Presentación Oficial YPFB

BOLIVIA

PLANIFICACION ESTRATEGICA2010 - 2015

SECTOR DE HIDROCARBUROS

Santa Cruz, Junio de 2009

YPFB CorporativoPlan de Inversiones 2010 – 2015

DEMANDA-PRODUCCIÓNGAS NATURAL


DEMANDA POTENCIALM

Mm

3d

INVERSION EN MMUSD

Curva Inicial: 7.693

Acelerada: 8.611

Acelerada + Prospectos A: 9.795

Acelerada + Prospectos A + B: 12.289

DEMANDA POTENCIAL DE HASTA 101 MMm3d

Supuestos

PRODUCCION GAS NATURALSUPUESTOS

Curvas de Producción:• Producción Acelerada: se modifican los Planes de Desarrollo en Margarita, San

Alberto y campos de Andina.• Prospectos exploratorios A (actividad inmediata): considera el desarrollo de 10

proyectos con el 30% de éxito.• Prospectos exploratorios B (actividad a mediano plazo - convenios de estudio):

considera el desarrollo de 20 proyectos adicionales con el 20% de éxito.

Inversiones & Reservas en proyectos de explotación (2010-2015):

CURVA

INICIAL

ACELERADA

INVERSION

$US 2.991 MM

$US 185 MM(ADICIONAL)

RECUPERACIONRESERVAS

12,8 TCF

12,5 TCF(ADICIONAL)

DEMANDA DE GAS NATURAL

PERIODO DE ANALISIS

Producción Acelerada

Prospectos Explo. A (30%)

Prospectos Explo. B (20%)

PERIODO DE ANALISIS

DEMANDA DE GAS NATURAL

CRECIMIENTO DEL MERCADO INTERNO

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 TOTAL MERCADO INTERNO 6,5 6,9 8,3 9,8 9,9 10,5 10,8 11,6 12,3 13,1 13,9 14,8 15,8 16,8 17,8 19,0 20,2 21,6

0

5

10

15

20

25

MM

m3d

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

GENERACIÓN TÉRMICA DISTRIBUCIÓN

PROYECTO DE PETROCASAS RETENIDO DE PLANTA

OTROS (Sist. Transporte + Refinerías)

DEMANDA GAS NATURAL

• Demanda Potencial sin restricción: Hasta 101 MMm3d. en el año 2026 (17%Mercado Interno de Consumo; 20% Mercado Interno Industrialización, 63%Mercado de Exportación).

• Demanda atendida:• Mercado Interno de Consumo y Petrocasas• Retenido de Plantas de GLP: Rio Grande y Madrejones• Industrialización: Amoniaco – Urea y GTL• Mercado de Exportación Brasil GSA hasta el fin del contrato• Mercado de Exportación Argentina con un escalonamiento gradual desde el

2010 hasta el 2013 y un volumen constante en firme de 20,3 MMm3d a partirdel 2014, con potenciales volúmenes incrementales resultado de losprospectos exploratorios (A y B).

La curva de producción contempla el Volumen Nacional de Seguridad (VNS; 4% <50 MMm3d y 2,5 MMm3d > 50 MMm3d). Este volumen podría ser comercializadosobre una base interrumpible a libre disponibilidad de YPFB.

DEMANDA-PRODUCCIÓNHIDROCARBUROS LÍQUIDOS


47,57

64,68

77,18 77,78

62,17

20,03

13,51

87,91

102,34

125,48

152,19

184,53

226,12

258,21

0

50

100

150

200

250

300

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

Mb

pd

Oferta de crudo Requerimiento de crudo

OFERTA – DEMANDA DE CRUDO

DEMANDA REFERENCIAL DE CRUDO (API 61)

• EN FUNCION A LA DEMANDA DE DIESEL OIL Y JET FUEL• CON RENDIMIENTO ACTUAL REFINERIA 30%

PERSPECTIVAS 2009-2015

DIAGNÓSTICO:

• Declinación en la Producción de hidrocarburos líquidos.• Crecimiento constante de la demanda de derivados de crudo (Diesel, Gasolina y

GLP)• Resultado de los dos puntos anteriores, se prevé un déficit creciente de la oferta

de hidrocarburos líquidos (fundamentalmente Diesel).

ACCIONES INMEDIATAS:

1. Continuar con la Importación de Productos Terminados Deficitarios.2. Optimización y Ampliación de las actuales refinerías (2009-2014) incrementando

la carga de crudo en un 73%.3. Plantas de GLP (Río Grande 2011, Madrejones 2013).4. Ampliación de la capacidad de transporte de líquidos en el sur.


