2 PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS 2011 - 2026

2.1 DEMANDA DE GAS NATURAL 2011 – 2020

Para la proyección de demanda de gas natural, se realizó un análisis de la información histórica de cada sector, nuevos proyectos que se estiman serán realizados durante este período, y otros factores que determinan los requerimientos de gas natural. La descripción de este análisis se realizará para cada sector. Con una Consideración de los escenarios promedio y pico

2.1.1 Mercado interno de consumo

Suministro de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional (Termoeléctricas)

Las proyecciones de consumo de Gas Natural para la generación de energía eléctrica en el periodo 2010 – 2020, están basadas en el escenario de expansión del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

a) Período 2010 - 2011 Como se muestra en Cuadro de Ingreso de Proyectos, para el 2010 se considera el ingreso de 4 unidades de Entre Ríos (Cap. 23,4 MW cada una) y la planta de Ciclo Combinado (Cap. 80 MW). Para el 2011 se considera el ingreso de un termo generador con 3 unidades (Cap. 35,3 MW cada una).

Cuadro Nº

Gas Natural para la Termoeléctricas

Demanda Estimada (MMmcd)

Sector 2011 2015 2020

Termoeléctrica 3,40 4,10 3,00

Nota: Para el año 2020 se tiene una reducción en la demanda de Gas Natural debido a la entrada en operación de nuevos proyectos hidroeléctricos durante el periodo 2016 - 2018

Fuente: Elaboración Propia

Gas natural para distribución por redes

Cuadro NºGas Natural para distribución de redes

Demanda Estimada (MMmcd)Sector 2011 2015 2020Residencial 0,35 0,64 0,99Comercial 0,11 0,20 0,42Gas Natural Vehicular 1,33 1,98 2,88Industrial 2,30 4,03 4,64TOTAL 4,09 6,85 8,93

Fuente: Elaboración propia

Consumidores directos y consumos propios

En la proyección del consumo de gas de los consumidores directos, se utilizó el comportamiento histórico de los últimos años, con volúmenes que pasarían de 0.81 MMmcd el 2010 a 1.19 MMcd y 1.33 MMcd en los años 2015 y 2020, respectivamente. Asimismo, los volúmenes de consumo propio consideran los volúmenes utilizados para el sistema de transporte por YPFB Transporte y Transierra. En el escenario promedio se alcanza un consumo de 0.4 MMmcd el 2015 y 0.5 MMmcd el 2020.

a) Retenido de planta Planta de Extracción de Líquidos - Río Grande La Planta de Extracción de Licuables que se prevé instalar en Río Grande, Provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz, procesaría 5,7 MMmcd de gas natural provenientes de los campos del sur para producir hasta 361 TMD de gas licuado de petróleo, 600 BPD de gasolina natural no estabilizada (aprox. 350 BPD estabilizada) y 195 BPD de gasolina natural rica en Iso-Pentano. En base a la información técnica del proyecto, se ha considerado un volumen de 0,3 MMmcd de gas natural como retenido de planta, el inicio de operaciones de la planta está previsto para el primer semestre del 2013. Proyecto Planta Extracción de Líquidos – Gran Chaco De acuerdo a los estudios realizados a la fecha, se ha considerado la instalación de una planta para el procesamiento de 30 MMmcd de gas natural proveniente de los campos del sur del país, para producir aproximadamente 2.200 TMD de gas licuado de petróleo, 1.500 BPD de gasolina estabilizada, 1.100 BPD de Iso-Pentanos (I-C5), la producción de etano está siendo analizada actualmente. Para fines de la proyección, los volúmenes de gas natural de proceso y de gas natural retenido corresponden al 6% de la Cantidad Diaria Garantizada (CDG2) del Contrato de Compra Venta entre YPFB –ENARSA y se incrementan de manera gradual de acuerdo a lo establecido en la adenda del mencionado contrato.

