnitud que corresponde. Los problemas que afectaron el alcance de los robjetivos planteados son:

La Corporación no cuenta con el apoyo ni el soporte tecnológico de un área funcional operativa dedicada a las actividades de I+D+i.

Ausencia de recursos humanos dedicados exclusivamente a las áreas de I+D+i.

Carencia de visión conceptual integral y definida, que ordene y oriente los objetivos, líneas de investigación y alcances del centro de tecnología de YPFB.

YPFB no ha logrado alianzas estratégicas con centros o institutos de I+D+i.

Las sinergias de las unidades funcionales.

No se cuenta con infraestructura adecuada y definida para las actividades de I+D+i.

Diferentes dificultades y desafíos operativos en la cadena son resueltos y encarados por terceros.

2.5.1.4. IMPLEMENTACIÓN DE LA LEY DE LA EMPRESA PÚBLICA En la actualidad la corporación se desarrolla en un marco de falta de interacción entre áreas legales (casa matriz, filiales y subsidiarias) en el análisis de procesos judiciales y extrajudiciales, o temas de gestión que pudieran tener impacto jurídico.

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Corporación) ha realizado a la fecha acciones destinadas al cumplimiento de lo determinado por la Ley N° 466 de la Empresa Pública (LEP), siendo estas:

La remisión al COSEEP de los lineamientos de los nuevos regímenes empresariales corporativos: Régimen de Planificación, Régimen de Presupuesto, Régimen de Contabilidad, Régimen Laboral, Régimen de Adquisición de Bienes y Servicios.

La compra de acciones de Transierra para constituir YPFB Transierra S.A.

Remisión de los Estatutos de YPFB por parte de su Directorio, conforme lo señalado en la LEP.

2.5.1.5. SEGURIDAD, SALUD, MEDIO AMBIENTE Y RESPONSABILIDAD SOCIAL El mantenimiento y la integración de Sistemas de Gestión Ambiental, Calidad y de Seguridad y Salud Ocupacional con sus correspondientes Certificaciones, se constituye en uno de los principales resultados en Seguridad, Salud, Medio Ambiente y Responsabilidad Social (SSAS), particularmente para cinco (5) empresas que hacen parte de la Unidad de Negocio de Exploración y Explotación, y Unidad de Refinación, Transporte y Logística.

GTB

YPFB Refinación S.A.

YPFB Transporte S.A.

YPFB Andina S.A.

YPFB Chaco S.A. Asimismo, un importante resultado es el cumplimiento del Programa Anual de Simulacros y la implementación de los Programas de Salud Ocupacional.

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Desde el punto de vista de la responsabilidad social, tanto casa matriz como las subsidiarias vienen implementando proyectos en los diferentes niveles de inversión (inversión social, acción social y negocios inclusivos), enmarcados en la Política de Responsabilidad Social Corporativa. El nivel de interacción de cada una de las unidades de negocio y empresas que operan la actividad, es distinto una de otra. Los resultados y logros obtenidos durante la gestión 2013, se detallan a continuación:

CUADRO 21: RESPONSABILIDAD SOCIAL Expresado en Bolivianos

Fuente: Gerencia Nacional de Seguridad, Salud, Ambiente y Social

Se identificaron problemas y dificultades que se presentaron en la operativa de la actividad, tales como: Licenciamiento Ambiental:

La normativa existente no responde a la dinámica del sector, extensos tiempos en obtención de autorizaciones ambientales, vacíos en el proceso de consulta y participación, falta de criterios claros en la revisión de los Instrumentos de Regulación de Alcance Particular (IRAPs) y otros vacíos legales.

Retraso en la obtención de autorizaciones ambientales por un control de calidad limitado. Relacionamiento Comunitario:

No existen alertas tempranas, que identifiquen a tiempo el surgimiento de conflictos sociales.

Incremento de costos de los proyectos (fuerzas mayores).

La implementación de un sistema de monitoreo de la conflictividad social a nivel corporativo.

YPFB CASA MATRIZ 5.470.000,00 877.935,00 0,00 6.347.935,00 22,66%

YPFB CHACO 336.265,44 3.537.336,48 0,00 3.873.601,92 13,83%

YPFB LOGISTICA 0,00 48.726,00 0,00 48.726,00 0,17%

YPFB TRANSPORTE 738.582,74 923.628,05 900.000,00 2.562.210,79 9,15%

YPFB ANDINA 1.521.442,78 1.002.335,14 0,00 2.523.777,92 9,01%

YPFB PETROANDINA 1.823.184,72 273.844,33 1.697.383,19 3.794.412,24 13,55%

GTB 1.571.627,37 454.209,04 2.176.684,99 4.202.521,40 15,00%

YPFB REFINACION 0,00 4.655.263,00 0,00 4.655.263,00 16,62%

TOTAL 11.461.103,05 11.773.277,04 4.774.068,18 28.008.448,27 100,00%

PorcentajeEmpresaResponsabilidad

Social

Monto

Ejecutado (Bs.)

Accion

Social

Negocios

Inclusivos

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Responsabilidad Social:

Injerencia política de dirigentes con intereses personales.

Excesiva burocracia en trámites internos en la mayoría de las empresas

La falta de interacción más eficiente entre YPFB Corporación y las instancias de los gobiernos nacional, regionales y locales

La frecuente rotación de autoridades de organizaciones sociales.

La falta de documentos legales y/o documentación de organizaciones para apertura de cuentas

La falta de coordinación entre las empresas de la corporación, ha derivado en la duplicidad del financiamiento, en algunos ítems de iniciativas locales.

2.5.1.6. TECNOLOGÍAS DE INFORMACIÓN Durante los últimos 5 años, las unidades de TI de cada una de las empresas que son parte del grupo corporativo YPFB, han desarrollado iniciativas internas buscando la atención de sus necesidades de negocio, fortaleciendo las capas de infraestructura a nivel de Hardware, Software, Redes y servicios. Estas iniciativas fueron desarrolladas de manera aislada y estuvieron enfocadas primordialmente a las necesidades propias de cada Empresa. La firme orientación a los servicios, el reconocimiento y seguimiento a los estándares y mejores prácticas junto a la idoneidad en el desarrollo de proyectos, han determinado una visión y expectativas homogéneas aunque con diferentes grados de operativización, constituyendo un adecuado contexto para el establecimiento de una visión integrada, colaborativa y corporativa. En este sentido, se han identificado desde una perspectiva corporativa como condiciones comunes y predominantes a las siguientes:

Infraestructura tecnológica moderna y apropiada en servidores, sistemas de almacenamiento, equipo de telecomunicaciones y software base, para el despliegue de aplicaciones y servicios de TI.

Acuerdos de licenciamiento y soporte de software, acorde a los requerimientos del negocio.

Redes de telecomunicaciones solventes y apropiadas para las exigentes y complejas necesidades del rubro

Definición de la aplicación de soluciones a través de la Planificación de Recursos Empresariales (ERP) y verticales de SAP.

Instalación de plataformas ERP o proyectos sólidos de implementación.

Es así que se ha podido establecer que el contexto actual en el ámbito de las tecnologías de información y comunicación, tiene como principales condiciones estratégicas:

Agilizar los procesos internos de cada empresa facilitando el procesamiento, operación, resguardo, comunicación y acceso a la información.

Intercambio de información en línea al interior de cada empresa.

Despliegue de soluciones de software y de apoyo a la automatización de procesos y procedimientos en el entorno corporativo.

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Se ha podido observar que como elementos prioritarios en el marco de una planificación estratégica, se deben solucionar los siguientes aspectos:

Efectividad de aspectos de seguridad tecnológica

La existencia de responsabilidades tecnológicas en áreas por fuera de las de TI representa un riesgo a ser dimensionado y administrado.

No existe estandarización en el uso y aplicación de metodologías, procedimientos y herramientas informáticas.

2.5.1.7. RECURSOS HUMANOS

Se logró una Gestión de Capacitación Corporativa alineada a objetivos estratégicos y programas de desarrollo.

Se encuentra en proceso el Estudio de Escala Salarial para YPFB Corporación a fin de implementar una Escala de Compensaciones, Beneficios e Incentivos Corporativa que sea competitiva en el sector, brinde equidad interna y se adecue a la naturaleza de la empresa.

Se encuentra en proceso de elaboración el Manual de Cargos por Competencias Corporativo, que permitirá a YPFB Corporación administrar y gestionar el Talento Humano de manera integral.

Se identificaron una serie de aspectos que dificultan la obtención de objetivos trazados, los que se detallan a continuación:

No se cuenta con un Modelo de Gestión del Talento Humano Corporativo.

Políticas y lineamientos corporativos no adecuados al desempeño de la gestión del talento humano.

Inexistencia de Planes de Carrera, Sucesión y Movilidad Corporativos que motiven, desarrollen y promuevan mayores niveles de productividad.

Insuficiencia de sistemas informáticos corporativos que apoyen la gestión de los procesos del talento humano.

2.5.1.8. CONTRATACIONES A partir del mes de Noviembre de 2011, y con la creación de la Comisión de Compras y Contrataciones Corporativas por el CADES (Consejo de Administración de Empresas Subsidiarias) , se dio inicio a una serie de reuniones y actividades orientadas a la construcción de directrices corporativas y lineamientos en el ámbito de Compras y Contrataciones, que contemplan la participación de personal de las áreas de contrataciones de todas las Empresas de YPFB, y que a la fecha permanece en actividad continua. En el trabajo desarrollado por la Comisión de Compras y Contrataciones, se propició la generación de documentos que establecen las directrices corporativas para los procesos de contratación que realizan todas las Empresas. Uno de los principales hitos fue la incorporación de estas directrices corporativas en los documentos normativos de todas las Empresas de la Corporación, cuyo resultado es un primer nivel de estandarización.

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Se ha logrado implementar en cada Empresa el Programa Anual de Contrataciones (PAC), su consolidación y publicación a nivel corporativo, al mismo tiempo se establecieron requisitos homogéneos para el registro de proveedores en todas las Empresas de la Corporación. Se desarrollaron encuentros con proveedores como foro de presentación de la Corporación y sus Empresas, para informar a los proveedores sobre los procedimientos de contratación Se realizaron dos “Ferias de Compras” (Feria a la inversa gestión 2013 y YPFB Compra gestión 2014). Se ha realizado, por primera vez en la gestión 2014, un Taller Corporativo de “Lecciones Aprendidas” e “Intercambio de buenas prácticas”. No se cuenta con un procedimiento único de contrataciones para todas las empresas de la Corporación. No se ha logrado desarrollar un mecanismo que permita implementar la realización de compras conjuntas o corporativas entre las Empresas de la Corporación. Se requiere desarrollar e implementar un sistema de gestión de proveedores que cuente con una plataforma informática corporativa.

2.5.1.9. TRANSPARENCIA Las Unidades de Transparencia de YPFB Corporación se crearon como un órgano técnico operativo para prevenir y luchar contra la corrupción y, de esta manera, promover la transparencia en la gestión corporativa. En tal sentido se ejecutaron actividades a nivel corporativo:

Se atendieron e investigaron denuncias de hechos de corrupción las cuales derivaron en la aplicación de sanciones.

Se elaboró el Código de Conducta y la Política de Transparencia.

Se llevaron a cabo talleres de difusión de normas de transparencia.

Se realizaron Audiencias Públicas de Rendición de Cuentas.

Se incorporó en los contratos suscritos por YPFB la Cláusula Anticorrupción. Las dificultades identificadas en esta instancia estuvieron basadas en la débil estructura de las Unidades de Transparencia a nivel Corporación, esto en virtud de que las Unidades de Transparencia no cuentan con una estructura vertical que revele niveles intermedios, la organización de estas es lineal lo cual dificulta la desagregación de responsabilidades y supervisión del trabajo desarrollado, centralizando toda la responsabilidad en el Jefe de Unidad. Asimismo, la insuficiencia de mecanismos de prevención y detección de la corrupción en la gestión empresarial corporativa y la ausencia de normativa y mecanismos para el acceso a la información.

2.5.1.10. AUDITORÍA INTERNA – ÓRGANO INTERNO DE FISCALIZACIÓN En cumplimiento a disposiciones legales y obligaciones contractuales, aproximadamente se emiten en promedio 70 informes anuales con aproximadamente 700 recomendaciones para la

72

mejora continua de los sistemas de gestión, administrativos, operativos y emisión de información financiera y no financiera confiables y oportunos en Casa Matriz y Empresas Subsidiarias, a través de los siguientes tipos de auditorías: i) de confiabilidad de registros y estados financieros; ii) especiales; iii) de cumplimiento; iv) operativas; v) de aseguramiento (análisis de cuenta); vi) a los sistemas de gestión, administración y control. La Dirección General de Auditoría (Casa Matriz) no ha efectuado evaluaciones a las operaciones y administración de las Empresas subsidiarias y no se ha definido lineamientos para establecer la remisión de informes de auditoría externa y de las unidades de auditoria interna a la Máxima Autoridad de la Empresa ni a la Dirección General de Auditoria. Aproximadamente el 80% de las actividades de la Dirección General de Auditoría están destinadas a realizar auditorías en cumplimiento a disposiciones legales vigentes y atender sugerencias de la Contraloría General del Estado para realizar auditorías especiales de gestiones pasadas.

2.5.1.11. COMUNICACIÓN En el período 2006-2009 las actividades de comunicación en YPFB y las empresas subsidiarias tenían puntos de acción distintos producto de la ausencia de lineamientos claros y específicos. En general, las empresas subsidiarias y filiales, unas más que otras, desarrollaban su propia gestión de comunicación en ámbitos específicos (imagen, prensa y comunicación interna), y cuando correspondía visibilizar algún hecho relevante se coordinaban estas tareas con Casa Matriz. Entonces era perceptible a nivel de las audiencias cierta confusión en cuanto al desarrollo de marca y otras acciones propias de imagen corporativa entre las Empresas subsidiarias y Casa Matriz. Entre 2010 y 2013 se observa cierta evolución en la gestión de comunicación de YPFB con una fase todavía en proceso de reorganización que habría de tomar otro carácter con la conformación de la Unidad de Comunicación Institucional, que paulatinamente empieza a planificar las actividades centrales con delimitación de públicos, y la elaboración y difusión de piezas y productos comunicacionales con mayor criterio y calidad. Al culminar la gestión 2014, ciertamente existe un importante avance en la reputación, imagen y presencia de YPFB Corporación en el contexto nacional que puede refrendarse en el mayor trabajo y presupuesto ejecutado. La Unidad de Comunicación Corporativa (UCC-YPFB) no cuenta con procedimientos de comunicación y lineamientos corporativos claros en su gestión de identidad, comunicación interna y prensa, en ese sentido se identificaron las siguientes dificultades:

La estructura organizacional de la Unidad de Comunicación Corporativa (UCC) no está acorde a los nuevos retos corporativos de la gestión de comunicación de YPFB.

Se requieren lineamientos sobre la Identidad Corporativa que permitan anclar la marca, la personalidad pública y los atributos de la Corporación.

Ausencia de una Política de Información que permita regular, ordenar y gestionar los contenidos y mensajes corporativos.

73

2.5.2. POLÍTICA DE FINANCIAMIENTO De manera general, la mayor parte de las empresas de la corporación, incluyendo la Casa Matriz, han financiado sus gastos de operación e inversiones con recursos propios. Las fuentes de financiamiento de la corporación incluyen principalmente créditos con el Banco Central de Bolivia, Organismos Internacionales, Banca Internacional, Sistema Financiero Nacional, Mercado de Valores y Aportes de Capital. Durante el periodo 2009–2014, YPFB Casa Matriz ha financiado sus actividades con las siguientes fuentes de financiamiento:

Recursos propios para gastos de operación y proyectos de inversión de sus Unidades Ejecutoras.

Recursos provenientes del Tesoro General de la Nación (TGN) para la subvención a la importación de diesel oil e insumo y aditivos para la gasolina y el financiamiento de proyectos de redes de gas.

Créditos con el Banco Central de Bolivia destinados a financiar plantas de separación de líquidos y proyectos de industrialización del gas natural de la Casa Matriz y para proyectos de inversión de empresas subsidiarias en actividades de refinación y transporte.

Banca Internacional (Eximbak de China) a través de dos créditos,

Del total invertido en el periodo 2009-2014, el 51% fue financiado con recursos propios, el 44% por el Banco Central de Bolivia, 4% por crédito chino y solo el 2% con recursos del TGN.

El escenario de las empresas subsidiarias y filiales en relación a las fuentes de financiamiento en el período 2011-2014 es bastante diversificado; existen empresas que han financiado sus gastos de operación e inversiones íntegramente con recursos propios, así como empresas que tienen estructuras de financiamiento provenientes de diferentes fuentes de financiamiento (emisión de bonos privados y públicos, aportes de capital, préstamos de los accionistas, préstamos del sistema bancario nacional y préstamos de organismos internacionales). Empresas de Exploración y Explotación

Las empresas concentradas en actividades de exploración y explotación, YPFB Andina S.A. y YPFB Chaco S.A., han financiado sus proyectos de inversión y operación en los últimos años con recursos propios, los mismos que no tienen restricciones para acceder a otras fuentes de financiamiento

Por su parte, YPFB Petroandina S.A.M. al encontrarse en una fase exploratoria, no genera recursos propios para realizar inversiones, por lo que el financiamiento de sus operaciones depende del aporte de sus socios YPFB y PDVSA.

Empresas del Downstream

Las empresas dedicadas a la actividad de transporte, YPFB Transierra S.A. y YPFB Transporte S.A., en los últimos años realizaron operaciones crediticias para financiar parcialmente sus gastos de operación y proyectos de inversión principalmente en el mercado bursátil a través de la emisión de bonos.

YPFB Refinación S.A. financió el 100% de sus gastos de operación de los últimos 3 años con recursos propios, mientras que las inversiones de capital fueron financiadas en un

74

35% a través de dos emisiones privadas de bonos que fueron adquiridas totalmente por YPFB Casa Matriz para el financiamiento de proyectos en la actividad.

Las empresas YPFB Aviación y Flamagas S.A. no cuentan con financiamiento vigente. Para la ejecución de sus proyectos y el desarrollo de sus operaciones, disponen de recursos propios.

Por su parte, la empresa Compañía Eléctrica Central Bulo Bulo S.A. (CECBB S.A.), para la ejecución del proyecto de ampliación de la Central Termoeléctrica Bulo Bulo, en la gestión 2013, firmo un préstamo con su accionista YPFB Chaco S.A. por 43,35 MMUS$.

YPFB es una empresa inembargable, por lo tanto, no podría acceder a financiamiento externo que exija garantías de patrimonio, por lo que tendría que emitir garantías soberanas del país. Las Empresa Subsidiarias el estar sujetas al Código de Comercio (Decreto Ley N° 14379), Ley de Bancos y Entidades Financieras (N° 1488) y Ley del Mercado de Valores (N° 1834) y su respectiva reglamentación, en general las empresas subsidiarias de YPFB no reportaron limitaciones de acceso a financiamiento. Sin embargo, algunas empresas identificaron factores que limitan el acceso a financiamiento:

En el caso de YPFB Aviación, la actual situación legal de la empresa (debido a que no se ha perfeccionado la transferencia de propiedad de la empresa) y la ejecución de proyectos de inversión en aeropuertos que no generan rentabilidad, le quita flujo financiero.

Por su parte, Gas TransBoliviano SA, no logró consolidar la aprobación de la emisión de un programa de bonos, debido a la oposición de la fracción de accionistas privados.

YPFB Petroandina SAM tiene limitaciones para acceder al financiamiento por estar en etapa exploratoria y no tener actividades en la etapa de explotación.

La empresa YPFB Transporte SA identifica que una limitación sería la de no contar con contratos de transporte a largo plazo.

YPFB Logística SA, el congelamiento de la tarifa de la actividad de transporte de hidrocarburos a 2,33 US$/BBL, es de impacto negativo para la situación financiera de la empresa.

3. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE HIDROCARBUROS 2015 – 2019 3.1. DEMANDA DE GAS NATURAL 2015 – 2019 La proyección de demanda de gas natural considera el comportamiento histórico de los diferentes sectores que conforman el mercado interno, las diferentes políticas de masificación del uso del gas natural actualmente aplicadas y que serán afianzadas durante los próximos años, los proyectos de extracción de líquidos, industrialización y otros que se prevé ingresen en operación durante el período 2015 – 2019, además del comportamiento de la demanda de los mercados externos y los compromisos asumidos con dichos mercados. Mercado interno El mercado interno incluye el consumo de: termoelectricidad, distribuidoras de gas natural por redes, consumidores directos y otros proyectos que se explican a continuación.

75

Demanda termoeléctrica Termoelectricidad SIN Las proyecciones de consumo de gas natural para la generación de energía eléctrica en el periodo 2015 – 2019, están basadas en la información proporcionada por el Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas (VMEEA), el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC) y la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) relativas a la expansión del Sistema Interconectado Nacional (SIN). Dicha información considera principalmente la demanda de electricidad del mercado interno ya que para un escenario de futura exportación de electricidad, el Sector Eléctrico aún no tiene definido mercados de destino por lo que aún no se cuenta con información consistente sobre una posible demanda de gas para la generación eléctrica con destino a la exportación. La proyección de consumo de gas natural muestra un crecimiento de la demanda de gas de 4,45 MMmcd en 2015 a 5,20 MMmcd paras el año 2019. Termoelectricidad sistemas aislados Para la proyección del volumen de gas natural requerido por los sistemas aislados de termoelectricidad se consideraron crecimientos estacionales, por lo que se utilizó el método estadístico de proyección ARIMA, en base a los históricos mensuales de estos usuarios.

GRÁFICO 35: PROYECCIÓN DEMANDA DE GAS NATURAL – SECTOR TERMOELÉCTRICO

Fuente: YPFB – GNPIE – DNEA.

4,45 4,84

5,09 5,00 5,20

0,38 0,37 0,36 0,34 0,35

0

1

2

3

4

5

6

2015 2016 2017 2018 2019

MM

mcd

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL SISTEMAS AISLADOS

76

Gas natural para distribución por redes La distribución de gas natural por redes considera los sectores residencial, comercial, GNV e industrial. La proyección de gas natural considera criterios particulares para cada uno de estos sectores, mismos que son desarrollados a continuación. Sector residencial La proyección de la demanda de gas natural para este sector considera el número de instalaciones planificadas por la GNRGD. Asimismo, la demanda de gas estimada considera el consumo promedio por usuario para cada departamento en base a datos históricos. Sector comercial Considerando que el crecimiento del consumo de gas natural del sector comercial se relaciona con el crecimiento del consumo del sector residencial, la proyección de la demanda del sector comercial se realizó en función a la relación histórica de dicho sector respecto al sector residencial. Sector gas natural vehicular (GNV) La proyección de la demanda de GNV fue realizada para cada uno de los departamentos, considerando en cada caso, un promedio de conversiones conservador que toma en cuenta las conversiones que realizaría la Entidad Ejecutora de Conversiones dentro de un escenario conservador y las conversiones que se irían realizando de forma particular; asimismo se toma en cuenta el consumo por vehículo correspondiente a cada departamento. Sector industrial La proyección de la demanda de este sector se dividió en dos, la proyección de demanda para industrias medianas y pequeñas y la proyección de demanda para industrias grandes. En el caso de la proyección de demanda para industrias pequeñas y medianas se emplean tasas de crecimiento históricas para cada uno de los departamentos. En el caso de la proyección de demanda para las industrias grandes se considera los requerimientos oficiales realizados a YPFB que a la fecha cuentan con mayores avances, estos requerimientos obedecen tanto a ampliaciones de capacidad de industrias existentes como al ingreso de nuevas industrias. De acuerdo a los supuestos mencionados, la proyección de demanda de los cuatro sectores que conforman la distribución de gas por redes es la siguiente:

77

GRÁFICO 36: PROYECCIÓN DEMANDA GAS NATURAL – DISTRIBUCIÓN DE GAS POR REDES

Fuente: YPFB-GNPIE-DNEA.

Agregando las proyecciones de estos cuatros sectores, la demanda de gas natural para distribución por redes, se prevé que se incremente de 5,17 MMmcd en 2015 a 6,79 MMmcd para el año 2019. Consumidores directos La proyección del consumo de gas de los consumidores directos se desagregó en consumo de gas natural como combustible en refinerías, estaciones de bombeo de oleoductos y poliductos, estaciones de compresión, consumo propio de gasoductos y otros usuarios que se conectan directamente al Sistema Troncal de Transporte. A continuación, se exponen los supuestos utilizados para cada uno de estos usuarios: - Refinerías: Se consideraron históricos y las ampliaciones programadas en sus

instalaciones. - Estaciones de bombeo: Los valores corresponden a los históricos de consumo y se

consideran la instalación de nuevas unidades de bombeo y/o ampliaciones planificadas de oleoducto y poliductos.

- Estaciones de compresión: Corresponde al consumo de gas natural como combustible de la Planta de Compresión de Río Grande operada por YPFB Andina S.A. El consumo de las unidades se encuentra ligada a la proyección de gas natural para la exportación al Brasil.

- Consumo propio de gasoductos: Consideran los volúmenes utilizados por el sistema de transporte de gas natural de YPFB Transporte S.A. y YPFB Transierra S.A.

- Otros usuarios: Las proyecciones fueron realizadas en base a los consumos históricos y a las proyecciones de los campos correspondientes (gas lift y retenidos).

0,32 0,36 0,39 0,42 0,44

0,15 0,16 0,17 0,19 0,20

2,75

3,20

3,60 3,76

3,91

1,94 2,02 2,10 2,17 2,24

-

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

2015 2016 2017 2018 2019

MM

mcd

DOMESTICO COMERCIAL INDUSTRIAL GNV

78

El total de la demanda de consumidores directos alcanza a 1,26 MMmcd en 2015 y 1,52 MMmcd para el 2019. Nuevos proyectos Planta de Separación de Líquidos de Río Grande Para la Planta de Separación de Líquidos ubicada en Río Grande se considera un consumo promedio anual de 0,25 MMmcd que toma en cuenta tanto la recuperación de GLP como el gas para combustible y pérdidas. Proyecto Planta Separación de Líquidos de Gran Chaco Para la Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco se prevé que la exportación de gas a la Argentina, corriente de la que esta planta extrae los componentes licuables, será la Cantidad Diaria Garantizada 1 (CDG1) y que esta planta trabajará en Modo Rechazo de Etano hasta el ingreso en operación de la Planta de Etileno – Polietileno después del año 2019. Asimismo, se considera como parte de la demanda de esta planta, los volúmenes de gas para la recuperación de GLP, el gas para combustible y pérdidas. Proyecto Minero Siderúrgico del Mutún Puesto que la política actual es la de continuar con el desarrollo del proyecto del Mutún, se ha considerado un volumen que se va incrementando gradualmente, en base al último requerimiento realizado por la Empresa Siderúrgica del Mutún, de 0,5 MMmcd hasta 2,5 MMmcd. Se considera que la demanda de gas de este proyecto se iniciará a partir de 2017. Proyecciones de consumo de gas natural para proyectos de industrialización Actualmente, se encuentra en construcción la Planta de Amoniaco-Urea, que entrará en una etapa de pre comisionado a partir del mes de julio de 2015 hasta junio de 2016, período en el que tendrá un consumo de gas que se incrementará gradualmente de 0,01 MMmcd a 1,57 MMmcd. A partir del mes de julio de 2016 se prevé que esta planta consumirá 1,66 MMmcd, volumen que considera el gas de proceso y el gas combustible incluyendo el consumo para generación de electricidad. Mercado de exportación Mercado de Brasil El compromiso asumido de entrega de volúmenes de gas natural de YPFB en el marco del Contrato GSA con Petrobras, contempla la entrega de 30,08 MMmcd (a 68°F) más el gas combustible, lo que suma en promedio 31,5 MMmcd (a 68°F) durante toda la vida del contrato, volumen que también se constituye en la cantidad diaria contractual. En la proyección de demanda al 2019 se ha considerado el 100% de la cantidad diaria contractual del contrato suscrito con Petrobras, es decir un volumen de 30,08 MMmcd + Gas Utilizado por el Sistema Bolivia + Gas Utilizado por el Sistema Brasil, equivalente aproximadamente a 31,26 MMmcd a 60°F, que si bien puede llegar a ser menor a lo largo de

79

cualquier año por razones como estacionalidad, contracción en la demanda u otros, se constituye en la máxima obligación contractual que tiene YPFB. Mercado Argentino La entrega de volúmenes de gas natural al mercado argentino, considera la Adenda al Contrato entre YPFB y ENARSA, suscrita el 26 de marzo de 2010, cuyos volúmenes se encuentran en el Anexo D de dicho contrato. La proyección de demanda considera la Cantidad Diaria Garantizada 1 (CDG1) que representa la obligación de entrega de YPFB a ENARSA, volumen de gas que se va incrementando paulatinamente desde 16,74 MMmcd en 2015 a 20,88 MMmcd para el 2019. Consolidación de la demanda de gas natural mercado interno y exportación En el siguiente gráfico, se presenta el resultado final del análisis realizado en cada mercado, partiendo de una demanda promedio de 60,15 MMmcd en el año 2015 a un volumen de 70,39 MMmcd el año 2019.

GRÁFICO 37: PROYECCIÓN DEMANDA DE GAS NATURAL – MERCADO INTERNO Y EXPORTACIÓN 2015 – 2019


Tal como se observa en el gráfico anterior, dentro del horizonte de tiempo analizado, el mercado interno de consumo mantiene una tendencia creciente hasta llegar de 12,15 MMmcd en 2015 a 18,25 MMmcd en 2019. Por su parte los mercados de exportación continuarán siendo los consumidores de la mayor parte de gas incrementando su consumo de 48 MMmcd en 2015 a 52,14 MMmcd para 2019. 3.2. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS (2015 - 2019) Demanda interna de hidrocarburos líquidos La demanda del mercado interno de combustibles líquidos ha mantenido un ritmo de crecimiento sostenido, consistente con el crecimiento del PIB y como resultado de una política

60,15

65,87 68,02 68,93 70,39

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2015 2016 2017 2018 2019

MM

mcd

ARGENTINA (CDG1)

BRASIL

PLANTAS

GNL

MUTÚN

CONS. DIRECTOS

TERMOELECTRICIDAD

DISTRIBUCIÓN

TOTAL DEMANDA MI y ME

80

expansiva de la demanda agregada. Los combustibles que mayor consumo han registrado son la Gasolina Especial (GE) y Diésel Oíl (DO), explicado por el creciente parque automotor, no obstante de los esfuerzos en la conversión a GNV. Los pronósticos muestran que este sector va a incrementar la presión sobre la demanda. Por otra parte, el consumo de GLP, ha reducido el ritmo de consumo en los últimos 5 años. Los datos históricos muestran que entre los años 2001 a 2006 se tiene en promedio tasas de incremento en la demanda mayores (5,5%). Para el final de la gestión 2014, se espera una tasa de crecimiento del consumo de 3,9%. Esta reducción en el ritmo de consumo se apoya en la política agresiva de expansión de las redes de gas, con una importante cantidad de conexiones de gas domiciliario efectuadas y el paulatino aumento en el consumo de gas en estos hogares. Los pronósticos muestran un ritmo de crecimiento moderado, con un promedio de 2%. Para la proyección de la demanda interna de combustibles líquidos se ha definido una metodología basada en la proyección del consumo según departamento y por tipo de combustible. Esos pronósticos departamentales se han agregado para obtener la demanda total nacional. Los supuestos y parámetros utilizados para las proyecciones se basan en la aplicación de modelos estadísticos ARIMA (conocida como el modelo Box-Jenkins) sobre series de tiempo estacionales con ciclos de 12 meses. Los modelos estadísticos ARIMA son modelos autorregresivos integrados y de media móvil. Asimismo se ha utilizado como criterio de medición del error el Error Porcentual Absoluto Medio EPAM o MAPE en inglés, para determinar el mejor ajuste. Los resutlados de los pronósticos calculados se pueden observar a continuación:

GRÁFICO 38: PROYECCIÓN DEMANDA GASOLINA ESPECIAL Y DIESEL OÍL

Fuente: YPFB-GNPIE-DNEA

25.695 27.179

28.769 30.245

31.685 33.359

35.097 36.989

38.742 40.454

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

2015 2016 2017 2018 2019

Bp

d

Demanda GE [Bpd] Demanda DO [Bpd]

81

GRÁFICO 39: PROYECCIÓN DEMANDA DE GLP


GRÁFICO 40: PROYECCIÓN DEMANDA DE COMBUSTIBLES DE AVIACIÓN

Fuente: YPFB Aviación S.A

CUADRO 22: CRECIMIENTO DEMANDA DE LOS PRINCIPALES COMBUSTIBLES

Producto Histórico 2010-2014

Proyectado 2015-2019

Diésel Oíl 7,9% 6,7%

Gasolina Especial 8,5% 6,6%

GLP 2,0% 3,2% Fuente: DNEA - YPFB.