RESULTADOS DE LA ACCION INMEDIATA (Importación de productos terminados,Refinería y Plantas de Separación).

• Se garantiza la producción de jet fuel, para atender en su totalidad la demandainterna de este producto.

• Para el periodo 2009-2015, se asume que el precio internacional de referencia delcrudo (Precio del Golfo), estaría en el rango de 60 a 85 $us/bbl, además de unaestructura de precios del mercado interno constante.

• El Efecto Neto para el Estado considerando el gasto por concepto de subvención parael TGN, el costo para YPFB (transporte, almacenaje y cargos logísticos porimportación) y los ingresos por Exportación (RECON, Gasolinas y GLP) hacen untotal de $us 975 MM , de acuerdo a la siguiente desagregación:

2009-2026

Volumen ImportadoSubvención

Estimada

(Mbls) ($us MM)

Diesel (2009-2015) 29.192,2 -1.589,9

Gasolina (2009-2012) 595,4 -40,4

GLP (2009-2012) 1.436,6 -53,5

-1.683,8

Costo de Importación (YPFB) -900,4

3.558,9

974,8

Producto

TOTAL NETO (ESTADO)

TotaL Subvención

Ingresos Brutos por Exportación


• La importación de Diesel, como porcentaje de la demanda interna, seincrementaría de 53% al 100% (2009 – 2026).

• El déficit en la oferta de hidrocarburos líquidos a partir del 2015 se incrementasustancialmente.

• En el periodo 2009-2026, el Costo Neto para el Estado considerando el gastopor concepto de subvención para el TGN, el costo para YPFB (transporte,almacenaje y cargos logísticos por importación) y los ingresos por Exportación(RECON, Gasolinas y GLP), asciende a $us – 9.417 MM.

53%

35%

61%

100%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

01020304050607080

2009 2015 2020 2026

Mbl

p

DEFICIT DE DIESEL OIL

Demanda Oferta % DEF/DEM

PLAN DE EXPLOTACION


PLAN DE INVERSIONDesarrollo de Campos y Facilidades de Producción

INVERSION YPFB CORPORATIVO: 482,5 MMUSD

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

132

01

0

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

43

4

12

5

3

4

3

5

2

2

1

1

2

2

1

2

1

1

1

1

1 1

1

1

2

1

1

YPFB (MGR+ICS) 5

TOTAL 3

REPSOL 3

PESA 8

PETROBRAS 6

CHACO 20

ANDINA 14

PLAN DE PERFORACION

12 12

10

13

9

3

En los próximos 5 años se perforarán 59 Pozos

EQUIPOS REQUERIDOS

5

7

11 10 11

6

3

PLAN DE EXPLOTACION

Producción Acelerada: Considera las proyecciones presentadas por lasEmpresas Operadoras, más el desarrollo propuesto por YPFB que incluye:

– 3 Pozos Horizontales en Margarita- Huacaya (Repsol) y 2 pozos verticales enIncahuasi (Total E&P).

– Incremento en la capacidad de compresión de Planta San Alberto.

– Aceleración de la producción de los campos del norte operados por Andina.

• La curva de producción acelerada representa un volumen adicional de producción de hasta 9,75 MMm3d.

Inversión estimada: La inversión requerida para desarrollo de campos encuanto a pozos y facilidades de producción (instalación de plantas einstalaciones superficiales) para el periodo de análisis es de $us 3.176MM, de los cuales $us 482,5 MM corresponden a YPFB Corporativo (YPFBAndina + Chaco).

La optimización y ajuste de la producción requiere de acuerdos previos con lasrespectivas Operadoras.

PLAN DE TRANSPORTE •Gas Natural•Hidrocarburos Líquidos


YPFB TRANSPORTE Expansión GN

1

23

4

6

7

8

10

9

11

5

12

Proyecto MMUSD

MERCADO INTERNO

1 Expansión GCC 161,3

2 Expansión GAA 108,4

3 Interconexión Ende Andina -

Carrasco 0,6

4 Expansión GTC 48,0

5 Reversa GAA 0,4

6 Expansión GSP 9,1

7 Expansión GVT 3 16,5

8 Optimización Santa Cruz 1,9

9 Expansión Gas Norte 16,6

10 Gasoducto Trinidad 196,5

11 Expansión Troncal Sur MIN 240,7

MERCADO EXPORTACION

12 GNEA Gas 60,2

Otros proyectos menores 1,6

Total Inversión MMUSD 861,8

PROYECTOS EXPANSION (2009-2015)