Este proyecto considera dos módulos de 15 MMmcd cada uno y establece la obligación de entrega a ENARSA de hasta 27,7 MMmcd más el gas combustible requerido por el sistema de transporte argentino, a un poder calorífico mínimo de 1.000 BTU/pc, que deberán ser puestos a disposición de ENARSA en los Puntos de Entrega estipulados en el Contrato de Compra Venta de Gas Natural suscrito entre YPFB-ENARSA. El inicio de operaciones del primer módulo de la planta está previsto para el segundo trimestre del 2013 y el segundo módulo para el 2014.

b) Proyecto Minero Siderúrgico Mutún Jindal Steel & Power obtuvo en junio 2006 los derechos para el desarrollo del 50% de las reservas de hierro de las minas de Mutún. El Proyecto se estructura con un Contrato Joint Venture por 40 años con la Empresa Siderúrgica del Mutún (ESM), una compañía pública boliviana. Para el análisis de la demanda de gas natural del Proyecto Mutún, se consideraron los volúmenes a ser requeridos, según información del Ministerio de Minería y Metalurgia, en septiembre de 2008. Ya que a la fecha de elaboración del estudio no se cuenta con información oficial actualizada en relación al cronograma de ejecución de las operaciones de este proyecto, se determinó retrasar la fecha de inicio de operaciones dos años en relación a la proyección 2009. Esta información puede ser modificada una vez que se cuente con el cronograma de operaciones oficial de la empresa ESM. Bajo estos criterios, el ramp-up de consumo de gas natural sería de: 2013 = 2,7 MMmcd 2016 = 4,7 MMmcd 2020 = 8,4 MMmcd Previo a atender el proyecto se debe firmar un contrato de Compra-Venta de gas natural entre YPFB y la ESM. Una vez suscrito éste, YPFB estaría en condiciones de solicitar la suscripción del contrato en firme con las empresas transportadoras, para poder cubrir la demanda requerida, conforme a los cronogramas de inversión de expansión requerida por las mismas. c) Proyecciones de consumo de gas natural para proyectos de industrialización

Mediante Decreto Supremo N° 0368 del 25 de noviembre de 2009, se crea la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH) como la encargada de desarrollar la industrialización y cambiar el patrón primario exportador de los hidrocarburos en el país. La implementación de las plantas de industrialización del gas natural requiere de un largo tiempo, desde la elaboración de los proyectos, pasando la etapa de ejecución, hasta la puesta en funcionamiento. De acuerdo a información del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), se tiene planificado cinco polos de desarrollo para la industrialización, estos son: - Polo de Desarrollo Carrasco - Polo de Desarrollo Gran Chaco - Polo de Desarrollo Uyuni - Polo de Desarrollo Patacamaya - Polo de Desarrollo Puerto Suarez

El proyecto que tiene definido un volumen de consumo de gas natural es la Planta de Amoniaco-Urea en Carrasco. Asimismo, por el nivel de importancia estratégica en el abastecimiento de la demanda interna de diesel, también se tomó en cuenta el proyecto GTL de acuerdo a los volúmenes requeridos de gas natural y rendimientos establecidos en los estudios realizados. Proyecto de Amoniaco Urea Para la proyección en el Plan de Inversiones, se estableció un consumo de 2,2 MMmcd y dado el avance en la ejecución del proyecto hasta la fecha, se consideró un retraso en el cronograma del proyecto de dos años, estimando el inicio de operaciones para el primer trimestre de 2015. Proyecto Gas to Liquid (GTL) El proyecto GTL tiene relevancia estratégica en el abastecimiento de diesel para el mercado interno, por lo cual se consideró este proyecto en la proyección del consumo de gas natural. Se consideró la información desarrollada en el Plan de Inversiones 2009 - 2015 de YPFB Corporación presentada el año pasado, pero dados los niveles de avance en dicho proyecto se tomó en cuenta un rezago de dos años en su entrada en operación, vale decir el año 2017 con un consumo de 4,5 MMmcd.