1.121

1.140

1.158

1.176

1.193

1.080

1.100

1.120

1.140

1.160

1.180

1.200

2015 2016 2017 2018 2019

TMD

Demanda GLP [TMD]

7.688 7.851 8.019 8.189 8.364

216.917 221.538 226.256 231.076 235.998

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

2015 2016 2017 2018 2019

m3

Demanda AV Gas [m3] Demanda Jet Fuel [m3]

82

4. ANÁLISIS FODA CORPORATIVO 4.1. FACTORES INTERNOS Fortalezas

Disponibilidad de áreas exploratorias (áreas reservadas).

Contar con mercados de Argentina y Brasil para la venta de gas natural y cumplimiento de los compromisos asumidos en los contratos suscritos por YPFB.

Disponibilidad de recursos financieros para ejecutar proyectos (E&E).

La CPE otorga a YPFB un rol estratégico en toda la cadena hidrocarburífera, aspecto que con la LEP debe ser aplicado en toda la corporación.

Personal calificado, con experiencia y conocimiento técnico.

Capacidad de respuesta inmediata a la logística de abastecimiento requerida.

YPFB a nombre del Estado, define los términos y condiciones bajo los cuales se comercializan los hidrocarburos producidos.

La LEP establece un nuevo ordenamiento jurídico para YPFB Corporación, que le permite desarrollar sus actividades en el marco del Código de Comercio.

Se ha adquirido experiencia en IPC (Ingeniería, Procura y Construcción) de plantas con la culminación de la planta de Rio Grande.

Acceso a financiamiento de montos considerables en condiciones concesionales a través del Banco Central de Bolivia.

Debilidades

Procesos de asignación de áreas excesivamente largos y baja actividad exploratoria.

Producción insuficiente para atender la demanda interna de hidrocarburos líquidos.

Declinación natural de la producción de los reservorios.

Recursos Humanos insuficientes por especialidad para las actividades que realizan las diferentes áreas (Ej. VPACF).

Procesos burocráticos y procedimientos no estandarizados a nivel de toda la corporación (Ej. Compras).

Rezago en la mejora tecnológica y renovación de activos.

Capacidad limitada para la asistencia inmediata en caso de necesidad de repuestos, o servicios especiales de mantenimiento o reparaciones en plantas.

Lineamientos y políticas diferenciadas emergentes de las actividades propias de cada empresa de la Corporación.

4.2. FACTORES EXTERNOS Oportunidades

Potencial hidrocarburífero por descubrir.

Apoyo del Estado para la generación o modificación de normativa.

Posibilidad de nuevos mercados en función a proyectos exploratorios.

Disponibilidad de tecnología y estándares de orden mundial.

Precio de exportación de gas competitivo frente al GNL y Shale Gas.

Se está desarrollando la industria nacional de servicios de ingeniería, procura y construcción, facilitando la visualización de nuevos proyectos.

83

Estandarización de los procedimientos corporativos en aplicación de la Ley de la Empresa Pública.

Instituciones financieras a nivel internacional han manifestado su intención de ofertar productos de financiamiento a YPFB y a sus empresas subsidiarias.

Mercado latente para sustituir GLP por gas natural.

Crecimiento de las inversiones y la diversificación de la producción con valor agregado, hacia nuevos mercados de exportación.

Amenazas

Falta de normativa que permita regular los procesos de consulta y participación.

Salarios no competitivos a nivel nacional e internacional.

Normativa no adecuada a la situación actual del sector para licitaciones y/o contrataciones.

Falta de oferentes para servicios especializados.

Imposibilidad de realizar actividades exploratorias en áreas protegidas.

Precios bajos en el mercado interno se constituyen en desincentivo a la exploración.

Mercado reducido de proveedores para bienes y servicios especializados.

Rezago en las actividades científicas de desarrollo e innovación en el sector.

84

PARTE II PLAN ESTRATÉGICO 1. PLANIFICACIÓN NACIONAL - AGENDA 2025 La propuesta del sector de hidrocarburos, para la Agenda Patriótica Soberanía Hidrocarburífera al 2025, en lo que refiere a la visión del Estado para el Sector Hidrocarburos al año 2025 se expresa en los siguientes términos: “En el marco del respecto a los derechos de la madre tierra, el Estado Boliviano garantiza la seguridad y soberanía energética (hidrocarburos), industrializa el gas natural, transforma la estructura productiva, genera excedentes económicos y contribuye al desarrollo integral de Bolivia”. Los retos y expectativas, desafíos y oportunidades, y líneas de acción definidos en la Agenda 2025 para el sector hidrocarburos se detallan a continuación.

CUADRO 23: RETOS, DESAFÍOS, Y LÍNEAS DE ACCIÓN AGENDA PATRIÓTICA 2025

Retos y Expectativas

Desafíos y Oportunidades Líneas de Acción

Incorporación de reservas, desarrollo e incremento de la producción de hidrocarburos.

Desarrollar actividad exploratoria en el marco de modelos de contratos de servicios petroleros.

Explorar el 49% del territorio nacional, el cual presenta potencial hidrocarburífero.

Agilizar los procesos de autorización y aprobación de contratos, licenciamiento ambiental, consulta y participación y compensaciones.

Exploración intensiva a nivel nacional por parte de YPFB.

Incrementar reservas y producción de gas natural e hidrocarburos líquidos.

Incrementar la inversión en exploración y explotación.

Soberanía y seguridad energética.

Abastecimiento de combustibles en el mercado interno.

Refinación:

Garantizar el procesamiento de toda la producción de líquidos de Bolivia.

Autoabastecimiento de gasolina especial y reducción de la subvención de diésel oíl.

Según factibilidad: Incremento de capacidad de refinerías actuales o construcción de nueva refinería.

Almacenaje:

Incrementar la capacidad de almacenaje de combustibles líquidos a fin de mejorar los niveles de seguridad energética a 18 días.

Construcción de nuevas plantas de almacenaje en Montero y La Paz.

Transporte de hidrocarburos líquidos:

Incremento de la capacidad para líquidos asociados a la producción adicional de gas.

Incrementar la capacidad de transporte por poliductos para evacuación de la producción incremental de refinación.

85



Producción de GLP:

Cubrir demanda mercado interno.

Exportar excedentes.

Propano como materia prima para planta de propileno y polipropileno.

En función al análisis de la conveniencia de aplicación de nuevas tecnologías en la producción de líquidos tales como el GTL (Gas A Líquidos por sus siglas en inglés) que permite la transformación del gas natural en diésel oíl, es necesario que YPFB encare los estudios de Ingeniería conceptual para contar con una evaluación de pre-factibilidad del proyecto.

Comercialización de gas en el mercado interno.

Cambio de la matriz energética: RESIDENCIAL/COMERCIAL Incremento de instalaciones domiciliarias de gas natural: 63% de cobertura a través de 1.228. 575 instalaciones.

Abastecimiento del mercado interno: INDUSTRIAL Aumentar la asignación de volúmenes en función de requerimientos de industria.

Abastecimiento del mercado interno: TERMOELÉCTRICO Continuar con el abastecimiento de gas natural a las termoeléctricas en el marco de la planificación del sector eléctrico.

Abastecimiento del mercado interno: PETROQUÍMICA Asignación de volúmenes requeridos en los proyectos petroquímicos.

Incrementar la capacidad de transporte a más de 100 MMmcd.

Comercialización de gas en el mercado externo.

Cumplir con los contratos de exportación vigentes: BRASIL

Continuar con el contrato de exportación suscrito con Petrobras y la renegociación del contrato a partir del año 2019.

Cumplir con los contratos de exportación vigentes: Argentina.

Continuar con el contrato de exportación suscrito con ENARSA.

Diversificación de mercados: OTROS MERCADOS

Negociación de nuevos contratos en función de requerimientos externos.

Incrementar la capacidad de transporte.

Industrialización de los hidrocarburos

Agregar valor al gas natural.

Sustituir las importaciones.

Generar divisas por la exportación de productos finales.

Generar efecto multiplicador en la economía y la industria.

Generar fuentes de empleos directos e indirectos.

Generar condiciones para el desarrollo de la ciencia y tecnología.

Promover la conformación de complejos productivos.

Desarrollar mecanismos de financiamiento e incentivos a las unidades productivas que formen parte del complejo productivo.

Gestionar la apertura de mercados fuera del país para productos nacionales.

Participar en la fabricación de productos estratégicos.

Promover la creación centros y/o institutos que se encarguen de la investigación y desarrollo de la petroquímica.

86



Ciencia y tecnología

Desarrollo del conocimiento científico y tecnológico, en todas las actividades de la cadena productiva de los hidrocarburos.

Innovación y creatividad para la transformación, uso e industrialización de los recursos hidrocarburíferos.

Construir un Centro de Estudios, Ingeniería, Investigación e Innovación en Hidrocarburos y Petroquímica (CEIIIHP).

Se ha incrementado y cualificado los cuadros técnicos, de expertos e investigadores de alto nivel.

Los proyectos tecnológicos hasta el nivel de ingeniería básica son desarrollados por YPFB y la EBIH por si solas o en sociedad con entidades y empresas especializadas.

La inversión de la EBIH y YPFB que involucra proyectos de Ingeniería Procura y Construcción ( IPC) se ejecuta de manera directa o en sociedad con entidades y empresas especializadas.

2. MARCO ESTRATÉGICO YPFB Corporación ha definido con claridad su Misión, Visión y Valores Corporativos en los siguientes términos: 2.1. MISIÓN

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 valor

para beneficio de los bolivianos.

2.2. VISIÓN

Corporación estatal de hidrocarburos, pilar fundamental del desarrollo de

Bolivia, reconocida como un modelo de gestión eficiente, rentable y

transparente, con responsabilidad social y ambiental y presencia

internacional.

2.3. VALORES CORPORATIVOS Integridad: Conducta ética, respeto, honestidad y transparencia. Seguridad: Cuidado de la salud de las personas, el medio ambiente y los activos de la Corporación. Excelencia: Mejora continua, orientación a resultados, innovación, pasión por el trabajo. Proactividad: Generación y aprovechamiento de oportunidades, liderazgo, iniciativa y

87

creatividad. Trabajo en Equipo: Creación de sinergias para el logro de objetivos comunes. Compromiso: Con nuestra gente, la Corporación y el país. Lo hacemos por convicción y no por imposición ni obligación. Responsabilidad: Asumir los resultados de nuestros actos, de manera individual y colectiva. Diversidad e Inclusión: Trato justo e igualdad de oportunidades para todos.

3. OBJETIVOS ESTRATÉGICOS, ESTRATEGIAS, METAS E INDICADORES 3.1. OBJETIVO ESTRATÉGICO 1: DESCUBRIR VOLÚMENES DE HIDROCARBUROS

PARA DESARROLLAR EN EL PAÍS El objetivo estratégico 1 establece la necesidad de descubrir volúmenes de hidrocarburos para desarrollar en el país. Para el período 2015 – 2019 se tiene como meta 5,4 TCF de gas y 184,4 MMBbl de hidrocarburos líquidos.

CUADRO 24: OBJETIVO ESTRATÉGICO 1

Objetivo Estratégico

Indicador Línea Base 2014

Meta 2015 - 2019 Área Respon-

sable 2015 2016 2017 2018 2019

Descubrir volúmenes de hidrocarburos para desarrollar en el país

Pozo exploratorio 11 11 15 17 24 17 UN E&E

Adquisición sísmica 2D - 6 8 2 UN E&E

Adquisición sísmica 3D - 3 2 1 1 UN E&E

Adquisición magneto telúrica

- 3 7 UN E&E

Adquisición SFD - 1 UN E&E

TCF anual - 0,14 0,40 0,99 1,76 2,11 UN E&E

MMBBL en el año - 9,2 12,7 31,8 54,5 76,2 UN E&E

3.1.1. ESTRATEGIA 1: GESTIÓN INTEGRAL DE LA EXPLORACIÓN A CARGO DE YPFB

CASA MATRIZ La gestión integral de la exploración hidrocarburífera, responde a la necesidad de definir estrategias exploratorias desde la perspectiva corporativa, precautelando las obligaciones contractuales y normativas internas de las empresas filiales de YPFB Corporación. Sintetiza el control de las actividades exploratorias, con la finalidad de concentrar los esfuerzos, disminuir riesgos y ajustarse a las directrices definidas por el Estado Plurinacional de Bolivia. De esta manera, se concibe que la gestión integral de exploración hidrocarburífera deba estar a cargo de expertos y especialistas de reconocida trayectoria en el sector, que sostenga las decisiones corporativas de YPFB.

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CUADRO 25: ESTRATEGIA 1 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 1

Estrategia Indicador Línea Base 2014


sable 2015 2016 2017 2018 2019

Gestión integral de la exploración a cargo de YPFB Casa Matriz

Gestión integral

implementada - 100% UN E&E

La gestión integral de exploración hidrocarburífera suministra un acercamiento consistente, para ponderar las actividades exploratorias desde una visión corporativa, consolida los volúmenes de hidrocarburos que administra y evalúa, optimiza campañas exploratorias, y las concatena con los proyectos de desarrollo; presentando de esta manera resultados e información de acuerdo al sustento técnico correspondiente, para las decisiones ejecutivas consiguientes. La gestión integral de exploración hidrocarburífera se encontraría a cargo de Consejo Corporativo de Exploración. 3.1.2. ESTRATEGIA 2: IMPLEMENTANDO EL PLAN INMEDIATO DE EXPLORACIÓN El Plan Inmediato de Exploración (PIE), surge de la necesidad de contar con un portafolio de proyectos con la finalidad de iniciar la perforación del primer pozo exploratorio hasta el 2019, con el objeto de reponer e incrementar las reservas hidrocarburíferas, satisfacer la demanda interna y cumplir los compromisos de exportación. En este sentido, se plantea la estrategia implementando el PIE, que tiene como meta realizar 81 prospectos, las metas anuales se muestran a continuación.



Meta 2015 - 2019 Área Responsable 2015 2016 2017 2018 2019

Implementando el Plan Inmediato de Exploración

Número de prospectos

13 11 15 16 23 16 UN E&E

En este marco, el PIE, se constituye en el instrumento que establece las directrices inmediatas para encarar el proceso de exploración, de tal forma que se generen sinergias corporativas con inclusión de actores externos que participan en los procesos exploratorios y que permitan desarrollar las actividades exploratorias de forma sistemática, con metas y objetivos claros en el tiempo. El PIE engloba un total de 81 proyectos exploratorios, sin embargo conforme se vayan generando nuevos prospectos, ya sea en casa matriz, filiales o empresas privadas, estos serán incorporados al conjunto de proyectos del plan de exploración. En este entendido, el alcance del PIE en lo que a cantidad de proyectos se refiere, es dinámico, cuya evolución debe evaluarse de forma recurrente por las instancias competentes. El PIE plantea la implementación de la siguiente estructura organizacional:

Consejo Corporativo de Exploración: Define estrategias, asume definiciones, plantea soluciones a diferentes problemas y dirige la exploración de forma corporativa.

Comité Técnico de Exploración: Encargado de revisar y validar los prospectos exploratorios antes de la perforación.

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Equipo de gestión exploratoria: Realiza el seguimiento, agiliza los procesos y el flujo documental, realiza gestiones a efectos que la ejecución de un proyecto exploratorio sea lo más expedito posible.

Empresa de asesoramiento para la exploración: Apoyo técnico y trabajo conjunto en diferentes niveles, en el proceso exploratorio.

Los ejecutores: Encargados de la operativa en cada etapa (YPFB Casa Matriz, subsidiarias y operadores privados).

3.1.2.1. PROYECTOS Para el desarrollo de esta estrategia se tiene planificado realizar proyectos e inversiones en sísmica 2D, sísmica 3D, magneto telúrica, y detección de campo de esfuerzos (SFD) con el objeto de disminuir el riesgo geológico, antes de la perforación de los pozos exploratorios.

CUADRO 27: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 2 EXPLORACIÓN

Proyecto Monto en Millones de Dólares

Total Área

Responsable 2015 2016 2017 2018 2019

Perforar pozos exploratorios (70 de gas y 14 de petróleo)

264,77 349,13 797,50 1.027,02 1.165,65 3.604,06 UN E&E

Realizar 16 adquisiciones sísmicas 2D

274,74 341,89 31,79 0,78 55,35 704,54

UN E&E

Realizar 7 adquisiciones sísmicas 3D

UN E&E

Realizar 10 adquisiciones magneto telúricas

UN E&E

Realizar 1 adquisición SFD UN E&E

Es importante mencionar que las inversiones desagregadas entre actividades de sísmica y pozos exploratorios corresponden a distintas fases exploratorias que tiene como objetivo final, el descubrimiento de recursos. En cuanto a las inversiones en sísmica estas incluyen desde la adquisición hasta la interpretación sísmica. Las inversiones en pozos exploratorios, incluyen los costos de perforación, camino y planchada. Todas las inversiones corresponden a particularidades diversas y al grado de dificultad de realizar las actividades exploratorias ya sea por zona geomorfológica, acceso, profundidad de los objetivos, etc. Las inversiones relacionadas con actividades exploratorias para el quinquenio 2015-2019 alcanzan 4.308,60 MMUS$, a continuación se muestra la desagregación por empresa.

CUADRO 28: INVERSIONES ESTRATEGIA 2 EXPLORACIÓN

Expresado en MMUS$

EMPRESA 2015 2016 2017 2018 2019 TOTAL %

CASA MATRIZ 107,87 169,89 98,16 200,10 44,80 620,81 14,41%

GERH – GNEE 107,87 169,89 98,16 200,10 44,80 620,81

OPERADORAS 196,53 306,76 431,07 574,18 952,80 2.461,34 57,13%

POR ASIGNAR 0,00 28,75 14,00 115,00 374,00 531,75

REPSOL 24,00 48,00 64,00 168,00 176,00 480,00 PETROBRAS 57,22 66,86 86,87 38,08 215,05 464,08 BGB 32,70 70,94 44,00 97,50 42,50 287,64 TOTAL & GAZPROM 2,00 20,80 112,80 56,40 0,00 192,00

90

EMPRESA 2015 2016 2017 2018 2019 TOTAL %

YPF 10,05 5,20 32,30 37,80 65,25 150,60 PLUSPETROL 44,27 33,50 37,80 7,20 0,00 122,77 TOTAL 0,00 0,00 0,00 32,00 80,00 112,00 PESA 14,80 32,70 39,30 22,20 0,00 109,00 MATPETROL 11,50 0,00 0,00 0,00 0,00 11,50 SUBSIDIARIAS 235,11 214,37 300,05 253,52 223,40 1.226,45 28,47%

YPFB ANDINA S.A. 119,26 101,90 152,88 88,30 117,87 580,21 YPFB CHACO S.A. 66,53 87,72 97,68 155,82 82,00 489,73 YPFB Petroandina SAM 49,33 24,75 49,50 9,41 23,52 156,51 Total general 539,51 691,02 829,28 1.027,80 1.220,99 4.308,60 100,00%

Es importante mencionar que las actividades que incluyen la perforación de pozos representan, desde los pozos de avanzada exploratoria en estructuras ya descubiertas, hasta prospectos exploratorios en áreas que a la fecha no se tiene contrato petrolero protocolizado. En este sentido, las inversiones son un estimado de actividades de perforación de pozos hasta la gestión 2019. 3.1.3. ESTRATEGIA 3: REALIZANDO ESTUDIOS PARA IDENTIFICAR NUEVOS

PROSPECTOS EXPLORATORIOS EN ÁREAS DISPONIBLES Y GENERANDO MAYOR Y MEJOR INFORMACIÓN DETALLADA DEL POTENCIAL HIDROCARBURÍFERO DE BOLIVIA

La información técnica que proviene de los métodos de exploración geofísica se aplica para la evaluación y disminución de los riesgos asociados a la exploración, enfocándose a la configuración y tipo de la trampa geológica, calidad del depósito y la integridad del sello, todos ellos elementos del sistema petrolero. La inherente no-unicidad de los datos geofísicos y modelos geológicos, exige que múltiples bases de datos independientes sean utilizadas para desarrollar modelos geológicamente consistentes que ayuden a reducir el riesgo exploratorio. Esta fase de trabajo es determinante al momento de plantear un posible proyecto de perforación exploratoria. Por lo expuesto, surge la necesidad de plantear la estrategia realizando estudios para identificar nuevos prospectos exploratorios, la misma tiene como meta realizar 8 estudios.




sable 2015 2016 2017 2018 2019

Realizando estudios para identificar nuevos prospectos exploratorios en áreas disponibles y generando mayor y mejor información detallada del potencial hidrocarburífero de Bolivia

Número de

estudios 1 2 1 5 UN E&E

En este orden de ideas, todos los estudios que se logren desarrollar buscan ampliar la frontera de exploración de hidrocarburos en Bolivia, mediante la utilización de tecnologías y metodologías que permitan:

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Minimizar el riesgo geológico.

Potencializar la riqueza petrolera remanente.

Revalorizar áreas tradicionales con sísmica existente para perforar pozos directamente.

Optimizar los costos de exploración.

Optimizar el tiempo de exploración. 3.1.3.1. PROYECTOS Los proyectos para la ejecución de la estrategia 3 realizando estudios para identificar nuevos prospectos exploratorios en áreas disponibles y generando mayor y mejor información detallada del potencial hidrocarburífero de Bolivia, se detallan a continuación.

CUADRO 30: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 3 EXPLORACIÓN

Actividad Estratégica Metas 2015 - 2019 Área

Respon-sable

2015 2016 2017 2018 2019

Adquisición de magneto telúrica 3D en áreas ubicadas en la serranía del Aguaragüe

1 - - - - UN E&E

Adquisición sísmica 2D en la serranía del Aguaragüe - 1 - - - UN E&E

Perforación de pozos estratigráficos (de investigación litológica del área) en la faja Pericratonica y en la cuenca Madre de Dios

- - 5 - - UN E&E

Adquisición de SFD en la faja Pericratonica, serranía del Aguaragüe, Cuenca Madre de Dios y Altiplano (6 plays exploratorios)

1 - - - - UN E&E

La adquisición de nueva información a través de métodos geofísicos provee una base de datos complementarios y únicos, y en la medida que se los aplican, es posible reducir la no-unicidad del modelo geológico, en síntesis cuando a los métodos convencionales como la sísmica se le adiciona un método geofísico que permita identificar áreas con potencial de fluidos entrampados en el subsuelo, se logra un incremento en las tasas de éxito de perforación. 3.1.4. ESTRATEGIA 4: CREACIÓN, MANEJO Y GESTIÓN DE UN PORTAFOLIO DE

PROYECTOS EXPLORATORIOS DE YPFB CORPORACIÓN La jerarquización de los proyectos exploratorios y su optimización, radica en la necesidad de priorizar las actividades exploratorias desde la perspectiva de YPFB Corporación. El alcance de la creación, manejo y gestión de un portafolio de proyectos de E&E, se centra en un sistema de planificación y análisis corporativo, cuyo objeto es la optimización de corto y mediano plazo de los proyectos de YPFB Corporación. En síntesis se plantea la estrategia creación, manejo y gestión de un portafolio de proyectos exploratorios de YPFB Corporación para apoyar los procesos de decisión y lograr los objetivos corporativos.

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sable 2015 2016 2017 2018 2019

Creación, manejo y gestión de un portafolio de proyectos exploratorios de YPFB Corporación

Portafolio de proyectos

exploratorios implementado

- 1 UN E&E

Es importante mencionar que la jerarquización de proyectos exploratorios, en muchos de los casos se encuentra concatenada a proyectos de explotación y a la particularidad de la empresa que lo ejecuta. Al mismo tiempo, el tamaño de los recursos, el riesgo, las inversiones necesarias, la necesidad de estudios previos, el tiempo de ejecución de las actividades exploratorias, así como otros factores que pueden ser sociales y ambientales, determinan elementos de análisis que son contemplados dentro del portafolio de proyectos exploratorios. Con el análisis que se determine en función al tamaño de recursos, su monetización, potenciales utilidades a recibir y otros factores que se consideren importantes en el marco de las prioridades nacionales, marcarán un horizonte de actuación para fundamentar las decisiones corporativas de YPFB. 3.1.5. ESTRATEGIA 5: DESARROLLANDO CAPACIDADES EN SERVICIOS DE

PERFORACIÓN Para que funcionen los servicios de perforación conforme a las expectativas, es imprescindible que se cuente con suficiente flexibilidad de gestión administrativa, financiera y técnica. El aspecto mencionado, no forma parte de las fortalezas de la Dirección de Servicios de Perforación (DSP), debido a que la normativa actual no se encuentra diseñada para una actividad que requiere una dinámica muy por encima de las actividades usuales de las otras tareas de Exploración y Explotación (E&E). Por tanto, para potenciar la DSP es ineludible dotar a la misma de todas las facultades necesarias para realizar sus actividades en conformidad a los tiempos y necesidades técnicas, adicionalmente es necesario dotarla de una mayor cantidad de taladros.




sable 2015 2016 2017 2018 2019

Desarrollando capacidades en servicios de perforación

Número de taladros

3 4 UN E&E

Dentro de esta estrategia primero es necesario potenciar la DSP desde la perspectiva de gestión y de autonomía administrativa, financiera y técnica, para que después pueda ofrecer otros servicios especializados tanto en mano de obra como en tecnología. No obstante, en el mediano plazo sería posible que la DSP pueda alquilar y otorgar los siguientes servicios:

Alquiler de herramientas de perforación.

Alquiler de unidades de coil tubing.

Reparación y prueba de preventores.

Alquiler de equipos de mantenimiento (work over) y/o terminación de pozos.

Servicio de recuperación secundaria y/o inyección de gas (solo el servicio y mantenimiento, no el diseño y control).

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De los nuevos equipos de perforación, se estima conveniente adquirir 2 equipos de 750 HP para objetivos someros y 2 equipos de 3000 HP para objetivos profundos. De esta manera en total YPFB contaría con 7 equipos (2 de 750 HP, 1 de 1000 HP, 1 de 1500 HP, 1 de 2000 HP y 2 de 3000 HP) con las potencias necesarias para perforar en cualquier zona geomorfológica de Bolivia. 3.1.6. ESTRATEGIA 6: PRIORIZANDO ÁREAS PARA REALIZAR ACTIVIDADES

EXPLORATORIAS De acuerdo al relevamiento de áreas es posible identificar las zonas con mayor prospectividad hidrocarburífera. El mencionado relevamiento de información prospectiva, proporciona determinadas zonas de mayor interés. Es evidente, que la identificación de prospectos e inclusive cuencas con mayor prospectividad es permanentemente enriquecido por nueva información, tanto por sísmicas, SFD, gravimetrías y magneto telúricas; así como nuevos estudios que posibilitan nuevas interpretaciones geológicas o en su defecto ratifican estudios previos. Estos son los motivos que hacen necesaria una estrategia que priorice áreas para realizar actividades exploratorias.




Priorizando áreas para realizar actividades exploratorias

Áreas priorizadas

- Continuo cada año UN E&E

La priorización de áreas es por sí misma una necesidad nacional, ya que permitirá realizar todos los esfuerzos que se requieran, para proceder con el descubrimiento de yacimientos hidrocarburíferos de importantes magnitudes. El mayor potencial, los riesgos geológicos y el tiempo técnico para realizar actividades exploratorias y de plausible desarrollo, permitirán establecer una priorización de esfuerzos tanto por YPFB Corporación, como por el Estado Plurinacional de Bolivia. 3.1.7. ESTRATEGIA 7: ASIGNACIÓN DE NUEVAS ÁREAS CON ESTUDIOS A

EMPRESAS FILIALES YPFB tiene la capacidad de asignar nuevas áreas, por lo que se ha establecido como estrategia la asignación de nuevas áreas con estudios a empresa filiales para proceder con la activación de tareas exploratorias, en conformidad a la necesidad de descubrir nuevos yacimientos hidrocarburíferos. De esta manera, se prevé activar con mayor celeridad las actividades exploratorias en el marco de los esfuerzos de YPFB Corporación. Dicha asignación de áreas tendría que realizarse en los tiempos prudentes, a fin de no obstaculizar las labores técnicas para tal fin, ya que el objetivo final es incorporar producción temprana en áreas con recursos potenciales.




Asignación de nuevas áreas con estudios a empresa filiales

Áreas asignadas

- Continuo cada año UN E&E

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3.2. OBJETIVO ESTRATÉGICO 2: GARANTIZAR LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS PARA CUMPLIR CON LA DEMANDA DEL MERCADO INTERNO Y LOS COMPROMISOS DE EXPORTACIÓN

Para cumplir con el objetivo estratégico 2, se tienen definidos 7 indicadores que permitirán medir las metas establecidas para el periodo 2015 – 2019. La producción de gas natural (P1+P2) tiene una línea base de 61,52 MMmcd en 2014 y en el periodo 2015 – 2019 tiene previsto alcanzar una producción promedio de 62,74 MMmcd, la producción de hidrocarburos líquidos (P1+P2) en 2014 tiene una línea base de 63.380 BPD alcanzando una producción promedio total de 60.457 BPD para el periodo 2015 – 2019, el número de pozos de desarrollo en 2014 alcanza a 26 pozos y la meta para el periodo 2015 – 2019 es en promedio 14 pozos de desarrollo. Los índices de declinación de las reservas Probadas Desarrolladas (PD) y Probadas Desarrolladas (PD) + Probadas No Desarrolladas (PND) tienen una declinación gradual creciente en el periodo 2015-2019, llegando a un 16% y 11,5% respectivamente en el año 2019. El porcentaje de capacidad instalada en 2014 es 91,8 MMmcd, llegando a 104,8 MMmcd en el año 2019, que representa un incremento de 13,0 MMmcd respecto al 2014. El área responsable del cumplimiento a los indicadores descritos, es la Dirección de Desarrollo y Producción (DDP) en coordinación con la Gerencia Nacional de Fiscalización (GNF).


Objetivo Estratégico Indicador Línea Base 2014

Metas 2015 - 2019 Área Responsable

2015 2016 2017 2018 2019

Garantizar la producción de hidrocarburos para cumplir con la demanda del mercado interno y los compromisos de exportación.

Producción de gas natural MMmcd (P1+P2)

61,52 58,30 64,78 63,30 61,54 65,58 DDP / GNF

Producción de hidrocarburos líquidos

BBLD (P1+P2)

63.380 61.806 62.974 61.016 57.478 59.012 DDP / GNF

Nº Pozos de Desarrollo 26 32 11 17 7 2 DDP

Índice de declinación PD - 9,9% 9,5% 12,9% 13,2% 16% DDP

Índice de declinación PD + PND

- 0% 4,6% 4,5% 7,2% 11,5% DDP

Capacidad instalada (MM mcd)

91,8 91,8 98,3 98,3 98,3 104,8 DDP

% Capacidad Utilizada 67% 63% 66% 65% 63% 62% DDP / GNF

3.2.1. ESTRATEGIA 1: MANTENIENDO LA PRODUCCIÓN EN LOS PRINCIPALES

CAMPOS EN DESARROLLO E INCREMENTANDO EN NUEVOS CAMPOS Para cumplir con la estrategia manteniendo la producción en los principales campos en desarrollo e incrementando en nuevos campos, se establecen 3 indicadores, el número de pozos de desarrollo, la producción de gas natural (P1+P2) y la producción de hidrocarburos líquidos. Esta estrategia, a partir de la cantidad de gas y líquidos producidos en el 2014, permitirá determinar la cantidad volúmenes a producir en los próximos 5 años, con el propósito de contrarrestar la declinación crítica de la producción de los campos gasíferos y campos maduros petrolíferos.

95



Metas 2015 - 2019 Área Responsable 2015 2016 2017 2018 2019

Manteniendo la producción en los principales campos en desarrollo e incrementando en nuevos campos

Nº Pozos de desarrollo

26 32 11 17 7 2 DDP

Producción de gas natural MMmcd

(P1+P2)

61,52 58,30 64,78 63,30 61,54 65,58 DDP

Producción de hidrocarburos líquidos

BBLD (P1+P2)

63.380 61.806 62.974 61.016 57.478 59.012 DDP

3.2.1.1. PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN (2015-2019) A continuación se muestra el pronóstico de producción (P1+P2) y un detalle del número de pozos a ser perforados por las operadoras en el periodo 2015-2019.

