Revista Ypfb Informa Net
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Crece la demanda por el gas natural boliviano
YPFB consolida la Renta Dignidad y el Bono Juancito Pinto
El primer quinquenio de la nacionalización redituó $us 9.494 millones para Bolivia
Esta es una publicación deYacimientos Petrolíferos Fiscales BolivianosCorporación
Consejo EditorialYPFB Corporación
DirecciónJaqueline Vinoya Rocabado
Jefe de PrensaEver Terán Flores
PeriodistasAntonio Castaños Medrano Jhonny Salazar Socpaza
DiseñoGianni Renzo Borja Godoy
FotografíaJhonny Choque LlanqueGianni Renzo Borja GodoyEduardo Osorio Paul Renaud
Derechos Reservados 2011
contenido
www.ypfb.gob.boOficina Central: Calle Bueno Nro. 185
Telf.: 591-2-2370210 - Fax: 591-2-2373375 Línea de Transparencia: 800 10 9898
Casilla Postal: 401La Paz - Bolivia
Mayo 2011
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Editorial
La Nacionalización, el hecho político más legítimo de Bolivia
Record histórico en la generación de recursos en 2010
La petrolera estatal se fortalece con los ingresos de la
Nacionalización
Inversiones petroleras se duplican con la administración estatal
YPFB aporta el 63% de la inversiones programadas para 2011
Plantas de extracción de licuables generarán
$us 1.120 millones anuales
YPFB refinación ampliará plantas para procesar 6.500 barriles
de petróleo crudo
YPFB multiplicó el número de instalaciones de gas
GNL para 25 poblaciones intermedias
YPFB Chaco obtiene mayores utilidades con la nacionalización
YPFB Logística incrementará la capacidad nacional de
almacenaje en 150%
YPFB Aviación amplía operaciones en aeropuertos
YPFB Andina invierte más de $us 520 millones
para optimizar la producción
YPFB Transporte da prioridad al desarrollo de gasoductos
para el mercado interno
GTB construye gasoducto alterno y asegura exportación
al Brasil
YPFB PETROANDINA SAM: La primera empresa boliviano -
venezolana creada tras el proceso de Nacionalización
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Cinco años de soberanía y
dignidad
El proceso de la Nacionalización de los Hidrocarburos en Bolivia ha completado su primer ciclo de cinco años con soberanía y
dignidad.
Desde aquel 1 de mayo de 2006, cuando el presidente Evo Morales Ayma, promulgó el histórico Decreto Supremo Nº 28701 “Héroes del Chaco”, que restituye la propiedad y el control de los recursos naturales, ha retornado la certidumbre y estabilidad a la industria de los hidrocarburos con reglas claras.
“Queremos socios, no patrones”, sentenció el Mandatario hace cinco años, cuando se aprobaron ante el Legislativo Nacional 44 contratos de operación firmados con 16 compañías petroleras que actualmente operan en el país en una relación proactiva con el Estado.
En este quinquenio, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Corporación se ha consolidado como el brazo operativo de la Nacionalización que interviene y dirige la cadena de producción nacional en una perspectiva de desarrollo.
La administración estatal de los hidrocarburos ha asegurado mayores mercados para el gas natural y proyecta la diversificación de la oferta, implementando agresivas políticas de exploración y desarrollo en pos de una mayor producción y asegurar mayores reservas.
En Bolivia, la Nacionalización de los Hidrocarburos se ha convertido en el eje del proceso de cambio que ha refundado Bolivia, restituyendo facultades inalienables sobre la dirección y el uso de los hidrocarburos como un recurso estratégico que es fuente de dignidad, soberanía y desarrollo para el pueblo boliviano.
editorial
El negocio de los hidrocarburos ha incrementado su eficiencia con mayores volúmenes de producción en un contexto de precios internacionales espectables. Bolivia se autoabastece y cumple sus compromisos de exportación.
El desarrollo socioeconómico precisa de un manejo responsable y estratégico de los hidrocarburos en el contexto internacional. El Primer Congreso Gas & Petróleo de YPFB Corporación que se instituye hoy en Bolivia es y será el escenario propicio para analizar las perspectivas, los retos y usos tecnológicos de la industria del gas natural en Sudamérica y el Mundo.
Bolivia se enorgullece de reunir a destacados representantes de empresas petroleras estatales y privadas de la región y el mundo, además de especialistas, técnicos e investigadores quienes aportarán con su conocimiento y valiosas experiencias al desarrollo progresista de la industria de los hidrocarburos.
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Beneficios de laNacionalización
“YPFB Corporación se ha consolidado como el brazo operativo de la Nacionalización de los Hidrocarburos”
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El vigente proceso de la Nacionalización de los Hidrocarburos constituye el hecho político fáctico más legítimo del Estado Plurinacional
de Bolivia en toda la historia republicana, al haber materializado la firme determinación de las grandes mayorías populares para consolidar la recuperación y administración de los recursos naturales, certificando la decisión en dos referendos nacionales y consolidando su legalidad en la Constitución Política del Estado.
La tercera Nacionalización de los Hidrocarburos aprobada por el Presidente Evo Morales Ayma ha trasuntado en una política de Estado que ha sido refrendada democráticamente y cuya eficacia se refleja en el desarrollo de la industria petrolera nacional y la generación y administración responsable de millonarios excedentes económicos que se vienen distribuyendo en todo el país para beneficio del pueblo boliviano.
En un quinquenio de ejercicio de la Nacionalización de los Hidrocarburos y la administración estatal del gas y el petróleo, la historia y el pueblo boliviano han juzgado los resultados de esta firme decisión que ha reparado una deuda histórica al restituir el inalienable
dominio nacional sobre los recursos hidrocarburíferos que hoy impulsan el desarrollo económico boliviano.
El fundamento político de la Nacionalización nace en la lucha del pueblo boliviano iniciada en la década del 2000 frente a un régimen privado transnacional de explotación de los recursos naturales que consiguió acceder a un escaso sistema impositivo en relación con la clase política de partidos tradicionales de derecha que implementó en el país el régimen liberal o neoliberal.
La legitimidad de la nacionalización actual nace en octubre de 2003 cuando el pueblo movilizado se opuso a la exportación del gas por puertos de ultramar, reclamando su industrialización y aprovechamiento interno con valor agregado. Esta Nacionalización social concluyó con el alejamiento del gobierno de Gonzalo Sánchez de Lozada, causante y propiciador de la desnacionalización de las empresas del Estado y la privatización de YPFB que fue reducida a condición residual.
A la asunción del vicepresidente de la fórmula emenerrista, Carlos Mesa, precedió la inmediata admisión de la necesidad de un proceso de
La Nacionalización, el hecho político más legítimo de Bolivia
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referéndum vinculante sobre el gas en el que los bolivianos votaron por el “SI” a la abrogación de la Ley de Hidrocarburos No. 1689, promulgada por Gonzalo Sánchez de Lozada, la recuperación de la propiedad de todos los hidrocarburos en boca de pozo para el Estado boliviano y la refundación de YPFB. Este referéndum histórico le da la característica de “legal” y consolida el carácter de “legítimo” a las jornada de lucha de “Octubre Negro” de 2003 en El Alto, cuando cayeron más de 80 connacionales.
Esta administración con los resabios de los propulsores de la capitalización y privatización nunca admitió la nacionalización y continuo buscando espacios en la nueva Ley de Hidrocarburos 3058 que se aprobó a instancias del Congreso Nacional, y tuvo que ser promulgada por Hormando Vaca Diez (MIR), en ausencia de Carlos Mesa, de viaje en el exterior del país.