2.1.3 Consolidación de la demanda de gas natural mercado interno y exportación.

En el gráfico siguiente, se presenta el resultado final del análisis realizado en cada mercado, llegando a una demanda promedio de 74 MMmcd en el año 2020, y una demanda pico de 80 MMmcd para el mismo año.

Tal como se observa en el gráfico, dentro del horizonte de tiempo analizado el Mercado Interno mantiene una tendencia constante hasta llegar a 14 MMmcd en el 2020. Asimismo, existe un crecimiento importante en la demanda de gas natural para atender los retenidos para las Plantas de GLP y los proyectos del Mutún y GTL, alcanzando un volumen de 16,6 MMmcd conjuntamente en dicho año. Por su parte los mercados de exportación continuarán siendo los consumidores de la mayor parte del gas Boliviano, permitiendo la entrada de divisas al Tesoro General de la Nación que representa una parte muy importante de los ingresos del Estado.

2.1 PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS Las proyecciones de producción presentadas para el periodo 2011-2015, fueron fundamentadas en información proporcionada por las Empresas Operadoras, misma que fue revisada y aprobada por los Técnicos de YPFB Corporación. Las actividades e inversiones necesarias para asegurar esta producción corresponden a las propuestas presentadas por las Empresas Operadoras como óptimas en las alternativas conceptuales

de desarrollo de los campos, validadas por YPFB e incluidas en los Planes de Desarrollo respectivos. La producción total consiste en tres categorías de proyecciones.

• Producción de reservas Probadas Desarrolladas – PD. • Desarrollo y producción de las reservas Probadas no Desarrolladas - PND (Sujeto a

inversiones menores y actividades correspondientes). Desarrollo y producción de las Reservas Probables (Sujeto a inversiones y

actividades correspondientes).

En el análisis se considera un 90 % de éxito al desarrollo de las PND y 50 % de éxito al desarrollo de las Reservas Probables. Las proyecciones se basan en las Reservas Probadas (P1) (PD Y PND) y Reservas Probables (P2), mejor estimadas que maneja cada una de las empresas comparando con las cifras preliminares de la empresa Ryder Scott, la cual en la actualidad se encuentra elaborando la certificación de reservas en el país. La proyección de producción de largo plazo, tanto para Gas Natural como para líquidos, se observa a continuación:

Cuadro Nº 3.8Producción de gas natural por operador

(MMmcd)

Prosucción de Gas Natural por Operador

GAS NATURAL VENTA (MMmcd)

Operador Campo 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

YPFB ANDINA Todos 4,0 4,5 4,5 4,3 4,1 3,9 3,2 2,5 1,9 1,5BG Todos 1,8 1,4 1,1 0,8 0,6 0,3 0,2 0,1 0,1 0,0YPFB CHACO Todos 5,8 6,7 6,9 6,6 6,1 5,6 4,9 4,3 3,6 3,0

PETROBRAS BOLIVIA

San Alberto, Sabalo

25,2 27,9 29,0 29,0 28,9 28,6 27,5 24,8 21,8 19,6

PETROBRAS ENERGIA

Colpa, Caranda 0,7 0,6 0,5 0,5 0,4 0,4 0,3 0,3 0,3 0,2

PLUSPETROL Todos 2,6 2,1 2,0 1,7 1,3 1,0 0,8 0,6 0,2 0,1

REPSOLMargarita, Huacaya y Otros

2,7 7,1 9,7 13,5 14,2 14,2 14,2 14,2 14,2 14,1

TOTAL Itau 1,0 1,5 5,0 5,0 5,0 4,4 3,9 3,6 3,4 3,2VINTAGE Todos 1,1 1,1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,4 0,3

TOTAL MMmcd 44,9 52,9 59,6 62,2 61,3 59,0 55,5 50,8 45,9 42,0Fuente:

Producción de Hidrocarburos Líquidos por Operador

LIQUIDOS (MBPD)

Operador 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

YPFB ANDINA 2,3 2,4 2,4 2,4 2,1 2,0 1,6 1,2 0,9 0,7BG 1,4 1,2 0,8 0,6 0,5 0,3 0,2 0,1 0,1 -YPFB CHACO 4,6 5,5 5,9 5,5 4,9 4,3 3,6 3,0 2,5 2,2

PETROBRAS BOLIVIA 25,3 28,2 28,6 27,5 26,1 24,6 22,6 19,5 16,7 14,8

PETROBRAS ENERGIA 0,6 0,5 0,4 0,4 0,3 0,2 0,2 0,2 0,1 0,1

PLUSPETROL 0,5 0,5 0,5 0,4 0,3 0,3 0,2 0,2 0,1 0,0

REPSOL 8,0 14,0 17,1 21,9 21,7 20,4 19,3 18,3 18,2 17,3

TOTAL 0,5 0,8 4,2 4,2 4,2 3,5 3,1 2,8 2,6 2,4MATPETROL 0,2 0,4 0,3 0,3 0,3 0,2 0,2 0,2 0,1 0,1VINTAGE 0,3 0,4 0,4 0,3 0,3 0,2 0,2 0,2 0,2 0,1PLANTAS 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3

TOTAL MMmcd 43,7 53,9 60,6 63,5 60,7 56,0 51,2 45,7 41,5 37,7Fuente:

Las inversiones necesarias para llevar adelante las actividades que permitan llegar a los niveles de producción señalados anteriormente, ascienden a USD1.855,6 millones en el periodo 2011- 2015, los cuales tienen sus máximos niveles los años 2011 y 2012. Los operadores que más invertirán en este periodo, son Repsol, Petrobras y Total, los cuales son operadores de los megacampos del país. A continuación se observan las inversiones y la producción que generarán las mismas en los próximos años:

Las inversiones asociadas a las actividades fueron estimadas en base a costos referenciales por tipo de actividad y ajustando los mismos a las especificidades de cada uno de los campos (locación, tamaño, etc.). Como se mencionó anteriormente, las actividades destinadas a los megacampos, son responsables de entre el 65% y 70% del total de producción en el periodo.

2.2 MARGARITA – HUACAYA

El área Caipipendi, operada por la empresa Repsol, donde se encuentran los Campos de Margarita y Huacaya, está situada en el sur del país entre los departamentos de Chuquisaca y Tarija. Las actividades de desarrollo de estos campos, se llevaran adelante en dos fases, las cuales incluyen construcción de instalaciones de tratamiento y proceso de gas natural, recolección y evacuación de la producción, manejo de agua, adquisición e interpretación de la información geológica del Campo Huacaya, intervención de pozos, y para implementar la segunda fase, perforación de nuevos pozos para comprobar los recursos probables. Las inversiones asociadas a estos campos son:

2.3 SAN ALBERTO El Campo San Alberto, operado por la empresa Petrobras Bolivia, se encuentra ubicado en la Serranía de San Antonio faja Sub Andina Sur en la provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija. El desarrollo de este campo en el periodo 2011-2015, incluye actividades de perforación y terminación de pozos, reentry, instalación de facilidades de recolección, ampliación de capacidad de almacenaje, adecuaciones y otros. Las inversiones asociadas a este campo son:

2.4 SÁBALO El Bloque San Antonio, operado por la empresa Petrobras Bolivia, se encuentra ubicado entre las Serranías Aguarague y Caipipendi de la faja Subandina Sur a 30 kilómetros de la ciudad de Villamontes y 37 kilómetros de la localidad de Palos Blancos en el Departamento de Tarija.Las actividades destinadas al desarrollo de este campo incluyen la ejecución del revamping de la planta de gas, construcción del tercer tren de la misma, realización de sísmica 3D, perforación de tres pozos nuevos SBL-6, SBL-7 y SBL-8 y el proyecto de descarte de agua producida. Las inversiones asociadas a este campo son:

2.5 ITAU El Campo Itaú, operado por la empresa Total E&P Bolivie, se extiende del Sur al Norte en la parte central del Bloque XX-Tarija Oeste, en la provincia Gran Chaco departamento de Tarija. Este campo requiere de actividades de desarrollo para maximizar su producción, las cuales incluyen dos fases: Fase I: El Alcance de este proyecto para el área de Facilidades de Superficie cubre los siguientes Sub- Proyectos: 1. Facilidades de Pozo ITU-X2; 2. Línea de recolección Pozo ITU-X2; y 3. Facilidades en Planta San Alberto. Fase II: La Segunda Fase contempla actividades para continuar con el desarrollo del campo, las mismas consisten en la intervención del pozo ITU-X1 y la realización de un reentry; la perforación de un pozo adicional: ITU-4; y el reentry del pozo ITU-X2 para cambiar su configuración vertical por una de alto ángulo que permita mejoras productivas. Es necesaria la construcción de las correspondientes líneas de recolección de todos los pozos y la instalación de un tercer módulo de procesamiento de gas, con una capacidad nominal de 5 Mmcd, la cual será construida en instalaciones de la Planta de Gas del campo San Alberto. La capacidad de proceso del tercer módulo se ha definido en 5 Mmcd. Las inversiones asociadas a este campo son:

2.6 RESTO DE LOS CAMPOS Como se indicó anteriormente, el resto de los campos, participan con porcentajes menores en la producción total de hidrocarburos. Dentro de los operadores de estos

campos, se encuentran YPFB Chaco y YPFB Andina como los principales actores en este segmento, sin embargo también hay otros operadores que deben realizar actividades en estos campos. A continuación se detallan montos de inversión y producción de algunos de los más importantes operadores para el periodo 2011-2015:

3 PLAN DE PLANTAS DE SEPARACIÓN El plan de plantas de separación responde de forma general al objetivo estratégico de avanzar hacia el autoabastecimiento de la demanda interna de hidrocarburos líquidos y sus derivados y generar excedentes para la exportación, y de forma específica a la estrategia 4.3 Incrementar la recuperación de hidrocarburos líquidos mediante la instalación de nuevas plantas de extracción de licuables. El Gas Licuado de Petróleo (GLP) es un combustible de consumo masivo en el país, utilizado principalmente en el sector doméstico, calefacción, sector informal y otros usos. La ejecución de proyectos estratégicos como la puesta en marcha de las Plantas de Separación de Licuables de la corriente de Gas Natural destinado a la exportación, permitirá alcanzar el autoabastecimiento de la demanda interna de GLP y generar excedentes para la exportación. La implementación de los proyectos de las Plantas de Separación de Líquidos de Gas Natural permitirá:

Extraer los Líquidos excedentarios contenidos en la corriente de Gas Natural destinados a los mercados externos, y orientar los productos obtenidos prioritariamente al mercado interno y exportar los excedentes.

Recuperar GLP y Gasolina Natural, mediante la extracción de licuables utilizando el proceso de Turbo Expansión y Fraccionamiento, con tecnología RSV (Recycle Split Vapor) Planta Gran Chaco y CRYOMAX Planta Rio Grande

Asegurar el abastecimiento de GLP al mercado interno mediante el incremento de producción para cubrir el déficit creciente de este carburante causado por un proceso de declinación persistente de la oferta de GLP conjuntamente con un crecimiento sostenido de la demanda en el mediano y largo plazo.

Incrementar la producción de Gasolina Natural para su exportación.

Obtener mayores ingresos por la comercialización de los mencionados productos.