GRÁFICO 41: PRONÓSTICOS DE PROYECTOS EN CONTRATOS DE OPERACIÓN PARA INCREMENTO DE PRODUCCIÓN EN EL CORTO PLAZO

Fuente: Dirección de Desarrollo y Producción - GNAC

En el cuadro anterior, el Campo Sábalo ingresará en etapa de declinación con un factor promedio de 4,5%, aproximadamente y un incremento a partir de 2017 producto del desarrollo de reservas P2. Se espera un incremento en la producción del Campo Margarita – Huacaya hasta 18 MMmcd (P1+P2), capacidad máxima de la Planta de Procesamiento. Respecto al Campo San Alberto, el mismo se encuentra en declinación e incrementará su producción en el año 2016 al incorporarse las reservas P2 pero entre 2017 y 2019 continuará su

61,56 58.30

64.78 63.30 61.54 65.58

-

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

2014 2015 2016 2017 2018 2019

MM

mcd

P1 P1 P1 P1 P1

P1 P1 P1 P1 P2

P2 P2 P2 P2 P2

P2 P2 TOTAL P1 BASE (P1+P2)

MGR - HCY

AQUIO

SAL

ICS

SAL

ITAU

RGD

YPC

OTROS CAMPOS

OTROS CAMPOS

ICS

96

declinación hasta llegar a 5,47 MMmcd (7,8% de factor de declinación anual promedio). El Campo Itaú reducirá su producción hasta llegar a 1,74 MMmcd en año 2019 (8,7% de factor de declinación anual promedio). El mayor aporte de producción que permitirá incrementar los volúmenes en los años 2016 y 2019 deriva del desarrollo y producción de los Campos Aquío e Incahuasi, los cuales llegarán a producir aproximadamente 13,05 MMmcd el año 2019. En este sentido, es importante que YPFB realice un seguimiento adecuado a la implementación de las Fases I y II del Proyecto, a fin de contar con el incremento de la oferta y poder satisfacer la demanda de los mercados interno y externo de manera oportuna.

CUADRO 37: PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO

Empresa Campo 2015 2016 2017 2018 2019

Perfor. Interv. Perfor. Interv. Perfor. Interv. Perfor. Interv. Perfor. Interv.

Petrobras San Alberto 1 1 1

Sábalo 1 5 iny. 2 1

PESA Caranda 1 1 1 4

Colpa 1 1

Matpetrol Tatarenda

3

Repsol

MGR-HCY 1 1 1

Paloma 4

Surubí 4

Total Incahuasi 1 1

Vintage Naranjillos 2

Chaco Sur 1 1

YPFB Chaco

Dorado Oeste 1 1

Caigua 2 1

Junín Este 2

Bulo Bulo 1

YPFB Andina

Yapacaní 5 1 1 3

Río Grande 1 1 2

Los Sauces 2

Boquerón 1

Patujú 1 1

Enconada 1 1

Puerto Palos 2 1

Palacios 1

Fuente: Dirección de Desarrollo y Producción – GNAC Nota: *Los 5 pozos inyectores no aportan producción, por lo que no se los contabiliza dentro del total de 69 pozos productores.

Nota 2: La tendencia tiene una declinación marcada debido a que las operadoras no se comprometen con futuros proyectos que están en etapa de visualización y que se programarán a medida que las etapas de visualización e Ingeniería Conceptual

finalicen.

3.2.1.2. PROYECTOS Las inversiones a ser realizadas por las empresas operadoras y filiales, incluyen proyectos de perforación, intervención de pozos, facilidades de producción, pozos inyectores, compresión, ductos, estimulación hidráulica, y otros proyectos, el detalle se muestra a continuación.

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CUADRO 38: INVERSIONES RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 1 EXPLOTACIÓN

EMPRESA Monto en Millones de Dólares

Total 2015 2016 2017 2018 2019

OPERADORAS 695,25 524,12 239,60 327,96 181,65 1.968,58

TOTAL 355,78 81,94 0,00 266,80 69,06 773,58

PETROBRAS 97,74 291,56 160,31 34,99 49,99 634,58

REPSOL 165,26 82,25 68,95 25,34 61,60 403,40

PESA 24,33 39,65 10,11 0,60 1,00 75,69

PLUSPETROL 45,63 0,00 0,00 0,00 0,00 45,63

BGB 0,92 28,00 0,00 0,00 0,00 28,92

VINTAGE 5,06 0,73 0,23 0,23 0,00 6,24

MATPETROL 0,54 0,00 0,00 0,00 0,00 0,54

SUBSIDIARIAS 338,17 487,90 270,18 158,69 69,85 1.324,79

YPFB ANDINA S.A. 155,25 384,40 249,66 57,57 52,29 899,16

YPFB CHACO S.A. 182,91 103,50 20,53 101,13 17,56 425,63

TOTAL GENERAL 1.033,42 1.012,02 509,78 486,65 251,51 3.293,37

Descripción de los proyectos más importantes Los principales proyectos de perforación de desarrollo se detallan a continuación: Pronostico P1 El pronóstico P1 está asociado a la producción de las reservas Probadas Desarrolladas (PD) considerando condiciones actuales de operación (sin inversiones) y el desarrollo y producción de las reservas Probadas no Desarrolladas (PND) que requieren ejecución de las actividades de perforación, intervención, compresión y facilidades de producción programadas por las empresas operadoras para el periodo 2015-2019 con el objetivo de alcanzar pronóstico de producción P1: Petrobras

- Campo San Alberto: En el año 2015 se realizará la perforación del pozo SAL-18 con

el caudal esperado de 30 MMpcd a partir de diciembre, fecha en la que se finalizaría la completación del pozo, según el PTP 2015.

Adicionalmente, se implementará el sistema de compresión Fase I de 400 PSI y se tiene previsto que el 2016 se ejecute la Fase II de 200 PSI, con la finalidad de mantener la presión en la entrada de la planta y adicionar producción de 8,8 MMpcd en el Campo.

- Campo Sábalo: Es necesario considerar la necesidad de implementar un sistema de

compresión y un sistema de descarte de agua, mismos que deben ser implementados a finales del año 2015 a fin de contribuir al mantenimiento de la producción del Campo a partir de la gestión 2016.

98

Repsol

- Campo Margarita – Huacaya: En la gestión 2015 se espera que la producción promedio del Campo alcance los 16 MMmcd, sin embargo en vista a las brechas entre la demanda y la oferta para 2015 se analizará la viabilidad técnica de incrementar la producción del Campo hasta los 16,5 MMmcd. Para el año 2016 se estima la perforación del pozo MGR-9, con la finalidad de desarrollar la formación Huamampampa y alcanzar una producción de 18 MMmcd.

YPFB Andina

- Campo Yapacaní: Con la finalidad de desarrollar los reservorios Sara, Petaca, Yantata se realizarán las siguientes actividades: Perforación del pozo YPC-29 con objetivo en el reservorio Sara (PND) y el pozo YPC-37 con la finalidad de alcanzar una producción máxima de 3,27 MMmcd.

En la gestión 2017 se tiene estimado realizar la Intervención del pozo YPC-01 que tiene como objetivo el reservorio Yantata (PND).

- Campo Rio Grande: Para desarrollar los reservorios Iquiri y Tarija, YPFB Andina

propone realizar las siguientes actividades: Perforación del pozo RGD 95D (PND) en la gestión 2015, para alcanzar una producción de 1,95 MMmcd y Perforación del pozo RGD-96D (PND) en la gestión 2017 que permita atenuar la declinación del Campo.

- Campo Los Sauces: En la gestión 2016 se realizará la Perforación del pozo LSC-09D (PND) que permita contribuir a la reducción de la declinación del Campo.

- Campo Boquerón: En la gestión 2016 se realizará la Intervención del pozo BQR-03

(PND), en el reservorio Cajones, con la finalidad de atenuar la declinación del Campo.

- Campo Patuju: En la gestión 2015 se realizará la Perforación del pozo PTJ-04 y en la gestión 2018 la Intervención del pozo PTJ-03, en el reservorio Cajones.

- Campo Enconada: En la gestión 2016 se realizará la Intervención del pozo ECD-X2

(PND), en el reservorio Petaca, con la finalidad de evaluar el potencial del campo.

- Campo Puerto Palos: En la gestión 2016 se realizará la Intervención del pozo PPL-1 (PND), en el reservorio Yantata, con la finalidad de evaluar el potencial del campo.

- Campo Palacios: En la gestión 2016 se realizará la Intervención del pozo PLC-X2

(PND), en el reservorio Cajones, con la finalidad de evaluar el potencial del campo. En la gestión 2018 se realizará la perforación del pozo PLC-X3.

Total

- El año 2016 se tiene programada la Puesta en Marcha de la planta de gas de Aquio – Incahuasi (Fase I), con una producción que alcance 6,5 MMmcd producto del aporte de los pozos ICS-X1, AQI-X1001 e ICS-2.

99

YPFB Chaco

- Campo El Dorado Oeste: En la gestión 2015, YPFB Chaco tiene programada la Perforación del Pozo DRO-X1001 con el objetivo de alcanzar la Arenisca Guanacos, de probada capacidad productiva por el pozo DRO-X1002. La producción que se consiga de éste pozo será procesada en la Planta de Gas de Percheles.

- Campos Bulo Bulo y Caigua: El año 2017 se estima realizar la Perforación del Pozo BBL-19 y el año 2018 la Perforación del Pozo CAI-X1001D, ambos con la finalidad de reducir la declinación de los Campos y contribuir al mantenimiento de la producción a nivel nacional.

Petrobras Argentina

- Campo Caranda: Petrobras Argentina tiene programado realizar la Intervención del Pozo CAR-1001 (PND) y la perforación del pozo CAR-1016 (PND) en el año 2016 y en la gestión 2017 la intervención de los pozos CAR-1002, CAR-1013, CAR-1016 (PND) y la perforación del Pozo CAR-1017 (PND).

Pluspetrol

- Campos Tacobo y Curiche: Pluspetrol tiene programado para la gestión 2015 realizar la Intervención del Pozo TJB-X1 y de los pozos CUR-X1001 y CUR-X1005D.

Pronostico P2 El pronóstico P2 está asociado a la producción de las reservas probables considerando desarrollo y producción; requieren la ejecución de actividades de perforación, intervención, compresión y facilidades de producción. Petrobras

- Campo San Alberto: En la gestión 2015 se realizará la perforación del SAL-18, del cual se estima una producción de 1,37 MMmcd, el mismo que estima que tenga mejores propiedades petrofísicas que permitan un mejor resultado de la compresión.

- Campo Sábalo: En la gestión 2017 se estima realizar la Perforación del pozo SBL-6 (reservorio Huamampampa), que permita alcanzar una producción de 1,58 MMmcd. En el año 2018 se realizaría la Perforación del Pozo infill SBL-A y del pozo SBL-D (en locación del SBL-x1), con la finalidad de alcanzar una producción de 1,92 MMmcd y la Perforación del Pozo SBL-B (reservorio Huamampampa) en el año 2019 con el objetivo de alcanzar un nivel de producción de 3,51 MMmcd.

Repsol

- Campo Margarita – Huacaya: En la gestión 2017 se estima realizar la Perforación del Pozo HCY-2 y otros dos pozos adicionales en Huacaya (HCY-3 y HCY-4), con la

100

finalidad de mantener un aporte a la producción de 1,7 MMmcd (P2) y mantener una producción P1+P2 de 18 MMmcd.

YPFB Andina

- Campo Yapacaní: Para el desarrollo de los reservorios Sara, Petaca, Yantata, se tiene programado realizar las siguientes actividades de desarrollo de reservas P2:

En la gestión 2015 se tiene planificado realizar la perforación de los pozos YPC-34 (reservorio Petaca), YPC 35 (reservorio Yantata), YPC-30 (Reservorio Sara), con el objetivo de alcanzar una producción de 0,67 MMmcd. El año 2016 se realizará la perforación del pozo YPC-31 (reservorio Sara) para incrementar la producción hasta 0,76 MMmcd.

- Campo Rio Grande: Con la finalidad de desarrollar los reservorios Iquiri y Tarija,

YPFB Andina tiene estimado realizar la perforación del pozo RGD-100 en la gestión 2016 y el pozo RGD -101D en la gestión 2017.

- Campo Los Sauces: En la gestión 2015 se realizará la Perforación del pozo LSC-05D y del pozo LSC-10D en la gestión 2016, que permita contribuir a la reducción de la declinación del Campo.

- Campo Patujú: En la gestión 2015 se realizará la Intervención del pozo PTJ-04 (reservorio Yantata) y en la gestión 2017 la Perforación del pozo PTJ-03 (reservorios Cajones y Yantata).

- Campo Enconada: En la gestión 2018 se realizará la Perforación del pozo ECD-N2 (reservorio Petaca), con la finalidad de incrementar la producción del Campo.

- Campo Puerto Palos: En la gestión 2018 se realizará la Perforación de los pozos PPL-2 y PPL-3, en el reservorio Yantata.

- Campo Palacios: En la gestión 2017 se realizará la Intervención del pozo PLC-X2. BG Bolivia

- Campo Escondido: Se tiene planificada para el año 2015 la Intervención del pozo EDD-8.

Total

- Campo Incahuasi: Se tiene planificado realizar la visualización para implementar en el año 2019 la Fase II de la Planta de Gas de Aquio – Incahuasi con un caudal de producción adicional de 6,5 MMmcd, mediante los pozos ICS-3, ICS-4, ICS-5.

YPFB CHACO

- Campos El Dorado Oeste, Junin Este y Caigua: En la gestión 2015 se tiene programada la Perforación de los Pozos DRO-1003 (reservorio Guanacos), JNE-1002D y JNE-1003D (reservorios Petaca, Cajones, Yantata) y de los pozos CAI-12D

101

y CAI-1002D (reservorios Humampampa, Icla y Santa Rosa), con la finalidad de contribuir al incremento de la producción a partir de las reservas P2.

- Campo El Dorado Oeste: En la gestión 2016 se realizará la Perforación del Pozo

DRO-1004, con la finalidad de desarrollar el reservorio Guanacos. VINTAGE

- Campo Naranjillos: Vintage tiene planificado realizar la intervención de los pozos NJL-11 y NJL-9.

Construcción de facilidades Asimismo, en el marco de la estrategia, es necesario realizar proyectos de construcción de facilidades de producción, como se muestra en la siguiente tabla:

CUADRO 39: CONSTRUCCIÓN DE FACILIDADES

Empresa Campo 2015 2016 2017 2018 2019

YPFB Chaco

Bulo Bulo Sistema de compresión

Santa Rosa

Sistema de compresión

Percheles Ampliación capacidad a 1,69 MMmcd

Caigua Planta Caigua (1 MM

mcd)

Petrobras Sábalo Compresión (600 psi)

San Alberto Compresión

(400 psi)

Total Incahuasi

Facilidad para Fase I (6,5 MMmcd)

Facilidad para Fase II

(6,5 MMmcd) Fuente: Dirección de Desarrollo y Producción - GNAC

Los principales proyectos de construcción de facilidades para el desarrollo de campos se detallan a continuación: Gestión 2015 Ampliación de la capacidad de proceso en la Planta de Gas de Percheles de YPFB Chaco

hasta 1,69 MMmcd mediante la instalación de un nuevo módulo Dew Point de 20 MMpcd con interconexiones para procesar el gas de los campos El Dorado, Dorado Oeste y Dorado Sur.

Sistema de compresión en Planta Bulo Bulo de YPFB Chaco, la Fase I inicia en 2015 (15 MMpcd) y Fase II alcanzará una capacidad de 30 MMpcd.

Sistema de compresión Planta San Alberto de Petrobras para mantenimiento de producción.

Implementación de sistema de compresión en Planta Yapacaní de YPFB Andina. Construcción de la Planta de Gas de Caigua de YPFB Chaco con una capacidad de 35

MMpcd y líneas de recolección del campo Caigua.

102

Gestión 2016 Sistema de compresión de 600 PSI en la Planta Sábalo de Petrobras. Puesta en marcha de la Fase I en Planta Incahuasi de TOTAL E&P con capacidad de

producción de 6,5 MM mcd. Sistema de compresión Planta Santa Rosa de YPFB Chaco. Planta Caigua (1 MM mcd), YPFB Chaco. Habilitación de módulo de Planta Sirari para procesar producción de los campos Cobra,

Patujú y Boquerón de YPFB Andina. Pronóstico de Producción por Operador (2015-2019) Mediante la ejecución de los proyectos de perforación de desarrollo y construcción de facilidades, se espera el siguiente aporte en la producción nacional por parte de los operadores, producto de los campos desarrollados por cada uno:

CUADRO 40: PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN POR OPERADOR

Empresa 2015 2016 2017 2018 2019

Petrobras 27.46 28.78 27.03 26.27 24.87

Repsol 16.87 18.24 18.18 18.13 18.10

Total E&P 0,00 5.10 6.50 6.50 13.04

YPFB Andina 6.10 5.55 5.07 5.46 5.20

YPFB Chaco 5.25 4.90 5.57 5.41 4.95

Pluspetrol 1,53 1,37 1,05 0,82 0,58

BG Bolivia 0.35 0.43 0.44 0.41 0.28

Vintage 0.55 0.49 0.42 0.37 0.33

PESA 0.31 0.27 0.92 1.00 0.95

TOTAL 58,30 64,78 63,30 61,54 65,58

Fuente: Dirección de Desarrollo y Producción - GNAC

El cuadro anterior muestra que los proyectos más importantes para poder incrementar la producción en el periodo 2015-2019 están relacionados a las actividades programadas por TOTAL E&P (Incahuasi – Aquio), Repsol (Margarita – Huacaya) y Petrobras (San Alberto y Sábalo). 3.2.2. ESTRATEGIA 2: REACTIVANDO LOS CAMPOS MADUROS GASÍFEROS Y

PETROLÍFEROS MEDIANTE LA APLICACIÓN DE TECNOLOGÍAS ADECUADAS En la estrategia reactivando los campos maduros gasíferos y petrolíferos mediante la aplicación de tecnologías adecuadas, se establecen 3 indicadores, campaña de fracturamiento, porcentaje de incremento de factor de recobro y número de informes de propuestas de perforación de pozos de desarrollo y relleno.

103



Meta Anual Área Responsable 2015 2016 2017 2018 2019

Reactivando los campos maduros gasíferos y petrolíferos mediante la aplicación de tecnologías adecuadas

Campaña de fracturamiento

0 1 1 1 1 1 GNF

% - Incremento de factor de recobro GNF

N° de Informes

- Propuestas de perforación de pozos con

objetivos petrolíferos en campos gasíferos y pozos de relleno

GNF

A través de esta estrategia YPFB promoverá la reactivación de campos maduros con el objetivo de mantener e incrementar la producción. Campaña de fracturamiento hidráulico La estrategia consiste en la definición de pozos candidatos, definición de presupuestos a ser ejecutados para tal fin y cronogramas asociados a estas actividades. Las actividades serán analizadas y evaluadas por YPFB para su respectiva aprobación. En ese sentido, YPFB incluyó en las notas de aprobación de los PTP´s de 2015 que los operadores deberán seleccionar y presentar pozos candidatos para el fracturamiento con datos técnicos y presupuesto asociado. Este requerimiento deberá ser presentado a YPFB hasta el 31 de marzo de 2015. YPFB Casa Matriz deberá hacer las gestiones con las diferentes empresas prestadoras de servicios para que dispongan de equipos de fracturamiento hidráulico necesarios para la ejecución de esta campaña. Perforación de pozos de desarrollo y/o de relleno (infill)

YPFB Casa Matriz propone a las operadoras la ejecución de estas actividades a objeto de mejorar el factor de recobro en los campos donde se identificaron áreas o zonas no drenadas. Ejemplo de este tipo de actividades son las planteadas por la DDP a YPFB Andina (Perforación de dos pozos en el campo Camiri). Perforación de pozos someros en campos gasíferos

Dentro de los objetivos de YPFB se encuentra la producción de líquidos en niveles someros de los campos gasíferos. Para tal efecto, YPFB Casa Matriz realizará gestiones para incorporar estas actividades en los PTPs presentados por las operadoras. Entre otros proyectos, se incluye la perforación del pozo SAL-104 presentado por PEB. 3.2.3. ESTRATEGIA 3: COORDINANDO LA CAPACIDAD DE EVACUACIÓN DE GAS Y

CONDENSADO AL SISTEMA DE TRANSPORTE A fin de lograr una eficiente evacuación de gas y condensado, se ha establecido la estrategia coordinando la capacidad de evacuación de gas y condensado al sistema de transporte, para su aplicación es necesaria la conformación de un equipo técnico que realice estudios y análisis de las capacidades de los ductos de evacuación y exigir a las empresas operadoras inversiones necesarias para garantizar la evacuación de hidrocarburos de acuerdo a la capacidad

104

productiva de los campos, incluidos los proyectos del PIE en los que se pretende tener una producción temprana con facilidades existentes.



Meta Anual Área Respon-

sable 2015 2016 2017 2018 2019

Coordinando la capacidad de evacuación de gas y condensado al sistema de transporte

Nuevos ductos de

evacuación -

Evacuación de hidrocarburos de acuerdo a la capacidad productiva de los campos y requerimientos de

mercado.

DDP

Para la aplicación de esta estrategia el equipo técnico que se defina deberá tener una coordinación fluida con el Comité de Transporte Corporativo. 3.2.4. ESTRATEGIA 4: IMPLEMENTANDO UN SISTEMA DE GERENCIAMIENTO DE

RESERVAS DE MANERA INTEGRAL, SISTEMÁTICA Y EFICIENTE La estrategia implementando un sistema de gerenciamiento de reservas de manera integral, sistemática y eficiente, es un proceso importante que permite orientar las inversiones para implementar estrategias de desarrollo, con la finalidad de garantizar el cumplimiento de compromisos contractuales y visualizar nuevas oportunidades de negocio en función a un adecuado desarrollo de las reservas y control de la producción de los campos.




sable 2015 2016 2017 2018 2019

Implementando un sistema de gerenciamiento de reservas de manera integral, sistemática y eficiente

Personal capacitado en gestión de reservas

- 0 18 0 0 0 DDP

Informes de cuantificación de

reservas - 1 2 2 2 2 DDP

Modelos estáticos - 2 2 Actualización

modelos Actualización


modelos DDP

Modelos dinámicos - 2 2 Actualización



modelos DDP

Planes de desarrollo - - - - 2 2 DDP

Para planificar las estrategias futuras YPFB debe implementar el Sistema de Gerenciamiento de Reservas, mismo que permitirá llevar un control continuo de reservas e identificar los proyectos para reclasificar y desarrollar las reservas de P3 y P2 a P1, así como establecer estrategias y proyectos que garanticen la sostenibilidad de la producción a través de una explotación racional de los reservorios, maximizando su factor de recuperación. 3.2.5. ESTRATEGIA 5: MEJORANDO LA ADMINISTRACIÓN DE LOS CONTRATOS DE

OPERACIÓN PARA EFECTIVIZAR LA EJECUCIÓN DE ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN

La estrategia mejorando la administración de los Contratos de Operación (CO) para efectivizar la ejecución de actividades de explotación, se ha establecido para realizar evaluaciones y ajustes a los manuales de funciones, procesos y procedimientos aprobados en la gestión 2012,

105

de manera de asegurar que tanto las funciones como los procesos y procedimientos estén en concordancia con los objetivos y desafíos propuestos en la actividad de explotación.


Estrategia Indicador Línea Base

2014

Meta Anual Área

Responsable 2015 2016 2017 2018 2019

Mejorando la administración de los CO para efectivizar la ejecución de actividades de explotación

Manuales de Procedimientos

y Funciones

Manuales de Procedimientos

y Funciones desactualizados

Actualización Implementación Revisión y

ajustes Implementación

Revisión y ajustes

GNAC

Normativa propuesta

-

Propuesta de

actualización de la

normativa

Implementación Evaluación Ajuste

Evaluación y propuesta

de actualización

GNAC

Gestiones pasadas

pendientes de conciliación y

cierre

Seis gestiones pasadas


cierre

Dos gestiones pasadas

pendientes de

conciliación y cierre

Una gestión pasada


cierre

Sin gestiones pasadas

pendientes de




cierre


pendientes de


GNAC

Informes

0 Informes de análisis de costos y

retribuciones


retribuciones


retribuciones

4 Informes de análisis de costos y retribuciones


retribuciones


retribuciones

GNAC

Asimismo, los ajustes que se realicen a los manuales de funciones, procesos y procedimientos, deben contribuir a reducir los tiempos de proceso, alcanzar los resultados esperados y deben asegurar la eficiencia y eficacia de las operaciones, evitando la duplicidad de funciones al interior de la Unidad de Negocio de Exploración y Explotación y al exterior con el resto de las áreas de la Corporación, mejorando la coordinación y transparencia de la gestión interna. En este marco, se buscará trabajar bajo estándares internacionales de la industria, identificando aquellas áreas operativas en las que estos estándares contribuyan al logro eficiente y eficaz de resultados. Estos procesos, procedimientos y funciones deben ser periódicamente evaluados con la finalidad de mejorar continuamente y reducir tiempos y costos innecesarios, originados a partir de un incorrecto análisis organizacional del área y una inadecuada definición de los procesos y procedimientos. 3.3. OBJETIVO ESTRATÉGICO 3: CONTAR CON LAS FACILIDADES NECESARIAS

PARA CUMPLIR CON EL ABASTECIMIENTO DEL MERCADO INTERNO Y LA EXPORTACIÓN DE EXCEDENTES DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Y GAS NATURAL

Para cumplir con el objetivo estratégico 3, se tienen definidos 8 indicadores que permitirán medir las metas establecidas para el periodo 2015 – 2019.

106




Metas 2015 – 2019 Área Respon-

sable 2015 2016 2017 2018 2019

Contar con las facilidades necesarias para cumplir con el abastecimiento del mercado interno y la exportación de excedentes de hidrocarburos líquidos y gas natural

Capacidad de producción de GE: 131.080

m3/mes

85.990 131.080 131.080 131.080 131.080 131.080 YPFB

Refinación

Capacidad de producción de

grasas y lubricantes (m3/Mes)

2.500 2.470 2.470 2.470 2.470 3.230 YPFB

Refinación

Producción de GE a partir de

etanol (m3/Mes) 0 2.000 14.840 14.840 14.840 14.840

YPFB Refinación

Volumenes transportados de gas natural para

el mercado interno (MMmcd)

11,18 13,52 16,07 17,93 18,36 19,04 YPFB

Transporte

Volumenes transportados de gas natural para

el mercado externo

(MMmcd)

47,70 51,37 53,67 54,07 54,67 55,07

Empresas de

Transporte de YPFB

Capacidad de transporte de

oleoductos para mercado interno

(BPD)

55.000 67.500 67.500 67.500 67.500 67.500 YPFB

Transporte

Capacidad de almacenaje GE

(m3) 64.352 64.352 64.352 102.052 118.852 119.652

YPFB Logística

Capacidad de almacenaje JF

(m3) 473 473 528 718 758 758

YPFB Logística

3.3.1. ESTRATEGIA 1 - REFINACIÓN: AMPLIAR LA CAPACIDAD DE REFINACIÓN PARA

EL ABASTECIMIENTO DEL MERCADO INTERNO

El cumplimiento de esta estrategia está sujeto a cuatro indicadores: i) Procesamiento promedio de crudo de 64.800 BPD anuales, ii) producción promedio de diésel oíl de 89.028 m3/mes, iii) producción promedio de gasolina especial de 131.080 m3/mes y iv) producción promedio de GLP de 463 TMD.

En todos los casos, las metas anuales programadas son constantes para el periodo 2016-2019, muestran un incremento significativo entre el primer año y la línea base. El procesamiento de crudo aumenta en aproximadamente 2%, la producción de diesel oil en 28,8%, gasolina especial en 52,4% y GLP en 44,2%.

107


Estrategia Indicador Línea base 2014


sable 2015 2016 2017 2018 2019

Ampliar la capacidad de refinación para el abastecimiento del mercado interno

Procesamiento promedio de crudo: 64.800 BPD

63.700 64.800 64.800 64.800 64.800 64.800 YPFB

Refinación

Producción promedio de DO: 89.028 m3/mes

69.131 89.028 89.028 89.028 89.028 89.028 YPFB

Refinación

Producción promedio de GE: 131.080 m3/mes

85.990 131.080 131.080 131.080 131.080 131.080 YPFB

Refinación

Producción promedio de GLP: 463 TMD

321 463 463 463 463 463 YPFB

Refinación

3.3.1.1. PROYECTOS Los proyectos de Refinación están orientados a incrementar la capacidad de procesamiento de producción de carburantes, principalmente Gasolina Especial y Diesel, establecido en la estrategia 1, pero así también tienen por objetivo la renovación tecnológica y modernización de los sistemas de control, disponibilidad de energía eléctrica, almacenaje, seguridad y continuidad y confiabilidad de las Refinerías Guillermo Elder Bell y Gualberto Villarroel.

CUADRO 47: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 1


Total Área

Respon-sable 2015 2016 2017 2018 2019

1 Nueva red de agua contra incendio – RCBA 5,00 15,00 15,00

35,00 YPFB

Refinación

2 Nueva Unidad de Isomerización de Gasolina Liviana (NUIS)

21,10 11,95

33,05 YPFB

Refinación

3 Nueva Unidad de Reformación Catalítica (NURC)

19,92 12,57

32,49 YPFB

Refinación

4 Inversiones menores Refinería Guillermo Elder Bell

22,14 9,03

31,17 YPFB

Refinación

5 Plan Director de Automatización Industrial-RCBA

5,02 16,99 6,56

28,56 YPFB

Refinación

6 Inversiones menores Refinería Gualberto Villarroel

10,62 9,50 6,17

26,29 YPFB

Refinación

7 Plan Director de Automatización Industrial- RSCZ

3,63 5,47 6,95 5,35

21,40 YPFB

Refinación

8 Mantenimiento mayor de calderos de vapor 1B-2801 A&B&C

6,46 10,51 4,03

21,00 YPFB

Refinación

9 Nuevos tanques de almacenamiento - RSCZ 9,91 4,28

14,18 YPFB

Refinación

10 Nuevos tanques de almacenamiento - RCBA 8,27 3,20

11,46 YPFB

Refinación

11 Inversiones menores OFC 3,69 3,48

7,18 YPFB

Refinación

12 Turbogeneradores a GN HEAVY DUTY-RCBA

5,08

5,08 YPFB

Refinación

108


Total Área

Respon-sable 2015 2016 2017 2018 2019

13 Adecuación parque GLP - RCBA 2,02 2,08

4,10 YPFB

Refinación

14 Adecuación parque GLP - RSCZ 0,74 0,88 1,88

3,49 YPFB

Refinación

15 Modernización de sistema de control, overhaol turbinas y diagnostico generadores

3,45

3,45 YPFB

Refinación

16 Turbogenerador a GN HEAVY DUTY - RSCZ 2,73

2,73 YPFB

Refinación

17 2° Turbogenerador a GN HEAVY DUTY-RSCZ

1,98 0,67

2,65 YPFB

Refinación

18 Nueva red contra incendio - RSCZ 2,27 0,14

2,40 YPFB

Refinación

19 Adecuación y modernización Planta 12,500 BPD

0,25

0,25 YPFB

Refinación

Total general 134,27 105,73 40,58 5,35 - 285,93

Nueva Red de Agua Contra Incendio El proyecto consiste en la implementación de una nueva y completa red de agua contra incendios en las instalaciones de la Refinería Gualberto Villarroel, con la finalidad de resguardar la seguridad de todas las instalaciones de la refinería. Comprende dos etapas: por un lado, la implementación de toda la red de protección contra incendios, sistemas de mezcla de espuma y de aspersión en esferas y cargadero; y por otro lado, la implementación de los sistemas de aspersión y de aplicación de espuma en tanques atmosféricos.

Nueva Unidad de Isomerización de Gasolina Liviana Tiene como objetivo implementar una Unidad de Isomerización de Gasolina Liviana (LSR) en la Refinería Guillermo Elder Bell con una capacidad de 6.000 BPD. En el marco de este proyecto se ejecutó la ingeniería conceptual y la ingeniería básica, además de la ingeniería de Penex y el desarrollo de la Ingeniería básica de NHT. Las obras de construcción y montaje serán ejecutadas durante las gestiones 2014 y 2015.

Nueva Unidad de Reformación Catalítica Consiste en la instalación de una Nueva Unidad de Reformación Catalítica (NURC) en la Refinería Gualberto Villarroel para procesar los excedentes de producción de gasolina media (MSR), que se obtendrán con las ampliaciones de las unidades de crudo, para incrementar la producción de gasolina especial. El objetivo del proyecto es garantizar una mayor disponibilidad de la producción de gasolina reformada de alto octanaje (95 RON).

Plan Director de Automatización Industrial – RCBA Tiene por finalidad modernizar el sistema instrumentado de la Refinería Gualberto Villarroel y la instalación de un sistema digital de control distribuido (SDCD). Consiste en migrar el sistema instrumentado de control neumático a una plataforma digital, basada en el uso de microprocesadores, instrumentos inteligentes y buses de campo.

109

Plan Director de Automatización Industrial – RSCZ Consiste en el reemplazo y modernización de la instrumentación neumática existente en la Refinería Guillermo Elder Bell por instrumentación electrónica y un sistema digital de control distribuido. El objetivo del proyecto es mejorar la precisión en las mediciones de los parámetros de procesos, mediante la implementación de un sistema digital de control distribuido y de un sistema de detección de fuego y circuito cerrado de TV.

Adecuación y Modernización Planta 12.500 BPD Consiste en adecuar y modernizar la Unidad de Crudo (UDC) 12.500, mediante incorporación de las tecnologías y adecuaciones de las instalaciones existentes para producir combustibles que cumplan con las especificaciones. El proyecto tiene como objetivo incrementar y sostener la rentabilidad de la empresa e incrementar la participación en el mercado de comercialización de hidrocarburos y la capacidad de refinación.