En medio de tensiones políticas, la nueva Ley de Hidrocarburos antes que presentar una visión de desarrollo del sector, equilibró intereses y presiones regionales. En esta coyuntura, fue decisivo el rol desde la oposición de Evo Morales y el MAS en la recuperación de la propiedad del gas y el petróleo nacionales y el incremento de la participación estatal en la comercialización de los hidrocarburos, fundamentalmente.
De las tensiones políticas y sociales de ese entonces, emergió una corriente de fuerte cuestionamiento a la privatización de la industria petrolera nacional del campo a la ciudad que acortó los mandatos de transición política y originó a nuevos partidos políticos y líderes, como Evo Morales. Este movimiento demandó la inclusión de una nueva agenda nacional.
Con un respaldo de más del 56% del electorado nacional, Evo Morales plantea un programa de gobierno que acata la firme decisión del pueblo por la Nacionalización de los Hidrocarburos que se materializa el 1 de mayo de 2006 a través de la promulgación del Decreto Supremo Nº 28701 “Héroes del Chaco” que se fundamenta en el referéndum del gas de 18 de julio de 2004.
Aquella trascendental disposición, en aras de la dignidad y soberanía, concretó estratégicamente la
firma de 44 contratos de operación con 16 empresas privadas que actualmente operan en Bolivia e impulsó la firma del contrato de compra venta de gas con la Argentina, consolidando y extendiendo el mercado para el gas boliviano.
En lo fundamental, este Decreto Supremo ha permitido la recuperación de todo el patrimonio de YPFB, con la Nacionalización de sus empresas que fueron privatizadas y capitalizadas, refundando y consolidando a la Corporación Productiva más importante de propiedad de todo el pueblo boliviano que hoy genera los mayores recursos del país, administra con responsabilidad el excedente económico y controla y participa en toda la cadena de producción nacional de gas y petróleo, abastece al mercado interno y externo, define precios, busca nuevos mercados e impulsa la industrialización de los hidrocarburos.
Después de cuatro años de efectiva vigencia, el decreto de nacionalización de los hidrocarburos completó un ciclo de amplio beneficio social y se ha consolidado en 2009 en la nueva Constitución Política del Estado, tras un segundo referendo nacional. La Carta Magna define un nuevo régimen de los hidrocarburos, estableciendo la propiedad inalienable e imprescriptible del gas natural y el petróleo en cualesquiera de sus formas, confiriendo a YPFB la responsabilidad de su administración y el desarrollo de la industria hidrocarburífera. Esta determinación protege el interés colectivo frente a futuros intentos de privatización bajo pena de represalia fiscal por “traición a la patria”.
En estos cinco años, se puso en marcha un Proceso de Cambio que refundó al país y sentó las bases del Estado Plurinacional. La Nacionalización de los Hidrocarburos se constituyó en el eje de este proceso, al revertir el inconstitucional régimen de entrega del control y la dirección de este recurso estratégico, convirtiéndose en fuente de dignidad, soberanía y desarrollo del país, al atender la decisión del pueblo – a través de sus luchas históricas – de que la riqueza que posee nuestro país sea utilizada pensando primero en las bolivianas y bolivianos.
quinquenio de la Nacionalización
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Mayores recursos benefician al pueblo boliviano
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El primer quinquenio de la Nacionalización redituó $us 9.494 millones para Bolivia
El proceso de Nacionalización de los Hidrocarburos, iniciado hace cinco años por decisión del Presidente Evo Morales Ayma, ha generado para Bolivia $us 9.494
millones, los mayores ingresos de toda su historia económica. “En cinco años anteriores, entre 2001 a 2005 YPFB, la empresa residual, había aportado al Estado boliviano sólo $us 1.665 millones. En cinco años de nuestra gestión, el aporte es de $us 9.494 millones. Esto es la Nacionalización (…) Quienes afirman que no hay Nacionalización se equivocan”, destacó el Presidente Morales el 1 de mayo al conmemorar el primer quinquenio de la nacionalización de los hidrocarburos en Bolivia en un evento público con los trabajadores petroleros.
La bonanza de los hidrocarburos ha promovido el desarrollo social y económico al beneficiar a más de nueve millones de habitantes a través del Tesoro General del Estado (TGE), gobernaciones, municipios y el sistema universitario público en todo el territorio nacional.
Este monto total es el resultado de la sumatoria de los ingresos generados por la actividad de desarrollo de hidrocarburos entre 2006 a 2010, además de otros impuestos nacionales deducidos de la actividad económica, estructura fiscal consolidada legalmente en el país.
La Nacionalización de los Hidrocarburos beneficia al pueblo boliviano y consolida el control absoluto de la cadena de producción nacional, el excedente económico de los hidrocarburos y el fortalecimiento de YPFB como la primera Corporación nacional que sustenta la economía del país.
“Cinco años antes de la Nacionalización en el momento de la privatización y la capitalización cuando las empresas privadas se quedaban con la mayor parte del excedente económico, sólo el Estado percibió alrededor de la quinta parte de lo que hoy tiene como beneficio y se distribuye equitativamente entre los bolivianos”, ponderó Carlos Villegas, presidente ejecutivo de la estatal petrolera. La renta petrolera obtenida entre
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Otros Impuestos *
Patentes
Par cipaciones YPFB
Par cipación T.G.N.
Regalías
IDH
Ingresos generados por el Sector Hidrocarburos(en millones de dólares)
1.665 millones de dólares de
ingresos antes de la Nacionalización
222.7188.0 243,5
333,2
677,9
1.474,7 1.531,6
2.102,82.278,8
2.105,9
9.494 millones de dólares de
ingresos para el país en 5 años de Nacionalización
Fuentes: Unidad de Programación Fiscal -M inisterio de Economía y Finanzas Públicas, Servicio de Impuestos Nacionales e YPFB* IVA, IUE, IT,R C –I VA, SURTAX
Actualmente, el 45% de las exportaciones de Bolivia está representado por el sector hidrocarburos con una participación del 6% en el Producto Interno Bruto (PIB).
Sin contar los impuestos del régimen fiscal boliviano, los ingresos generados por la actividad de hidrocarburos entre 2006 y 2010 ascienden a $us 8.207 millones, monto superior en 464% respecto a los recursos obtenidos en los cinco años anteriores precedentes a la Nacionalización cuando solo se contabilizaron $us 1.454 millones.
El modelo privado de explotación de los
hidrocarburos disminuyó los ingresos para el país hasta un mínimo de $us 136 millones, obtenidos en 1998. El proceso de recuperación de los recursos naturales, con la nacionalización de los hidrocarburos aumentó progresivamente las recaudaciones por la comercialización de los hidrocarburos, hasta obtener
2006 a 2010, bajo administración de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Corporación, como brazo operativo de la Nacionalización, es superior en 470 por ciento, a los cinco años anteriores de la privatización y capitalización de la industria petrolera boliviana.
Con la antigua Ley de Hidrocarburos Nº 1689, se introdujo la capitalización y/o privatización de la industria petrolera boliviana que redujo a YPFB a una condición “residual” al transferir su patrimonio al sector privado y defenestrar todas sus capacidades operativas. En ese periodo neoliberal, el Estado obtuvo ingresos exiguos, garantizando para el sector privado transnacional una mayor participación dentro de un esquema que, además, otorgaba a dichas empresas la propiedad sobre los recursos naturales.
Las divisas obtenidas en todo el proceso de la Nacionalización coadyuvan al desarrollo nacional.
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recursos para el Estado, a diferencia de la escasa asignación de los contratos de riesgo compartido (joint venture) pactados en anteriores gestiones.
El ostensible aumento en las recaudaciones tributarias y otras participaciones del sector Hidrocarburos obedece a una eficiente administración del patrimonio del pueblo boliviano, así como al incremento de la demanda de volúmenes de gas natural en Argentina y Brasil, y al ajuste trimestral de los precios de exportación de gas natural que se elevaron en
más de $us 2.005,9 millones, el año 2010.