3.1 PLANTA DE SEPARACIÓN DE LÍQUIDOS DE RÍO GRANDE El propósito de esta inversión, es el procesamiento de 5.7 MMmcd de gas natural provenientes de los campos del Sur para producir hasta 361 TMD de Gas Licuado de Petróleo, 600 BPD de Gasolina Natural no estabilizada (aprox. 350 BPD estabilizada) y 195 BPD de Gasolina Natural rica en Iso-Pentano. Esta Planta utilizara un proceso de turbo expansión (unidad criogénica) con tecnología Cryomax, además contará con unidades de: deshidratación (tamiz molecular), debutanizadora, recompresión y sistemas auxiliares. Se tiene previsto instalar la planta en el campo de Río Grande, el cual se encuentra ubicado en la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz.

Un punto importante para el análisis de la capacidad y ubicación de la Planta es cumplir con la energía mínima del Gas Natural (BTU) exigida por el mercado Brasileño, en el contrato de exportación GSA. Luego de que haya finalizado el contrato GSA con Brasil, y suponiendo que no exista renovación del mismo, la Planta de Río Grande podrá seguir suministrando el gas requerido por la Planta del Mutún. 3.1.1 Descripción del Proceso - Planta de Río Grande La ejecución de este proyecto permitirá separar los Líquidos contenidos en la corriente de Gas Natural destinados a los mercados de exportación, extrayendo el poder calorífico excedente al establecido en los contratos de comercialización. A su vez permitirá asegurar el abastecimiento de GLP al mercado interno mediante el incremento de producción para cubrir el déficit creciente de este carburante causado por un proceso de declinación persistente de la oferta de GLP conjuntamente con un crecimiento sostenido de la demanda en el mediano y largo plazo. El proyecto de Río Grande contempla la instalación

de una Planta de Separación de Líquidos de gas natural completamente autónoma que incluye todos los servicios auxiliares necesarios para su buen funcionamiento. La tecnología del proceso de turbo expansión utilizada es la CRYOMAX DCP (no licenciada), desarrollada principalmente para una recuperación de propano mínima del 96% y una recuperación de la totalidad de los compuestos más pesados presentes en la corriente del gas de un 99%. La Planta de Separación de Líquidos tiene una capacidad de procesamiento de 200 MMSPCD de gas natural. Los productos de la Planta son: GLP 361 TMD Gasolina Natural estabilizada 350 BPD (TVR de 11.5 PSI) Gasolina Natural rica en Iso-Pentano 195 BPD

3.2 PLANTA DE SEPARACIÓN DE LÍQUIDOS - GRAN CHACO El propósito de esta inversión es el procesamiento de 30 MMmcd de Gas Natural proveniente de los campos del sur del país, para producir aproximadamente 2.200 TMD de Gas Licuado de Petróleo (GLP), 1.500 BPD de Gasolina estabilizada, 1.100 BPD de Iso-Pentanos (I-C5) y 2.600 TMD de Etano (C2). Esta Planta utilizará un proceso de turbo expansión (unidad criogénica) con tecnología RSV (Recycle Split Vapor), además contará con unidades de: deshidratación (tamiz molecular), fraccionamiento, recompresión y sistemas auxiliares. Se tiene previsto instalar la planta en el cantón Yacuiba, el cual se encuentra ubicado en la provincia Gran Chaco Departamento de Tarija. Si bien la Planta tendrá la capacidad de extraer el etano de la corriente de alimentación de gas natural, esta actividad estará sujeta a la necesidad de contar con este componente, una vez que la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos – EBIH implemente algún proyecto de industrialización del etano.