YPFB TRANSPORTE Expansión Líquidos

1

2

3

4

5

6

3

Proyecto MMUSD

1 Expansión Líquidos Sur 4,2

2 Expansión Líquidos Sur 200,3

Asoc. Al GN p/Arg

3 Propanoducto 188,3


PROYECTOS ESPECIALES

4 Terminal Arica 472,0

5 Linea Dedicada Crudo 230,6

6 Linea Dedicada Diesel 152,9



YPFB LOGISTICA Expansión Líquidos

Proyecto MMUSD

Poliducto Cochabamba-Montero 70,6

Ampliación de capacidad PVT 1,7

Implementación SCADA 1° Fase 2,0Conclusión OCOLP II Planta

Patacamaya 14,7



PLAN DE TRANSPORTE

GAS NATURAL

• Se prioriza satisfacer la demanda del Mercado Interno de Gas Natural.

• Se implementan las facilidades de transporte requeridas para el Mercado deExportación Argentina.

• Sujeto al resultado de los prospectos exploratorios, el Proyecto SiderúrgicoMutún requiere la siguiente inversión en transporte:

- Ampliación en los Sistemas Río Grande Compresión y GTB tienen unaestimación de inversión de $us 250 MM.

- En YPFB Transporte la inversión estará sujeta a la potencial ubicación delos prospectos exploratorios exitosos.

LIQUIDOS

• Las inversiones en YPFB Logística permitirán optimizar costos de transporte yminimizar riesgos de suministro en el Mercado Interno

• El proyecto de Nueva Terminal Arica (Crudo y GLP) y la construcción de ductosdedicados para la importación y exportación de productos terminados, requierende gestiones bilaterales a nivel de Gobierno


PLAN DEABASTECIMIENTO DE MERCADO INTERNO

(Gas Natural)

•Redes de gas

EXPANSION REDES DE GAS

265 km

6237 km

700.000

107

INVERSION TOTAL (2009-2015): $us 748 MM

para 700,000 conexiones domiciliarias y otros

EXPANSION REDES DE GAS

5%5%

56%

34%

Consumo Gas Domiciliario

Consumo Gas Comercial

Consumo Gas Industrial

Consumo Gas GNV

7%

9%

47%

37%

ACTUAL 100.000

POTENCIAL700.000

CRECIMIENTO DE LA DEMANDA 2009 A 2015

JUSTIFICA LA AMPLIACION

•Gas Natural Convencional

•Sistema Virtual de Gas Natural

•Sistema GNL.

INSTALACIONES DOMICILIARIAS

38,7 MMPCS 66,5 MMPCSDEMANDA ANUAL

La rentabilidad de estos proyectos requiere de subsidios cruzados o deincremento en la tarifa de Distribución.

PLAN DE PLANTAS DE SEPARACION DE LIQUIDOS

•Río Grande

•Gran Chaco (Madrejones)


PLANTA DE EXTRACCIÓN Y FRACCIONAMIENTO DE LÍQUIDOS DE RIO GRANDE

Objetivo. Construir una Planta de Extracción de Gas Licuado de Petróleo, localizada en el Campo de Río Grande a 61 Km. al sudeste de la ciudad de Santa Cruz.

Descripción

Características Técnicas del Proyecto:

• CAUDAL MAXIMO DE PROCESO: 5,66 MMm3d• PRODUCCION ESTIMADA:

GLP 350 Ton./día GASOLINA NATURAL 600 BBls./día

PLANTA DE

EXTRACCIÓN DE

LICUABLES

$us 150 MM (Sin financiar $us 60 MM)

($us 35 MM comprometidos mediante carta de crédito y $us

115 MM presupuestados para la conclusión del proyecto)

Plazo de Ejecución. Fecha estimada de entrada en operación 1er trimestre/2011

Inversión aproximada requerida

PLANTA DE EXTRACCIÓN Y FRACCIONAMIENTO DE LICUABLES PROVINCIA GRAN CHACO (TARIJA)

Inversión estimada:

Descripción

Características Técnicas del Proyecto (Estudio TECNA):

• CAUDAL MAXIMO DE PROCESO: 28 MMm3d (2 trenes de 14 MMm3d.)• PRODUCCION ESTIMADA:

GLP: 1.704 Ton./díaGASOLINA NATURAL: 2.964 Bbls./día

Objetivo. Construir una Mega-planta de extracción y fraccionamiento delicuables destinada a procesar todo el volumen de Gas Natural que seráenviado con destino al mercado Argentino.