3.3.2. ESTRATEGIA 2 – AMPLIAR LA CARTERA DE PRODUCTOS LUBRICANTES Esta estrategia tiene como indicador la capacidad de producción de grasas y lubricantes. Inicialmente esta capacidad se incrementa en 12% en el primer año respecto a la línea base observada en el año 2014 y se mantiene constante hasta la gestión 2018. El último año se registra un aumento adicional de 760 m3/mes alcanzando a 3.230 m3/mes. En suma, se observa un crecimiento acumulado de 46% entre la línea base y los resultados programados en la gestión 2019.




sable 2015 2016 2017 2018 2019

Ampliar la cartera de productos lubricantes

Producción promedio de grasas y lubricantes

(m3/Mes) 2.500 2.470 2.470 2.470 2.470 3.230

YPFB Refinación

3.3.3. ESTRATEGIA 3 - REFINACIÓN: DESARROLLAR PROYECTOS ALTERNATIVOS

PARA EL INCREMENTO DE COMBUSTIBLES Los indicadores definidos para cuantificar el grado de avance de la presente estrategia son dos: el primero está referido a la producción de biodiesel medido en m3/mes mientras que el segundo está definido como la producción de gasolina especial a partir de etanol. El primer indicador tiene programado para el primer año la realización de un estudio de ingeniería conceptual; las metas para los siguientes años están en función a los resultados del estudio de ingeniería debido a que la línea base da cuenta que esta es una actividad nueva. El segundo indicador considera la producción de gasolina especial a partir de etanol de acuedo a los resultados obtenidos en los estudios programados.

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sable 2015 2016 2017 2018 2019

Desarrollar proyectos alternativos para el incremento de combustibles

Producción de biodiesel (m3/Mes)

- Ingeniería conceptual

En función a la

ingeniería

En función a la

ingeniería

En función a la

ingeniería

En función a la

ingeniería

YPFB Refinación

Producción de GE a partir de etanol

(m3/Mes)

- De acuerdo a estudios

De acuerdo a estudios




YPFB Refinación

3.3.4. ESTRATEGIA 4 - TRANSPORTE DE GAS: CONSTRUIR Y AMPLIAR LA

CAPACIDAD DE LOS GASODUCTOS La construcción y ampliación de los gasoductos considera dos indicadores para cuantificar su nivel de cumplimiento: el primero está referido a la capacidad de transporte de gas natural para el mercado interno y prevé lograr un incremento gradual durante todo el periodo hasta alcanzar una capacidad de 19,04 MMmcd en el año 2019. El segundo indicador está definido como la capacidad de transporte de gas natural para el mercado externo y también muestra un comportamiento creciente hasta alcanzar una capacidad de transporte de 55,07 MMmcd, lo cual representa un incremento final del 15,4% respecto al escenario base.




sable 2015 2016 2017 2018 2019

Construir y ampliar la capacidad de los gasoductos

Volumenes transportados de gas natural para el mercado

interno (MMmcd) 11,18 13,52 16,07 17,93 18,36 19,04

YPFB Transporte

Volumenes transportados de gas natural para el mercado

externo (MMmcd) 47,70 51,37 53,67 54,07 54,67 55,07

YPFB Transporte

3.3.4.1. PROYECTOS Los proyectos programados en el periodo 2015 – 2019, están planteados principalmente a la expansión, mantenimiento, construcción y continuidad del servicio, siguiendo los lineamientos de la estrategia 4.



Total Área

Responsable 2015 2016 2017 2018 2019

1 Expansión GIC Fase II (4) 2,45 102,48 136,43 241,36 YPFB

Transporte

2 Expansión GIC Fase I (3) 51,94 148,26 200,21 YPFB

Transporte

3 Continuidad de servicio (varios proyectos)

50,51 42,44 28,83 32,00 34,15 187,94 YPFB

Transporte

111


Total Área

Responsable 2015 2016 2017 2018 2019

4 Construcción estación compresión Parapeti

60,20 9,58 69,78 YPFB

Transierra

5 Expansión GAA - Fase V 17,82 21,95 9,34 49,12 YPFB

Transporte

6 Mantenimiento mayor 6,97 9,73 8,06 1,88 6,71 33,34 GTB

7 Expansión GSP Fase I 2,12 18,71 20,84 YPFB

Transporte

8 Continuidad de operación 3,38 3,88 1,09 2,37 1,69 12,41 GTB

9 Expansión GIJA - Fase IIC 2,48 9,68 12,16 YPFB

Transporte

10 Expansión DGTP 0,22 5,75 3,19 9,16 YPFB

Transporte

11 Gasoducto Colpa-Warnes 6,97 6,97 YPFB

Transporte

12 Proyectos especiales y optimización

2,82 2,06 0,48 0,28 0,28 5,92 GTB

13 Construcción loop cruce rio Pilcomayo

1,30 3,70 5,00 YPFB

Transierra

14 Expansión GAA - Fase IV 4,80 4,80 YPFB

Transporte

15 Expansión GCY 3,41 3,41 YPFB

Transporte

16 Interconexión GASYRG - GIJA

2,86 0,06 2,92 YPFB

Transierra

17 Flexibilización GIJA 2,73 2,73 YPFB

Transporte

18 Ampliación GVT 1,13 1,13 YPFB

Transporte

19 Restauración vegetal de áreas críticas del derecho de vía del GASYRG

0,07 0,06 0,08 0,21 YPFB

Transierra

Total gas 203,89 346,73 195,97 60,95 61,86 869,41

Gasoducto Incahuasi Cochabamba (GIC) – Fase II (Tramo Tapirani-Huayñakhota) El proyecto tiene como objetivo implementar el gasoducto en el tramo Tapirani – Cochabamba, para que suministre gas natural a los mercados de Cochabamba, Oruro y La Paz, con una longitud aproximada de 262 km y un diámetro de 24” en su Fase II, el cual deberá ingresar en operación hasta el año 2017. El alcance total del proyecto contempla la construcción de un ducto de 24” y 502 km de longitud entre Camiri y Huayñacota.

Gasoducto Incahuasi Cochabamba (GIC) – Fase I (Tramo Incahuasi – Tapirani) El objetivo es implementar el gasoducto en el tramo Incahuasi – Tapirani, para que suministre gas natural a Sucre y Potosí, con una longitud aproximada de 240 km y un diámetro de 24”, el cual deberá ingresar en operación hasta el año 2016. El alcance total del proyecto contempla la construcción de un ducto de 24” y aproximadamente 502 km de longitud, entre Incahuasi y Cochabamba.

112

Construcción Estación Compresión Parapeti El proyecto tiene como objetivo incrementar la capacidad de transporte del Gasoducto Yacuiba - Rio Grande (GASYRG) de 20 a 28 MMmcd, para dar cumplimiento a los requerimientos de transporte debido al incremento de volúmenes de gas natural del sur del país. Consiste en la construcción de una estación de compresión ubicada en la KP 230 del GASYRG, incrementando la capacidad de transporte de gas natural hacia el norte, con la instalación de cuatro equipos de turbocompresión y sistemas auxiliares.

Gasoducto al Altiplano (GAA) Fase V Tiene como objetivo atender la creciente demanda de gas en los mercados de La Paz, Oruro y usuarios intermedios, incrementando la capacidad de transporte a 143 MMpcd en el tramo Huayñacota-Totoroco. Consiste en la instalación de la 5ta Unidad en la Estación de compresión Sica Sica y de la 6ta y 7ma Unidad en la Estación de compresión Huayñacota, además la construcción de la línea paralela de 36 km x 12” (Huayñacota - Totoroco).

Expansión Gasoducto Sucre – Potosí (GSP) Fase I. Consiste en la construcción de una línea paralela en el tramo Potosí-Sucre del GSP, que suministre gas natural a Potosí, con una longitud aproximada de 48 km y con un diámetro de 10” con una inversión estimada de 20,91 MMUS$ para estar operativo en la gestión 2016. El proyecto tiene el propósito de atender la demanda incremental de gas natural prevista para el mercado de Potosí considerando el complejo metalúrgico de Karachipampa.

Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) Fase II-C El objetivo del proyecto es garantizar el incremento de la capacidad de compresión de gas natural del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), hasta 33 MMmcd, mediante la implementación de la 4ta unidad de compresión en la Estación de Compresión Campo Grande. Consiste en la instalación, puesta en operación y la implementación de las facilidades complementarias para el funcionamiento de la 4ta unidad de turbocompresión en la Estación Campo Grande.

Expansión Derivada Gasoducto Tarija - El Puente (DGTP) Este proyecto de expansión se visualizó debido a que la empresa EMTAGAS manifestó que realizarán varios proyectos en el sector de San Lorenzo. El proyecto consiste en la construcción de aproximadamente 20 km de ducto de 8” de diámetro, en el tramo El Portillo - San Lorenzo, para atender la demanda incremental de gas natural en dicho tramo, con una inversión estimada de 9,36 MMUS$ para estar operativo en la gestión 2017.

Expansión Gasoducto Colpa Warnes (GCW) El proyecto busca suministrar gas natural al sector de influencia de Warnes, nuevas industrias y futura termoeléctrica del sector de Warnes con la implementación de un gasoducto de 16 km de longitud y 16” de diámetro que tendrá una capacidad de 115,3 MMpcd. El Gasoducto Colpa Warnes está conformado por una línea que iniciará en el sector de Colpa y se desarrollará hasta cercanías de Warnes, cruzando el río Piraí a la altura de La Bélgica, posteriormente se

113

desarrolla de forma paralela a la carretera Warnes-Bélgica pasando por la nueva carretera Santa Cruz-Cochabamba hasta llegar aproximadamente a la línea del ferrocarril.

Construcción LOOP Cruce Rio Pilcomayo Consiste en la construcción de un nuevo cruce sobre el Rio Pilcomayo. El proyecto tiene como finalidad minimizar los riesgos de daño al gasoducto en la salida del margen norte del cruce Pilcomayo y garantizar la confiabilidad de transporte frente a una amenaza de la naturaleza.

Interconexión GASYRG – GIJA El proyecto busca adecuar el sistema de transporte para que a través del GASYRG se pueda garantizar la alimentación de gas natural a la planta de licuables Gran Chaco con volúmenes de hasta 20 MMmcd. Consiste en la construcción de un gasoducto con una longitud de 1.6 kilómetros para lograr la interconexión de los gasoductos GASYRG y GIJA, disponiendo de gas para el procesamiento de la planta de separación Gran Chaco y la exportación de gas a la Argentina. 3.3.5. ESTRATEGIA 5 - TRANSPORTE DE GAS: MODERNIZAR Y AMPLIAR LA

CAPACIDAD DE OLEODUCTOS Y POLIDUCTOS La modernización y ampliación de la capacidad de oleoductos y poliductos está cuantificada por dos indicadores: Capacidad de transporte de oleoductos para el mercado interno y capacidad de transporte de poliductos. En el primer caso, se tiene previsto para el primer año incrementar la capacidad de transporte en 12.500 BPD, alcanzándose una capacidad total de 67.500 BPD, la cual se mantiene constante durante todo el periodo del PEC. En el segundo indicador se tiene planificado alcanzar durante el primer año una capacidad de transporte de poliductos de 37.146 BPD, para posteriormente llegar a 47.466 BPD a partir de la gestión 2017.




sable 2015 2016 2017 2018 2019

Modernizar y ampliar la capacidad de oleoductos y poliductos

Capacidad de transporte de oleoductos para

mercado interno (BPD) 55.000 67.500 67.500 67.500 67.500 67.500

YPFB Logística

Capacidad de transporte de poliductos (BPD)

25.146 37.146 37.146 47.466 47.466 47.466 YPFB

Logística

3.3.5.1. PROYECTOS La programación de proyectos en ampliaciones, adecuaciones, remplazo de unidades y de continuidad operativa esta íntimamente relacionado a lo establecido en la estrategia 5.

114



Total Área

Responsable 2015 2016 2017 2018 2019

1 Ampliación OCSZ-1 1,20 24,00 14,80 40,00

YPFB Transporte

2 Ampliación PCS 0,50 9,93 6,12 16,55

3 Adecuación del Poliducto OCOLP II (Primera fase)

10,79 10,79

4 Ampliación PVT 0,24 4,80 2,96 8,00

5 Continuidad operativa 1,11 1,60 1,60 1,60 1,60 7,51

6 Remplazo unidades de bombeo 3,90 2,60 6,50

7 Adecuación de esferas GLP 0,69 1,39 2,08 4,16

8 Implementación sistemas de medición y control SCADA en poliductos

0,83 1,67 1,39 3,89

9 Expansión Líquidos Sur Fase I 2,71 2,71

10 Expansión Líquidos Sur Fase II 1,25 1,25

11 Implementación de sistemas de protección catódica

0,49 0,53 1,02

12 Ampliación PSP 0,41 0,27 0,68

13 Plan de adecuación estaciones de bombeo 0,40 0,40

14 Análisis de integridad de los poliductos (primera fase)

0,25 0,25

Total líquidos 19,63 46,98 31,84 3,40 1,87 103,72

Ampliación Poliducto Santa Cruz-Camiri (OCSZ-1) El proyecto consiste en ampliar la capacidad de transporte del poliducto OCSZ-1 a través del cambio de diámetro de un tramo inicialmente de 17 Km de 4” a 6”, permitiendo operar las mismas estaciones de bombeo actuales y alcanzar un régimen de 5.000 BPD, que en función a la proyección de la logística de distribución interna de hidrocarburos líquidos y demanda de capacidad de transporte para este poliducto, serán cubiertos sin inconvenientes.

Ampliación Poliducto Camiri - Sucre (PCS) El proyecto busca incrementar la capacidad de transporte del Poliducto PCS hasta 7.000 BPD mediante el cambio de diámetro de tubería de 4” a 6” desde la localidad de Tarabuco hasta la estación terminal en Qhora Qhora (Sucre), el cambio de tubería comprende aproximadamente una longitud de 50 Km. Asimismo, el proyecto considera el remplazo de unidades de bombeo con una mayor capacidad.

Adecuación Poliducto OCOLP II (Primera Etapa) El proyecto consiste en la adecuación de las facilidades actuales del sistema OCOLP II (Estaciones de bombeo y sistemas auxiliares) y la habilitación de un tramo de 167 Km de tubería actualmente en desuso, que en su gran mayoría comparte el trazo con el poliducto OCOLP I. A través del proyecto se logrará evacuar los volúmenes incrementales de producción de la refinería Gualberto Villarroel hacia occidente cubriendo la demanda de hidrocarburos líquidos en la ciudad de Oruro y áreas de influencia (Uyuni, Tupiza, Villazón, Sucre y Potosí).

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Ampliación Poliducto Villamontes - Tarija (PVT) El proyecto considera la implementación de una nueva estación de bombeo ubicada en la zona de Lagunitas aproximadamente a 65 Km entre Villamontes y Tarija, con ello se alcanzará una capacidad de bombeo de 7.000 BPD, suficientes para atender el requerimiento de transporte para este ducto por los próximos años.

Continuidad Operativa Poliductos La cartera de proyectos de continuidad operativa de poliductos busca garantizar la eficiencia operativa de los ductos de transporte de hidrocarburos a nivel nacional (que en su mayoría tienen más de 50 años de operación), manteniendo en óptimo estado los sistemas para cumplir con el Artículo 367 de la Constitución Política del Estado y el principio de Continuidad contemplado en el Artículo 10 de la Ley de Hidrocarburos 3058 que busca satisfacer la demanda del mercado interno de manera permanente e ininterrumpida.

Adecuación de Esferas El proyecto consiste en la adecuación de los tanques esféricos de almacenaje de GLP emplazados en las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell (de propiedad de YPFB Refinación, YPFB Transporte y YPFB Logística), dando cumplimiento a las disposiciones emitidas por el ente regulador mediante Resolución Administrativa RA N° SSDH 101/2003 en lo relativo a las normas de seguridad exigidas para este tipo de instalaciones.

Ampliación Poliducto Sucre – Potosí (PSP) Las condiciones de transporte y capacidad actual del poliducto PSP en función a la proyección de demanda hacia el año 2026 indican que será necesaria su ampliación a partir del año 2022. El proyecto de ampliación considera el cambio de diámetro de la actual tubería de 3” a 6” aproximadamente una longitud de 106 Km, asimismo se incluye la adquisición y montaje de nuevas unidades de bombeo y adecuación de sistemas auxiliares.

Análisis de Integridad Poliductos El proyecto consiste en la aplicación de un Sistema de Integridad de Ductos que contribuirá a garantizar la continuidad operativa de los sistemas de abastecimiento por poliductos en el país. De acuerdo con el estándar API 1160, el alcance del proyecto en su primera etapa incluye: identificación de peligros, mecanismos de daños y recolección de datos, cálculo del riesgo, definición del ranking de riesgos e identificación de equipos críticos, desarrollo de planes de inspección basados en riesgo y definición de estrategias y tácticas de mantenimiento. 3.3.6. ESTRATEGIA 6 – ALMACENAJE: AMPLIAR, CONSTRUIR, ADECUAR Y

MODERNIZAR PLANTAS DE ALMACENAJE La ampliación, construcción, adecuación y modernización de plantas de almacenaje cuenta con cuatro indicadores para medir el grado de avance de la estrategia mencionada. El primer indicador, referido a la capacidad de almacenaje de diésel oíl, tiene programado incrementar a 145.086 m3 a partir de la gestión 2017 para posteriormente alcanzar una

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capacidad de almacenaje de 165.004 m3 en el año 2019. Nótese que durante los primeros dos años no se tiene previsto ningún incremento. Similar situación sucede con la capacidad de almacenaje de gasolina especial (segundo indicador). Los incrementos están previstos a partir del tercer año a 102.052 m3 hasta llegar a 119.652 al final del periodo del PEC. En el caso del tercer indicador, los incrementos en la capacidad de GLP se vislumbran a partir del año 2016 con 21.777 m3 para posteriormente lograr incrementos graduales y alcanzar 24.047 m3 en el año 2019. Finalmente, el cuarto indicador, referido a plantas de almacenaje adecuadas, da cuenta que en todo el periodo del PEC se contarán con dieciséis unidades adecuadas a cargo de YPFB Logística.




sable 2015 2016 2017 2018 2019

Ampliar, construir, adecuar y modernizar plantas de almacenaje

Capacidad de almacenaje DO (m3)

93.786 93.786 93.786 145.086 163.904 165.004

YPFB Logística

Capacidad de almacenaje GE (m3)

64.352 64.352 64.352 102.052 118.852 119.652

Capacidad de almacenaje GLP (m3)

17.777 17.777 21.777 23.777 24.047 24.047

Plantas de almacenaje adecuadas (unidades)

0 0 5 4 4 3

3.3.6.1. PROYECTOS Los proyectos relacionados a la estrategia 6, están direccionados a la adecuación, modernización y construcción de nuevas unidades, para la continuidad del servicio.



Total Área

Respon-sable 2015 2016 2017 2018 2019

1 ICA – FASE 1 6,20 18,61 6,20 31,01

YPFB Logística

2 Adecuación y modernización plantas de almacenaje

0,50 4,25 5,10 6,50 4,50 20,85

3 ICA – FASE 2 0,62 6,00 6,00 7,16 0,90 20,68

4 Planta de Almacenaje Montero 1,83 8,20 8,20 18,23

5 Planta de Almacenaje Potosí 0,38 1,22 7,52 3,41 12,53

6 Planta de Almacenaje Sur La Paz 0,26 1,71 5,12 1,45 8,53

7 Continuidad operativa plantas de almacenaje 0,90 0,60 0,60 0,60 0,60 3,30

Total general 10,69 40,58 38,74 19,12 6,00 115,13

117

Incremento de la Capacidad de Almacenaje (ICA) El proyecto consiste en el incremento de la capacidad de almacenaje para diésel oíl y gasolina especial en las principales plantas de almacenaje de combustibles del país, permitiendo ampliar los períodos de seguridad energética en varias regiones y brindar las condiciones operativas y de seguridad adecuadas en las plantas. El alcance del proyecto ha sido dividido en 2 etapas, la primera etapa comprende ampliaciones de las plantas de Santa Cruz, Senkata y Oruro, y en la segunda se contemplan las plantas de Cochabamba, Potosí, Tarija y Sucre.

Continuidad Operativa de Plantas de Almacenaje

El proyecto pretende asegurar la continuidad operativa de las plantas de almacenaje a nivel nacional, las cuales cuentan con infraestructura de más de 40 años de antigüedad, y no han recibido las inversiones necesarias para su adecuación y modernización en función a la evolución de la demanda e implementación de sistemas de seguridad, por lo que demandan la ejecución de proyectos que permitan garantizar la continuidad de sus operaciones de despacho y almacenaje.

Adecuación de plantas de almacenaje

Consiste en la implementación del Plan de Adecuación de Plantas de Almacenaje, que está compuesto por un paquete de alrededor de 720 proyectos orientados a mejorar las condiciones operativas y de seguridad de las 16 plantas de almacenaje operativas de YPFB Logística, en el marco del Decreto Supremo N°25048.

Sistema de tele medición y sobrellenado

Las principales plantas de almacenaje del país, como es el caso de Planta Senkata, Planta Santa Cruz y Planta Cochabamba, cuentan con un sistema de tele medición y sobrellenado que permiten realizar y facilitar el control operativo de recepción y despacho, evitando, mediante un monitoreo constante, el riesgo de rebalse y pérdida de producto. En ese sentido, el proyecto pretende ampliar los beneficios de este sistema en diferentes plantas, a fin de garantizar y permitir un adecuado control operativo durante las operaciones de recepción y despacho. El proyecto abarca las plantas de: Tarija, Villamontes, Sucre, Uyuni, Tupiza, Monteagudo, Potosí, Riberalta, Trinidad, Puerto Villarroel, Camiri y San José de Chiquitos.

Implementación Sistema de Carga con Computador de Flujo Electrónico e Integración.

Consiste en la instalación de sistemas electrónicos integrados a un sistema SCADA en diferentes plantas de almacenaje, que permite el control y la trazabilidad de las diferentes variables operativas del proceso de despacho. Esto permitirá controlar y supervisar en tiempo real, de manera eficiente y segura, las condiciones operativas del proceso de despacho de camiones cisterna, conformando una herramienta de soporte en la toma decisiones para las funciones propias de la operación de despacho de hidrocarburos líquidos, gracias a la información que recolecta, procesa y almacena en su base de datos local y la base de datos del SIGOPER. El proyecto abarca las plantas de: Sucre, Uyuni, Tupiza, Potosí, Monteagudo, Tarija, Villamontes, Riberalta, Puerto Villarroel, Camiri y San José de Chiquitos.

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3.3.7. ESTRATEGIA 7 – ALMACENAJE: AMPLIAR, CONSTRUIR, ADECUAR Y MODERNIZAR AERO PLANTAS DE ALMACENAJE

El cumplimiento de la estrategia siete está cuantificada por tres indicadores: el primer indicador, que corresponde a cisternas (refuelers) ensamblados, tiene planificados 55 unidades, representando un incremento significativo respecto a las cinco unidades reportadas en la línea base. El segundo indicador se refiere al incremento en la capacidad de almacenaje de jet fuel; de 473 m3 descritos en la línea base, se incrementa a 758 m3 al final del periodo del PEC, lo cual representa un aumento del 60%. Finalmente, la cantidad de aeroplantas se incrementa de 473 en la gestión 2014 a 758 en el año 2019.




sable 2015 2016 2017 2018 2019

Ampliar, construir, adecuar y modernizar aeroplantas de almacenaje

Cisternas ensamblados 5 7 9 11 13 15

YPFB Aviación

Capacidad de almacenaje JF (m3)

473 473 528 718 758 758

Cantidad de aeroplantas 13 13 14 15 16 19

3.3.7.1. PROYECTOS Los proyectos ralcionados a la estrategia 7 estan visualizados para atender la ampliación, construcción y adecuación de plantas, asi como el equipamiento de algunas unidades.



Total Área

Responsable 2015 2016 2017 2018 2019

1 Equipamiento con unidades abastecedoras móviles – refuellers

0,95 0,65 0,65 0,65 0,70 3,60

YPFB Aviación

2 Adecuación y modernización de aeroplantas 0,52 0,87 0,01 0,11 0,05 1,55

3 Construcción de planta de Alcantarí 0,68 0,17 0,85

4 Construcción de planta de Chimoré 0,85 0,85

5 Construcción de planta de Guayaramerín 0,33 0,33 0,65

6 Construcción de planta de Oruro 0,52 0,13 0,65

7 Incremento de capacidad en aeroplantas 0,05 0,07 0,30 0,21 0,63

Total general 2,04 2,40 1,46 1,30 1,60 8,78

119

3.4. OBJETIVO ESTRATÉGICO 4: CONSOLIDAR EL USO DE GAS NATURAL EN EL MERCADO INTERNO

El objetivo estratégico, consolidar el uso del gas natural en el mercado interno define las actividades de la unidad de negocios de comercialización, a través de sus áreas: Gerencia Nacional de Comercialización, y Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos. Las metas 2015 – 2019 del objetivo se muestran a continuación.




Metas 2015 - 2019 Área Respon-

sable 2015 2016 2017 2018 2019

Consolidar el uso de gas natural en el mercado interno

N° Conexiones de instalaciones (convencional y virtual)

480.032 80.000 80.000 80.000 100.000 110.000 GNRGD

N° de estaciones de servicio de YPFB

17 15 12 7 2 2 GNC

El objetivo estratégico contempla tres estrategias:

Ampliar el sistema de distribución convencional de gas natural (por ductos), que contempla la instalación de 355.472 nuevas conexiones de gas natural.

Ampliar el sistema de distribución convencional de gas virtual (GNL) que contempla la instalación de 94.528 nuevas conexiones de gas natural.

Instalar estaciones de servicio de GNVs, que contempla la instalación de 38 nuevas estaciones de servicio y consolidar la capacidad de distribución de GNV a nivel nacional

3.4.1. ESTRATEGIA 1: AMPLIAR EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN CONVENCIONAL DE

GAS NATURAL La presente estrategia se plantea ante la necesidad de continuar con el desarrollo de la construcción de redes e instalaciones en ciudades donde ha existido intervención o tienen posibilidad de acceso mediante ductos. Esta construcción de acuerdo a la problemática detectada debe realizarse de manera sostenible acorde a los objetivos de crecimiento del mercado interno.

CUADRO 59: ESTRATEGIA 1 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 4 PROGRAMACIÓN POR COMPONENTES SISTEMA CONVENCIONAL

Estrategia Indicador Línea

base 2014


sable 2015 2016 2017 2018 2019

Ampliar el sistema de distribución convencional de gas natural

Instalaciones de gas natural con servicio

480.032 63.120 63.050 62.000 78.200 89.102

GNRGD Metros de red primaria construida

1.324.508 124.858 63.050 62.000 58.000 55.920

Metros de red secundaria construida

11.043.741 1.954.394 2.037.466 2.118.503 2.196.632 2.271.807

3.4.1.1. PROYECTOS

En el siguiente cuadro se describen las inversiones que realizará la GNRGD entre 2015-2019 para la instalación de redes de gas natural en el sistema de distribución convencional.

120

CUADRO 60: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 1 INVERSIONES 2015 -2019 POR PROYECTO SISTEMA CONVENCIONAL


Total 2015 2016 2017 2018 2019

1 Sistema convencional 122,95 118,93 116,85 149,70 167,83 676,26

1.1 GNRGD 42,71 38,25 37,91 47,49 54,95 221,31

1.2 Santa Cruz 22,67 27,20 27,20 39,44 41,71 158,21

1.3 Cochabamba 20,40 20,40 20,40 30,74 29,92 121,86

1.4 La Paz 11,78 11,78 11,78 11,78 16,50 63,63

1.5 El Alto 11,27 9,01 9,01 9,01 13,52 51,82

1.6 Oruro 5,03 4,92 4,22 4,92 4,92 24,00

1.7 Chuquisaca 5,10 5,10 3,40 3,40 3,40 20,40

1.8 Potosi 2,25 2,27 2,92 2,92 2,92 13,29

1.9 Infraestructura 1,74 1,74

3.4.2. ESTRATEGIA 2: AMPLIAR EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE GAS VIRTUAL

(GNL) La presente estrategia se plantea en función al proyecto sistema virtual de distribución de gas natural licuado, ante la necesidad de ampliar el desarrollo de sistemas de distribución de gas en poblaciones alejadas de los gasoductos. Esta construcción de acuerdo a la problemática detectada debe realizarse de manera acelerada para garantizar el mercado de usuarios domésticos, comerciales, industriales y de GNV.

CUADRO 61: ESTRATEGIA 2 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 4 PROGRAMACIÓN POR COMPONENTES SISTEMA VIRTUAL



sable 2015 2016 2017 2018 2019

Ampliar el sistema de distribución por gas virtual (GNL)

Instalaciones de gas natural con servicio

12.892 16.880 16.950 18.000 21.800 20.898 GNRGD

Metros de red primaria construida

40.638 8.653 7.706 - - - GNRGD

Metros de red secundaria construida

678.405 282.355 154.218 - - - GNRGD

3.4.2.1. PROYECTOS En el siguiente cuadro se describen las inversiones que realizará la GNRGD entre 2015-2019 para la instalación de redes de gas natural en las ciudades donde se intervendrá con el sistema virtual de distribución.

CUADRO 62: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 2 INVERSIONES 2015 -2019 POR PROYECTO SISTEMA VIRTUAL

4. Proyecto Monto en Millones de Dólares

Total 2015 2016 2017 2018 2019

2 Sistema virtual 31,36 110,97 11,23 14,13 13,58 181,28

2.1 Infraestructura 18,21 100,59 118,79

121

4. Proyecto Monto en Millones de Dólares

Total 2015 2016 2017 2018 2019

2.2 Beni 1,62 2,66 3,44 5,90 5,90 19,52

2.3 La Paz 4,24 2,08 2,10 2,24 2,24 12,89

2.4 Pando 0,70 1,58 2,00 2,21 2,10 8,58

2.5 Potosi 2,33 1,37 1,33 1,33 1,10 7,48

2.6 Oruro 2,78 1,17 0,98 1,01 0,96 6,90

2.7 Santa Cruz 1,25 1,53 1,36 1,42 1,27 6,83

2.8 El Alto 0,23 0,00 0,02 0,02 0,00 0,28

Las inversiones que realizará la GNRGD entre 2015-2019 para la instalación de redes de gas

natural en el sistema de distribución convencional y virtual representan 857,54 MMUS$.

3.4.3. ESTRATEGIA 3: CONSOLIDAR LA CAPACIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE GNV A

NIVEL NACIONAL Con la finalidad de aportar al cambio de la matriz energética en el país, se pretende consolidar la comercialización de gas natural dentro del territorio nacional mediante la implementación de estaciones de servicio de propiedad de YPFB para su distribución, acorde a lo descrito en el siguiente cuadro:



Metas 2015-2019 Área Respon-sable 2015 2016 2017 2018 2019

Consolidar la capacidad de distribución de GNV a nivel nacional

N° de estaciones de servicio de

YPFB 17 15 12 7 2 2 GNC

3.4.3.1. PROYECTOS Los proyectos asociados a la consolidación de la capacidad de distribución de GNV a nivel nacional se fundamentan en la construcción de estaciones de servicio para suministro de GNV tanto en ciudades capitales como en zonas donde exista el sistema de gas natural virtual (GNL). La finalidad radica en diseñar, construir e implementar nuevas estación de servicio para suministro de GNV, de acuerdo con los criterios técnicos definidos por YPFB.


Proyecto Metas 2015-2019

2015 2016 2017 2018 2019

1

Construcción de estaciones de servicio de GNV en ciudades capitales

3 EESS GNV concluidas




2 EESS GNV

concluidas

2 Construcción de estaciones de servicio en zonas con GNL

12 Estaciones de servicio

GNV, GE y DO concluidas

10 Estaciones de servicio

GNV, GE y DO concluidas

5 Estaciones de servicio GNV, GE y

DO concluidas

--- ---

122

La Construcción de estaciones de servicio GNV en ciudades capitales, que contaran con: oficinas administrativas, islas de expendio de combustible, tanques de almacenamiento, playa de maniobra, significando un costo total estimado de 10,27 MMUS$. La Construcción de estaciones de servicio en los municipios donde se contará con el sistema de distribución de gas natural virtual (GNL) a través de las estaciones satelitales de regasificación ESRs. La finalidad es generar un retorno económico a los proyectos de estaciones de regasificación de manera que permita aliviar el gasto operativo que implica mantener este tipo de infraestructura y el transporte de GNL. El costo total estimado es de 34.06 MMUS$.