De acuerdo al Gráfico Nº 3.24 se puede observar la posible ubicación de la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco, cuyo producto Gas Residual pueda alimentar el volumen de Transferencia al mercado Argentino. De acuerdo a los balances hasta el año 2026 la capacidad máxima de esta Planta es un total de 30 MMmcd de gas natural, con un flujo constante al mercado de Argentina de 27,7 MMmcd de gas residual. A diferencia del mercado de Brasil, que especifica un alto poder calorífico, el mercado de Argentina requiere un menor poder calorífico y una diferente base de cálculo. 3.2.1 Descripción del Proceso Planta de Gran Chaco Las condiciones de la corriente de gas de alimentación a la Planta son: Temperatura máxima 95 ºF y presión máxima 1000 Psig. Inicialmente fluye a través de los filtros de gas de entrada, e ingresa a la unidad de deshidratación con Tamiz Molecular, con el objetivo de eliminar el contenido de agua. Luego, este gas seco pasa por unidad criogénica (turbo expansión), donde se extraen los componentes licuables presentes en la corriente de Gas Natural. El gas residual se comprime y se reinyecta al gasoducto, mientras que los Líquidos

obtenidos se separan en la unidad de fraccionamiento, para recuperar Gas Licuado de Petróleo (GLP) y Gasolina Natural. Se logra una alta recuperación de etano y componentes más pesados, utilizando el proceso de turbo expansión con tecnología RSV (Recycle Split Vapor) el cual tiene una recuperación del 99% de propano. En el siguiente gráfico se muestra la ubicación de las Plantas de Separación de Líquidos Rio Grande y Gran Chaco, de acuerdo a los campos en producción y al mercado de exportación.

Fuente plan estratégico ypfb corporativo (PEC) 2011 - 2015

Nuevas plantas de separación de licuables

Ante la necesidad de abastecimiento de GLP en el país, YPFB busca cubrir la demanda del mercado interno y evitar sus altos costos de importación. El GLP, es el segundo producto hidrocarburífero de mayor consumo en el mercado interno boliviano, representa en promedio un 25,5% sobre el total comercializado de productos derivados de hidrocarburos. Para cubrir prioritariamente el mercado interno de GLP y gasolina natural, YPFB ha priorizado la ejecución de los proyectos: Planta de Separación de Líquidos de Gas Natural

a ser instalada en la región de la Provincia Gran Chaco y Planta de Separación de Líquidos de Gas Natural a ser instalada en la región de Rio Grande. La ejecución de estos proyectos permitirá separar los Líquidos contenidos en la corriente de Gas Natural destinados a los mercados de exportación, extrayendo el excedente de energía al establecido en los contratos de comercialización. En mayo del 2010 se adjudicaron los “Estudios de la Ingeniería Conceptual e Ingeniería Básica Extendida de la Planta de Extracción de Licuables de Rio Grande”, los cuales estarán concluidos en noviembre de 2010, teniéndose prevista la contratación de la Ingeniería de Detalle, Procura y Construcción (IPC) de la Planta en diciembre de 2010. En junio del 2010 se adjudicaron los “Estudios de Actualización y Ampliación de la Ingeniería Conceptual y Desarrollo de la Ingeniería Básica de la Planta de Extracción de Licuables de Gran Chaco”, los cuales estarán concluidos en enero de 2011, dando inicio al IPC de la Planta en marzo de 2011.(YPFB, 2012)

Volumen de Gas destinada a plantas

Planta de Extracción de Líquidos - Río Grande La Planta de Extracción de Licuables que se prevé instalar en Río Grande, Provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz, procesaría 5,7 MMmcd de gas natural provenientes de los campos del sur para producir hasta 361 TMD de gas licuado de petróleo, 600 BPD de gasolina natural no estabilizada (aprox. 350 BPD estabilizada) y 195 BPD de gasolina natural rica en Iso-Pentano. En base a la información técnica del proyecto, se ha considerado un volumen de 0,3 MMmcd de gas natural como retenido de planta, el inicio de operaciones de la planta está previsto para el primer semestre del 2013.