Con la reforma estructural impulsada por Evo Morales Ayma en el Parlamento en la gestión 2005, se aprobó la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 que introdujo, la obligación del pago de 32% por concepto del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) y 18% por regalías, adicionando un total de 50% a favor del Estado, además de las patentes petroleras.
A esta estructura fiscal, se suman otros impuestos regulares para todas las empresas en Bolivia como son el Impuesto al Valor Agregado (IVA), Impuesto a las Utilidades de las Empresas (IUE), Impuesto a las Transacciones (IT), RC-IVA, que generaron una recaudación de 1.287 millones para el Servicio de Impuestos Nacionales (SIN).
Estos ingresos generados por el sector hidrocarburos benefician en forma directa a las nueve Gobernaciones del país, 327 municipios, todo el sistema universitario público y el Tesoro General del Estado, desarrollando una vasta red de cobertura de salud, educación e infraestructura social que mejora la calidad de vida de los bolivianos.
La aplicación de los 43 contratos de operación que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos suscribió con 16 empresas del sector que operan en el país desde octubre de 2006, reditúa participaciones para la estatal y mayores
quinquenio de la Nacionalización
INGRESOS GENERADOS POR IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIÓN AL TGN (MM$us)
CONCEPTOCAPITALIZACIÓN Y/O PRIVATIZACIÓN
NACIONALIZACIÓN
CONTRATOS DE OPERACIÓN
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
IDH 0 0 0 0 0 0 0 287,9 682 754,2 911,5 927,6 968,2
Regalías 32,2 34,9 61 71,3 70,4 98,5 140,7 196,9 256,8 292,9 313 341,0 366,5
Participación T.G.N. 64,2 53,7 109,2 103,3 91,5 113,3 139,2 107,2 128,4 146,5 156,5 174,2 183,2
Total Regalías, Particip.e IDH. 96,4 88,6 170,2 174,6 161,9 211,8 279,9 592,0 1.067,2 1.193,6 1.381,0 1.442,8 1.517,9
Fuentes: Unidad de Programación Fiscal - Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, Servicio de Impuestos Nacionales e YPFB
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función a la cotización del crudo internacional de referencia (WTI) y a las nuevas reglas establecidas por la Nacionalización.
“Los ingresos que provienen de hidrocarburos se calculan en base a dos elementos son volúmenes y precios. Puede ser que aumenten los precios a nivel internacional pero si no aumentan volúmenes los ingresos no pueden aumentar en forma significativa”, señaló Carlos Villegas, presidente ejecutivo de YPFB Corporación.
El proceso de recuperación también cumple el objetivo de llevar los recursos del sector de
hidrocarburos al pueblo, beneficiando de manera directa a los sectores más desprotegidos y vulnerables de la sociedad como son los ancianos y niños. Al realizar un balance de los cinco años del proceso de la Nacionalización de los Hidrocarburos, Villegas reflexionó que los excedentes distribuidos en el país, deben ser empleados en la lucha contra la pobreza, en el marco del paradigma de desarrollo del “Vivir Bien”.
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1.000,0
2.000,0
3.000,0
4.000,0
5.000,0
6.000,0
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9.000,0
2001 - 2005 2006 - 2010
1.454,5
8.207,0
Nacionalizacion, Contratos de Operacion
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(en
$us)
IDH (1) Regalías Participación T.G.N. Participaciones YPFB (2) Patentes (3)
IDH, Regalías, Participación TGE, Participación YPFB y Patentes (periodo 1998-2010)
En m
illon
es d
e $u
sEn
mill
ones
de
$us
Contratos de Riesgo Compartido
Nacionalización, contratos de operación
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Récord histórico
en la generación
de recursos
en 2010
La gestión 2010 marcó un récord histórico en la captación de recursos en el sector
hidrocarburos. YPFB Corporación pagó aproximadamente $us 1.518 millones por Regalías, Participación al TGE e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), monto superior en 5% al registrado en el año 2009 cuando se recaudó $us 1.443 millones.
“Desde la promulgación de la Ley de Hidrocarburos del 2005 y la Nacionalización de los Hidrocarburos, YPFB genera y distribuye el excedente económico bajo la forma de IDH, regalías y participaciones. Resultado de un aumento de producción y del incremento de precios, se ha generado $us 1.518 millones en el año 2010”, indicó Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación.
Los ingresos obtenidos por IDH, Regalías y Participaciones en 2010
representan el monto más alto en toda la gestión del Presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma. En el año 2006 los ingresos petroleros fueron de $us 1.067 millones, en el 2007 –año en que se hace cargo YPFB del pago de estos ingresos- fue de $us 1.193 millones, en el 2008 se registró $us 1.381 millones y en el 2009 la estatal petrolera distribuyó $us 1.443 millones.
De acuerdo a la cláusula 12 de los Contratos de Operación suscritos con las empresas petroleras en octubre de 2006, YPFB es el responsable directo del pago de Regalías, la Participación al TGN y el Impuesto Directo a los Hidrocarburos, a partir de la fecha efectiva de los mismos. A tal efecto, para el cumplimiento y aplicación de los contratos, protocolizados el 2 de mayo de 2007.
De conformidad a lo establecido en el Decreto Supremo N° 29528, el pago por concepto de Regalías, Participación al TGN e IDH, es efectuado en una sola cuota mensual dentro de los 90 días de finalizado el mes de producción.
“El 2010 fue un año especial y fundamental para YPFB, para el sector de los hidrocarburos y para el Estado Plurinacional. En marzo de 2010 se suscribió la adenda de compra y venta de gas a la Argentina y se inició un nuevo ciclo de inversiones significativas que se manifiesta un aumento importante de producción y, por ende, de mayores ingresos. Con estos recursos se han pagado regalías, participaciones e IDH que beneficia al Tesoro, gobernaciones, municipios y universidades estatales”, sostiene Villegas.
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Las compañías petroleras privadas que firmaron 44 nuevos contratos con el Estado boliviano en noviembre de 2006, acataron los procedimientos previstos y, con la autorización del Congreso Nacional, protocolizaron y pusieron en vigor los nuevos contratos de operación.
Desde hace cuatro años, los ingresos por los contratos de operación han ido en constante aumento, de $us 134,2 millones generados en el primer año de vigencia de los contratos, hasta alcanzar un índice récord de $us 443,5 millones durante en el año 2010. En total, los contratos de operación han redituado $us 1.155,6 millones.
Estos ingresos contribuyeron a financiar el funcionamiento operativo de la empresa estatal petrolera, así como la aplicación de nuevos proyectos para el desarrollo de la industria petrolera nacional, cuya participación en la cadena de hidrocarburos cada día se hace más relevante, permitiendo a YPFB recuperar su vocación de empresa operadora en todo el país.
La estatal petrolera se
fortalece con los ingresos de la
Nacionalización
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Corporación) se fortaleció con el proceso de nacionalización que le ha facilitado un flujo
de ingresos de $us 1.572,1 millones, recursos que se vienen reinyectando para impulsar el desarrollo de la industria de los hidrocarburos.
A diferencia de la Ley de Hidrocarburos 3058 que eliminó todo tipo de ingresos para Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, la Nacionalización de los Hidrocarburos garantizó recursos económicos para la estatal petrolera. El Decreto Supremo Nº 28701 estableció la Participación Adicional de 32% sobre la producción de los megacampos, medida que se aplicó entre mayo de 2006 y mayo de 2007.