PLANTA DE EXTRACCIÓN DE

LICUABLES

$us 368 MM.- (Sin transporte y

puerto de embarque)

Plazo de Ejecución. Fecha estimada de entrada en operación 2013.

PLAN DE ABASTECIMIENTO DE MERCADO INTERNO

(Hidrocarburos Líquidos)•Líquidos•Refinación•Almacenaje


• PROBLEMA : Volumen creciente en las importaciones de productos refinados quegenerarían una subvención de $us1.684 MM en el periodo 2009-2015 y un gastoadicional de $us 900 MM para YPFB (costos de transporte, almacenamiento ycargos logísticos).

• ESTRATEGIA: Dado el incremento de la demanda, los niveles de producción y lacalidad del crudo, adicionalmente a los proyectos planteados en el escenario base,se plantean dos alternativas :

ESTRATEGIA A: Nueva Refinería (3 módulos: 2015, 2020 y 2024)

ESTRATEGIA B: Planta de GTL (2015) y Nueva Refinería de menor capacidad (2017, 2021 y 2024)

Inversión Refinería = $us 1.397 MM

Inversión total = $us 1.397 MM

Inversión Planta GTL = $us 500 MMInversión Refinería = $us 1.119 MM

Inversión total = $us 1.619 MM

ESTRATEGIAHidrocarburos Líquidos

Año 2015 2020 2024

Carga (Mbpd) 40,0 80,0 110,0

Año 2017 2021 2024

Carga (Mbpd) 30,0 60,0 90,0

Ingresos Netos - Estado (2009 - 2026)

$us 7.714 MM

Ingresos Netos - Estado (2009 - 2026)

$us 9.490 MM

Impacto Económico de la Estrategia Nueva Refinería (2009-2015)

• En el periodo 2009-2015, bajo la estrategia de ingreso del primer módulo de la Nueva

Refinería, si bien la subvención aumenta por la importación de crudo, es mas que

compensada con la exportación de productos terminados, incrementando el superávit de $us

975 MM a $us 1.778 MM, de acuerdo al siguiente detalle: .

• De igual forma, en el periodo 2016-2026, el satisfacer la demanda con la importación de

productos terminados originaría una erogación neta al estado de $us 9.417 MM, comparada

con un ingreso neto para el Estado de $us 5.937 MM bajo la estrategia de una nueva refinería

• Por lo tanto, para todo el periodo 2009-2026 la estrategia de la nueva refinería genera un

ingreso neto de $us 7.714 MM, en comparación a la pérdida de $us 8.442 MM producido

bajo la estrategia de la sola importación de productos terminados.

.


Estimada

(Mbls) ($us MM)

Crudo (2015) 14.600,0 -674,5

Diesel (2009 - 2014) 24.893,8 -1.323,6

Gasolina (2009 - 2012) 595,4 -40,4

GLP (2009 - 2012) 1.436,6 -53,5

TotaL Subvención -2.092,0


Ingresos por IEHD 226,5

4.401,4

1.777,7

Producto

TOTAL NETO (ESTADO)


Oferta Diesel Refinerías actuales

Oferta adicionalnueva refinería

23,6

27,3

33,5

38,5

43,8

54,0

62,2

71,4

11,2

16,8

47,7 48,3

46,5

70,3

65,2

72,671,5

0

10

20

30

40

50

60

70

80

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

Mb

pd

Demanda Diesel Oferta Nueva Refineria Diesel

DIESEL (Estrategia A)

Inicio Operación

Módulo 1

Inicio Operación

Módulo 3

Inicio Operación

Módulo 2

GASOLINA (Estrategia A)

Oferta exportable a partir del 2013

GLP (Estrategia A)

GLP Refinerias (Actual)

GLP Plantas (Actual)

GLP Río Grande

GLP Madrejones

GLP adicional nueva

Refinería

1.130

1.295

1.466

1.640

1.844

1.108

2.513 2.492

2.984

2.854

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

Tmd

Demanda GLP Oferta total GLP

Impacto Económico de la Estrategia Combinada: Planta GTL y Nueva Refinería (2009-2015)

• En el periodo 2009-2015, la estrategia que contempla inicialmente la implementación de una

Planta de GTL en el 2015, genera un ingreso neto para el Estado de $us1.602 MM en

comparación a un ingreso neto $us1.778 MM bajo la estrategia que considera la sola

implementación de una Nueva Refinería.