CUADRO 65: INVERSIONES RELACIONADAS A LA ESTRATEGIA 3


Total Área

Respon-sable 2015 2016 2017 2018 2019

1 Construcción de estaciones de servicio de GNV en ciudades capitales

2.80 1.87 1.87 1.87 1.87 10.27

GNC 2 Construcción de estaciones de servicio en zonas con GNL

15.4 12.62 6.31 0.0 0.0 34.06

Total 18.2 14.49 8.18 1.87 1.87 44.33

3.5. OBJETIVO ESTRATÉGICO 5: GARANTIZAR EL ABASTECIMIENTO DE GAS

NATURAL PARA EL MERCADO INTERNO Y EXPORTAR LOS EXCEDENTES El objetivo estratégico, garantizar el abastecimiento de gas natural para el mercado interno y exportar los excedentes define las actividades de la unidad de negocios de comercialización, a través de sus áreas: Gerencia Nacional de Comercialización y Dirección Nacional de Gas Natural. Las metas 2015 – 2019 del objetivo se muestran a continuación:



Indicador

Línea Base


sable 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Garantizar el abastecimiento de gas natural para el mercado interno y exportar los excedentes

Volumen comercializado en el mercado interno

10,36 12.12 14.58 16.14 16.40 17.46

GNC 0.03 0.51 0.72 0.78 0.79

Cumplimiento GSA

32,50 31,53 31,53 31,53 31,53 31,53 GNC/ DNGN

Cumplimiento contrato YPFB-

ENARSA 15,70 17,60 19,90 20,30 20,90 21,30

GNC/ DNGN

3.5.1. ESTRATEGIA 1: PLANIFICAR EL CRECIMIENTO DEL MERCADO INTERNO DE GAS

NATURAL, GESTIONANDO LA DEMANDA DE LOS DIFERENTES SECTORES DE CONSUMO EN FUNCIÓN A LA PLANIFICACIÓN DEL CRECIMIENTO DE ESTE MERCADO Y LA DISPONIBILIDAD DE PRODUCTOS SUSTITUTOS

De conformidad con la normativa aplicable, el suministro de gas natural en el mercado interno es prioritario; no obstante, el significativo crecimiento de este mercado ha generado la necesidad de planificar el crecimiento conjuntamente los sectores de mayor consumo, quienes en la actualidad solicitan volúmenes adicionales en períodos de tiempo cortos; asimismo, es necesaria la planificación e implementación de mecanismos que permita la entrada de productos sustitutos, como es el caso del GLP, hidrocarburo con el que contaremos con significativos excedentes una vez que entre en operaciones la Planta de Separación de Gran

123

Chaco. El GLP, bajo un contexto de normativa técnica y económica, podría reemplazar a aquellos hidrocarburos en los cuales somos deficitarios en el mercado interno, tales como Diesel Oil, Gasolina Especial y así también el gas natural, cuando exista factibilidad técnica. Por otra parte, es necesario que el sector eléctrico en coordinación con el sector de hidrocarburos realice una planificación continua de los requerimientos de gas natural para generación de electricidad y que tenga como principal objetivo asegurar la provisión de energía eléctrica del mercado doméstico. De esta manera, la generación de excedentes en el sector de electricidad que sea exportado a países vecinos, deberá provenir de la generación hidroeléctrica. En lo que se refiere a las metas propuestas, las mismas corresponden a las proyecciones de gas natural para el mercado interno que se realizan de manera semestral, en coordinación con los objetivos y metas de los sectores. Es decir, que se solicita a cada uno de los sectores sus requerimientos de gas natural para los siguientes años. Para el caso de la generación termoeléctrica se ha considerado la proyección de requerimiento de gas de Comité Nacional de Despacho de Carga, el mismo que elabora dichas proyecciones en función a la demanda estimada de electricidad del mercado doméstico y en función a los proyectos termoeléctricos como hidroeléctricos proyectados para los siguientes años. En lo que se refiere a la proyección de requerimiento de gas natural correspondiente al sector industrial se han considerado dos grupos: grandes industrias (cementeras y empresas mineras) y pequeñas industrias. A las pequeñas industrias se les aplicó una tasa de crecimiento de gas natural de acuerdo al crecimiento de cada uno de los subsectores que comprenden este grupo. Respecto a las grandes industrias se ha considerado la proyección de requerimiento de gas de cada una de ellas en función a la ampliación de la capacidad de las cementeras y al inicio de operaciones de nuevas cementeras. Respecto a la demanda correspondiente a GNV, se ha considerado las proyecciones de número de vehículos a ser convertidos por año que presentó la Entidad de Conversión de Vehículos dependiente del Ministerio de Hidrocarburos y Energía. A estas proyecciones se les aplicó un porcentaje de ejecución tomando en cuenta las conversiones realizadas por esta entidad a la fecha. El indicador del cumplimiento de la estrategia planteada, es el volumen de gas natural comercializado en el mercado interno.



Metas 2015-2019 Área Respon-

sable 2015 2016 2017 2018 2019

Planificar el crecimiento del mercado interno de gas natural, gestionando la demanda de los diferentes sectores de consumo en función a la planificación del crecimiento de este mercado y la disponibilidad de productos sustitutos.

Volumen comercializado en el mercado

interno (MMmcd)

10,36 12,15 15,09 16,86 17,18 18,25 GNC

GNRGD

124

3.5.2. ESTRATEGIA 2: IDENTIFICAR MERCADOS POTENCIALES DENTRO Y FUERA DE LA REGIÓN PARA EL GAS NATURAL BOLIVIANO

De contar con volúmenes de gas natural adicionales a los comprometidos en los respectivos contratos de compra venta así como los establecidos en los contratos de carácter interrumpible, es necesario contar con la información del requerimiento de otros mercados a los cuales se podría ofertar gas natural boliviano. Es necesario llevar a cabo estudios de países de la región como de otros, a objeto de identificar posibles mercados o al mismo tiempo identificar aquellos factores comerciales de otros países (crecimiento de oferta de gas por parte de EEUU) que podrían afectar nuestra posición competitiva en nuestros actuales mercados de destino. Para identificar el requerimiento de nuevos mercados, es imprescindible efectuar el relevamiento de información y proceder con el respectivo estudio y análisis de la misma, así como de las condiciones comerciales, técnicas y operativas para el suministro de gas natural.




sable 2015 2016 2017 2018 2019

Identificar mercados potenciales dentro y fuera de la región para el gas natural boliviano

Porcentaje avance

resultados de estudio

0% 30% 100% GNPIE/

GNC

3.5.3. ESTRATEGIA 3: GESTIONAR Y NEGOCIAR LA CONTINUIDAD DE LOS CONTRATOS

DE EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL BRASIL, EN FUNCIÓN A LA DISPONIBILIDAD DE VOLÚMENES EXCEDENTES

La vigencia del Contrato de Compra Venta de Gas Natural suscrito con Petróleo Brasileiro S.A. concluye el día 31 de diciembre de 2019 y se consideran además 3 años adicionales de recupero de los volúmenes no solicitados por Petrobras en relación a la cantidad contractual , por tanto corresponderá iniciar el respectivo proceso de negociación.

En base a los estudios del mercado brasileño que se realizan periódicamente se puede evidenciar que Brasil seguirá demandando nuestro gas natural por lo menos en los mismos volúmenes contractuales vigentes. En este sentido, es importante y necesario iniciar los estudios, análisis que puedan respaldar toda una nueva estrategia de futuras negociaciones con Brasil. La estrategía se medirá en función al porcentaje de avance del proceso de negociación.


Estrategia Indicador Línea base

2014


sable 2015 2016 2017 2018 2019

Gestionar y negociar la continuidad de la exportación al Brasil, a través de la suscripción de un nuevo Contrato, en función a la disponibilidad de volúmenes excedentes.

Porcentaje del Avance del proceso

de negociación

20% (Acuerdo

para iniciar negociación)

30% 50% 70% 90% 100% GNC

125

3.6. OBJETIVO ESTRATÉGICO 6: GARANTIZAR EL ABASTECIMIENTO DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS PARA EL MERCADO INTERNO Y EXPORTAR LOS EXCEDENTES

El objetivo estratégico, garantizar el abastecimiento de hidrocarburos líquidos para el mercado interno y exportar los excedentes, define las actividades de la unidad de negocios de comercialización. Con la finalidad de contribuir al logro del objetivo estratégico N° 6 se tiene previsto las metas acorde al cumplimiento de las estrategias propuestas.


Objetivo

Estratégico Indicador

Línea

Base

2014

Metas 2015-2019 Área

Respon-sable 2015 2016 2017 2018 2019

Garantizar el abastecimiento de hidrocarburos líquidos para el mercado interno y exportar los excedentes

Millones de Bbls Petroleo

Crudo

19,7

22,7

23,3

23,3

23,6

24,1

GNC

Miles de TM GLP de Planta

203,0

162,7

151,5

113,0

98,1

83,2

Miles de M3

DO

1.793,5

1.935,8

2.042,3

2.146,5

2.248,2

2.347,6

Miles de M3

GE

1.387,7

1.491,1

1.581,6

1.669,4

1.755,2

1.838,7

Miles de M3

GP

3,7

3,7

3,7

3,7

3,7

3,7

Miles de M3

KRO

7,4

7,4

7,4

7,4

7,4

7,4

Miles de M3

AVG

7,5

7,7

7,9

8,0

8,2

8,4

Miles de M3

JF

205,2

216,9

221,5

226,3

231,1

236,0

Miles de TM

GLP E

410,5

409,0

416,0

422,7

429,2

435,6

Nro de

EE.SS 39 9 2 3 3 3

Nro de EE.SS Zonas

GNL 0 12 10 5

Nro.

Cisternas 0 17 13

Nro de Plantas

Modernizadas 3 8 8 8

Nro de Puestos de

Venta de GLP 0

Estudio a Diseño

final 5 5 5 5

126

3.6.1. ESTRATEGIA 1: ADMINISTRAR LOS CONTRATOS DE COMERCIALIZACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y GLP DE PLANTA, PRIORIZANDO SU ASIGNACIÓN AL MERCADO INTERNO, Y EXPORTAR LOS EXCEDENTES EN BÚSQUEDA DE MAXIMIZAR LOS INGRESOS

La administración de los contratos de comercialización de petróleo crudo y GLP de planta a través de la priorización del mercado interno y la exportación de excedentes se justifica ante la necesidad de planificar la producción de petróleo y la asignación de producción de GLP.




sable 2015 2016 2017 2018 2019

Administrar los contratos de comercialización de petróleo crudo y GLP de planta, priorizando su asignación al mercado interno, y exportando los excedentes en búsqueda de maximizar los ingresos.

Millones de Bbls petróleo crudo

19,7 22,7 23,3 23,3 23,6 24,1

GNC

Miles de TM GLP de planta

203,0 162,7 151,5 113,0 98,1 83,2

3.6.2. ESTRATEGIA 2: CUBRIR LA DEMANDA DE COMBUSTIBLES DEL MERCADO

INTERNO A TRAVÉS DE LA ASIGNACIÓN DE LA PRODUCCIÓN NACIONAL, Y LA IMPORTACIÓN DE LOS PRODUCTOS DEFICITARIOS

A fin de cumplir con el abastecimiento de combustibles líquidos dentro del mercado interno, se debe cubrir la demanda de los combustibles líquidos en el mercado interno a través de la asignación de la producción nacional y/o su importación ante el déficit si es el caso.


Estrategia Indicador

Línea Base 2014


sable 2015 2016 2017 2018 2019

Cubrir la demanda de combustibles del mercado interno a través de la asignación de la producción nacional, y la importación de los productos deficitarios diésel oíl y gasolina especial

Miles de M3 DO

1.793,5 1.935,8 2.042,3 2.146,5 2.248,2 2.347,6

GNC

Miles de M3 GE

1.387,7 1.491,1 1.581,6 1.669,4 1.755,2 1.838,7

Miles de M3 GP

3,7 3,7 3,7 3,7 3,7 3,7

Miles de M3 KRO

7,4 7,4 7,4 7,4 7,4 7,4

Miles de M3 AVG

7,5 7,7 7,9 8,0 8,2 8,4

Miles de M3 JF

205,2 216,9 221,5 226,3 231,1 236,0

Miles de TM GLP

410,5 409,0 416,0 422,7 429,2 435,6

127

3.6.3. ESTRATEGIA 3: DIÉSEL OÍL Y GASOLINA ESPECIAL: IMPLEMENTAR ESTACIONES DE SERVICIO (EESS) Y PUESTOS DE VENTA PARA LA COMERCIALIZACIÓN DE COMBUSTIBLES EN FUNCIÓN A LAS NECESIDADES DE ZONAS URBANAS Y RURALES

Con la finalidad de lograr abastecer el mercado interno de combustibles líquidos se requiere la implementación de estaciones de servicio en diferentes zonas tanto urbanas como rurales acorde a la siguiente descripción:




sable 2015 2016 2017 2018 2019

Diésel oíl y gasolina especial: implementar EESS y puestos de venta para la comercialización de combustibles en función a las necesidades de zonas urbanas y rurales.

N° de EESS 39 9 2 3 3 3

GNC

N° de plantas de

almacenaje modernizadas

6 0 2 2 1 0

N° cisternas 0 17 13 0 0 0

3.6.3.1. PROYECTOS Entre los proyectos propuestos para esta estrategia se pueden citar:

La construcción de estaciones de servicio GE y DO en poblaciones intermedias.

La adquisición de 30 camiones cisternas para el traslado de GE y DO a EESS considerando que se pretende realizar la logística de transporte de estos combustibles.

Se requiere la implementación de proyectos de construcción de estaciones de servicio según el siguiente cuadro


Proyectos Monto en Millones de Dólares

Total Área

Respon-sable 2015 2016 2017 2018 2019

1 Construcción de estaciones de servicio GE y DO

5.00 5.85 6.26 3.74 1.23 22.08

GNC 2 Adquisición de cisternas para el traslado de GE y DO a EESS

3.47 2.65 0 0 0 6.12

Total 8.47 8.50 6.26 3.74 1.23 28.20

3.6.4. ESTRATEGIA 4 GLP: MODERNIZAR E INCREMENTAR LA CAPACIDAD DE LAS

PLANTAS DE ENGARRAFADO. La propuesta es remodelar y adecuar las plantas de engarrafado con el cambio y mantenimiento de todos los equipos (bombas, compresores, balanzas de llenado e infraestructura en general), cumpliendo con lo estipulado en el Reglamento de Construcción y Operación de Plantas de Engarrafado de la ANH, con el propósito de mejorar y optimizar el despacho de GLP e incrementar su capacidad de engarrafado.

128




sable 2015 2016 2017 2018 2019

GLP: Modernizar e incrementar la capacidad den las plantas de engarrafado

N° de plantas modernizadas

3 8 8 8 GNC

3.6.4.1. PROYECTOS El proyecto propuesto para esta estrategia es la modernización de 24 plantas de engarrafado de GLP a nivel nacional, implementando nuevas unidades de envasado y la remodelación de la Infraestructura civil. Con esto se pretende asegurar la seguridad operativa, reducción de tiempos de envasado y aumento del engarrafado de GLP en las 23 plantas a nivel nacional, satisfaciendo la demanda actual y futura.



Total Área

Respon-sable 2015 2016 2017 2018 2019

1 Modernización de 23 plantas de engarrafado de GLP

8.88 5.43 3.50 1.81 1.21 20.83 GNC

Total 8.88 5.43 3.50 1.81 1.21 20.83

3.6.5. ESTRATEGIA 5: IMPLEMENTAR LA DISTRIBUCIÓN DE GLP ENGARRAFADO A

NIVEL NACIONAL A TRAVÉS DE PUNTOS DE VENTA, PRIORIZANDO EL ÁREA RURAL

Se pretende mejorar el abastecimiento a la población, a través de puntos de venta para comercializar el GLP en las áreas rurales.



Metas 2015-2019 Área

Respon-sable 2015 2016 2017 2018 2019

GLP: implementar la distribución de GLP engarrafado a nivel nacional a través de puntos de venta, priorizando el área rural

N° de puestos de venta de GLP

- Ingeniería

del proyecto

5 Puestos de venta concluidos




GNC

3.6.5.1. PROYECTOS El proyecto propuesto para implementar la estrategia es la construcción de puestos de venta de GLP (galpones para almacenamiento y venta de GLP) para asegurar el abastecimiento en poblaciones rurales de alta demanda de este combustible.

129



Total Área

Respon-sable 2015 2016 2017 2018 2019

1 Construcción de puestos de venta de GLP

0,01 0,10 0,10 0,10 0,10 0.41 GNC

Total 0,01 0,10 0,10 0,10 0,10 0.41

3.6.6. ESTRATEGIA 6: PROMOVER E INCENTIVAR EL USO DEL GLP COMO

ENERGETICO ALTERNATIVO DENTRO DE BOLIVIA La estrategia pretende lograr el abastecimiento adecuado de excedentes de GLP, en las plantas de separación para el mercado interno. Intervienen las áreas: Gerencia Nacional de Plantas de Separación de líquidos y la Subsidiaría Flamagas; se tiene previsto el logro de las siguientes metas:




sable 2015 2016 2017 2018 2019

Promover e incentivar el uso de GLP como energético alternativo dentro de Bolivia.

Volumen de GLP a

granel TM/Año

13.642 15.857 18.290 20.594 22.633 24.884

GNC Capacidad

de almacenaje granel M3

3.233 3.818 4.493 5.138 5.726 6.355

La promoción e incentivo del uso del GLP en el mercado interno se justifica ante la necesidad de masificar su uso, considerado que se aplica actualmente para fines domésticos y comerciales en garrafas de 10 Kg, ya que el uso del GLP en forma granel es mínima. A partir de la puesta en marcha de la Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco, los excedentes serán mayores y superiores a la demanda tradicional de este producto; esto ha permitido identificar oportunidades para masificar el uso del GLP a granel como un energético alternativo para fines industriales y productivos a mayor escala. 3.6.6.1. PROYECTOS Los proyectos asociados a la estrategia de GLP a granel, se condicionan a adquirir equipamiento para mejorar la logística, la comercialización y modernizar las plantas. Estos equipos se pueden agrupar en:

Tanques estacionarios de GLP a granel.

Infraestructura para el mantenimiento de tanques estacionarios de GLP a granel.

Adquisición de vehículos para trabajos de mantenimiento de tanques e instalación de redes de GLP.

adquisición de bombas de despacho de GLP granel.

adquisición de medidores digital másico para GLP.

Sistemas de vaporización, para optimizar el uso del GLP en lugares de clima frio.

130

Equipamiento para las oficinas de comercialización de GLP a granel El promover el uso del GLP a granel en Bolivia, cuenta con un conjunto de proyectos que deben ser desarrollados para cumplir con esta estrategia, la programación de los mismos se muestra en el siguiente cuadro:



Total Área

Respon-sable 2015 2016 2017 2018 2019

1 Equipamiento asociado a la comercialización de GLP a granel

0,42 0,63 0,66 0,67 0,71 3,09

GNC 2

Equipamiento para atender la demandada de GLP y mejorar la logística de distribución

0,36 0,38 0,24 0,25 0,26 1,49

3 Equipamiento para modernización del sistema de descarga de GLP

0,04 0,04

Total 0,82 1,01 0,90 0,92 0,97 4,62

3.7. OBJETIVO ESTRATÉGICO 7: INDUSTRIALIZAR EL GAS NATURAL PARA PROVEER LÍQUIDOS ENERGÉTICOS Y PETROQUÍMICOS AL MERCADO INTERNO Y EXPORTAR EXCEDENTES

El objetivo estratégico de industrializar el gas natural, para proveer de líquidos energéticos y petroquímicos al mercado interno y exportar excedentes, sus indicadores y metas anuales se muestran a continuación.





sable 2015 2016 2017 2018 2019

Industrializar el gas natural, para proveer líquidos energéticos y petroquímicos al mercado interno y exportar excedentes

IPC s concluidos y puesta en marcha en proceso

1 2 1

GGPLQ

Estudios de ingenierías en desarrollo

1 PP PP PP y PE

PE

GGPLQ

Gerencia de Proyectos y PMO implementadas

desarrollando estudios para nuevos proyectos

- 1

GGPLQ

Gerencia de Operación y Mantenimiento

implementada desarrollando gestiones para mejorar la

actividad de O&M

- 1

GGPLQ

Gerencia de Comercialización

implementada desarrollando gestiones para comercializar

los productos

- 1

GGPLQ

Inteligencia comercial y de gestión de negocios

desarrollada - 1

GGPLQ

131

3.7.1. ESTRATEGIA 1: AVANZAR CON LA CONSTRUCCIÓN DE PLANTAS La estrategia plantea la continuidad de la construcción de las plantas de Gran Chaco, GNL y Amoniaco-Urea a cargo de la GGPLQ. De acuerdo al avance actual se pretende continuar con las gestiones hasta completar la Ingeniería Procura y Construcción de estos proyectos.



Metas 2015 - 2019 Área Responsable 2015 2016 2017 2018 2019

Avanzar con la construcción de plantas

Planta GCH Entregada y Operando

91,19% 100% GGPLQ

Planta GNL Entregada y Operando

66,29% 100% GGPLQ

Planta AYU Entregada y Operando

57,34% 90% 100% GGPLQ

3.7.1.1. PROYECTOS Planta Separadora de Gran Chaco, La planta producirá de 1.542 a 2.247 TMD de GLP, 1.137 a 1.658 BPD de Gasolina, 2.156 a 3.144 TMD de Etano y 716 a 1044 BPD de Isopentano. Generará un flujo importante de ingresos por exportación de GLP principalmente y será la base para la provisión en el futuro a mediano plazo del propano y del etano para las plantas de propileno-polipropileno y etileno-polietileno. El proyecto cuenta con un avance a la fecha del 91,19%. Los avances por componente del contrato.

CUADRO 83: AVANCE FÍSICO PLANTA GRAN CHACO

Avance %

Avance físico global 91,19%

Ingeniería 99,97%

Licencias de UOP 75,00%

Movilización 81,75%

Procura 98,61%

Construcción 79,07%

Seguros 100%

Planos As Built 0,00%

Planta GNL, Se está gestionando una adenda que establecerá el nuevo plazo de entrega definitiva de la planta, las ESR´s y las cisternas para el primer semestre de 2015. El avance a la fecha es de 66,29%, mostrando los siguientes avances por componente del contrato.

CUADRO 84: AVANCE FÍSICO PLANTA GNL

Avance %


Planta GNL 75,20%

ESRs 43,60%

Cisternas 60,77%

132

GRÁFICO 42: POBLACIONES BENEFICIADAS CON GNL

Planta amoniaco y urea, La finalización de los hitos contractuales de PDP y FEED se dieron dentro de plazo, el componente de Ingeniería de Detalle se desarrolla en casa matriz del contratista oordinandose continuamente. El componente de Procura mantiene una curva de ejecución muy próxima a la planificada, con un rezago manejable. El componente de Construcción, que generalmente es el más crítico, esta condicionado por factores que tienen que ver con aspectos como lluvias, que tienen como efecto paros, retraso en obras civiles y retraso en subcontrataciones. El avance global a la fecha es de 57,34%.

CUADRO 85: AVANCE FÍSICO PLANTA AMONIACO Y UREA

Avance %


PDP 100%

FEED 100%

Ingeniería de Detalle 98,43%

Procura 70,57%

Construcción 24,20%

El componente de Construcción se ha vuelto el más crítico, debido al importante rezago respecto a lo planificado. Los factores que motivan este retraso tienen que ver con cuestiones de lluvias, paros, retraso en obras civiles y retraso en subcontrataciones. Un factor muy importante es el ambiental, la zona es excesivamente lluviosa, dificultando demasiado la ejecución de las obras.

133



Total Área

Responsable 2015 2016 2017 2018 2019

1 Gran Chaco 62,05 62,05

GPPLQ

2 Amoniaco Urea 219,94 80,18 300,12

3 GNL 63,33 63,33

4 Acceso Vial Los Lotes 27,47 27,47

Total 372,79 80,18 425,5

3.7.2. ESTRATEGIA 2: EJECUTAR NUEVOS PROYECTOS DE IPC DE PLANTAS La estrategia se plantea ante la necesidad de desarrollar nuevos proyectos de industrialización. Una de las prioridades es crear una gerencia de proyectos (PMO), que de acuerdo a la problemática planteada gestione la información y documentos de los proyectos; a la vez, la misma deberá estar encargada de la gestión las etapas de diseño y ejecución de la IPC de plantas, así como la coordinación con la gerencia de comercialización para estudios de identificación de potenciales nuevos proyectos. Sus principales funciones:

Esta gerencia estará enfocada exclusivamente en las tareas técnicas y de gestión del desarrollo de los proyectos de IPC, sin cargarle tareas administrativas ni comerciales.

Esta gerencia deberá desarrollarse bajo estándares de gestión de proyectos y gestión de riesgos, apuntando a generar un sistema de gestión interno, es decir deberá ser congruente con la implementación de una PMO dentro de la gerencia de proyectos.

Los dos proyectos que iniciarían como parte de esta estrategia, sus metas y cronograma previsto se plantean en el siguiente cuadro.




sable 2015 2016 2017 2018 2019

Ejecutar Nuevos proyectos de IPC de plantas

Contar con un soporte estratégico para la etapa FEL 2- Polipropileno

25% 100%

GGPLQ

Ingeniería Básica Polipropileno completada

- 40% 80% 100% GGPLQ

Ingeniería, Procura y Construcción

- 10% 30% 50% GGPLQ

Contar con un soporte estratégico para la etapa FEL 2- Polietileno

- 50% 100% GGPLQ

Ingeniería Básica Polietileno completada

- 40% 100% GGPLQ

Ingeniería, Procura y Construcción – Polietileno

- 10% GGPLQ

Gerencia de Proyectos y PMO implementadas

- 100% GGPLQ

134

3.7.2.1. PROYECTOS A continuación se plantean los dos proyectos de mayor relevancia de la presente estrategia. Planta Propileno - Polipropileno La planta de propileno - polipropileno tiene como objetivo la transformación del propano obtenido de la planta Gran Chaco en polipropileno. El polipropileno es uno de los productos petroquímicos de mayor uso a nivel mundial por su inmensa gama de aplicaciones industriales. Se emplea en la fabricación de fibras, películas, utensilios plásticos, envases, revestimientos, muebles, autopartes, juguetes, empaques médicos, empaques industriales, rafia, aditivo en aglomerantes, barnices, recubrimientos aislantes, etc. La amplia gama de usos, denota que el uso final dependerá de la iniciativa y creatividad del sector industrial tanto público como privado, dándoles a ellos el acceso fácil a una materia prima con muchas opciones de uso, a la vez que integrará la economía plural y agregará valor a los Hidrocarburos. Actualmente el proyecto ha finalizado la etapa de Ingeniería Conceptual y se iniciará el trabajo de Apoyo Estratégico FEL 2, que preparará el contexto de la contratación de la ingeniería básica y posteriormente el IPC de la planta propileno-polipropileno. Planta Etileno - Polietileno La planta de etileno - polietileno transformará el etano obtenido en la planta de Gran Chaco en polietileno. El polietileno tiene amplia aceptación en virtud de su buena resistencia química, falta de olor, no toxicidad, poca permeabilidad para el vapor de agua, excelentes propiedades eléctricas y ligereza de peso. El polietileno dependiendo de su densidad tiene múltiples finalidades industriales, de manera general se puede mencionar las principales aplicaciones de los distintos tipos de polietileno en el siguiente cuadro.

CUADRO 88: TIPOS DE POLIETILENO

Polietileno de Baja Densidad Polietileno de Alta Densidad

Película termo contraíble, embasamiento automático, bolsas industriales, film para agro, bolsas de uso general, cables eléctricos (aislantes), tuberías para riego, tubos y pomos

Caños, envases soplados, botellas, bidones, contenedores industriales, cajones, bolsas de supermercado, tuberías de alta presión, bolsas tejidas, macetas,

La amplia gama de usos, denota que el uso final dependerá de la iniciativa y creatividad del sector industrial público y privado, generándose un acceso fácil a la materia prima con muchas opciones de uso. A la vez se integrará la economía plural y agregará valor a los Hidrocarburos. Actualmente el proyecto ha finalizado la etapa de la Ingeniería Conceptual y se iniciará el trabajo de Apoyo Estratégico FEL 2 el segundo trimestre de 2015, éste trabajo preparará el contexto de la contratación de la ingeniería básica y posteriormente el IPC de la planta etileno - polietileno.

135



Total Área

Responsable 2015 2016 2017 2018 2019

1 Polipropileno 25,28 26,11 198,85 372,6 372,6 995,44

GPPLQ 2 Polietileno 0,75 0,75 51,36 77,04 489,6 619,5

Total 26,03 26,86 250,21 449,64 862,2 1.614,94

3.7.3. ESTRATEGIA 3: DESARROLLO DE CAPACIDAD DE GERENCIAMIENTO EN LA

FASE DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE PLANTAS Como parte de la estrategia de Operación y Mantenimiento se plantean las siguientes iniciativas.

Crear una gerencia de operación y mantenimiento

Implementar áreas de especialidad en instrumentación y mantenimiento (mecánico, y

eléctrico)

Creación de a gerencia de operación y mantenimiento. Tiene la finalidad de brindar responsabilidad técnica para actividades que implican el funcionamiento de las plantas garantizando su continua y optima operación, sin cargarle tareas administrativas ni comerciales. Asimismo, a través de esta Gerencia se deberá gestionar:

La adquisición de repuestos o contratación de servicios especiales de mantenimiento y reparaciones de emergencia.

La creación de una base de datos actualizada de subcontratistas, contratistas, competidores, potenciales clientes y asimismo proveedores de equipos, materiales, insumos, consumibles, servicios especiales, servicios de emergencia, servicios de reparación, mantenimiento, etc.

El mejoramiento en la gestión de las plantas en operación desarrollando capacidades gerenciales y operativas como soporte a las tareas de Operación y Mantenimiento. La estrategia se enfocará en el mejoramiento de las gestiones internas de la GGPLQ en aspectos técnicos, de gestión, operativos, administrativos y de toma de decisiones.

Implementación de áreas de especialidad en mantenimiento (mecánica, eléctrica, instrumentación) La iniciativa consiste en implementar paulatinamente a medida que las plantas van entrando en operación, talleres de mantenimiento y reparación, equipados con instrumentos, herramientas y equipo de taller. Estos talleres deberán contar con la capacidad de hacer mantenimiento eléctrico, mecánico y de instrumentación.

136


Estrategia Indicador Línea Base

2014


sable 2015 2016 2017 2018 2019

Desarrollo de capacidades de Gerenciamiento en etapa de Operación y Mantenimiento de plantas

Gerencia de Operación y

Mantenimiento Implementada

Existe una Gerencia de Operación y

Mantenimiento solo para las

PSL´s

100% GGPLQ

Talleres de especialidad en OyM (talleres,

mecánica, eléctrica,

instrumentación) implementados

Las áreas de especialidad,

mecánica, eléctrica,

instrumentación están iniciando su desarrollo

10% 100% GGPLQ

El logro de una apropiada gestión de OyM requiere mejorar la gestión de adquisiciones de repuestos y contratación de servicios de emergencia, promover una política de mejoramiento continúo de gestión de plantas en operación implementada y la implementación de los talleres propuestos.

3.7.4. ESTRATEGIA 4: DESARROLLO DE INTELIGENCIA COMERCIAL Y DE GESTIÓN DE NEGOCIOS

Una vez las plantas de separación de líquidos y plantas petroquímicas entren en operación, YPFB deberá encarar nuevos negocios como es el caso de los fertilizantes y de los polímeros; esto pone en una situación crítica al negocio y lo que respecta a la parte de ventas. En ese sentido se plantea la creación de una gerencia de comercialización al interior de la GGPLQ que sea capaz de realizar con éxito las gestiones que aseguren un flujo comercial de los productos en las mejores condiciones posibles, para asegurar una continuidad en las operaciones y garantizar el logro de la rentabilidad esperada. Creación de una Gerencia de Comercialización dentro de la GGPLQ Tiene la finalidad de dirigir la gestión comercial de hidrocarburos líquidos y productos petroquímicos, generados en las plantas de Separación de Líquidos, Gas Natural Licuado y Petroquímica de la GGPLQ, para asegurar el abastecimiento del mercado interno y la exportación de excedentes; sus principales funciones serán:

Desarrollar e implementar planes de negocio para las plantas en funcionamiento, tanto en el mercado nacional como en el internacional.

Implementar la gestión comercial de los productos generados por la industrialización, aplicando mecanismos eficaces de venta, distribución, transporte y entrega, a fin de dar cumplimiento a convenios y contratos comerciales.

Coordinar con la Gerencia de Proyectos de la GGPLQ, el desarrollo de estudios potenciales de negocios y sondeos de mercado como parte de una acción continua de búsqueda de oportunidades que darán pie a nuevos proyectos, brindando a YPFB los suficientes insumos para la toma de decisiones.

137

Desarrollo de un sistema de inteligencia de mercado Este equipo multidisciplinario de personas deberá continuamente buscar nuevas oportunidades de negocio en función a la demanda, el comportamiento de los precios, el desarrollo de nuevos competidores, analizar continuamente las condiciones de comercialización de los competidores, el poder de negociación de los clientes, la amenaza continua del desarrollo de productos sustitutos, nuevos clientes, nuevos canales de comercialización, factores de diferenciación como: condiciones de transporte y logística, políticas de rebajas por volumen, créditos al cliente, garantías de producto, servicios post venta, manejo de inventarios, etc.