El decreto de Nacionalización, instó a las empresas petroleras privadas, a firmar los nuevos contratos de operación, visados por el Congreso y protocolizados por las leyes nacionales. Con esta norma vigente y entretanto se demoró el procedimiento señalado, la empresas operadoras de los megacampos, erogaron entre 2006 y 2007, $us 416,5 millones al Estado nacional.
quinquenio de la Nacionalización
CONCEPTO
INGRESOS DE LA NACIONALIZACION en MM $us
2006
CONTRATOS DE OPERACIÓN
2007 2008 2009 2010Ingresos de los Contratos de Operación 0 61,7* 382,4 268,0 443,5
32% Participacion Adicional 282,3 134,2 0 0 0
TOTAL INGRESOS 282,3 195,9 382,4 268,0 443,5
$us 1.572,1 millones
v Los ingresos de los contratos de operación en 2007 corresponden a los meses de septiembre a diciembre, luego de la eliminación del Surtax
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Inversiones petroleras se
duplican con la administración
estatal
Las inversiones petroleras se duplican con la Nacionalización de los Hidrocarburos al influjo de la decidida participación del Estado. YPFB
Corporación y las operadoras destinaron entre 2006 y 2011, un total de $us 4.167 millones en la actividad petrolera boliviana.
De este monto, la estatal petrolera, sus empresas subsidiarias y las operadoras privadas ejecutaron $us 2.353 millones en los últimos cinco años. Estos recursos se incrementarán este año con una participación de $us 1.814 millones, de acuerdo al programa de inversiones 2011.
En los cinco últimos años del periodo de capitalización y/o privatización (2002-2005), las compañías privadas invirtieron un total de $us 1.849 millones, según reflejan las estadísticas históricas.
A manera de una evaluación, sobre el quinquenio de la Nacionalización de los Hidrocarburos, el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas, destacó la existencia de una “inflexión” en las inversiones del sector de los hidrocarburos, orientada a incrementar la producción de hidrocarburos.
“El 2009 hemos invertido 600 millones de dólares, el 2010 hubo una inversión prácticamente es una inversión superior a 782 millones de dólares y este año estamos invirtiendo 1.814 millones de dólares. (…) Uno de los puntos nodales de la nacionalización es el control del excedente económico”, señaló el presidente ejecutivo de la estatal petrolera.
De acuerdo a datos oficiales, las inversiones de YPFB y las operadoras en el período 2001-2005 disminuyeron de 514 a 247 millones de dólares.
Mientras que entre 2006 a 2011, las cifras de la actividad petrolera repuntaron considerablemente hasta llegar a 782 millones de dólares, el año 2010.
Para la presente gestión la estatal petrolera y las empresas operadoras tienen previsto invertir 1.814 millones de dólares, de los cuales 1.141,7 millones de dólares corresponden a YPFB y sus empresas subsidiarias, y 672,4 millones de dólares a las compañias operadoras.
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Contratos de Operación (sin Chaco ni Andina) Empresas Subsidiarias Casa Matriz
514 509
328251 247 274 300
385
612
782(En millones de dólares)
1.849 2.352Millones de dólaresMillones de dólares
Inversiones ejecutadas en el Sector 2001-2010
Fuente: Elaboración Dirección Nacional de Negocios e Inversiones YPFB, en base a información de las Empresas Subsidiarias y Empresas Operadoras
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PROGRAMACIÓN DE LAS INvERSIONES POR ACTIvIDAD - 2011
(EN MILLONES DE DÓLARES)
RELACIÓN PORCENTuAL DE LAS INvERSIONES POR ACTIvIDAD - 2011
(EN PORCENTAJES)
* S e toma la participación del 10 0 % de YPFB Chaco; YPFB Andina
ACTIVIDADYPFB CASA
MATRIZEMPRESAS
SUBSIDIARIASTOTAL YPFB
CORPORACIÓN
Empresas Operadoras
PTP'sTOTAL
Exploración 19.6 220.8* 240.4 110.9 351.4
Explotación 250.5* 250.5 561.5 812.0
Almacenaje 8.9 8.9 8.9
Transporte 171.0 171.0 171.0
Refinación 22.5 22.5 22.5
Plantas de Separación 249.4 249.4 249.4Distribución (Redes+GNL) 186.9 186.9 186.9
Comercialización 8.6 8.6 8.6
Inversiones Menores 3.5 0.0 3.5 3.5
TOTAL 467.9 673.7 1.141.6 672.4 1,814.1Porcentajes 25.8% 37.1% 62.9% 37.1% 100.0%
Exploración19.4%
Explotación44.8%Almacenaje
0.5%
Transporte9.4%
Re nación1,2%
Plantasd e Separación
13.8%Redes10.3%
Comercialización0,5%
Inversionesmenores
0.2%
quinquenio de la nacionalización
YPFB aporta el 63% de las
inversiones programadas
para 2011
las de 2010 en un 56%. Esta programación prioriza el desarrollo de los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos (upstream) para obtener, a corto y mediano plazo, mayores volúmenes de hidrocarburos que garantizarán con suficiencia el abastecimiento del mercado interno en expansión y, asimismo, los compromisos de exportación a países vecinos como Brasil y Argentina, sin descartar futuros mercados en la región.
de operación, las compañías petroleras contribuyen con 37,1%, en conjunto. La cual representa una inversión de $us 672,4 millones, de acuerdo a los compromisos anuales contraídos en los Planes de Trabajo y Presupuesto (PTP) que son supervisados por la Estatal Petrolera. En relación a 2010, la inversión privada en el sector es superior en un 61%.
Las inversiones programadas para este año son más altas que En el objetivo de incrementar
la explotación de gas natural y petróleo,
incorporar nuevas reservas y desarrollar equilibradamente las capacidades de administración de hidrocarburos, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Corporación está ejecutando el Programa de Inversiones 2011 con una inversión de $us 1.814 millones, monto que triplica el promedio de los últimos cinco años.
A partir del proceso de la Nacionalización de los Hidrocarburos, el Estado boliviano adopta un rol estratégico en la industria petrolera nacional, remontando su desarrollo. Este año, YPFB Corporación cuenta con una participación del 62,9% sobre el total programado de inversiones en el sector.
En toda la cadena de producción, la empresa estatal petrolera de propiedad del pueblo boliviano invierte $us 1.141,7 millones a través de YPFB Casa Matriz y sus empresas dependientes YPFB Chaco, YPFB Andina, YPFB Petroandina SAM, YPFB Transporte, YPFB Logística, YPFB Refinación e YPFB Aviación.
En aplicación de los contratos
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Inversiones YPFB Casa Matriz(En millones de dólares)
Inversiones Empresas Subsidiarias(En millones de dólares)
$us. 468 Millones $us. 674 Millones
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171
221
250
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Invers. Menores
Almacenaje
Refinación
Transporte
Exploración
Explotación
Millones $us
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0 100 200 300
Inv. Menores
Comercialización
Exploración
Redes de gas
Plantas Separación
Millones $us
PROGRAMACIÓN DE INvERSIONES 2011 CASA MATRIZ Y SuBSIDIARIAS
Comercialización
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Plantas de extracción de licuables generarán $us 1.120 millones anuales
Una vez puestas en funcionamiento las plantas de extracción de licuables del Gran Chaco y Río Grande tendrán un gran impacto socioeconómico al inyectar $us 1.120 millones anuales a la economía nacional como resultado
de la separación de componentes líquidos del gas rico de exportación, según una proyección de YPFB.
“Cuando estén en operación, ambas plantas atenderán toda la demanda interna de licuables y convertirán a Bolivia en un importante exportador neto de GLP y gasolina en Latinoamérica, lo que derivará en la generación de aproximadamente $us 1.120 millones anuales de divisas para el país”, destacó el Gerente Nacional de Plantas de Separación de Líquidos, Gerson Rojas.