• En el periodo 2016-2026, satisfacer la demanda con la estrategia combinada de GTL y

Refinería produce un ingreso neto para el estado de $us 7.888 MM, comparada con un

ingreso neto para el Estado de $us 5.937 MM bajo la estrategia que considera la sola

implementación de una Nueva Refinería.

• Por lo tanto, para todo el periodo 2009-2026 la estrategia combinada genera un ingreso

neto de $us 9.490 MM, mayor al ingreso de $us 7.714 MM producido bajo la sola

implementación de una nueva refinería.


Estimada

(Mbls) ($us MM)

Crudo 0,0 0,0

Diesel (2009 - 2014) 24.893,8 -1.323,6

Gasolina (2009 - 2012) 595,4 -40,4

GLP (2009 - 2012) 1.436,6 -53,5

-1.417,5


Ingresos por IEHD 127,1

0,0

3.650,0

1.601,5

Producto

TotaL Subvención

Ingresos venta asfalto mdo. int.


TOTAL NETO (ESTADO)

Refinerías actuales

GTL

Nueva refinería

23,6

27,3

31,238,5

46,9

58,0

62,2

71,4

11,2

16,8

20,7

54,5

50,6

60,3

72,371,3

-

10

20

30

40

50

60

70

80

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

Mb

pd

Demanda DO Producción diesel

DIESEL (Estrategia B)

Inicio Operación

Módulo 1

Inicio Operación

Módulo 3

Inicio Operación

Módulo 2

GASOLINA (Estrategia B)

Refinerías actuales

Nueva refinería

15,2

18,1

29,1

38,7

34,4

27,8

21,0

15,4

18,9

21,2

25,7

31,6

38,9

48,1

-

10

20

30

40

50

60

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

Mb

pd

Producción gasoina Demanda de gasolina

GLP Refinerias (Actual)

GLP Plantas (Actual)

GLP Río Grande

GLP Madrejones

GLP adicional nueva

Refinería

1.130

1.295

1.466

1.640

1.844

1.108

2.374

2.457

2.914

2.784

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

Tmd

Demanda GLP Oferta total GLP

GLP (Estrategia B)

REFINACION Plan de Inversión / Capacidad de Planta

Capacidad de

planta (MBpd)2009 2010 2011 2012 2013

2014 a

2016

2017 a

2020

2021 a

20232024

RSCZ 19 21 24 24 24 32 54 54 54

RCBA 26 26 30 36 42 42 42 42 42

Nueva - - - - - - 30 60 90

Capacidad Total 45 47 54 60 66 74 126 156 186 Detalle

Nueva

(Frontera)

Ampliación

PLAN DE INVERSIONES ALMACENAJE

Tupiza Villamontes

Monteagudo

Uyuni

Montero

Camiri

San Jose

Puerto Villarroel

Riberalta

Caracollo

Villazón

Bermejo

Yacuiba

Guayaramerin

Puerto Suarez

Diesel Oil

Capacidad de almacenaje Actual:

Capacidad de almacenaje Nueva:

Gasolina Especial



GLP



m3 días70,697.0 17

214.152.0 42

36,545.0 14

122,061.0 40

8,283.0

13,618.0 8

6

Inversión (MM$us)

46.99

8.48

1.86

57.33

YPFB AVIACION

Resumen Proyectos

Proyecto Inversión (MMUSD)

Situación Actual Futura

Detalle y Beneficios

Instalaciones de almacenaje

10.38 52 MBbl 62 MBblMayor Vida útil, incremento de capacidad, nuevas instalaciones

Ducto Senkata –Aeropuerto

3.000.75

Bbl/día1.26

Bbl/día

Se cambia de servicio de cisternas a ducto. Mayor seguridad de provisión

Equipos de abastecimiento

(Refuellers)2.49 32 44

Compra de 22 camiones, de los cuales 10 se renuevan por haber cumplido vida útil

Sistemas de administración y

control2.18

Implementar Sistemas de Gestión, SSMA y Soporte en el control de Aeroplantas

TOTAL INVERSION

18.05

Se busca adecuar las instalaciones de las diferentes aeroplantas del paíscumpliendo las normativas vigentes DS 25901, incrementando lacapacidad de almacenaje y asegurando de esta manera la continuidad delservicio público.