Estrategia Indicador Línea Base 2014 Metas 2015 - 2019 Área

Responsable 2015 2016 2017 2018 2019

Desarrollo de inteligencia comercial y de gestión de negocios

Gerencia de Comercialización

en la GGPLQ implementada

La GPSL actúa como una

Gerencia de Comercialización al interior de la

GGPLQ

100% GGPLQ

Sistema de inteligencia de

mercado implementado

La actual GPSL atiende el

desarrollo de mercados entre

otras tareas

100% GGPLQ

3.8. OBJETIVO ESTRATÉGICO 8: DESARROLLAR MERCADOS EXTERNOS PARA LOS

PRODUCTOS DE LA INDUSTRIALIZACIÓN Y EL GLP E INCENTIVAR SU CONSUMO El objetivo estratégico de desarrollar mercados externos para los productos de la industrialización y el GLP e incentivar su consumo, sus indicadores y metas anuales se muestran a continuación.



Indicador Línea Base2014


sable 2015 2016 2017 2018 2019

Desarrollar mercados externos para los productos de la industrialización y el GLP e incentivar su consumo

GLP Toneladas métricas día (TMD)

120 1.124 1.282 1.181 1.174 1.306 GPSL

Urea: Toneladas métricas día (TMD)

- 0 1.405 1.528 1.647 1.678 GGPLQ

Polipropileno: Toneladas métricas día (TMD) en

proceso de negociación, pre venta

- 730 GGPLQ

Una vez que las plantas de separación de líquidos de Gran Chaco, de Amoniaco Urea y de Polipropileno entren en operación, YPFB deberá encarar nuevos negocios. En ese sentido se plantea las estrategias que aseguren un flujo de comercialización de los productos a la exportación en las mejores condiciones posibles, para asegurar una continuidad en las operaciones y garantizar el logro de la rentabilidad esperada.

138

El promedio de exportación de GLP de manera constante ha sido de 120 TMD, siendo esta la línea base de su comercialización en el mercado externo. Por otra parte aún no se comercializa urea por tanto no existe una línea base 2014, porque la planta está en construcción, se prevé el inicio de operaciones en 2016. Las estimaciones de exportación están calculadas en base a las recomendaciones del estudio de mercado realizado por Nexant. Por último, YPFB no tiene una línea base de ventas de polipropileno, sin embargo se tomaron como referencia las estimaciones de producción y ventas del estudio de Ingeniería conceptual realizado por Tecnimont y por IHS para el polipropileno. Como se observa en el anterior cuadro, el objetivo tiene tres líneas de acción tanto para el desarrollo del GLP, la Urea y el Polipropileno. La primera se enfoca en desarrollar los mercados de exportación, la segunda se enfoca en el desarrollo de la capacidad de almacenamiento intermedio para la exportación y la tercera se enfoca en el aseguramiento de la capacidad logística de transporte. Las mismas se describen a continuación.

3.8.1. ESTRATEGIA 1: CONSOLIDAR MERCADOS DE EXPORTACIÓN PARA GLP, UREA Y POLIPROPILENO A TRAVÉS DE RELACIONES COMERCIALES DE MEDIANO Y LARGO PLAZO

Se deben consolidar mercados de exportación para el GLP puesto que por el volumen de producción de la Planta de Gran Chaco es necesario tener mínimos de evacuación diaria. Del mismo modo se debe considerar que la capacidad de almacenamiento de urea en planta es de 42.000 TM, recomendándose una capacidad adicional de 150.000 TM. En el caso del polipropileno, considerando que en 2019, la planta estará en construcción, se recomienda iniciar las gestiones comerciales para avanzar con la obtención de precontratos de compra venta o compromisos para asegurar la comercialización desde 2020, de un volumen inicial de 730 TMD de producto. Pensar en mercados esporádicos o ventas Spot no es adecuado como se comentó antes por el volumen de producción y por la ubicación de las plantas puesto que se encuentran alejadas de terminales marítimas por lo tanto no se tiene acceso a buques que son medios de transporte masivos que incluso hacen que una carga determinada (hasta 40.000 TM), puedan ser negociadas en ultramar. En este caso necesitamos mercados de consumo constante y que sean accesibles desde nuestros puntos de producción.


Estrategia Indicador Línea Base2014


sable 2015 2016 2017 2018 2019

Consolidar mercados de exportación de GLP, Urea y Polipropileno a través de relaciones comerciales de mediano y largo plazo

Volumen de Exportación TMD- GLP

120 1.124 1.282 1.181 1.174 1.306 GPSL

Volumen de Exportación TMD- Urea

- 1.405 1.528 1.647 1.678 GPSL

Volumen de Exportación TMD- Polipropileno- En proceso de Negociación

- 730 GPSL

139

La estrategia consolidar mercados de exportación para GLP, Urea y Polipropileno a través de relaciones comerciales de mediano y largo plazo debe considerar:

Elaborar un plan de marketing y comercialización internacional de GLP, Urea y Polipropileno.

Fortalecer el equipo de comercialización que garantice las operaciones y logística del GLP, Urea y Polipropileno.

Generar un sistema de inteligencia de mercados a nivel regional y mundial. 3.8.2. ESTRATEGIA 2: GESTIONAR EL DESARROLLO DE LOGÍSTICA DE

ALMACENAJE COMO PLATAFORMA DE EXPORTACIÓN Se están evaluando puntos de almacenaje que sirvan de plataformas de comercio internacional de GLP, Urea y Polipropileno para mejorar la logística y la sincronización entre despacho y recepción de producto en destino final, ya que al estar las plantas productoras relativamente alejadas de algunos mercados objetivos, se debería contar con puntos intermedios entre producción y entrega final.




sable 2015 2016 2017 2018 2019

Gestionar el desarrollo de logística de almacenaje como plataforma de exportación

TM de almacenaje para

exportación – GLP

1.113 16.113 17.913 38.000 38.000 38.000 GPSL

TM de almacenaje para exportación - urea

- 150.000 GPSL

3.8.2.1. PROYECTOS Esta iniciativa implica proyectos de construcción de facilidades de almacenamiento. Para el GLP serían tanques o esferas y en el caso de la urea se trataría de un almacén de urea a granel con las mismas características de control de humedad y temperatura, así como maquinaria de carguío y manipulación de la urea a granel que se tendrán en el almacén de urea de la planta. Para el caso del polipropileno, se incluirá en la planta un sistema de almacenamiento suficiente para cubrir aspectos de estacionalidad de demanda, logrando así no tener necesidad de un sistema de almacenamiento complementario.

CUADRO 95: INVERSIONES ALMACENAMIENTO DE GLP Y UREA


Total Área

Responsable 2015 2016 2017 2018 2019

1 Almacenamiento adicional Urea 36 54 90 GPPSL

2 Almacenamiento adicional GLP 4,9 27,6 32,5

Total 40,9 81,6 122,5

140

3.8.3. ESTRATEGIA 3: GESTIONAR PARA DESARROLLAR LA CAPACIDAD LOGÍSTICA DE TRANSPORTE NECESARIA PARA LA EXPORTACIÓN DE GLP Y UREA

La presente estrategia se plantea ante la necesidad de contar con suficiente capacidad de vehículos que transporten el GLP y la urea. Además del crecimiento del parque automotor para el transporte de GLP, se debe desarrollar un sistema que haga más eficiente las exportaciones como ser el sistema ferroviario. Asimismo se debe acondicionar, mejorar, e incrementar la capacidad de transporte de GLP por ductos, siendo un tramo muy importante aquel que pueda unir la Planta de Gran Chaco con la Planta de Rio Grande u otra de la cual se pueda despachar el producto.


Estrategia Indicador Línea Base2014


sable 2015 2016 2017 2018 2019

Gestionar para desarrollar la capacidad logística necesaria para la exportación de GLP y de urea


exportación TMD- GLP 268 1.292 1.475 1.475 1.475 1.475 GPSL


exportación TMD- urea - 1.500 2.100 2.100 2.100 GPSL

3.8.4. ESTRATEGIA 4: DESARROLLAR MERCADOS INTERNOS PARA UREA Una vez la planta de amoniaco-urea opere, YPFB deberá encarar el negocio de la urea, planteandose estrategias que aseguren un flujo de comercialización del producto con la finalidad de dar continuidad a las operaciones y garantizar el logro de la rentabilidad esperada. El promedio actual de consumo en el mercado interno de manera constante ha sido de 15 mil TM producto importado al 100%, de otros países.




sable 2015 2016 2017 2018 2019

Desarrollar mercados internos para la urea

Número de demandantes

generado - 0% 80% 100% GPSL

3.8.5. ESTRATEGIA 5: DESARROLLAR EL MERCADO INTERNO PARA

POLIPROPILENO En función de los resultados de la ingeniería conceptual desarrollada por Technimont para éste proyecto, se estima que el mercado nacional consumiría aproximadamente 33.000 TMA de polipropileno (PP). El sector industrial será el cliente mayoritario, compuesto por las empresas que emplean el PP como materia prima en sus diversos productos. En ese sentido, se plantea estrategias que aseguren un flujo de comercialización del producto con la finalidad de dar continuidad a las operaciones y garantizar el logro de la rentabilidad esperada.

141

La estrategia de comercialización de PP para el mercado nacional enfatiza en la interacción con el industrial y la incursión de YPFB en la industria de las resinas plásticas para usos finales.




sable 2015 2016 2017 2018 2019

Desarrollar el mercado interno para el polipropileno

Número de demandantes

generado - 0% 80% 100% GPSL

Es de relevancia trazar un plan de innovación y transferencia de tecnología que permita obtener información básica y determinar los elementos técnicos necesarios para la manufactura de polímeros y su logística futura. 3.9. OBJETIVO ESTRATÉGICO 9: IMPLEMENTAR UN NUEVO MODELO DE GESTIÓN

EMPRESARIAL CORPORATIVO 3.9.1. RECURSOS HUMANOS 3.9.1.1. OBJETIVO ESPECÍFICO Recursos humanos tiene como objetivo específico: implementar un modelo de gestión del talento humano corporativo que genere valor y una ventaja competitiva a la corporación, sus metas anuales se detallan a continuación.

CUADRO 99: OBJETIVO ESPECÍFICO DE RECURSOS HUMANOS

Objetivo Específico


Metas 2015-2019 Área Responsable 2015 2016 2017 2018 2019

Implementar un modelo de gestión del talento humano corporativo que genere valor y una ventaja competitiva a la corporación.

Modelo de gestión del

talento humano

corporativo implementado.

- *D *I *I *I *I

DNRH-Empresa Corporativa; Jefaturas de

Recursos Humanos-Unidades

Negocio; Áreas de Recursos Humanos- Filiales y

Subsidiarias. *D= Diseño

*I= Implementación

142

3.9.1.2. ESTRATEGIA 1: DESARROLLAR LOS PROCESOS DE INCORPORACIÓN DE PERSONAL EN LA CORPORACIÓN ASEGURANDO LA CONTINUIDAD OPERATIVA Y DOTANDO DE MANERA PLANIFICADA Y OPORTUNA EL PERSONAL CALIFICADO CON LAS HABILIDADES Y COMPETENCIAS PARA EL PUESTO

La presente estrategia busca lograr la consecución del objetivo específico referido a implementar un modelo de gestión del talento humano corporativo que genere valor y una ventaja competitiva a la corporación.

CUADRO 100: ESTRATEGIA 1 DE RECURSOS HUMANOS



Desarrollar los procesos de

incorporación de personal

en la Corporación

asegurando la continuidad operativa y dotando de

manera planificada y oportuna el

personal calificado con

las habilidades y competencias

para el puesto.

100% de los lineamientos corporativos de

incorporación presentados e implementados el 2015

- 100%




Subsidiarias, Áreas

organizacionales

100% de los procedimientos corporativos de

incorporación presentados e implementados el 2015

- 100%

Un sistema informático de Programación de

Incorporaciones corporativo implementado en el 2°

semestre de 2015.

- 1

Un sistema informático de Reclutamiento corporativo

implementado en el 2° trimestre de 2015.

- 1

100% de los planes bienales de incorporación

corporativos ejecutados al 2019.

- 1 1 1

Se plantea como estrategia, implementar una política corporativa que estandarice, agilice y transparente el ingreso de trabajadores con las mejores habilidades y competencias para un cargo, además de que se adapten fácilmente a la organización, cultura, procesos y maneras de hacer. 3.9.1.3. ESTRATEGIA 2: DEFINIR E IMPLEMENTAR UNA POLÍTICA DE

COMPENSACIÓN (MONETARIA/NO MONETARIA) DE INCENTIVOS Y BENEFICIOS QUE PERMITA ADMINISTRAR LA ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL CON EQUIDAD INTERNA Y COMPETITIVIDAD CON EL MERCADO

La presente estrategia pretende lograr la aplicación de una política de compensación que incentive al trabajador a mejorar su rendimiento con equidad interna y competitividad.

143



Metas 2015 – 2019 Área Responsable 2015 2016 2017 2018 2019

Definir e implementar una política de compensación (monetaria/no monetaria) de incentivos y beneficios que permita administrar la estructura organizacional con equidad interna y competitividad con el mercado.

100% de la política de

compensacionescorporativa

(monetaria/no monetaria), beneficios e incentivos,

implementada hasta el 2016.

10% 40% 100%

DNRH-Empresa

Corporativa; Jefaturas de



Subsidiarias; Áreas

Organizacio-nales

Toda vez analizada y definida la política de compensación general a nivel Corporativo, la misma será implementada de acuerdo a la estructura salarial establecida y los beneficios e incentivos definidos en función a la naturaleza del sector y la legislación laboral vigente. 3.9.1.4. ESTRATEGIA 3: IMPLEMENTAR UNA GESTIÓN INTEGRADA DE

CAPACITACIÓN La presente estrategia para la consecución del objetivo Implementar un modelo de gestión del talento humano corporativo que genere valor y una ventaja competitiva a la corporación, será medida con cinco indicadores que se reflejan en el siguiente cuadro:




Implementar una gestión integrada de capacitación.

100% de los lineamientos corporativos de capacitación

presentados en el 2015. - 100% DNRH-

Empresa Corporativa; Jefaturas de

Recursos Humanos-Unidades Negocio; Áreas de Recursos Humanos- Filiales y

Subsidiarias.

100% de los procedimientos corporativos de capacitación

presentados en el 2015. - 100%

100% de los planes bienales de capacitación corporativos

ejecutados al 2019. - 1 1 1

Un diagnóstico corporativo de la eficacia de la capacitación

- 1

Un sistema informático corporativo de capacitación

implementado en el 2° semestre del 2015.

- 1

144

Con la finalidad de continuar la integración de las actividades de capacitación a nivel corporativo, se ha definido que los planes de formación y desarrollo serán elaborados cada dos años (bienales) para que las áreas de Gestión del Talento Humano puedan concentrar sus esfuerzos en el mantenimiento de la información y el desarrollo de los trabajadores dentro de la Empresa como elemento potenciador de las habilidades y destrezas de los empleados, el cual permita su crecimiento, desarrollo y por ende de la Corporación. 3.9.1.5. ESTRATEGIA 4: ELABORAR EL ESTUDIO DEL CENTRO DE CAPACITACIÓN Y

ENTRENAMIENTO CORPORATIVO. En el marco del rediseño organizacional y la implementación de la nueva estructura corporativa, se establece como estrategia la elaboración de un estudio de viabilidad, para implementar un Centro de Capacitación y Entrenamiento Corporativo, el cual deberá ejecutar programas de formación especializados para el sector en respuesta a la carencia de una oferta de capacitación específica en nuestro medio. Para ello, se tiene prevista la elaboración e implementación del estudio del Centro de Capacitación y Entrenamiento Corporativo, mismo que contendrá la definición de las ofertas formativas de capacitación a ser impartidas en el centro (mallas curriculares, etc.), estatutos de organización, funcionamiento y diseño de la infraestructura.




Elaborar el estudio del Centro de Capacitación y Entrenamiento Corporativo

100% del estudio del Centro de Capacitación y Entrenamiento, elaborado el 2°

semestre de 2015 e

implementado el 2016.

- 50% 100%


Recursos Humanos-

Unidades Negocio; Áreas de Recursos Humanos- Filiales

y Subsidiarias; Áreas

Organizacionales

3.9.1.6. ESTRATEGIA 5: ESTABLECER LOS FUTUROS PUESTOS QUE PUEDE

LLEGAR A OCUPAR EL TRABAJADOR E IDENTIFICAR LOS PERFILES IDÓNEOS PARA CUBRIR LAS POSICIONES DENTRO DE LA CORPORACIÓN, A FIN DE MOTIVAR, DESARROLLAR Y PROMOVER MAYORES NIVELES DE PRODUCTIVIDAD.

La presente estrategia pretende establecer los futuros puestos que sean necesarios para que sean ocupados por los trabajadores, asimismo busca identificar los perfiles más adecuados para cubrir las diferentes posiciones dento de la estructura organziacional a fin de incrementar los niveles de eficiencia y productividad.

145



Metas 2015 – 2019 Área Responsabl

e 2015 2016 2017 2018 2019

Establecer los futuros puestos que puede llegar a ocupar el trabajador e identificar los perfiles idóneos para cubrir las posiciones dentro de la corporación a fin de motivar, desarrollar y promover mayores niveles de productividad.

Un diagnóstico de dimensionamiento

organizativo corporativo concluido el 1° trimestre

de 2016 (con base al Manual de Cargos

Corporativo).

1

DNRH-Empresa



Subsidiarias

Plan de dimensionamiento

organizativo implementado el 2° semestre de 2016.

1

Plan de Carrera y Plan de Sucesión por puesto

critico identificado elaborado hasta el 2° semestre del 2016 e

implementado hasta el 2019.

1

Plan de Movilidad corporativo elaborado el 2° semestre de 2016 e implementado hasta el

2019.

1

Con la finalidad de continuar con la integración a nivel corporativo, se prevé identificar los perfiles idóneos, de moto tal que permita cubrir las posiciones dentro de la corporación. 3.9.1.7. ESTRATEGIA 6: ESTIMAR EL RENDIMIENTO DEL TRABAJADOR CON EL FIN

DE ESTIMULAR O JUZGAR EL VALOR, LA EXCELENCIA Y LAS CUALIDADES PERSONALES DENTRO LA CORPORACIÓN VERIFICANDO SU APORTE A LA MISMA.

Actualmente la Casa Matriz, las Empresas Filiales y Subsidiarias cuentan con diferenciados sistemas de evaluación del desempeño, por lo que se plantea una estrategia que estandarice la identificación, medición y administración del desempeño del trabajador en la empresa. Al respecto, esta estrategia, permitirá ayudar en el desarrollo y gestión del trabajador en la empresa, además de identificar problemas de supervisión, integración, sub optimización de trabajadores con potenciales elevados o motivacionales; que impulsen la mejora continua, coadyuvando a la promoción de mayores niveles de productividad en la Corporación.




Estimar el rendimiento del trabajador

100% de los lineamientos

corporativos de evaluación del

- 100%

DNRH, DLG-Empresa


146



con el fin de estimular o juzgar el valor, la excelencia y las cualidades personales dentro la corporación verificando su aporte a la misma.

desempeño presentados e

implementados el 2015.


Subsidiarias

100% de los procedimientos corporativos de evaluación del

desempeño presentados e

implementados el 2015.

- 100%

Un sistema informático de Evaluación del

Desempeño corporativo

implementado el 2015

- 1

Cinco evaluaciones de desempeño de

trabajadores de la corporación por

gestión desde el 2015 hasta el 2019

- 1 1 1 1 1

3.9.1.8. ESTRATEGIA 7: IMPLEMENTAR EL RÉGIMEN LABORAL ESTABLECIDO EN

LA LEY DE LA EMPRESA PÚBLICA EN LA CORPORACIÓN La Ley N° 466 Ley de Empresa Pública (LEP) establece que las empresas públicas elaborarán su reglamento interno de recursos humanos en función a su dinámica empresarial, para lo cual la presente estrategia pretende implementar el régimen laboral establecido en la LEP, estableciendo la estandarización de los Reglamentos Internos de Personal que serán aplicados en la Corporación en el marco del régimen legal laboral definido.




Implementar el régimen laboral establecido en la Ley de Empresa Pública en la Corporación.

Un Reglamento Interno de Personal

Corporativo implementado hasta el 2015.

Establecimiento de

un modelo de contrato laboral

concordante con la estructura

organizacional definida.

- 100%

DNRH, DLG-Empresa




Subsidiarias

147

3.9.2. CONTRATACIONES 3.9.2.1. OBJETIVO ESPECÍFICO El objetivo específico del área contrataciones es establecer la gestión de contrataciones corporativa, orientada a proveer en forma eficiente y oportuna, los bienes y servicios requeridos para el logro de los objetivos corporativos, sus metas anuales se detallan a continuación.

CUADRO 107: OBJETIVO ESPECÍFICO DE CONTRATACIONES



Metas 2015 – 2019 Área Responsable

2015 2016 2017 2018 2019

Establecer la gestión de contrataciones corporativa, orientada a proveer en forma eficiente y oportuna, los bienes y servicios requeridos para el logro de los objetivos corporativos

Reglamento

corporativo único de

compras y

procedimientos que se

adecuen a las

particularidades de

cada empresa

(upstream,

downstream)

- 100% Contrataciones

Sistema de gestión y evaluación de proveedores corporativo

implementado

20% 100% Contrataciones

3.9.2.2. ESTRATEGIA 1: ELABORAR UN REGLAMENTO CORPORATIVO ÚNICO DE

COMPRAS Y LOS PROCEDIMIENTOS QUE SE ADECUEN A LAS PARTICULARIDADES DE CADA EMPRESA (UPSTREAM Y DOWNSTREAM)

En base al análisis de los problemas que actualmente afectan a los procesos de contratación, la diversidad de normas vigente y la Ley de la Empresa Pública (LEP), se hace necesario elaborar el “Reglamento Único Corporativo de Compras” con la finalidad de estandarizar los procesos de contratación que se realizarán como empresa corporativa.

CUADRO 108: ESTRATEGIA 1 DE CONTRATACIONES


Metas 2015 – 2019 Área Respon-sable 2015 2016 2017 2018 2019

Elaborar un reglamento corporativo único de compras y los procedimientos que se adecúen a las particularidades de cada empresa (upstream y downstream)

Reglamento único de compras

corporativo implementado

- 100% Contrataciones

148

La ejecución de los procesos de contratación durante la gestión 2015 se realizarán bajo la normativa vigente de cada empresa, hasta la aprobación e implementación del reglamento único de compras corporativo. 3.9.2.3. ESTRATEGIA 2: DESARROLLAR Y PROPICIAR EL FORTALECIMIENTO DE

PROVEEDORES, QUE PERMITA AUMENTAR LOS NIVELES DE COMPETITIVIDAD Y MEJORA DE LA OFERTA DE BIENES Y/O SERVICIOS.

La Gestión de Compras depende de varias actividades que son necesarias y complementarias para realizar un proceso de contratación, una de ellas es desarrollar y fortalecer el desempeño de los proveedores, debido a los esfuerzos individuales de las empresas de la corporación para implementar estas actividades es necesario contar con instrumentos de gestión corporativos estándar que permitan mejorar la oferta de bienes y/o servicios.

CUADRO 109: ESTRATEGIA 2 DE CONTRATACIONES


Metas 2015 – 2019 Área Respon-sable

2015 2016 2017 2018 2019

Desarrollar y propiciar el fortalecimiento de proveedores, que permita aumentar los niveles de competitividad y mejora de la oferta de bienes y/o servicios.

Sistema de gestión y

evaluación de proveedores corporativo

implementado

20% 100% Contrataciones

3.9.3. TRANSPARENCIA 3.9.3.1. OBJETIVO ESPECÍFICO El objetivo específico de transparencia está alineado al objetivo estratégico 7, busca lograr erradicar la corrupción dentro la empresa, la misma que señala: Implementar mecanismos de prevención de la corrupción en la gestión empresarial corporativa, para coadyuvar en una gestión transparente mediante decisiones y acciones de sus trabajadores con apego a la legalidad y ética.

CUADRO 110: OBJETIVO ESPECÍFICO DE TRANSPARENCIA

Objetivo Específico Indicador Línea Base

2014


2015 2016 2017 2018 2019

Implementar

mecanismos de

prevención de la

corrupción en la

gestión empresarial

corporativa, para

coadyuvar en una

gestión transparente

mediante decisiones

Mecanismos desarrollados por gestión/ mecanismos programados

para su desarrollo

por gestión

Desarrollo parcial de mecanismos de prevención de la corrupción en la gestión empresarial corporativa en los procesos de acceso a la

25% 25% 25% 15% 10% Transparencia

149


2014


2015 2016 2017 2018 2019

y acciones de sus

trabajadores con

apego a la legalidad

y ética.

información, ética y gestión de prevención de posibles actos de corrupción en YPFB Corporación.

3.9.3.2. ESTRATEGIA 1: REALIZAR LA REESTRUCTURACIÓN DE LAS UNIDADES DE

TRANSPARENCIA BAJO UNA ESTRUCTURA CORPORATIVA En el marco de la LEP, YPFB debe contribuir al desarrollo económico y social del país con eficiencia, eficacia y transparencia, en este entendido la Unidad de Transparencia debe velar por la transparencia en cada una de las operaciones de la empresa. Conforme a la nueva estructura de YPFB Empresa Corporativa, la Unidad de Transparencia es parte del Centro Corporativo dependiente de Presidencia Ejecutiva desconcentrando personal en áreas de soporte que forman parte de las unidades de negocios. Asimismo la Unidad de Transparencia del Centro Corporativo debe brindar los lineamientos, directrices específicas de supervisión y seguimiento a las actividades que desarrollan las Unidades de Transparencia de las empresas filiales y subsidiarias de la corporación. Actualmente la estructura de las unidades de transparencia corporativa contempla un Jefe de Unidad, en el caso particular de YPFB Casa Matriz se cuenta con un equipo de profesionales y representantes en los departamentos de Santa Cruz, Cochabamba, Potosí y Sucre, sin embargo dadas las actuales condiciones en las que se desenvuelve el área de transparencia de YPFB Casa Matriz, se requiere que ésta instancia de control cuente con niveles de supervisión. En este marco, el nuevo rol de transparencia requiere modificar y fortalecer su actual estructura mediante la conformación de equipos de profesionales en las áreas de soporte, y en las UT´s de las filiales y subsidiarias a fin de promover la transparencia y prevenir hechos de corrupción en las unidades de negocio, en las empresas filiales y subsidiarias. Asimismo la Unidad de Transparencia del Centro Corporativo debe implementar mecanismos de coordinación eficaces que permitan supervisar y realizar el seguimiento a las actividades de las empresas filiales y subsidiarias orientadas a asegurar el cumplimiento de los objetivos y metas corporativas.

CUADRO 111: ESTRATEGIA 1 DE TRANSPARENCIA

Estrategia Indicador Línea base 2014 Metas 2015 – 2019 Área

Respon-sable 2015 2016 2017 2018 2019

Realizar la reestructuración de las unidades de transparencia bajo una estructura corporativa

Nueva estructura de las unidades

de transparencia

corporativa aprobada e

implementada.

Un Jefe de Unidad y quince profesionales (15) en YPFB Casa Matriz.

Un Jefe de Unidad de Transparencia en YPFB Andina, Chaco, Logística,

100%

Transparencia de YPFB Empresa

Corporativa

150


Respon-sable 2015 2016 2017 2018 2019

Transporte, Refinación y Aviación.

No se cuentan con UT´s en las empresas de YPFB Petroandina y YPFB Transierra

3.9.3.3. ESTRATEGIA 2: IMPLEMENTAR EL ENFOQUE DE RIESGOS DE CORRUPCIÓN

EN LA GESTIÓN EMPRESARIAL CORPORATIVA. El riesgo de corrupción en la gestión de la empresa implica un elevado costo para la corporación, en consecuencia, para minimizar el riesgo de ocurrencia de hechos de corrupción en las operaciones de YPFB Corporación, es necesario establecer mecanismos de prevención de la corrupción para generar un cambio de cultura organizacional que prevenga y que tienda a neutralizar el delito, generando de esta manera un factor de valor de la empresa, toda vez que la identificación de hechos de corrupción en la empresa son un problema que afecta los intereses de Estado, por ello todos los trabajadores debemos comprometernos para erradicarla, existiendo una mayor responsabilidad en los trabajadores que tienen capacidad de influencia y decisión en la empresa.

En este sentido, es necesario implementar el enfoque de riesgos de corrupción en las operaciones en YPFB Corporación que permita identificar actos que vulneran las normativas legales internas y externas, asimismo crear valor a través de una mejora continua en los procesos y procedimientos a nivel corporativo.



2014


sable 2015 2016 2017 2018 2019

Implementar el enfoque de riesgos de corrupción en la gestión empresarial corporativa.

% avance del enfoque de riesgos de corrupción en

las operaciones de las unidades de negocios y del

centro corporativo de YPFB.

Siete análisis bajo un

enfoque de riesgos

operativos, en la GNRGD y

GNC de YPFB Casa

Matriz.

25% 50% 15% 5% 5%


Corporativa

3.9.3.4. ESTRATEGIA 3: DESARROLLAR MECANISMOS DE VALORACIÓN Y

CLASIFICACIÓN DE FALTAS Y APLICACIÓN DE MEDIDAS CORRECTIVAS EN LA GESTIÓN EMPRESARIAL CORPORATIVA

El Código de Conducta de YPFB Corporación per se no garantiza que todos los trabajadores y socios comerciales estén al tanto de los valores y las normas de la empresa, lo cual implica que se deban desarrollar mecanismos específicos para la promoción de la ética y transparencia en

151

la gestión empresarial corporativa, que propicie condiciones para una adecuada actuación de sus trabajadores y socios comerciales basada en una cultura de ética corporativa.

Todo ello genera un valor para la gestión empresarial en la que los trabajadores, en base a principios y valores éticos, direccionen su actuar con un buen relacionamiento al interior y exterior de la empresa. Al interior de la empresa se mejoran las relaciones laborales entre sus trabajadores y al exterior aumenta la confianza de la sociedad hacia la empresa y posibilita un adecuado interrelacionamiento con organizaciones públicas o privadas. En consecuencia, una de las acciones principales para la articulación de los mecanismo, para la promoción de la ética y transparencia en la gestión empresarial corporativa, es el Código de Conducta de YPFB Corporación el cual debe ser reformulado bajo el nuevo marco de la Ley de la Empresa Pública incorporando medidas que prohíban actuaciones que deriven en prácticas corruptas orientadas a beneficios personales y reduzca los riesgos de cometer prácticas que dañen a la empresa.



2014


sable 2015 2016 2017 2018 2019

Desarrollar mecanismos de valoración y clasificación de faltas y aplicación de medidas correctivas en la gestión empresarial corporativa.

Nuevo código de conducta aprobado.

Código de Conducta de

YPFB Corporación aprobado el 4/10/2011.

100%


Corporativa

Programa de formación en

ética y transparencia a

los trabajadores y socios

comerciales de YPFB

Corporación en base al nuevo

código de conducta.

Sensibilización de valores y

principios para los

trabajadores y socios

comerciales de YPFB

Corporación.

35% 35% 20% 10%

3.9.3.5. ESTRATEGIA 4: IMPLEMENTAR MECANISMOS DE ACCESO Y

CLASIFICACIÓN DE LA INFORMACIÓN A NIVEL CORPORATIVO La información proporcionada por YPFB corporación debe ser completa, oportuna y accesible, como también debe contemplar un régimen de excepciones, las que deberán estar definidas en base a una clasificación de la mencionada información. A nivel interno, el publicar y garantizar el acceso a información, previamente clasificada, referente a la empresa, generará un clima de confianza en sus trabajadores. A nivel externo, de la misma forma en base a criterios de clasificación de la información se definirá la información que puede ser dada a conocer a través de los diferentes canales de transmisión de la información.

152



Respon-sable

2015 2016 2017 2018 2019

Implementar mecanismos de acceso y clasificación de la información a nivel corporativo.

% Avance de la implementación

de los mecanismos de

acceso y clasificación de la información

a nivel corporativo.

Difusión parcial de la información vía

página web. Plataforma

Informática de acceso a la

información en su fase piloto para los proyectos Planta de

Separación de Líquidos Gran

Chaco y suministro de gas domiciliario

e Challapata.

20% 20% 20% 20% 20%


Corporativa

3.9.4. AUDITORÍA INTERNA 3.9.4.1. OBJETIVO ESPECÍFICO

El objetivo específico de auditoría interna (Incluye el Órgano Interno de Fiscalización - OIF de la Empresa Corporativa) busca implementar un sistema efectivo que establezca fundamentalmente la detección antelada de irregularidades, el mismo que es: Implementar el modelo de control y fiscalización a la Gestión Empresarial Corporativa de YPFB, en procura del aseguramiento continuo en términos de eficacia y eficiencia para traducir esfuerzos en la reducción de costos, la detección temprana de fraudes e irregularidades, y la autosuficiencia del control interno.