Con la producción de estas plantas, que se financia con recursos del crédito del Banco Central de Bolivia, el país se autoabastecerá con hidrocarburos líquidos, principalmente de GLP, con lo que se garantiza la seguridad energética. El excedente, se exportará a Argentina, Paraguay, Perú, Brasil y otros mercados potenciales.
Esta proyección fue realizada por la estatal petrolera en base a un análisis económico social como parte de los productos de los estudios de ingenieria. Ambas plantas procesarán aproximadamente un caudal de 37,6 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) para producir 2.398 toneladas métricas por día (TMD) de Gas Licuado de Petróleo (GLP) y 2.437 barriles por día (BPD) de gasolina natural.
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“Con ambas plantas de separación vamos a extraer GLP, gasolina, etano, isopentano para cubrir la demanda del mercado interno y exportar los excedentes”, ponderó el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas.
PLANTA GRAN CHACO
YPFB inició el 26 de abril de 2011 el proceso de contratación de una empresa especializada para realizar la ingeniería, procura, construcción y puesta en marcha de la Planta de Extracción de Líquidos Gran Chaco que será la tercera más grande de Latinoamérica entre las plantas de Argentina y Perú.
“Hemos publicado en la web con toda la documentación necesaria para obtener empresas postulantes para el IPC. Este proyecto importante para el país porque la principal función de esta megaplanta, una vez que esté en operación, es atender toda la demanda interna de licuables que tenemos en el país y convertir a Bolivia en un importante exportador de líquidos en Latinoamérica”, manifestó Rojas.
Entre las 23 empresas que manifestaron interés en el IPC de esta planta figuran una italiana, una alemana, seis americanas, una francesa, dos española, dos empresas coreanas y dos japonesas.
“La apertura de sobres será el 19 de agosto de 2011 y la adjudicación está programada para el 29 del
PROCESAMIENTO DE GAS RICO EN AMBAS PLANTAS
Producto Gran Chaco Río Grande TotalGas natural 32 MMmcd 5,6 MMmcd 37.6 MMmcd
GLP 2.037 TMD 361 TMD 2.398 TMDGasolina natural 2.087 BPD 350 BPD 2.437 BPD
Etano 2.030 TMD 2.030 TMDIsopentano 1.054 BPD 195 BPD 1.249 BPD
ITEM EMPRESA PAIS
1 AESA CONSTRUCCIONES Y SERVICIOS ARGENTINA
2 BLACK & VEATCH USA
3 CASALEGROUP ITALIA
4 COSTAIN OIL, GAS & PROCESS LTD. USA
5 FLUOR CORPORATION USA
6 FOSTER WHEELER CANADA LTD. USA
7 GE Oil & GAS OPERATIONS, LLC USA
8 JGC CORPORATION JAPON
9 KBR USA
10 LINDE PROCESS PLANTS, Inc ALEMANA
11 ODEBRECHT BRASIL
12 PROPAK SYSTEMS LTD CANADA
13 SNC LAVALIN GROUP INC. CANADA
14 TECHINT ARGENTINA
15 TECHNIP FRANCIA
16 TECNICAS REUNIDAS S.A. ESPAÑA
17 CHIYODA CORPORATION JAPON
18 SAMSUNG ENGINEERING KOREA
19 HYUNDAI ENGINEERING KOREA
20 SAIPEM S.p.A BRASIL
21 SENER ESPAÑA
22 OAS BRASIL
23 Posco E&C KOREA
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mismo mes, entonces tendremos noticias para el país con relación a la adjudicación de alguna empresa proponente para que lleve adelante la segunda fase del proyecto”, detalló Rojas.
La Planta Gran Chaco procesará un caudal máximo de gas natural de 32 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) y producirá 2.037 toneladas métricas por día (TMD) de GLP, alrededor de 2.087 barriles por día (BPD) de gasolina natural y, además 2.030 TMD de etano - que es el elemento principal - para el proceso de industrialización de los hidrocarburos y entre 605 a 1.054 BPD de isopentano.
Ingeniería
Procura
Construcción
� Validación de la Ingeniería Básica
� Especificaciones Técnicas de los Equipos
� Planos de construcción (civil, eléctrico y mecánico, cronograma, plan de ejecución)
� Adquisición de los Equipos
� Inspección de Calidad de los Equipos
� Proceso de contratación de las obras civiles
2011
Planta de Separación Gran Chaco
Con la participación de las gobernaciones de los departamentos productores de Cochabamba, Santa Cruz y Tarija y los ministerios de Hidrocarburos, Planificación y Economía y Finanzas Públicas, el Directorio de YPFB reunido en Santa Cruz aprobó el pasado 15 de abril, por unanimidad, el proceso de contratación de una empresa especializada que realizará el IPC para la mencionada planta.
Esta instancia también autorizó el proceso de compra
de equipos de turbocompresores y turbogeneradores “que permitirán generar un ahorro importante a la estatal petrolera en tiempo y en costo”, indicó Rojas.
El complejo Gran Chaco, que procesará gas rico de la corriente de exportación de gas natural para extraer componentes licuables, será entregado en el mes de diciembre del año 2013 e iniciará operaciones en el primer trimestre de 2014.
La Planta de Extracción de Licuables del Gran Chaco será construida en la región de Madrejones – Yacuiba, en el departamento de Tarija.
El estudió recomendó la micro localización de esta planta en función a la cercanía con el Gasoducto de Integración Juana Azurduy, ducto que será el medio por el cual se cumplirá con el compromiso del contrato con Argentina.
“Esta planta estará ubicada cerca al Gasoducto de Integración Juana Azurduy que es el ducto que va a atender el contrato que tenemos con la Argentina del cual vamos a extraer 32 MMmcd”, dijo Rojas.
PLANTA DE RíO GRANDE
La Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos prevé para este año un avance del 52% de la ejecución de la ingeniería de detalle, procura, construcción (IPC) y puesta en marcha del complejo de fraccionamiento de licuables Río Grande a cargo de la empresa argentina Astra Evangelistas S.A. (AESA).
Esta planta será construida en la localidad que lleva el mismo nombre (provincia Cordillera) en el departamento de Santa Cruz y su conclusión está prevista para diciembre de 2012. Al momento
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tiene un avance físico del 10.6% y se prevé realizar movimientos de suelo en la segunda quincena de mayo.
El complejo producirá cerca a 361 toneladas métricas diarias de GLP, alrededor de 350 barriles por día de gasolina natural y 195 BPD de isopentano.
El precio referencial para la planta de Río Grande se definió de acuerdo a normas de la industria petrolera que se realiza en base a estudios de ingeniería conceptual, aspecto que diferencia al proyecto de la anterior administración de YPFB que no contó con ningún estudio.
BENEFICIOS DE LOS ESTuDIOS DE INGENIERíA
Todo proceso de un proyecto en condiciones normales necesariamente debe seguir los pasos de los estudios de pre inversión para llegar a la ejecución. Así lo recomienda la normativa boliviana para proyectos de inversión y las buenas prácticas de ingeniería.
“En el estudio de ingeniería conceptual, como su nombre lo expresa, se conceptualizan puntos muy importantes como la micro localización, selección de tecnología, estudios preliminares ambientales, evaluación económica financiera con un (+/-) 30% de
Ingeniería
Procura
Construcción
ETAPA INICIADA EN 2010� Especificaciones técnicas de los Equipos
� Validación de la Ingeniería Básica
� Planos de construcción (civil, eléctrico y mecánico)
� Adquisición de los Equipos Estratégicos
� Inspección de Calidad de los Equipos
� Preparación del proceso de construcción de obras civiles
� Inicio de obras en el 2011.
2011
Planta de Separación Río Grande
incertidumbre, entre otros. En el estudio de ingeniería básica extendida se realizan los documentos importantes como el cronograma de ejecución, se obtiene documentos muy especializados de ingeniería, evaluación económica financiera muy aproximada al presupuesto de inversión”, explicó Rojas.