PLAN DE EXPLORACION


ACTIVIDAD EXPLORATORIA INMEDIATA: 10 POZOSProspectos Exploratorios A

INVERSIONES (MMUSD)

Pozos exploratorios: 379

Desarrollo + facilidades 804

Total: 1.183

Producción Estimada (30%)

Incrementa 5 MMm3d

ACTIVIDAD EXPLORATORIA INMEDIATAPerforación de 10 Pozos

•Inversión Exploratoria para 10 prospectos: $us 379 MM

• Por estadística, se considera un porcentaje de éxito del 30%. Es decir se asume el éxito de 3 de los 10 pozos exploratorios.

Compañía

OperadoraProyecto Año

Inversión Total

(MMUSD)

Petrobras Bol. Ingre 2009 50

YPFB Andina Camiri 2010 58

Petroandina Timboy 2010 60

YPFB Itaguazurenda 2010 47

Percheles 2011 18

Carrasco 2010 15

Vuelta Grande 2011 16

El Dorado Prof. 2014 15

Petroandina Lliquimuni 2014 50

Iñau 2015 50

TOTAL INVERSION 379

Chaco

Campo 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Exitoso 1 1 1 1 1 1

Exitoso 2 1 1 1 1 1

Exitoso 3 1 1 1

PLAN DE DESARROLLO DE CAMPOS EXITOSOS

•El desarrollo de los campos exitosos (3 campos), representa unincremento de producción de hasta 5 MMm3d (equivalente al 30% delpotencial de los prospectos).

•Las inversiones en desarrollo corresponden a pozos de avanzada,desarrollo, plantas y líneas de conexión en los 3 campos exitosos es deaproximadamente $us 804 MM.

* Se asume por estadística exploratoria, que al menos 2 de los prospectos del Subandino Sur serán exitosos y 1 de la Llanura

EQUIPOS DE PERFORACIÓNCapacidad en HP

Para la actividad de exploración Se necesitan 2 Equipos de 3000 HP y 1 equipo de 2000 HP

Inversión en pozos exploratorios ($us 379 MM) + desarrollo facilidades ($us 804 MM)

TOTAL: $us 1.183 MM

Campo 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Exitoso 1 3000 3000 3000 3000 3000

Exitoso 2 3000 3000 3000 3000 3000

Exitoso 3 2000 2000 2000

ACTIVIDAD EXPLORATORIA MEDIATA: 20 POZOS

Prospectos Exploratorios B

INVERSIONES (MMUSD)

Pozos exploratorios: 713

Desarrollo + facilidades 1.782

Total: 2.495

Producción Estimada (20%)

Incrementa hasta 31 MMm3d

ACTIVIDAD MEDIATA (2015-2026)Prospectos B: Portafolio de Proyectos

20 Pozos exploratorios escogidos de una cartera de 56 pozos, de los cuales se estima un 20 % de exito.

* Con una inversión de $us 713 MM, para perforar los 20 pozos.

Cronograma e Inversion de Pozos Exploratorios 2016-2026

Campo INVERSION * 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Caigua 20 1

Lluviosa 15 1

Junin Este 3 1

Iñiguazu 50 1

Tiacia 50 1 1 1 1

La Barraca-Angelito 30 1

Itacaray 20 1 1 1 1 1 1 1

Ilinchupa-Galvez 50 1

Yanguilo-Huacareta 50 1

Condor 40 1 1 1 1 1 1 1

Agua Salada 40 1

Bayucati 30 1

Sanandita Prof 40 1

Chorritos 45 1

Cañada 45 1

Guanacos 45 1

Carandaiti 45 1

Sauce Mayu 45 1

Iñau 50 1 1 1 1 1 1 1 1

TOTAL INVERSION

MMUSD 7138 11 8 4 3 3 3 1 TOTAL

POZOS41

Campo 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Itacaray 7 20 85 35 25 25 20

Iñao 10 100 140 160 50 50 70 60

Tiacia 40 50 100 70

Condor 50 50 155 155 105 105 45

107 220 480 420 180 180 135 60 $us 1782 MM

INVERSIONES EN EXPLORACIÓN Y DESARROLLO

Pozos exploratorios $us 713 MM

Pozos+plantas+facilidades $us 1782 MM

Total $us 2.495 MM

Para obtener una reserva estimada de 7.5 TCF

33 AREAS DE INTERES HIDROCARBURIFERO

PETROANDINA

S.A.M. (*); 9

PLUSPETROL; 1

SIN CONVENIO; 11 GTL

INTERNACIONAL

S.A.; 4

GLOBAL BOLIVIA

S.A.; 3

GAZPROM - TOTAL;