Proyecto Planta Extracción de Líquidos – Gran Chaco De acuerdo a los estudios realizados a la fecha, se ha considerado la instalación de una planta para el procesamiento de 30 MMmcd de gas natural proveniente de los campos del sur del país, para producir aproximadamente 2.200 TMD de gas licuado de petróleo, 1.500 BPD de gasolina estabilizada, 1.100 BPD de Iso-Pentanos (I-C5), la producción de etano está siendo analizada actualmente. Para fines de la proyección, los volúmenes de gas natural de proceso y de gas natural retenido corresponden al 6% de la Cantidad Diaria Garantizada (CDG2) del Contrato de Compra Venta entre YPFB –ENARSA y se incrementan de manera gradual de acuerdo a lo establecido en la adenda del mencionado contrato. Este proyecto considera dos módulos de 15 MMmcd cada uno y establece la obligación de entrega a ENARSA de hasta 27,7 MMmcd más el gas combustible requerido por el sistema de transporte argentino, a un poder calorífico mínimo de 1.000 BTU/pc, que deberán ser puestos a disposición de ENARSA en los Puntos de Entrega estipulados en el Contrato de Compra Venta de Gas Natural suscrito entre YPFB-ENARSA.

El inicio de operaciones del primer módulo de la planta está previsto para el segundo trimestre del 2013 y el segundo módulo para el 2014.(YPFB, 2012)

Proyecciones de consumo de gas natural para proyectos de industrialización Mediante Decreto Supremo N° 0368 del 25 de noviembre de 2009, se crea la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH) como la encargada de desarrollar la industrialización y cambiar el patrón primario exportador de los hidrocarburos en el país. La implementación de las plantas de industrialización del gas natural requiere de un largo tiempo, desde la elaboración de los proyectos, pasando la etapa de ejecución, hasta la puesta en funcionamiento. De acuerdo a información del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), se tiene planificado cinco polos de desarrollo para la industrialización, estos son: - Polo de Desarrollo Carrasco - Polo de Desarrollo Gran Chaco - Polo de Desarrollo Uyuni - Polo de Desarrollo Patacamaya - Polo de Desarrollo Puerto Suarez

El proyecto que tiene definido un volumen de consumo de gas natural es la Planta de Amoniaco-Urea en Carrasco. Asimismo, por el nivel de importancia estratégica en el abastecimiento de la demanda interna de diesel, también se tomó en cuenta el proyecto GTL de acuerdo a los volúmenes requeridos de gas natural y rendimientos establecidos en los estudios realizados. Proyecto de Amoniaco Urea Para la proyección en el Plan de Inversiones, se estableció un consumo de 2,2 MMmcd y dado el avance en la ejecución del proyecto hasta la fecha, se consideró un retraso en el cronograma del proyecto de dos años, estimando el inicio de operaciones para el primer trimestre de 2015. Proyecto Gas toLiquid (GTL) El proyecto GTL tiene relevancia estratégica en el abastecimiento de diesel para el mercado interno, por lo cual se consideró este proyecto en la proyección del consumo de gas natural. Se consideró la información desarrollada en el Plan de Inversiones 2009 - 2015 de YPFB Corporación presentada el año pasado, pero dados los niveles de avance en dicho proyecto se tomó en cuenta un rezago de dos años en su entrada en operación, vale decir el año 2017 con un consumo de 4,5 MMmcd.

1.1 PLANTA DE RIO GRANDE

La Planta de extracción de licuables de Rio Grande, está ubicada en la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz, tiene un costo aproximado de 159 millones de dólares americanos. Estáproyectando la extracción de Gas Licuado de Petróleo GLP y Gasolinas.

Según documentos publicados por YPFB este proyecto se encuentra en un 60% de avance del proyecto, ya que los equipos necesarios para ensamblar esta planta ya están en un 90% o en otros casos ya están terminados, por lo cual YPFB hizo un pago de 108.2 millones a la empresa AESA, quien esta licitada en la instalación.

Se sabe que ya se encuentra en nuestro país el turboexpansor de la planta, que es la pieza de mayor importancia.