PARáMETROS DE EvALuACIÓN
Después de analizar el proceso de contratación, la Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos de la estatal petrolera, destacó la experiencia comprobada de AESA para realizar la IPC de la Planta de Separación de Líquidos de Río Grande. La empresa argentina realizó trabajos para Filo Morado, Capex S.A., Shell S.A., YPF S.A., Total Austral, Pan American Energy, Pluspetrol, Repsol,
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Petrobras Bolivia y Chaco SGP.
Los parámetros de evaluación para la adjudicación de una empresa especializada para la IPC de la Planta de Río Grande fueron la experiencia específica, el tiempo máximo de ejecución de la IPC, la calidad, la capacidad financiera y el precio final de propuesta.
“Claramente AESA era la propuesta más baja con relación a los otros proponentes. AESA se adjudicó con un monto de $us 159.600.000, frente a $us 187.000.000 propuesto por BTU y $us 188.000.000 ofrecidos por SGP Steiner”.
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YPFB consolida la Renta Dignidad y el Bono Juancito Pinto
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“Bolivia hoy vive del gas y del petróleo, el 49 por ciento de las exportaciones bolivianas son gas y petróleo, hoy Bolivia vive de YPFB, hay carreteras gracias a YPFB, hay Bono Jancito Pinto gracias a YPFB, hay Renta Dignidad gracias a YPFB. Este sector productivo, que alimenta a Bolivia, es la garantía de nuestra soberanía económica”, afirmó el vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera al referirse al aporte de la estatal petrolera a la economía nacional.
El Bono Juancito Pinto, que consiste en el pago de 200 bolivianos anuales, fue creado en el marco del Plan Nacional de Desarrollo, mediante Decreto Supremo 28899 de 2006. Tiene por objeto constituirse en un mecanismo de incentivo a la matriculación, permanencia y culminación del año escolar de los niños y niñas en el ciclo
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB-Corporación), aportó en los
últimos cinco años con 2.448, 4 millones de bolivianos para pagar la Renta Dignidad a las personas de la tercera edad y el Bono Juancito Pinto a niños y niñas de primero a octavo de primaria de los establecimientos fiscales del país.
De acuerdo a un informe proporcionado por el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, del total mencionado, la estatal petrolera destinó para la Renta Dignidad 1903,3 millones de bolivianos y para el Juancito Pinto 545,1 millones de bolivianos.
Junto a los aportes totales de las entidades estatales incluidas YPFB Corporación, se beneficiaron con la Renta Dignidad 2.3 millones de personas de la tercera edad y 7,5 millones de alumnos de primaria en los últimos cinco años.
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a) Renta Dignidad (Renta Universal de Vejez)
b) B ono J uancito P into (S ubsidio de Permanencia Escolar)
PAGO DE B ONOS
2008 2009 2010Beneficiados Nº 752.66 774.327 758.525Total Distribuido (*) MM Bs. 1,618.4 1,681.8 1,290.3
Aporte de YPFB MM Bs. 520.7 715.0 667.6 % 32.2% 42.5% 51.7%
(*) Fuente: Ministerio de Economía y Finanzas Públicas
2006 2007 2008 2009 2010Bono por alumno Bs. 200 200 200 200 200Alumnos Beneficiados Nº 1,085,360 1,321,812 1,681,1351,748,3811,625,123Total Distribuido (*) MM Bs. 217.1 264.4 336.2 349.7 325
Aporte de YPFB MM Bs. 248.5 155.2 ---- 70.7 70.7 % 114.5% 58.7% ---- 20.2% 21.8%
(*) Fuente: Ministerio de Economía y Finanzas Públicas
“A mí me parece una medida acertada que tomó el gobierno del Presidente Evo Morales al beneficiar con la Renta Dignidad a las personas de la tercera edad. Esta platita me sirve para cubrir gastos que tengo en mi casa y con mis nietos”.
Froilán ventura (ferroviario, Oruro)
alimentación. Yo tengo una actividad de cuenta propia”.
Norberto Soria (comerciante, La Paz)
“Quiero agradecer al gobierno por la Renta Dignidad, estos recursos me permiten cubrir algunas necesidades que tengo, por qué no decir algunos antojos que tengo. Me siento satisfecho porque los recursos de los hidrocarburos llegan a los bolivianos más necesitamos como yo”.
Lucio Gonzales (mecánico, Cochabamba)
de primaria en las unidades educativas públicas de todo el sistema nacional.
Según datos oficiales del Ministerio de Educación, la tasa de abandono escolar de niños del ciclo primario bajó de 5,3 por ciento que se registró el 2006 a 2,5 el 2009.
Mientras que la Renta Dignidad, consistente en el pago anual de 2.400 bolivianos para las personas mayores de 60 años, está en vigencia desde el 1 de enero de 2008, éstos pagos han coadyuvado a la reducción de la pobreza.
TESTIMONIOS
RENTA DIGNIDAD
“La Renta Dignidad me permite contar con recursos económicos adicionales a mi renta de jubilado. Me sirve para cubrir gastos que no faltan ya sea en la casa o para ayudar a nuestros hijos o nietos que aún están en edad escolar”.
Juan Alcalá (jubilado, Oruro)
“A mí me sirve mucho, porque yo no tengo una renta de jubilado. Estos 200 bolivianos mensuales que tengo me ayudan a sobrellevar los gastos de transporte y
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BONO JuANCITO PINTO
“Con mis bonos Juancito Pinto he comprado zapatillas, útiles escolares. Agradezco por este beneficio al Presidente Evo Morales Ayma por acordarse de los niños de los establecimientos escolares del área fiscal”.
Juan Marcelo Gonzales (estudiante de quinto de primaria, Potosí)
“El Bono Juancito Pinto es un beneficio que llega a los estudiantes y nos sirve para cubrir gastos de útiles escolares y ropa. Gracias a los señores del Gobierno que benefician con los recursos de los hidrocarburos a los niños de primero a octavo de primaria. Gracias señor Presidente”.
Marcelo Lazcano (estudiante octavo de primaria, Pando)
“Quiero agradecer en primer lugar al Presidente Evo Morales por beneficiar a los niñas y niñas con el Bono Juancito Pinto. Nuestro profesor nos dijo que estos recursos llegan gracias a la nacionalización de los hidrocarburos, gracias por todo”.
Andriana Tito (estudiante sexto de primaria, Santa Cruz)
“Los niños nos beneficiamos con el Bono Juancito Pinto. Gracias por todo al presidente Morales y sus ministros. Gracias a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos porque hace posible que los recursos de los hidrocarburos lleguen a los niños”.
María Antonieta Cabezas (estudiante cuarto de primaria, Chuquisaca)
quinquenio de la nacionalización
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YPFB Refinación ampliará plantas para procesar 68.500 barriles de petróleo crudo
La capacidad de procesar petróleo crudo en las refinerías Gualberto Villarroel de Cochabamba y Guillermo Elder Bell de Santa Cruz, se
incrementará de 44.800 a aproximadamente 68.500 barriles por día (BPD), según una estimación del Plan de Inversiones de YPFB Refinación S.A.
“Si sumamos la capacidad de procesamiento de crudo en todo el país de las refinerías estatales y si añadimos la ampliación que le vamos a hacer a estas plantas estamos hablando de la cantidad total, solamente para procesar petróleo crudo entre fines de 2013 y 2015”, destaca Rómulo Barba Pedraza, Gerente General de YPFB Refinación.