1GAZPROM; 1

EP LTDA; 1YPFB - GNEE; 2

5 CEDRO

8 CAROHUAICHO

10 SAUCE MAYU

16 SAN TELMO

17 COIPASA

18 CORREGIDORES

19 CAMPO BUENA VISTA

20 CAMPO CAMATINDI

22 ASTILLERO

25 CAMPO VILLAMONTES

26 ISIPOTE

11 áreas disponibles para licitar y promover

inversiones

No. ÁREAS DEPARTAMENTOS34 ISARSAMA COCHABAMBA

35 FLORIDA SANTA CRUZ

36 EL DORADO OESTE SANTA CRUZ

37 ARENALES SANTA CRUZ

38 TAPUTÁ SANTA CRUZ

39 PAJOSO PROFUNDO TARIJA-CHUQUISACA

40 TITA SANTA CRUZ

41 OVAI SANTA CRUZ

42 TITICACA (zona 19) LA PAZ

43 MOSETENESMOSETENES ZONA 19 BENI

MOSETENES ZONA 20 BENI-COCHABAMBA

44 ALGARROBILLA TARIJA

45 CASIRA POTOSI

46 LA CEIBA TARIJA

47 CAPIGUAZUTI CHUQUISCA

48 RIO SALADO TARIJA

Nuevas áreas de exploración propuestas

• Actualmente existen 33 áreas de exploración.

• Considerando el tamaño y potencial a raíz de nuevas perforaciones que han valorizado otras zonas, se propone crear 15 nuevas áreas; para hacerlas más atractivas a potenciales inversiones.

PETROANDINAPrograma mínimo de trabajo

Subandino Sur: Tiacia, Aguarague Norte, Aguarague Centro, Aguarague Sur a,

Aguarague Sur b, Iñau, IñiguazuSísmica 3D 1685 km2 y 14 pozos exploratorios deben realizarse en cinco años a partir de 2008 con una inversión de $us 646,1 MM

Subandino Norte: Lliquimuni, Madidi, Chepite, Secure, Chispani

Sísmica 2D 2800 km y 3 pozos exploratorios deben realizarse en cinco años a partir de 2008 con una inversión de $us 242,2 MM

ESTADO ACTUALSubandino Sur: Trabajos realizados

•Prospecto Timboy: Propuesta Geológica 100% realizadoTareas pendientes: Programa de perforación, Licencias socioambientales, Logística. Tiempo estimado de inicio operaciones Diciembre 2009•Área Iñiguazu: Proponen cambio de programa sísmicoAdquisición sísmica 2D con una cobertura de 5000 km2 en lugar de adquisición de sísmica 3D con una cobertura de 755 km2

Subandino Norte: Inició adquisición de 1093 km sísmica 2D en área de Lliquimuni.

Estado actual: 10% de adquisición y 45% de perforación

CONCLUSIONES

• La exploración en el período inmediato 2010 – 2015, consta de 10 pozos

exploratorios, se estima un éxito de 30%, 3 pozos, cuyo desarrollo asociado,

incrementaría un promedio de 5 MMm3d de gas con una inversión de $us

1.183 MM.

• La exploración en el período 2016-2026 se efectuará con la perforación de 20

pozos exploratorios, se estima un éxito de 20 %, 4 pozos más pozos de

desarrollo, incrementaría entre 8 a 30 MMm3d de gas durante el período, con

una inversión de $us 2.495 MM.

• Actualmente se tienen 11 áreas libres para exploración de las 33 áreas

actuales.

• Se propone incrementar la frontera exploratoria con 15 áreas nuevas.

• LA EXPLORACION ES LA UNICA MANERA DE SOSTENER LOS NIVELES

DE PRODUCCION EN EL TIEMPO, PARA CUMPLIR CON LOS

REQUERIMIENTOS DEL MERCADO.

PLAN DE INDUSTRIALIZACIÓNCon Producción Acelerada:

•Amoniaco - Urea•GTL

Con Prospectos Exploratorios:•Jindal - Mutun•Polímeros


YPFB – Pequiven Planta Amoniaco–Urea

Ubicación Potencial: Bulo Bulo, Carrasco, Cochabamba. Representa en Transporte una inversión incremental estimada de $us 103 MM.