CUADRO 115: OBJETIVO ESPECÍFICO DE AUDITORIA INTERNA

Objetivo Específico Indicador Línea Base 2014


sable 2015 2016 2017 2018 2019

Implementar el modelo de control y fiscalización a la gestión empresarial corporativa de YPFB, en procura del aseguramiento continuo en términos de eficacia y eficiencia para traducir esfuerzos en la reducción de costos, la detección temprana de fraudes e irregularidades, y la autosuficiencia del control interno

Modelo de control y

fiscalización a la gestión

empresarial corporativa de YPFB,

implementado

- 50% 50%

OIF

3.9.4.2. ESTRATEGIAS: AUDITORÍA INTERNA

A objeto de lograr la consecución del objetivo específico del Órgano Interno de Fiscalización, se han definido cinco estrategias las mismas que buscan implementar una estructura organizacional del OIF; elaborar el manual de organización y funciones y el manual de

153

procedimientos; conformar y capacitar equipos multidisciplinarios para el control y fiscalización de las actividades corporativas; las mismas se describen en el siguiente cuadro:

CUADRO 116: ESTRATEGIAS DE AUDITORIA INTERNA



sable 2015 2016 2017 2018 2019

1.

Definir la estructura organizacional del Órgano Interno de Fiscalización (OIF).

Estructura organizacional

aprobada - 100% OIF

2.

Diseñar manuales de organización, funciones y procedimientos de control y fiscalización, sin intervenir en la gestión de la misma, basados en estándares internacionales generalmente aceptados, para: mejorar la eficacia, eficiencia, y economía de las operaciones en la corporación, las mismas que serán traducidas en la reducción de costos; actividades preventivas de detección temprana de fraudes e irregularidades; y la autosuficiencia del control interno, en casa matriz, filiales y subsidiarias, a través de la ejecución de las auditorias.

Manual de organización, funciones y

procedimientos aprobados.

- 100% OIF

3.

Conformar y capacitar equipos de trabajo multidisciplinarios para el control y fiscalización, a fin de asistir a las reuniones de directorio con voz pero sin voto.

Equipos de trabajo

multidisciplinarios conformados

- 100%

OIF y Gerencias

de Auditoria Interna

4.

Diseñar lineamientos de control y fiscalización, a fin de estandarizar procedimientos y que las unidades de Auditoria de subsidiarias y filiales se constituyan en brazos operativos del OIF, y así lograr mayor cobertura de control y fiscalización, entre el OIF y las Unidades de Auditoria de filiales y subsidiarias.

Lineamientos de control y fiscalización aprobados e

implementados.

- 30% 70% OIF

5. Conformar un Comité Técnico de Control y Fiscalización

Comité conformado.

Reglamento de funcionamiento

aprobado.

-

100%

100%

OIF y Gerencias

de Auditoria Interna

3.9.5. TECNOLOGÍAS DE LA INFORMACIÓN 3.9.5.1. OBJETIVO ESPECÍFICO La inexistencia durante los últimos años de una visión corporativa en la gestión de las tecnologías informáticas ha determinado un desarrollo aislado e independiente de las TIC’s en cada una de las empresas que componen el grupo corporativo, por tanto la línea base presenta un alto nivel de heterogeneidad en prioridades, procesos y procedimientos, es decir en el nivel de madurez tecnológica y de prestación de servicios.

154

El nuevo estatus jurídico que establece la Ley 466 de la Empresa Pública, conjuntamente con la nueva estructura organizacional de la corporación aprobada por el Directorio, hacen imprescindible el enfrentar la necesidad de estructurar un renovado, conexo, articulado y colaborativo modelo de gestión de las TIC’s bajo una perspectiva eminentemente transversal y corporativa. La Ley 466 de la Empresa Pública, aunque desde una perspectiva procedimental y en el ámbito de los sistemas de gestión, establece lineamientos que habrán de orientar el establecimiento de esta nueva perspectiva en la gestión de las TIC. Asimismo, la nueva estructura organizacional corporativa, al incluir a nivel del centro corporativo funciones de coordinación transversal en el ámbito de las tecnologías informáticas, también orientan y disponen esta renovada visión. Es con base en estas consideraciones que se establece un objetivo específico para el área de las TIC’s, mediante la obtención de los siguientes resultados:

• Una imagen institucional fortalecida a través de la disposición de información precisa,

confiable y oportuna. • Fortalecimiento de la comunicación organizacional orientada hacia el logro de los

objetivos corporativos. • Estandarización de la oferta de servicios tecnológicos al interior de la corporación con

base en sinergias entre sus componentes. • Utilización intensiva, de las TIC’s corporativas tanto de clientes internos como externos. • Disponibilidad tecnológica para la atención oportuna de las necesidades de información

interna y externa. • Reducción progresiva de tiempos y costos de los procesos institucionales por medio del

uso intensivo de las TIC’s.

CUADRO 117: OBJETIVO ESPECÍFICO DE TECNOLOGÍAS DE INFORMACIÓN



Meta Anual Área Responsable

2015 2016 2017 2018 2019

Establecer un modelo de gestión tecnológico corporativo eficaz y eficiente y en concordancia con la Ley de la Empresa Publica

Activación relativa de normativa,

infraestructura, aplicaciones y

servicios tecnológicos corporativos

- 30% 50% 80% 100% 100%

Gerencias de Administración

y Finanzas Áreas de TI

Estrategias La consecución de un objetivo tan ambicioso como el que hemos planteado requiere del establecimiento de un conjunto de estrategias las que además de ser cuidadosamente definidas, tengan una efectiva incidencia sobre la amplia gama de elementos que constituyen el ciclo de vida de la infraestructura, software y servicios tecnológicos, desde su adquisición, pasando por su administración y explotación, hasta su desactivación.

155

Bajo estas consideraciones, se ha visto por conveniente establecer tres estrategias las que en su desarrollo y ejecución, cumpliendo las premisas descritas, nos acerquen paulatinamente a cumplir el objetivo propuesto.

CUADRO 118: ESTRATEGIAS DE TECNOLOGÍAS DE INFORMACIÓN (TI)



Consolidar el SAP ERP como estándar en toda la corporación

Empresas con SAP

ERP 2 3 5 7

Gerencias de Administración

y Finanazas Áreas de TI

Articular una plataforma de TI integrada acorde a las necesidades de la corporación

Ejecución de

proyectos asociados

- 30% 70% 100% 100% 100% Áreas de TI

Estandarizar políticas y normativas en la gestión de las TI

Ejecución de

proyectos asociados

- 30% 50% 80% 100% 100% Áreas de TI

3.9.5.2. ESTRATEGIA 1: CONSOLIDANDO EL SAP ERP COMO ESTÁNDAR EN LA

CORPORACIÓN Teniendo esta premisa ya establecida en términos de resolución de CADES, su operativización ha ido sufriendo retrasos en su ejecución debido entre otros aspectos a la inexistencia de una visión corporativa tano en los aspectos normativos y procedimentales en la gestión administrativa, financiera y contable, como en la gestión de la tecnología informática. El desarrollo de esta estrategia, además de poner a disposición de las diferentes instancias de la corporación de una herramienta de gestión de alta calidad y efectividad, tiende a generar un muy alto grado de gobernabilidad de gestión corporativa en uno de los aspectos de importancia crítica y muy alto nivel de transversalidad como es el de la gestión administrativa, financiera y contable. 3.9.5.3. ESTRATEGIA 2: ARTICULANDO UNA PLATAFORMA DE TI TRANSVERSAL

ACORDE A LAS NECESIDADES DE LA CORPORACIÓN Ninguna consideración de transversalización en la prestación de servicios tecnológicos a un nivel corporativo como es la intención de este modelo de gestión estratégica puede ser encarada sin considerar la disponibilidad de una plataforma corporativa que posibilite procesos de integración, estandarización y optimización, en la magnitud de las necesidades y exigencias de YPFB Corporación. Es por esta razón que la estrategia planteada ha involucrado la incorporación de un modelo tecnológico de vanguardia como es la estructuración de un esquema de nube pública-privada que permita por una parte, integrar la infraestructura de manera progresiva, en función de los requerimientos efectivos y con independencia de su ubicación física o geográfica, y por otra, constituir un entorno de distribución, reutilización y estandarización de los servicios ágil y efectivo.

156

3.9.5.4. ESTRATEGIA 3: ESTANDARIZANDO POLÍTICAS Y NORMATIVAS EN LA GESTIÓN DE LA TI

La gestión de los activos tecnológicos entendidos como el conjunto de infraestructura, software de base, software aplicativo, sistemas de comunicaciones, incluyendo la información y las políticas y procedimientos que rigen su administración junto a las consideraciones de seguridad y alta disponibilidad, definen una visualización integral y transversal de los servicios y productos tecnológicos que son requeridos por la corporación. Dado el nivel de criticidad de este componente, es preciso abordar su establecimiento con integralidad, amplitud, un alto nivel de solvencia y el mejor grado de efectividad. Esta situación nos lleva a establecer una estrategia que en apego a los más efectivos estándares y buenas prácticas de la industria tecnológica como es la implementación de un Sistema de Gestión de la Seguridad de la Información (SGSI) con base en la Norma para Seguridad de la Información ISO 27001, el modelo de gestión de servicios y procesos ITIL y el framework de control de infraestructura tecnológica COBIT.

3.9.6. ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS 3.9.6.1. OBJETIVOS ESPECÍFICOS La línea base a 2014 está planteada como la elaboración de los términos de referencia para la contratación de una consultora que realice el modelo de consolidación financiera y presupuestaria. Los objetivos específicos se han planteado, separando las actividades administrativas de las actividades financieras.

CUADRO 119: OBJETIVOS ESPECÍFICOS DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS

Objetivo Específico Indicador Línea Base 2014

Meta Anual Área

Respon-sable 2015 2016 2017 2018 2019

Realizar la consolidación de estados financieros y presupuestario

% avance - 20% 20% 40% 20% GNAF

Gestionar la administración corporativa de servicios generales y programa de seguros

% avance - 60% 40% GNAF

3.9.6.2. ESTRATEGIAS Para el cumplimiento de los dos objetivos específicos se ha visto conveniente aplicarr las siguientes estrategias:

CUADRO 120: ESTRATEGIAS

Estrategias Indicador Línea Base 2014


sable 2015 2016 2017 2018 2019

1 Unificación de políticas y normas contables

% avance 30% 70% GNAF

2 Contar con un único sistema de contabilidad corporativa

% avance 28% 27% 43% 2% GNAF

157



sable 2015 2016 2017 2018 2019

3

Contar con una herramienta que permita consolidar los estados financieros de la corporación

% avance - 100% GNAF

4 Gestionar una tesoreria corporativa


5 Consolidar el presupuesto corporativo


6 Estandarizar las gestiones de servicios generales


7 Consolidar el programa de seguros de la corporación


3.9.7. SEGURIDAD, SALUD, MEDIO AMBIENTE Y RESPONSABILIDAD SOCIAL 3.9.7.1. OBJETIVO ESPECÍFICO En base al diagnóstico desarrollado, la identificación de problemas y la necesidad de contar con un modelo SSAS de gestión corporativo, se establece el siguiente objetivo específico: implementar un modelo de gestión corporativo SSAS, sus metas anuales se detallan a continuación.

CUADRO 121: OBJETIVO ESPECÍFICO DE SSAS




sable 2015 2016 2017 2018 2019

Implementar un

modelo de gestión

corporativo SSAS

N° de empresas y unidades operativas, en 4 unidades de negocio

con el modelo de gestión corporativo

6 7 5 2 GNSSAS

3.9.7.2. ESTRATEGIA 1: IMPLEMENTAR Y ADECUAR EL SISTEMA DE GESTIÓN

INTEGRADO, EN CUMPLIMIENTO DE LAS POLÍTICAS Y LINEAMIENTOS ESTABLECIDOS POR EL CENTRO CORPORATIVO

Existen empresas que cuentan con un sistema de gestión integrado en pleno funcionamiento, mismos que han tenido un tiempo prudente de diseño e implementación, los cuales deberán adecuarse a la política y lineamientos corporativos de YPFB; así también las empresas y unidades operativas que no cuenten con este sistema de gestión, deberán implementarlo a través del apoyo e intercambio de conocimiento de empresas que si cuenten con ello.

CUADRO 122: ESTRATEGIA 1 DE SSAS


2014


sable 2015 2016 2017 2018 2019

Implementar y adecuar el sistema de

gestión

N° de empresas y unidades

operativas con

Transferencia de sistema

de gestión de subsidiarias a

1

5

2

CC, Unidades

Operativas y Empresas

158


2014


sable 2015 2016 2017 2018 2019

integrado, en cumplimiento de

las políticas y lineamientos

establecidos por el Centro

Corporativo.

SGI desarrollado e implementado.

la GGPLQ. capacitación de personal en gestión SSMS a

GNRGD y GNC

3.9.7.3. ESTRATEGIA 2: DESARROLLAR LA GESTIÓN SSAS PARA AGILIZAR EL

DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE LA CADENA HIDROCARBURÍFERA. Esta estrategia se refiere a la incidencia de forma positiva de los actores que intervienen en el desarrollo de actividades hidrocarburíferas; así como también optimizar los tiempos de licenciamiento ambiental e inversión social, dentro el alcance de procedimientos, actividades y otros que estén bajo responsabilidad nuestra.



Metas 2015 – 2019 Área

Respon-sable 2015 2016 2017 2018 2019

Desarrollar la gestión SSAS para agilizar el

desarrollo de las actividades de la

cadena hidrocarburífera

Mapa de actores de

interés (stakeholders)

- 1 GNSSAS

3.9.7.4. ESTRATEGIA 3: PROPONER Y GESTIONAR INSTRUMENTOS NORMATIVOS

QUE RESPONDAN A LA DINÁMICA DEL SECTOR Lamentablemente uno de los principales problemas son los rezagos administrativos por trámites burocráticos y aspectos regulatorios que hasta ese momento respondían a una realidad diferente, actualmente la dinámica del sector requiere del ajuste en temas normativos y al constituirse YPFB como directo interesado, queda por elaborar y proponer estos instrumentos a las instancias competentes para proseguir con su curso regular.



Metas 2015 – 2019 Área

Respon-sable 2015 2016 2017 2018 2019

Proponer y gestionar instrumentos normativos

que respondan a la dinámica del sector

N° de propuestas presentadas

6 1 GNSSAS

159

3.9.8. COMUNICACIÓN 3.9.8.1. OBJETIVO ESPECÍFICO Como objetivo específico se tiene, potenciar y consolidar la imagen y reputación de YPFB Corporación como una empresa estatal estratégica, moderna y eficiente comprometida con el desarrollo del país con el diseño e implementación del nuevo modelo de comunicación corporativo.

CUADRO 125: OBJETIVO ESPECÍFICO DE COMUNICACIÓN

N ° Objetivo Específico Indicador Línea Base 2014

Meta 2015 – 2019 Área

Responsable 2015 2016 2017 2018 2019

1

Potenciar y consolidar la imagen y reputación de YPFB Corporación como una empresa estatal estratégica, moderna y eficiente comprometida con el desarrollo del país

* PEC *Auditoria de imagen *Estudio de reputación *Estudio de visibilidad mediática

- 25% 25% 20% 20% 105

Comunicación

CUADRO 126: ESTRATEGIAS DE COMUNICACIÓN

N ° Estrategia Indicador Línea Base

2014

Meta Anual

2015 2016 2017 2018 2019

1

Diseñar e implementar el nuevo modelo de

comunicación corporativo (DIRCOM

DIRCOM implementada

- 83% 17%

2

Diseñando el Plan estratégico corporativo de comunicación e imagen.

PEIC ejecutado -

20%

20%

20%

20%

20%

3.9.8.2. ESTRATEGIA 1: DISEÑANDO E IMPLEMENTANDO EL MODELO DE

COMUNICACIÓN CORPORATIVO (DIRCOM) Es necesario jerarquizar la comunicación de la corporación, dándole un carácter estratégico a su gestión en el marco del nuevo modelo de gestión (Centro Corporativo) que contribuya a afianzar/fortalecer su reputación con visión corporativa para lograr su empoderamiento a nivel de sus públicos de interés y la colectividad nacional. 3.9.8.3. ESTRATEGIA 2: DISEÑANDO EL PLAN ESTRATÉGICO CORPORATIVO DE

COMUNICACIÓN E IMAGEN En el marco de la nueva estructura corporativa es necesaria una re-ingeniera de la gestión de imagen corporativa para configurar una identidad clara, fuerte y coherente tanto en sus públicos internos como externos. El discurso corporativo debe ser coherente con los nuevos desafíos de YPFB. El reordenamiento de la marca facilitará la construcción de la reputación corporativa, así como la fácil identificación de YPFB Empresa Corporativa.

160

3.9.9. GESTIÓN DE PROYECTOS 3.9.9.1. OBJETIVO ESPECÍFICO El objetivo específico para la gestión de proyectos es diseñar e implementar un sistema de gestión de proyectos, su indicador y sus metas se muestran a continuación

CUADRO 127: OBJETIVO ESPECÍFICO DE GESTIÓN DE PROYECTOS


Indicador Línea Base

2014


sable 2015 2016 2017 2018 2019

Diseñar e implementar un

sistema de gestión de proyectos.

Sistema de gestión de proyectos

implementado y operando

en la Corporación

Existencia de esfuerzos

particulares en algunas

empresas en el manejo de

proyecto

Diseño e inicio de su

implementación

Implementación 100%

Centro Corporativo

en coordinación

con las Unidades de

Negocios

Las estrategias planteadas para el logro del objetivo específico planteado son: En la fase de preinversión: Diseñar e implementar procesos estándar para la aprobación

de proyectos, procurando el máximo retorno de la inversión con el objetivo de ofrecer la mejor opción de inversión o negocio posible a la corporación.

En la fase de ejecución de la inversión: Priorizar la atención en temáticas de: costos, plazo, calidad, adquisiciones, involucrados, riesgos; con estándar internacional de gestión de proyectos de alto nivel, orientado a maximizar el valor económico de la corporación.

3.9.9.2. ESTRATEGIA 1: EN LA FASE DE PREINVERSIÓN - DISEÑAR E IMPLEMENTAR

PROCESOS ESTÁNDAR PARA LA APROBACIÓN DE PROYECTOS Esta estrategia de gestión de proyectos corresponde a la fase de preinversión, sus indicadores y metas se detallan a continuación.

CUADRO 128: ESTRATEGIA 1 DE GESTIÓN DE PROYECTOS


2014


En la fase de pre

inversión:

Diseñar e implementar

procesos estándar para la

aprobación de

proyectos.

N° de procesos

diseñados e implementad

os de aprobación

de proyectos Existencia de esfuerzos particulares o genéricos.

4

Centro Corporativo en coordinación

con las Unidades de

Negocios

Nueva Metodología integral de evaluación

de proyectos que se

aplique a nivel

corporativo

1


con las Unidades de

Negocios

Una base de datos de precios

unitarios

Existencia de

información dispersa

Diseño conceptual

Implementación y aplicación


con las Unidades de

161


2014


Negocios

Un Software informático

para soporte de la gestión integral de proyectos.

Existencia de esfuerzos aislados o particulares

como el SIPRO

(información)

1 Análisis de alternativas

Inicio

Implementación 40%

Conclusión e implementación

al 60%


con las Unidades de

Negocios

Un sistema de catastro petrolero

Existe esfuerzos dispersos

100% implementado


con las Unidades de

Negocios

3.9.9.3. ESTRATEGIA 2: EN LA FASE DE EJECUCIÓN DE LA INVERSIÓN – PRIORIZAR

LA ATENCIÓN EN TEMÁTICAS DE: COSTOS, PLAZO, CALIDAD, ADQUISICIONES, INVOLUCRADOS, RIESGOS; CON ESTÁNDAR INTERNACIONAL DE GESTIÓN DE PROYECTOS DE ALTO NIVEL, ORIENTADO A MAXIMIZAR EL VALOR ECONÓMICO DE LA CORPORACIÓN

Esta estrategia de gestión de proyectos corresponde a la fase de ejecución de la inversión, sus indicadores y metas se detallan a continuación.

CUADRO 129: ESTRATEGIA 2 DE GESTIÓN DE PROYECTOS


2014


sable 2015 2016 2017 2018 2019

En la fase de ejecución de la inversión: Priorizar la atención en temáticas de: costos, plazo, calidad, adquisiciones, involucrados, riesgos; con estándar internacional de gestión de proyectos de alto nivel, orientado a maximizar el valor económico de la corporación.

4 PMOs implementa-dos en cada Unidad de

Negocio, 1 en el CC y 8 en

Unid. Ejec. de proyectos.

Actualmente los proyectos son

gestionados por diferentes áreas funcionales, no

se tienen oficinas de proyectos

1 Diagnóstico 1 Diseño de PMOs para :

- El Centro Corporativo,

- Unidades de Negocios

- Unidades Ejecutoras

1 PMO piloto aplicado en una Unidad Ejecutora

Imple-

menta

-ción

CC en coordinación con las UN´s

Metodología de

seguimiento de proyectos

Seguimiento centrado en la

parte financiera, no integral:

física, administrativa, adquisiciones, etc. Se está

elaborando en CM la

metodología

. Aprobación y

aplicación

CC en coordinación con las UN´s

Un sistema documental de

proyecto diseñado e implantado

Esfuerzos en algunas

empresas del sistema

documental, legajo único de proyectos de la

corporación

Sistema corporativo diseñado e implantado

CC en

coordinación con las UN´s

% de incremento

Existencia de esfuerzos

Una política de optimización de

CC en

coordinación

162


2014


sable 2015 2016 2017 2018 2019

del rendimiento en

la ejecución de proyectos,

mediante indicadores

clave.

aislados recursos para uso en inversión

con las UN´s

Diseño de cierre de

proyectos e inicio de

operaciones

Esfuerzos

aislados Diseño y aplicación

CC en


Canal y/o flujo de información en línea, para inversiones al

interior y exterior

SIPRO fraccionado

SIPRO ajustado y actualizado en línea

CC en


3.9.10. IMPLEMENTACIÓN DE LA LEY DE LA EMPRESA PÚBLICA 3.9.10.1. OBJETIVO ESPECIFICO 1 La nueva Ley 466 de la Empresa Pública establece el desarrollo e implementación de un nuevo modelo de gestión acorde a esta nueva normativa vigente, se ha formulado un objetivo estratégico que señala: “Implementar la Ley de la Empresa Pública en la Gestión Corporativa de YPFB”, sobre esta base se ha formulado un objetivo específico que señala “Implementar un nuevo modelo corporativo de gestión legal”, el mismo que se describe con sus componentes en el siguiente cuadro:

CUADRO 130: OBJETIVO ESPECÍFICO 1 DE IMPLEMENTACIÓN DE LA LEP


Meta 2015 – 2019 Área

Responsable 2015 2016 2017 2018 2019

1

Implementar uin nuevo modelo corporativo de gestión legal.

Nuevo Modelo de gestión legal implementado

- 30% 30% 40%

Áreas Legales de la

Corporación

3.9.10.1.1. ESTRATEGIAS Las estrategias son los medios mendiante los cuales se logrará la consecución del objetivo específico, donde se necesita constituir un comité jurídico a nivel corporativo, que permita compartir buenas prácticas jurídicas, aprovechando la especialidad de los abogados en las diferentes áreas. También se requiere integrar a las áreas legales mediante reuniones de organización; asimismo, para medir el avance de estas estrategias deberán realizarse los manuales de funciones y los proyectos de nuevos estatutos y contar con áreas legales que implementen un nuevo modelo corporativo de gestión legal que se encuentre dentro del marco de la Ley de la Empresa Pública, sus indicadores y metas se reflejan en el siguiente cuadro:

163

CUADRO 131: ESTRATEGIAS IMPLEMENTACIÓN DE LA LEP


Meta Anual

2015 2016 2017 2018 2019

Establecer e implementar el Comité Jurídico para el asesoramiento transversal en la Corporación

Comité Jurídico Corporativo conformado

10% 90%

Elaborar procedimientos jurídicos y de asesoría legal a nivel corporativo

Procedimientos implementados

- 30% 30% 30% 10%

Coadyuvar a la conclusión de la redacción de la Ley de Hidrocarburos y disposiciones normativas del sector.

Ante Proyecto de Ley de Hidrocarburos revisado

40% 60%

Apoyo legal en la estandarización de procedimientos a nivel corporativo

Procedimientos revisados de acuerdo a programación

anual - 100% 100% 100% 100% 100%

Actualización y mejora continua del sistema integrado de seguimiento de procesos judiciales

Sistema Integrado actualizado que comprenda:

Archivo

Actualización de la normativa mensual

Plazos para presentación de Documentos

Reportes estadísticos

Biblioteca de líneas jurisprudenciales

Sistema de central de riesgo de proveedores y

personal

20% 30% 30% 20%

Lineamientos para defensa/demanda corporativa de procesos judiciales

Diseñar estrategias legales para una defensa uniforme

entre empresas de la corporación

- 100% 100% 100% 100% 100%

Análisis para la toma de decisiones

Regularización y saneamiento de activos de YPFB Corporación

Diagnóstico y diseño de la estrategia

10% 90%

3.9.10.2. OBJETIVO ESPECIFICO 2 La nueva Ley 466 de la Empresa Pública establece el desarrollo e implementación de un nuevo modelo de gestión acorde a esta nueva normativa vigente, se ha formulado un objetivo estratégico que señala: “Implementar la Ley de la Empresa Pública en la Gestión Corporativa de YPFB”, sobre esta base se ha formulado un segundo objetivo específico que señala

“Implementar la Ley de la Empresa Pública N° 466”, el mismo que se describe con sus componentes en el siguiente cuadro:

164

CUADRO 132: OBJETIVO ESPECÍFICO 2 DE IMPLEMENTACIÓN DE LA LEP


Meta 2015 – 2019 Área

Responsable 2015 2016 2017 2018 2019

1

Implementar la Ley de la Empresa Pública N° 466

Ley de la Empresa Pública

Implementada

- 50% 50%

3.9.10.2.1. ESTRATEGIAS Las estrategias harán posible al consecución del objetivo específico citado líneas arriba, y en cumplimiento a lo dispuesto por la LEP, las empresas afiliadas y subsidiarias de YPFB Corporación deben preparar la documentación pertinente y llevar a cabo el proceso de conversión, el cual concluye con su inscripción en el registro de comercio; asimismo, para medir el avance de estas estrategias deberán realizarse los proyectos de estatutos, de minutas de conversión y otros documentos accesorios y concluir con los procesos de conversión a través de la inscripción en el registro de comercio conforme a la LEP.

CUADRO 133: ESTRATEGIAS IMPLEMENTACIÓN DE LA LEP


Meta Anual

2015 2016 2017 2018 2019

Implementación de la Ley de la Empresa Pública N° 466

Proceso de conversión de

empresas para consolidar la corporación

10% 60% 30%

3.9.11. INVESTIGACIÓN, DESARROLLO E INNOVACIÓN (I+D+i) 3.9.11.1. OBJETIVO ESPECÍFICO Crear valor y conocimiento propio por medio de la Investigación, Desarrollo, Innovación y entrenamiento especializado del talento humano, a fin de enfrentar los desafíos en toda la cadena y asegurar un crecimiento sostenible.

CUADRO 134: OBJETIVO ESPECÍFICO DE INVESTIGACIÓN


2014 Metas 2015 – 2019 Área

Responsable 2015 2016 2017 2018 2019

Crear valor y conocimiento

propio por medio de la Investigación, Desarrollo,

Innovación y entrenamiento especializado del talento

humano, a fin de enfrentar los desafíos en toda la cadena y

asegurar un crecimiento sostenible.

Centro de I+D+i de

YPFB en marcha

Resultados de consultoría

contratada en el año 2012. Unidades

funcionales de medición, control,

calibración, laboratorios y otros

en actividad. Propuesta de

VPACF del CEII

15% 30% 60% 100% 100%

Centro de Investigación, Desarrollo e Innovación

165

3.9.11.2. ESTRATEGIA 1: ACTIVAR EL CENTRO DE INVESTIGACIÓN, DESARROLLO E INNOVACIÓN A UN ÁREA OPERATIVA

Para el logro del Objetivo Específico definido, se han identificado las siguientes Estrategias, sus Indicadores, la Línea Base y las Metas anuales.

CUADRO 135: ESTRATEGIA 1 DE INVESTIGACIÓN


Respon-sable

2015 2016 2017 2018 2019

Activar el Centro de

Investigación, Desarrollo e

Innovación a un área operativa.

Nueva unidad organizacional

en funcionamiento

Estructura organizacional de la

corporación. 100%


La actual estructura organizacional de YPFB, bajo el concepto de Arquitecto Estratégico, considera el Centro de Investigación, Desarrollo e Innovación, organizacionalmente al interior del Centro corporativo, dependiente de la PRS. Sin embargo, el Centro Corporativo está conceptualizado como el “estratega” de la corporación. Ejerce liderazgo en el establecimiento de la visión, misión y objetivos corporativos. Responsable de brindar lineamientos, directrices y ser un facilitador de las actividades corporativas. Establece los procesos corporativos y provee lineamientos a la corporación, supervisa el desempeño de la corporación, entre otras, por lo que no ejerce funciones operativas. La estrategia consiste en la activación o creación de la unidad funcional de Investigación, Desarrollo e Innovación que se dedique a las actividades operativas de Investigación, desarrollo e Innovación (I+D+i), con personal propio a tiempo completo, con capacidad de gestión y administración propia de recursos, en el nuevo modelo de gestión empresarial corporativa.

3.9.11.3. ESTRATEGIA 2: CONFORMAR UN EQUIPO A TIEMPO COMPLETO PARA

DEFINIR LAS LÍNEAS DE I+D+i Y ALCANCES DEL CENTRO TECNOLÓGICO.

Es necesaria la conformación de un equipo o comité conformado con personal de la corporación, altamente formado y con experiencia en las actividades de I+D+i cuya función inicial sea la de definir las líneas de investigación, acordes con la realidad del sector, definir los objetivos y los alcances. Inicialmente estará conformado por personal de CNIH, CNMH, centro de calibración, laboratorios y otras áreas al interior de la corporación donde se encuentran profesionales que formaron parte del Centro Tecnológico Petrolero o que tuvieron o tienen actividades relacionadas a este rubro.



2014


sable 2015 2016 2017 2018 2019

Conformar un equipo a tiempo completo para definir las líneas de

I+D+i y alcances del centro tecnológico.

Plantel transferido

y/o contratado

Recomendaciones del Consultor OEI.

100%


166

3.9.11.4. ESTRATEGIA 3: IMPLEMENTAR UN PLAN DE INVESTIGACIÓN, DESARROLLO E INNOVACIÓN.

Habida cuenta que la corporación carece de una visión conceptual cabal, objetivos, alcances y desafíos en la construcción de un centro tecnológico, es necesario contar primero con un diagnóstico corporativo del estado de las artes en esta área y sobre la base de este documento definir claramente un plan corporativo de investigación, desarrollo e innovación. Consecuentemente, la estrategia está dirigida a la implementación de dicho Plan, que definirá las principales líneas de investigación, en base a una lectura de la realidad científica del sector, los alcances y los objetivos a alcanzar como unidad funcional dedicada a las actividades de I+D+i, la misma que se refleja en el siguiente cuadro:



2014

Metas 2015 – 2019 Área Respon- sable

2015 2016 2017 2018 2019

Implementar un plan de investigación, desarrollo e innovación.

Plan corporativo

de investigación, desarrollo e innovación

Informe del Consultor OEI.

100%


3.9.11.5. ESTRATEGIA 4: ESTABLECER ALIANZAS ESTRATÉGICAS Y CONVENIOS

CON INSTITUTOS, CENTROS Y UNIVERSIDADES NACIONALES E INTERNACIONALES

La presenta estrategia busca la consecución del objetivo específico la misma que se describe en el siguiente cuadro:




sable 2015 2016 2017 2018 2019

Establecer alianzas estratégicas y convenios con institutos, centros y universidades nacionales e internacionales.

Convenios y alianzas suscritas

Convenio OIE.

1 2 2


3.9.11.6. ESTRATEGIA 5: DEFINIR LA ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL DEL CENTRO Dentro de Casa Matriz y las empresas subsidiarias actualmente existen unidades funcionales como el CNIH, CNMH, centros de calibración, laboratorios y otros, que desarrolla actividades relacionadas a I+D+i. Sin embargo, estas unidades se encuentran aisladas, dependientes funcionalmente de otras áreas, por lo que las sinergias científicas también se encuentran aisladas. En general, se han dado iniciativas científicas que no han podido ser implementadas por no contar con personal que se dedique exclusivamente a estas actividades, ni presupuesto propio, ni infraestructura. Consecuentemente, la estrategia está relacionada a la definición de la estructura organizacional de la nueva gerencia que consolide todas las unidades funcionales dedicadas a las actividades de I+D+i., la misma que se refleja en el siguiente cuadro:

167



2014


sable 2015 2016 2017 2018 2019

Definir la estructura organizacional del centro, que consolide todas las unidades funcionales dedicadas a I+D+i.


del centro implementada


de la corporación.