CAPACIDAD DE PROCESO DE PETRÓLEO CRuDO Y AMPLIACIONESEN MILES DE BARRILES POR DíA (MBPD)
Refinería Capacidad actual
Ampliación
Gualberto Villarroel
25.300 44.500
Guillermo Elder Bell
19.500 24.000
Total 44.800 68.500
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Para este año, la subsidiaria de YPFB Corporación implementará diferentes proyectos estratégicos que aumentarán la capacidad de refinamiento
de hidrocarburos líquidos con la adquisición de un nuevo horno para la refinería Gualberto Villarroel y el equipamiento para la ampliación de la refinería Guillermo Elder Bell.
Con estas ampliaciones, ambas refinerías procesarán petróleo crudo liviano de 60 a 61 grados API (American Petroleum Institute), con el fin de obtener carburantes como gasolina especial, gasolina premiun, kerosén, jet fuel y diesel oil, además de lubricantes automotores como industriales, aceites y grasas en la refinería de Cochabamba, que es la única que produce lubricantes.
El desarrollo de los complejos de procesamiento de hidrocarburos permitirá a ambas refinerías estar preparadas para encarar los nuevos procesamientos de crudo proveniente de las nuevas exploraciones de petróleo que tienen proyectados YPFB Chaco, YPFB Andina, YPFB Petroandina y otras compañías operadoras.
REFINERíA GuALBERTO vILLARROEL
La refinería Gualberto Villarroel de Cochabamba es la más grande del país y procesa actualmente 25.300 BPD de crudo. Está en operación desde el año 1978 y los tubos de los hornos ya presentan un desgaste, por tanto, se requiere de una nueva unidad con mayor capacidad y con tecnología de punta que actualmente se fabrica en Argentina para mejorar los trabajos de refinería y asegurar la confiabilidad operativa de la planta.
“Actualmente esta refinería tiene una capacidad de 25.300 BPD, con la ampliación del horno la llevaremos a 26.500 BPD (2012) y con el Revamp (readecuación o ampliación) que le haremos a toda la Unidad, la ampliaremos a 32.000 bpd (2013), cuando se implementen los otros equipos de ampliación de la planta”, destacó Rómulo Barba.
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Además, esta refinería cuenta con una planta de 12.500 BPD que está parada, aunque se realizan los estudios para modernizarla con las normas de seguridad. Se piensa adecuarla para que arranque con 12.500 BPD para el año 2012.
“Si sumamos los 32.000 bpd más los 12.500 nos da un total de 44.500 BPD”, dijo Barba Pedraza.
La entrega del nuevo horno de aproximadamente 300 toneladas de peso está prevista para el mes de mayo de 2011. El transporte se lo hará a través de un convoy de 14 camiones trailer desde Buenos Aires-Argentina, hasta la refinería de Cochabamba para luego proceder a su montaje y su posterior puesta en marcha para diciembre de 2011.
REFINERíA GuILLERMO ELDER BELL
La actual capacidad de plantas de la Refinería Guillermo Elder Bell de Santa Cruz es de 19.500 BPD (16.500 BPD en el A-301 y 3.000 BPD en el A-300) y se tiene proyectado una ampliación que permitirá un procesamiento hasta 24.000 BPD, en base a un incremento de producción de crudo generado por las empresas operadoras.
La refinería de Palmasola procesa 16.500 BPD en base a una ampliación que se hizo en la torre de destilación y ahora deberá encarar la Fase II de ampliación con la adquisición de equipos que se encuentran en fabricación en diferentes países en el exterior; en México las bombas, el intercambiado de calor en Argentina y en EEUU los enfriadores.
“A la unidad A-300, que actualmente tiene una capacidad de 3.000 BPD, se le agregará un horno de mayor capacidad y se hará un Revamp a toda la planta en esta área con lo que se procesará 6.000 BPD (2011). En el A-301, que actualmente tiene una
capacidad de 16.500 BPD, la llevaremos a 18.000 BPD (2012)”, detalló Barba.
PLANTAS PARA PROCESAR GASOLINAS
Asimismo, las plantas para procesar gasolinas en ambas refinerías se ampliarán de 14.400 a 22.400 barriles por día.
“La refinería Guillermo Elder Bell actualmente tiene una capacidad para procesar gasolinas en la Unidad de Reformación Catalítica de 6.400 BPD y Gualberto Villarroel 8.000 BPD, lo que nos da una capacidad para reformación catalítica de 14.400 BPD. En Santa Cruz se piensa construir una nueva Unidad de Reformación con capacidad de 8.000 BPD (2015), lo que nos daría una capacidad total de 22.400 BPD para ambas refinerías”, explicó Barba.
En la parte de Reformación Catalítica, o sea, plantas para procesar gasolinas; se reactivará esta unidad con, intercambiadores de calor, reactores, hornos, bombas de proceso, entre otros.
PLANTAS DE ISOMERIZACIÓN
Al margen de brindar mayor seguridad y continuidad operativa, el plan también contempla la incorporación de nuevas unidades de procesos para incrementar el volumen de productos terminados como ser las nuevas plantas de isomerización a fin de procesar gasolina liviana (LSR) y convertirla en gasolina isomerizada de alto octanaje (88 octanos).
“En la refinería de Santa Cruz se instalará una Unidad de Isomerización de 6.000 BPD (2014-2015) y en la de Cochabamba se piensa instalar una Planta de Isomerización de 9.000 BPD (2014), lo que nos da una capacidad de 15.000 BPD (2014)”, sostuvo Barba.
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Para el año 2012, YPFB Refinación arrancará con grandes proyectos “como las plantas de isomerización para procesar naftas y gasolinas livianas que se incorpora al crudo reconstituido (Recon) el cual es exportado. El Recon lo estamos produciendo con 85% de nafta y aproximadamente un 15% con crudo reducido o Fuel Oil. Ahora bien, toda esa nafta que le agregamos al Recon será para producir gasolina y diesel en éstas plantas de isomerización y así disminuir la importación de estos productos”, explicó Barba.
“Por efecto de esta isomerización se transforma un tipo de nafta (producto que no tiene valor comercial como carburante en este momento) a gasolina de uso automotriz”, agregó.
INvERSIONES
Las inversiones ejecutadas durante la gestión 2010, tuvieron como objetivo principal la adquisición de equipos para el desempeño regular de las actividades de las refinerías ejecutadas por las Gerencias de Ingeniería, Mantenimiento, Laboratorio y Procesos, como también el desarrollo de los proyectos RCBA nuevo Horno de Destilación - 1H-1001 A, RCBA Cambio de Tubos Hornos de Platforming, RCBBA Sistema de control Distribuido, el desarrollo de la Ingeniería Conceptual de las nuevas unidades de isomerización y la contratación del servicio de Ingeniería Conceptual de la nueva Refinería del occidente.
El plan de inversiones para la presente gestión será financiado por recursos propios provenientes de la reinversión de las utilidades y asciende a aproximadamente a $us 22,5 millones que serán invertidos en proyectos estratégicos que incrementarán la capacidad de refinación de hidrocarburos líquidos.
Estas inversiones adicionalmente incluyen proyectos que aseguran la continuidad de las operaciones de
las refinerías y modernizan su sistema de control.
NuEvA REFINERíA
La empresa subsidiaria de YPFB Corporación también se halla frente al reto de realizar los estudios de ingeniería básica y conceptual para la construcción de la tercera refinería nacional que será instalada en la región del altiplano occidental del país para operar con crudo importado y atender la creciente demanda de líquidos.
Se trabaja en los diseños de ingeniería, soluciones de logística y provisión de crudo para la construcción de una nueva refinería de última tecnología con lo que se garantizará la provisión de los diferentes productos terminados y así solucionar el problema de la importación de carburantes.
“Queremos empezar toda la parte de ingeniería conceptual e ingeniería básica y posiblemente para el próximo año ya estemos licitando este proyecto para que a mediano plazo estrenemos esta nueva refinería con una capacidad de 40.000 barriles por día”, sostiene Barba.