Objetivo. Producción de fertilizantes: Urea y Amoniaco, destinado a lademanda del mercado interno y exportación.

DESCRIPCION Instalación de una Planta de Fertilizantes, Amoniaco y Urea, con una capacidad de

600.000 TMA de Amoniaco y 726.000 TMA de Urea. Consumo de gas natural (metano) de 2 MMm3/d Inversión aproximada de $us 1.000 MM. Generación de 1.500 empleos directos y 3.000 empleos indirectos Se prevé la formación de una sociedad anónima mixta entre YPFB y PEQUIVEN. En el marco del Memorándum de Entendimiento con la República Bolivariana de

Venezuela, PEQUIVEN financió la pre inversión de 1 MM de USD, para 8 estudiospreliminares.

La participación prevista en el proyecto se estima en un 60% para YPFB y 40% PEQUIVEN Se prevé que la Planta tendrá una operación de 20 años.

ESTUDIOS REALIZADOS A LA FECHA (FASE FACTIBILIDAD)Macro Localización / Micro Localización / Pre acuerdo de compra-venta de terreno / Topografía / Suelos / Hidrología / Mercado / Logística de Transporte para la Constructibilidad / Socio – Ambiental / Económico – Financiero (Clase V)

Yacuiba

Inversión: $us 500 MM

Producción:

Diesel Oil 12,750 BPD

Nafta 2,250 BPD

Consumo gas natural: 4.5 MMm3d

En 20 años:

•Consumo gas: 1.1 TCF

Ubicación sugerida:

Entre Villamontes y Chorety

Planta de GTL de 15.000 BPD

Inicio de producción: Año 2015

Indicadores Económicos: • VAN: 0• TIR: 15%

GTL: Análisis Económico del Proyecto

Supuestos del Análisis económico:

• La producción de líquidos de la planta de GTL participara de formaecuánime en el mercado de exportación.

• El Gas Natural utilizado como insumo en la planta no podrá superar elprecio de 2,48 $us/MPc.

• La planta de GTL en su análisis económico comercializa los productosal mercado interno bajo las mismas condiciones que las refinerías.

• Aproximadamente el 30 % de la producción de la planta los primeros10 años se destina al mercado de exportación y el resto va almercado interno.

• Los precios de venta de los hidrocarburos líquidos al mercado deexportación toman en promedio un WTI de 80 $us.

PROYECTO MUTÚN: JINDAL

DESCRIPCIÓN TÉCNICA:

Planta de 1.7 MMtn en Puerto Suárez para productos sin procesar.

Planta de 10 MMtn de pellet

Planta de 6 MMtn de hierro esponja

Planta termoeléctrica de 400 MW

El ramp-up de consumo de gas natural es:

2014 = 1 MMm3d 2015 = 3 MMm3d 2016 = 5 MMm3d

PROYECTO SIDERURGICO

Jindal Steel & Power (JSPL) es miembro del grupo OP Jindal cuyos ingresos son de

$4 billones

JSPL ganó en junio 2006 los derechos para el desarrollo del 50% de las reservas de

hierro de las minas de Mutún

El negocio se estructura con un Joint Venture por 40 años con la Empresa

Siderúrgica El Mutún (ESM), una compañía pública (YPFB y COMIBOL)

La inversión estimada es de $2.3 billones por los próximos 10 años.

YPFB – PEQUIVEN Planta Polímeros – Gran Chaco

Objetivo: Producción de polietileno con el objetivo de satisfacer lademanda del mercado nacional prioritariamente y de países vecinos;con el consiguiente beneficio en el Desarrollo del país a través de lageneración de empleos directos e indirectos así como mayoresingresos a la nación por concepto de exportación

Descripción: Instalación de una Planta de Olefinas, Polietileno de Alta, Baja y Lineal de Baja

Densidad, con una capacidad de 500.000 TMA total de Polietileno Consumo de Etano 620.000 TMA / Metano para electricidad : 0,8 MMm3d Inversión aproximada de 1.800 MM$us. Generación de 1.000 empleos directos y 2.500 empleos indirectos. Se prevé la formación de una sociedad anónima mixta entre YPFB (60%) y PEQUIVEN

(40%). Se ha elaborado un presupuesto referencial de $us 600.000 para realizar estudios

preliminares Se prevé que la Planta tendrá una operación de 20 años.

Estudios realizados a la fecha (fase visualizacion)Macro Localización / Micro Localización

Presentación Oficial YPFB

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