70% 100%


3.9.11.7. ESTRATEGIA 6: DISEÑAR Y DEFINIR LA INFRAESTRUCTURA Y EQUIPAMIENTO DE UN MODERNO CENTRO DE I+D+i

Los resultados de la consultoría contratada en el año 2011, en el marco del convenio con la OIE, para elaborar el Diseño de un Centro de Investigación de YPFB, dio como resultado, entre otros, el diseño de una infraestructura que aglutinaba a las actividades de capacitación. No obstante no respondía a las necesidades y alcances de un centro tecnológico de YPFB para actividades de I+D+i. Consecuentemente, la estrategia está dirigida a la definición de un diseño de infraestructura que contenga las características necesarias y suficientes de facilidades y equipamiento de alta tecnología acordes a un moderno centro de I+D+i.



Metas 2015 – 2019 Área Respon- sable

2015 2016 2017 2018 2019

Diseñar las características necesarias y suficientes de la infraestructura y del equipamiento del centro tecnológico de YPFB.

Diseño elaborado

Diseño preliminar

70% 100%


3.9.11.8. ESTRATEGIA 7: CONSTRUIR Y EQUIPAR UN MODERNO CENTRO DE I+D+i En vista a las necesidades y requerimientos para enfrentar desafíos tecnológicos en toda la cadena de hidrocarburos, que van desde la exploración hasta la petroquímica, y habida cuenta que ya existen iniciativas a menor escala de actividades de I+D+i , encarar la construcción de un centro tecnológico supone un gran desafío, por lo que la última estrategia consiste en la contratación de empresas expertas en la configuración de centros de I+D+i, con el equipamiento tecnológico moderno y acorde a las necesidades de las actividades científicas, para la generación de conocimiento, la misma que se describe a continuación:



Respon- sable

2015 2016 2017 2018 2019

Construir y equipar un moderno Centro de I+D+i.

Centro Tecnológico en funcionamiento.

Existencia de mínima infraestructura, equipos

de medición, calibración y laboratorios.

30% 60% 100% 100%


168

3.10. OBJETIVO ESTRATÉGICO 10: ASEGURAR QUE LOS PROYECTOS DE INVERSIÓN PRIORIZADOS CUENTEN CON FINANCIAMIENTO PARA SU EJECUCIÓN

El mpresente objetivo busca asegurar que los principales proyectos de inversión a ser ejecutados por la empresa tengan asegurado su nfinanciamiento para la fase de ejecución, dicho objetivo se refleja en el siguiente cuadro:


Objetivo Estratégico Indicador Línea Base 2014

Meta Anual Área

Respon-sable 2015 2016 2017 2018 2019

1

Asegurar que los proyectos de inversión priorizados cuenten con financiamiento para su ejecución.

Financiamiento proporcionado

100% 100% 100% 100% 100% 100% GNAF GNES

3.10.1. ESTRATEGIAS YPFB y sus empresas subsidiarias deberán financiar en los próximos 5 años un monto aproximado de 12.169,43 MMUS$ para los proyectos de inversión priorizados, vinculados a la actividad de exploración, explotación e industrialización principalmente (5), sin descuidar otras inversiones en las diferentes etapas de la cadena hidrocarburífera. Para encarar dicho desafío se plantean estrategias, de corto, mediano y largo plazo, con el objeto de optimizar la gestión de financiamiento. Posteriormente, para establecer alternativas concretas de financiamiento se plantean lineamientos que deben aplicarse en función de cada proyecto priorizado de acuerdo a su rentabilidad, sostenibilidad, e impacto, mismos que se detallan en el numeral 3 del presente acápite.

a) Crear un fondo de financiamiento para exploración

El fondo de financiamiento a la exploración (FFE), tiene como objetivo proveer y asegurar financiamiento para las actividades y/o proyectos de exploración a ser realizados por Casa Matriz o a través de sus empresas subsidiarias o en asociación con compañías internacionales de petróleo. Se debe analizar las normativas necesarias para su implementación. Paralelamente, se creará un fondo de compensación y/o reserva para cubrir posibles contingencias, principalmente vinculadas a las inversiones en exploración, por el alto riesgo que dicha actividad implica. Se debe analizar las normativas necesarias para su implementación. Las empresas reguladas, donde YPFB tiene participación accionaria mayoritaria, en base a un estudio económico, deberán transferir al FEE un porcentaje de sus utilidades y el restante, debiera ser utilizado para apalancar recursos para cubrir las necesidades de inversión de cada empresa. Esta política se basa en el sistema de regulación vigente, al margen de defender al consumidor, garantiza que la empresa regulada genere recursos que cubren sus costos

5 . Considerando que a la fecha, los resultados de YPFB Casa Matriz y sus empresas es positiva y que sus gastos de operación, los ha

financiado íntegramente con recursos propios, no incluye este tipo de gastos

169

financieros, operativos, depreciación y una tasa razonable de ganancia, aspecto que es favorable para acceder a financiamiento tanto nacional como internacional. CUADRO 143: CREAR UN FONDO DE FINANCIAMIENTO PARA EXPLORACIÓN, A PARTIR DE LAS

UTILIDADES DE LAS EMPRESAS DE LA CORPORACIÓN

b) Crear un fondo de compensación

Crear un fondo de compensación y/o reserva para cubrir posibles contingencias, principalmente, vinculadas a las inversiones en exploración, por el alto riesgo que dicha actividad implica. Se debe analizar las normativas necesarias para su implementación.

CUADRO 144: CREAR FONDO DE COMPENSACIÓN

c) Elaborar directrices corporativas para el establecimiento y aplicación de políticas de reinversión de utilidades de empresas subsidiarias y filiales

En las empresas subsidiarias donde a YPFB le corresponde un porcentaje mínimo de dividendos, caso YPFB Andina, estas empresas deberán reinvertir el mayor porcentaje posible de sus utilidades en los proyectos priorizados por la corporación. Es importante que YPFB Corporación diversifique las fuentes de financiamiento de la corporación para reducir la dependencia de un sólo organismo financiador además de diversificar el riesgo, priorizando aquellas que ofrecen condiciones concesionales como el Banco Central de Bolivia.

CUADRO 145: ELABORAR DIRECTRICES DE REINVERSIÓN DE UTILIDADES



sable 2015 2016 2017 2018 2019

Elaborar directrices corporativas para el establecimiento y aplicación de políticas de reinversión de utilidades de empresas subsidiarias y filiales

Directrices corporativas elaboradas y aprobadas

- 100% GNAF

2015 2016 2017 2018 2019

Fondo de

Financiamiento

a la Exploración

constituido

100% GNAF

Crear un Fondo de

Financiamiento para Exploración,

a partir de las utilidades de las

Empresas de la Corporación.

Estrategia IndicadorMeta Anual Área

Responsable

Línea

Base

2014

Línea

Base

2014 2015 2016 2017 2018 2019

Fondo de

Compensación

constituido

100% GNAF


Responsable

Crear Fondo de Compensación

170

d) Realizar operaciones de financiamiento en mercados de valores internacionales.

En consideración a que YPFB requiere montos significativos para la ejecución de sus proyectos de inversión, será importante realizar operaciones en el mercado de valores internacional, para lo cual YPFB debe efectuar actividades previas a su ingreso como la calificación de riesgo.

CUADRO 146: REALIZAR OPERACIONES DE FINANCIAMIENTO EN MERCADOS DE VALORES INTERNACIONALES

e) Realizar emisión de bonos YPFB en el mercado de valores nacional en condiciones favorables, orientado a la población boliviana.

Actualmente existe una importante liquidez en el Mercado de Valores de Bolivia que tiene un alto porcentaje de los fondos de pensiones (AFP), mismos que requieren ser invertidos en proyectos rentables, como podrían ser los del downstream, generando un beneficio mutuo (Población y YPFB). El interés que suscita el Mercado de Valores boliviano, es la posibilidad subyacente de obtener recursos para el financiamiento de los proyectos de YPFB Corporación. En este sentido, se advierten a grandes inversionistas institucionales quienes administran grandes cantidades de dinero para invertirlo en valores, dando a la empresa una opción interesante de financiamiento:

CUADRO 147: CONCRETAR OPERACIONES DE FINANCIAMIENTO EN EL MERCADO DE VALORES NACIONAL

f) Definir y actualizar estrategias de financiamiento por proyecto rentable o de interés nacional

En función al tipo de proyecto que se pretende ejecutar, muchos de ellos de carácter social, se debe analizar la estrategia específica de financiamiento, en función a su capacidad de retorno, repago, indicadores como el TIR, VAN, etc., por lo tanto, cada uno de ellos tendrán su etapa de evaluación que determinará la estrategia a seguir:

Línea

Base

2014 2015 2016 2017 2018 2019

Calificación de

riesgo

gestionada

100% GNAF

Emisión de

bonos 100% GNAF

Realizar operaciones de

financiamiento en mercados de

valores internacionales


Responsable

Línea

Base

2014 2015 2016 2017 2018 2019

Calificación de

riesgo

gestionada

100% GNAF

Emisión de

bonos 100% GNAF

Área

Responsable

Concretar operaciones de

financiamiento en el mercado de

valores nacional

Estrategia IndicadorMeta Anual

171

CUADRO 148: DEFINIR Y ACTUALIZAR ESTRATEGIAS DE FINANCIAMIENTO POR PROYECTO RENTABLE O DE INTERÉS NACIONAL

g) Administración centralizada de dividendos de las diferentes UN y subsidiarias.

En base a indicadores de gestión y financieros, se pretende establecer la administración centralizada de dividendos que se generen por unidad de negocio y/o empresa:

CUADRO 149: ADMINISTRACIÓN CENTRALIZADA DE DIVIDENDOS DE LAS DIFERENTES UN Y SUBSIDIARIAS

4. RESUMEN DE INVERSIONES YPFB pilar fundamental del desarrollo nacional, genera excedentes para el desarrollo integral del país.. Con este objetivo, YPFB ha planificado actividades que permitan incrementar la producción de gas natural y líquidos, en los ingresos de YPFB mediante contratos de operación, y ejecución de inversiones que mejoran la producción de los campos, garantizando el procesamiento de gas natural y combustibles líquidos para cubrir la demanda del mercado nacional e internacional. También, YPFB ha planificado inversiones en el resto de la cadena hidrocarburífera, como transporte, refinación, almacenaje y distribución y en proyectos de industrialización del gas natural. En esta línea con el nuevo gran desafío para los próximos cinco años, YPFB ha programado la ejecución de inversiones en un total de 12.169,43 MMUS$, con inversiones anuales promedio de 2.433,9 MMUS$, lo que implica gran actividad en busca de los resultados a partir de las inversiones 2015-2019. En materia de exploración, se planifican pasos importantes mediante la perforación de 84 pozos en busca de reservas de hidrocarburos, actividad que inicia el año 2015 con proyectos de

Línea

Base

2014 2015 2016 2017 2018 2019

20% 20% 20% GNAF

Definir y actualizar estrategias de

financiamiento por proyecto

rentable o de interés nacional

Estrategia

definida por

proyecto

20% 20%


Responsable

Línea

Base

2014 2015 2016 2017 2018 2019

GNAF

Administración centralizada de

dividendos de las diferentes UN y

subsidiarias.

Administración

centralizada de

Dividendos

50% 50%


Responsable

172

sísmica y el reto exploratorio en áreas reservadas, con potencial expectable en términos de incremento de reservas. YPFB Corporación continuará con proyectos importantes en transporte, almacenaje y refinación, mediante una inversión de 1.395,91 MMUS$, que permitirá la renovación e implementación de la infraestructura y el uso de tecnología buscando, garantizar prioritariamente el abastecimiento del mercado interno de gas natural y líquidos y cumplir con los compromisos de exportación. Se ha planificado consolidar en su máxima producción la Planta de Gran Chaco, que permitirá recuperar y utilizar los componentes líquidos del gas natural de la corriente de exportación a la Argentina, permitiendo la consolidación del autoabastecimiento de GLP y por ende la exportación de los excedentes. La construcción de la planta de amoniaco urea en la región de Bulo-Bulo permite para los próximos años producir fertilizantes a partir del gas natural para ser comercializados en el mercado interno y de exportación. Adicionalmente, en el periodo 2015 – 2019, YPFB iniciará la construcción de las plantas petroquímicas de propileno – polipropileno y etileno polietileno. Por otra parte, la consolidación de la construcción de la planta de gas natural licuado y la implementación de 27 estaciones satelitales de regasificación, permitirán abastecer de gas natural a regiones alejadas donde no llegan gasoductos. 4.1. INVERSIONES UNIDAD DE NEGOCIO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN Exploración Con el objetivo de definir criterios para la toma de decisiones, las actividades exploratorias requieren contar con información de calidad para su análisis y tienen sustento en información técnica, que es de vital importancia y de credibilidad suficiente para realizar inversiones apoyadas en un reconocido aval técnico. Producto de estos estudios, se cuenta con 104 áreas delimitadas como reservadas para la exploración y explotación (E&E) por YPFB Corporación, las cuales cubren 22.164.672,32 hectáreas, que se encuentran distribuidas en casi todos los plays exploratorios del país, excepto en los plays de Pantanal y Sub-andino Norte. Para el período 2015 – 2019 se ha planificado la meta de 5,4 TCF de gas y 184,4 MMBbl de hidrocarburos líquidos, como volúmenes a ser descubiertos. Se cuenta con un Plan Inmediato de Exploración (PIE) que ha previsto realizar 81 prospectos con el objetivo de reponer e incrementar las reservas hidrocarburíferas. Con el objetivo de realizar perforaciones en cualquier zona geomorfológica de Bolivia, la Dirección de Servicios de Perforación (DSP) ha previsto adquirir 2 equipos de 750 HP para objetivos someros y 2 equipos de 3000 HP para objetivos profundos, para contar con un total de 7 equipos (2 de 750 HP, 1 de 1000 HP, 1 de 1500 HP, 1 de 2000 HP y 2 de 3000 HP). Se cuenta con 7 contratos de E&E suscritos entre YPFB y empresas privadas y existen 2 Contratos de Exploración y Explotación suscritos entre YPFB y Petroandina SAM, además de la existencia de contratos de E&E para 7 áreas en trámite de aprobación y autorización con las empresas YPFB Chaco S.A., YPFB Andina S.A. y Petrobras Bolivia S.A.

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Para el período 2015-2019 se tiene estimado realizar inversiones en exploración por alrededor de 4.308 MMUS$, tanto por casa Matriz como por Operadoras y Subsidiarias.

CUADRO 150: INVERSIONES EXPLORACIÓN (EN MMUS$)

Empresa 2015 2016 2017 2018 2019 Total %

Casa Matriz 107,87 169,89 98,16 200,10 44,80 620,81 14,41%

GERH – GNEE 107,87 169,89 98,16 200,10 44,80 620,81

Operadoras 196,53 306,76 431,07 574,18 952,80 2.461,34 57,13%

Por asignar 0,00 28,75 14,00 115,00 374,00 531,75

Repsol 24,00 48,00 64,00 168,00 176,00 480,00 Petrobras 57,22 66,86 86,87 38,08 215,05 464,08 BG Bolivia 32,70 70,94 44,00 97,50 42,50 287,64 Total & Gazprom 2,00 20,80 112,80 56,40 0,00 192,00 YPF 10,05 5,20 32,30 37,80 65,25 150,60 Pluspetrol 44,27 33,50 37,80 7,20 0,00 122,77 Total 0,00 0,00 0,00 32,00 80,00 112,00 PESA 14,80 32,70 39,30 22,20 0,00 109,00 Matpetrol 11,50 0,00 0,00 0,00 0,00 11,50 Subsidiarias 235,11 214,37 300,05 253,52 223,40 1.226,45 28,47%

YPFB Andina 119,26 101,90 152,88 88,30 117,87 580,21 YPFB Chaco 66,53 87,72 97,68 155,82 82,00 489,73 YPFB Petroandina 49,33 24,75 49,50 9,41 23,52 156,51 Total general 539,51 691,02 829,28 1.027,80 1.220,99 4.308,60 100,00%

Explotación YPFB a través de los Planes de Desarrollo (PDD) y Programas de Trabajo y Presupuestos (PTP) establecidos en los contratos de operación ha orientado las inversiones al suministro de hidrocarburos al mercado interno y al cumplimiento de los compromisos contraídos con los mercados de exportación. La producción de gas natural (P1+P2) cuenta con una línea base de 61,56 MMmcd en 2014 y en el periodo 2015 – 2019 tiene previsto alcanzar una producción promedio de 62,74 MMmcd, por su parte la producción de hidrocarburos líquidos (P1+P2) en 2014 tiene una línea base de 63.965 BPD y se ha previsto una producción promedio total de 60.419 BPD para el periodo 2015 – 2019. Las actividades programadas por TOTAL E&P (Incahuasi – Aquio), Repsol (Margarita – Huacaya) y Petrobras (San Alberto y Sábalo) constituyen los proyectos más importantes para poder incrementar la producción en el periodo 2015-2019. Para el quinquenio 2015-2019 se ha planificado realizar una inversión de aproximadamente 3.293 MMUS$.

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CUADRO 151: INVERSIONES EXPLOTACIÓN (EN MMUS$)

Empresa 2015 2016 2017 2018 2019 Total %

Operadoras 695,25 524,12 239,60 327,96 181,65 1.968,58 59,77%

Total 355,78 81,94 266,80 69,06 773,58

Petrobras 97,74 291,56 160,31 34,99 49,99 634,58

Repsol 165,26 82,25 68,95 25,34 61,60 403,40

PESA 24,33 39,65 10,11 0,60 1,00 75,69

Pluspetrol 45,63 45,63

BG Bolivia 0,92 28,00 28,92

Vintage 5,06 0,73 0,23 0,23 6,24

Matpetrol 0,54 0,54

Subsidiarias 338,17 487,90 270,18 158,69 69,85 1.324,79 40,23%

YPFB Andina 155,25 384,40 249,66 57,57 52,29 899,16

YPFB Chaco 182,91 103,50 20,53 101,13 17,56 425,63

Total general 1.033,42 1.012,02 509,78 486,65 251,51 3.293,37 100,00%

4.2. INVERSIONES UNIDAD DE NEGOCIO DE REFINACIÓN, TRANSPORTE Y

LOGÍSTICA Con la recuperación de la propiedad de las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell (D.S. N° 29128), YPFB Refinación S.A. administra más del 90% de la capacidad de procesamiento de combustibles líquidos en el país, siendo que las inversiones ejecutadas hasta agosto de 2014 alcanzaron a 371 MMUS$ superando los 19,1 MMUS$ invertidos por Petrobras durante los siete años y medio de operación previos a la administración estatal. Se ha planificado trabajar en el quinquenio 2015-2019 con la capacidad de procesamiento de crudo a 64.800 BPD anuales, capacidad de producción de diésel oíl a 89.028 m3/mes, capacidad de producción de gasolina especial a 131.080 m3/mes y capacidad de producción de GLP a 463 TMD. Por otra parte, se ha previsto que la capacidad de producción de grasas y lubricantes, que inicialmente se incrementa en 12% en el primer año respecto a la línea base observada el 2014, se mantenga constante hasta la gestión 2018 y para el año 2019 se prevé un aumento de 760 m3/mes alcanzando a 3.230 m3/mes Se ha considerado la producción de 2.000 m3/mes de gasolina especial a partir de etanol para la gestión 2015 y 14.840 m3/mes a partir del segundo año, manteniéndose constante hasta finales del periodo. En cuanto a la construcción y ampliación de los gasoductos, se ha previsto que la construcción para el aumento de la capacidad de transporte de gas natural para el mercado interno tiene planificado lograr un incremento gradual durante todo el periodo, hasta alcanzar una capacidad de 19,04 MMmcd en el año 2019. Por otra parte, la modernización y ampliación de oleoductos y poliductos ha previsto para el primer año (2015) incrementar la capacidad de transporte en 12.500 BPD, alcanzando una

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capacidad total de 67.500 BPD, la cual se mantiene constante durante todo el quinquenio, además de alcanzar durante el primer año una capacidad de transporte de poliductos de 37.146 BPD, hasta 47.466 BPD a partir de la gestión 2017. La capacidad de almacenaje de diésel oíl, tiene programado incrementar a 145.086 m3 a partir de la gestión 2017 para posteriormente alcanzar 165.004 m3 en el año 2019. Para el caso de la gasolina especial, se prevén incrementos a partir del tercer año a 102.052 m3 hasta llegar a 119.652, y la capacidad de GLP a partir del año 2016 contará con 21.777 m3 para posteriormente lograr incrementos graduales y alcanzar 24.047 m3 en el año 2019. Finalmente, se ha previsto un incremento de 60% en la capacidad de almacenaje de jet fuel; de 473 m3 descritos en la línea base, se incrementa a 758 m3 al final del periodo 2015-2019. El total de inversiones que se ha planificado en la Unidad de Negocio de Transporte Refinación y Almacenaje es de 1.395,91 MMUS$.

CUADRO 152: INVERSIONES REFINACIÓN, TRANSPORTE Y LOGÍSTICA (EN MMUS$)

Actividad 2015 2016 2017 2018 2019 Total %

Transporte 229,56 395,86 229,62 65,53 65,50 986,07 70,64%

Refinación 134,27 105,73 40,58 5,35 285,93 20,48%

Almacenaje 12,73 42,98 40,19 20,41 7,60 123,91 8,88%

Total 376,56 544,56 310,39 91,29 73,11 1.395,91 100,00%

4.3. INVERSIONES UNIDAD DE NEGOCIO DE COMERCIALIZACIÓN Las inversiones de YPFB en la actividad de Comercialización para el período 2015-2019 ascienden a 100,18 millones de dólares en proyectos orientados a consolidar la capacidad de comercialización de combustibles a nivel nacional, principalmente GNL, GNV, GLP, diésel oíl y gasolina especial, para cubrir la demanda del mercado interno. En este sentido, destacan proyectos de construcción de estaciones de servicio y puntos de venta de combustibles en áreas urbanas y rurales, la adquisición de equipamiento para mejorar la logística de transporte y distribución de combustibles y la modernización de la infraestructura.

CUADRO 153: INVERSIONES COMERCIALIZACIÓN (EN MMUS$)

Proyecto 2015 2016 2017 2018 2019 Total %

Flamagas 0,82 1,01 0,90 0,92 0,97 4,62 0,48%

Comercialización 0,82 1,01 0,90 0,92 0,97 4,62 0,48%

Equipamiento asociado a la comercialización de GLP a Granel

0,42 0,63 0,66 0,67 0,71 3,09

Equipamiento para atender la demanada de GLP y mejorar la logística de distribución

0,36 0,38 0,24 0,25 0,26 1,49

Equipamiento para modernización del sistema de descarga de GLP

0,04 0,00 0,00 0,00 0,00 0,04

GNC 36,64 29,27 19,33 8,80 6,14 100,18 10,41%

Almacenaje 0,37 6,87 6,25 2,51 0,00 16,00 1,66%

Ampliación de la Capacidad de Almacenaje de GLP en las Plantas de Engarrafado Valle Hermoso y

0,19 1,84 1,23 0,00 0,00 3,25

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Proyecto 2015 2016 2017 2018 2019 Total %

Palmasola

Remodelación y Adecuación de Plantas de Almacenaje de Combustibles Líquidos

0,18 5,03 5,03 2,51 0,00 12,75

Comercialización 31,16 22,40 13,08 6,29 6,14 79,07 8,22%

Construcción de Estaciones de Servicio de Mediana Capacidad para ciudades intermedias

2,19 0,82 1,23 1,23 1,23 6,70

Construcción de Estaciones de Servicio GNV en Ciudades Capitales

2,80 1,87 1,87 1,87 1,87 10,27

Construcción de Puestos de Venta de GLP 0,00 0,71 0,71 0,71 0,71 2,83

Construcion de EE.SS. En Zonas con GNL 15,14 12,62 6,31 0,00 0,00 34,06

Equipamiento del Sistema Logistico de Transporte de GNL

1,34 0,15 0,70 0,67 1,13 3,99

Implementación 50 Estaciones de Servicio 2,63 0,00 0,00 0,00 0,00 2,63

Logistica de Transporte para Estaciones de Servicio de YPFB

3,47 2,65 0,00 0,00 0,00 6,12

Remodelacion y Adecuacion de Plantas de Engarrafado de GLP

3,59 3,59 2,27 1,81 1,21 12,47

Otras 5,10 0,00 0,00 0,00 0,00 5,10 0,53%

Mejoramiento de Infraestructura Distritos Comerciales

4,23 0,00 0,00 0,00 0,00 4,23

Mejoramiento de Infraestructura para Distrito Comercial Amazonico

0,18 0,00 0,00 0,00 0,00 0,18

Mejoramiento de Infraestructura para Distrito Comercial Chuquisaca

0,47 0,00 0,00 0,00 0,00 0,47

Mejoramiento de Infraestructura para Distrito Comercial La Paz

0,13 0,00 0,00 0,00 0,00 0,13

Mejoramiento y Refaccion de Vias de Acceso Planta Engarrafadora Valle Hermoso

0,11 0,00 0,00 0,00 0,00 0,11

GNRGD 154,31 229,91 128,07 163,83 181,41 857,53 89,11%

Redes de gas 134,36 129,32 128,07 163,83 181,41 736,99 76,58%

Construcción de Redes de Gas Convencional - Distrito de Redes Chuquisaca

5,10 5,10 3,40 3,40 3,40 20,40

Construcción de Redes de Gas Convencional - Distrito de Redes Cochabamba

20,40 20,40 20,40 30,74 29,92 121,86

Construcción de Redes de Gas Convencional - Distrito de Redes El Alto

11,27 9,01 9,01 9,01 13,52 51,82

Construcción de Redes de Gas Convencional - Distrito de Redes La Paz

11,78 11,78 11,78 11,78 16,50 63,62

Construcción de Redes de Gas Convencional - Distrito de Redes Oruro

5,03 4,92 4,22 4,92 4,92 24,01

Construcción de Redes de Gas Convencional - Distrito de Redes Potosi

2,25 2,27 2,92 2,92 2,92 13,28

Construcción de Redes de Gas Convencional - Distrito de Redes Santa Cruz

22,67 27,20 27,20 39,44 41,71 158,22

Construcción de Redes de Gas Convencional - GNRGD

42,71 38,25 37,91 47,49 54,95 221,31

Construcción de Redes de Gas Virtual - Beni 1,62 2,66 3,44 5,90 5,90 19,52

Construcción de Redes de Gas Virtual - Distrito de Redes El Alto

0,23 0,00 0,02 0,02 0,00 0,27

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Proyecto 2015 2016 2017 2018 2019 Total %

Construcción de Redes de Gas Virtual - Distrito de Redes La Paz

4,24 2,08 2,10 2,24 2,24 12,90

Construcción de Redes de Gas Virtual - Distrito de Redes Oruro

2,78 1,17 0,98 1,01 0,96 6,90

Construcción de Redes de Gas Virtual - Distrito de Redes Potosí

2,33 1,37 1,33 1,33 1,10 7,46

Construcción de Redes de Gas Virtual - Distrito de Redes Santa Cruz

1,25 1,53 1,36 1,42 1,27 6,83

Construcción de Redes de Gas Virtual - Pando 0,70 1,58 2,00 2,21 2,10 8,59

Otras 19,95 100,59 0,00 0,00 0,00 120,54 12,53%

Infraestructura Asociada a Redes de Gas Convencional

1,74 0,00 0,00 0,00 0,00 1,74

Infraestructura Asociada a Redes de Gas Virtual 18,21 100,59 0,00 0,00 0,00 118,80

Total general 191,77 260,19 148,30 173,55 188,51 962,33 100,00%

En el ámbito de Distribución de Gas Natural, las inversiones de YPFB durante el período 2015-2019 buscan consolidar el uso del gas natural en el mercado interno a través de la ampliación del sistema de distribución convencional de gas natural (por ductos) y el sistema de distribución convencional de gas virtual (GNL) cubriendo un total de 450.000 nuevas conexiones, con una inversión estimada de 857.53 millones de dólares. 4.4. INVERSIONES UNIDAD DE NEGOCIO DE PROYECTOS, PLANTAS Y

PETROQUÍMICA En el ámbito de la Industrialización del gas Natural, YPFB prevé una inversión de 2.190,41 millones de dólares en el quinquenio 2015-2019, completando la ejecución de los proyectos de la Planta de Separación de líquidos de Gran Chaco, que generará un flujo importante de ingresos por exportación de GLP principalmente y será la base para la provisión en el futuro a mediano plazo del propano y de etano para industrialización. La Planta GNL permitirá abastecer a 27 poblaciones a las que no llegan los gasoductos a través del transporte de gas natural licuado. La Planta de Amoniaco y Urea permitirá al País cubrir sus necesidades internas de fertilizantes y contar con excedentes para exportación. Por otro lado, se plantea la incursión de Bolivia en la Industria petroquímica a través de la construcción de las plantas de Propileno-Polipropileno y Eliteno y Polietileno

CUADRO 154: INVERSIONES PROYECTOS, PLANTAS Y PETROQUÍMICA (EN MMUS$)

Proyecto 2015 2016 2017 2018 2019 Total %

Polipropileno 25,28 26,11 198,85 372,60 372,60 995,44 45,45%

Polietileno 0,75 0,75 51,36 77,04 489,60 619,50 28,28%

Amoniaco Urea 219,94 80,18 300,12 13,70%

AYU+ GLP 40,90 81,60 122,50 5,59%

GNL 63,33 63,33 2,89%

Gran Chaco 62,05 62,05 2,83%

Acceso Vial Los Lotes 27,47 27,47 1,25%

Totales 398,82 147,94 331,81 449,64 862,20 2.190,41 100,00%

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4.5. INVERSIONES CONSOLIDADAS El Plan de Inversiones en el sector de Hidrocarburos para el quinquenio 2015-2019 tiene una concentración del 62,5% en la unidad de negocio de Exploración y Explotación (incluyendo a las unidades ejecutoras de YPFB Casa Matriz, Empresas subsidiarias de YPFB y Operadoras Privadas), seguida de la unidad de negocios de Industrialización a cargo de YPFB Casa Matriz que aglutina el 18% del plan de inversiones.

CUADRO 155: INVERSIONES POR UNIDAD DE NEGOCIO (EN MMUS$)

Unidad de Negocio

2015 2016 2017 2018 2019 Total %

1. Exploración y Explotacion

1.573,74 1.703,03 1.339,06 1.514,45 1.472,50 7.602,78 62,50%

2. Refinación, Transporte y Logística

376,56 544,56 310,39 91,29 73,11 1.395,91 11,50%

3. Comercialización 191,77 260,19 148,3 173,55 188,51 962,33 7,90%

4. Proyectos, Plantas y Petroquímica

398,96 147,94 331,81 449,64 862,2 2.190,55 18,00%

5. Otras inversiones 13,04 4,83 0 0 0 17,86 0,10%

Total general 2.554,06 2.660,55 2.129,57 2.228,93 2.596,32 12.169,43 100,00%

4.6. REQUERIMIENTOS DE FINANCIAMIENTO La mayor parte de las inversiones del período 2015-2019 serán cubiertas a través de recursos propios (cerca al 80%) de YPFB Casa Matriz, Empresas subsidiarias de YPFB y Operadoras Privadas.

CUADRO 156: INVERSIONES POR FUENTE DE FINANCIAMIENTO (EN MMUS$)

Actividad Recursos Propios

Crédito Mercado

de Valores

Otro finan-ciamiento

Sin finan-ciamiento

Total

1. Exploración y Explotacion 7.602,78 7.602,78

2. Refinación, Transporte y Logística

854,42 176,28 79,24 285,97 1.395,91

3. Comercialización 910,51 51,82 962,33

4. Proyectos, Plantas y Petroquímica

306,77 340,18 1.543,60 2.190,55

5. Otras inversiones 17,86 17,86

Total general 9.692,33 516,46 131,06 1.829,57 12.169,43

Las necesidades de financiamiento del programa de inversiones de 2015-2019 suman alrededor del 15% de los recursos programados, siendo proyectos pertenecientes a las actividades de industrialización, transporte y almacenaje los que requerirán gestionar financiamiento.

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CUADRO 157: NECESIDADES DE FINANCIAMIENTO (EN MMUS$)

Actividad 2015 2016 2017 2018 2019 Total

1. Exploración y Explotacion

2. Refinación, Transporte y Logística 25,98 114,15 115,47 22,25 8,12 285,97

3. Comercialización

4. Proyectos, Plantas y Petroquímica 40,90 267,90 372,60 862,20 1.543,60

5. Otras inversiones

Total general 25,98 155,05 383,37 394,85 870,32 1.829,57

Plan Estratégico Corporativo YPFB 2015-2019

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