RESuLTADOS CON LA NACIONALIZACIÓN
“El principal logro obtenido por YPFB Refinación en el proceso de la Nacionalización de los Hidrocarburos,
Estudioconcluido el
2010
Se realizaentre Sep.
2010 y Mayo2011
inversión 2011:1,6 MM$us
Mayo 2011 a Octubre 2012
Visualización
IngenieríaConceptual
IngenieríaBásica o básica
extendida
El perfil ha definido la macro localización en base a las cercanías a derecho de la vía, la fuente de agua, línea de transmisión eléctrica, aprovechamiento de transporte de ferrocarril y carreteras existentes. Los costos de inversión tienen certeza en un 30%.
Selección de crudos representativos del rango de interés, basados en los criterios establecidos y evaluaciones realizadas en el estudio preliminar de la refinería. Se determinarán los crudos preseleccionados para la importación. la información tiene certeza de un 60%
Elaboración de los Términos de Referencia para la contratación de la Ingeniería Básica Extendida.Proceso de contratación de la Ingeniería Básica.Contratación del Estudio a fines del 2011.
Nueva Refinería del Occidente
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ha sido en la parte subjetiva es que hemos recuperado para la población el Rombo que nos identifica como la empresa de los bolivianos que es YPFB”, resaltó Barba.
Además de convertirse en una compañía administrada y operada por profesionales, técnicos y trabajadores bolivianos, Barba destaca resultados importantes relacionados a la consolidación de la excelencia operacional, la presencia de los productos de YPFB Refinación en los mercados, la satisfacción plena de los clientes, la protección del medio ambiente y la valoración del esfuerzo además del compromiso del ser humano.
“La Nacionalización de los Hidrocarburos ha significado el hecho más trascendental de los últimos tiempos, porque este acontecimiento levantó la autoestima y las esperanzas del pueblo boliviano. Sin embargo, los desafíos establecidos en el inicio del proceso de Nacionalización han transformado
a YPFB en el principal jugador del sector de los hidrocarburos”, manifestó el Gerente General de YPFB Refinación.
En materia de producción de combustibles líquidos, la subsidiaria de YPFB Corporación está supeditada a la disponibilidad de crudo para procesar en ambas refinerías. “Del crudo que se procesa, a partir del año 2008 YPFB Refinación incrementó significativamente la producción de Gasolina, Diesel Oil y Lubricantes, porque actuamos en procura de satisfacer las necesidades del pueblo boliviano y no de optimizar los retornos financieros al evaluar futuras inversiones”, afirmó Barba.
Entre los años 2000 y 2005, es decir en el período neoliberal, las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell procesaron en promedio 34.043 barriles de petróleo por día. En tanto que en la gestión del Presidente Evo Morales Ayma la capacidad de refinamiento se incrementó a 44.800 BPD.
Carga Promedio de Crudo Procesada, BPD50,000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
40,000
30,050
16,225 17,071 18,54918,294
21,979 24,449 23,751 24,19825,240
25,338 24,464
13,418 14,142 14,789 16,006 15,515 16,300 17,021 18,319
13,54015,315
13,824
30,48932,691 33,083
37,986 39,964 40,051 41,21943,550
38,878 39,779
30,000
20,000
10,000
0
TOTALRCBARSCZ
También se puede destacar el incremento en la producción de Gasolina Especial y Lubricantes Terminadosdespués de la Nacionalización
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Producción de Gasolina Especial, m*/mes80,000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
70,000
49,995
31,12528,706 27,711 26,406
30,251 30,981 30,61236,651
43,675 42,770 45,180
16,58517,740 19,057 20,735 18,116 20,130 20,127
22,534 23,797 22,78718,870
45,291 45,452 45,46350,986 49,098 50,742
56,777
66,209 66,567 67,947
60,000
50,000
40,000
30,000
20,000
10,000
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TOTALRCBARSCZ
Glosario
Topping: Plantas para procesar petróleo crudo en condiciones atmosférica normales.
Revamp: Readecuación de una planta ó equipo con el fin de ampliar su capacidad de procesos.
2000
400
0
800
1,200
1,600
2,000
2,400
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
515
734833 849
1,0371,188
1,485 1,4991,623
1,794
1,911
Producc ión Promed io - Aceites Terminandos, m*/mes
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El número de instalaciones gratuitas de gas domiciliario en Bolivia se sextuplicó
en los últimos cinco años bajo administración de la Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos de YPFB Corporación, cuyo beneficio se extendió a siete departamentos de manera simultánea.
Con la Nacionalización de los Hidrocarburos, el número de domicilios con gas natural ascendió de 26.917 efectuadas en 12 años de gobiernos anteriores (1994-2005) a 211.636 efectuadas durante el gobierno del presidente Evo Morales que instruyó masificar el uso subvencionado del energético en Bolivia.
De acuerdo a los registros oficiales, ese incremento significó un 686,2% más en instalaciones de gas en los últimos cinco años.
Bajo la administración de la Gerencia de Redes de Gas y Ductos de YPFB, el pico más alto en las instalaciones de gas a domicilio se registró durante la gestión 2010
con 70.182 instalaciones a nivel nacional, gestión que abarcó a siete departamentos, excepto Beni y Pando, regiones que se beneficiarán con el Sistema Virtual de Distribución de Gas Natural Licuado, según un informe de la GNRGD.
Las inversiones para la extensión de las redes que transportan el gas natural en el mercado interno aumentaron considerablemente. Antes del proceso de nacionalización los administradores privados invirtieron $us 13,99 millones. Ahora YPFB a través de su
gerencia sectorial destinó $us 153,53 millones en los últimos años.
Durante la gestión pasada, las inversiones beneficiaron a 351 mil habitantes de La Paz, El Alto, Oruro, Potosí Chuquisaca, Santa Cruz y Cochabamba. El proyecto para la presente gestión, además, abarca instalaciones de redes primarias en el departamento de Tarija.
PROYECCIONES
La estatal petrolera tiene previsto realizar 500.000 nuevas
YPFB multiplicó el
número de instalaciones domiciliarias
de gas
0 50000 100000 150000 200000 250000
1
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Serie2
Serie1
INSTALACIONES DE GAS DOMICILIARIO EN BOLIvIA
12 años de gobiernos anteriores
5 años de gobierno de Evo Morales
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instalaciones gratuitas durante el quinquenio 2011-2015 a nivel nacional.
El plan de inversiones 2009-2015 proyectó que al 2015 se beneficiará con 100.000 instalaciones internas gratuitas cada año en el área urbana y el área rural. Asimismo el informe de gestión agrega que mediante estas metas se pretende incrementar la cobertura de este servicio básico del actual 29.8 % al menos un 79 % de la población que vive en centros poblados.
PORCENTAJE DE COBERTuRA POR DEPARTAMENTOPLAN 2009-2015
DEPARTAMENTO % DE COBERTuRA uRBANA
LA PAZ 85%
ORURO 95%
POTOSI 95%
COCHABAMBA 62%
CHUQUISACA 94%
SANTA CRUZ 41%TOTAL 79%
INSTALACIONES PLANIFICADAS – PLAN QuINQuENAL
Instalaciones Internas
CIuDAD/POBLACION 2011 2012 2013 2014 2015LA PAZ 52,900 47,160 46,600 48,700 49,400 ORuRO 7,200 7,000 6,500 3,800 2,000 POTOSI 4,700 4,390 3,200 2,200 700
COCHABAMBA 13,000 15,000 14,800 15,000 15,000
SANTA CRuZ 14,000 15,000 15,000 15,000 15,000
CHuQuISACA 8,200 7,750 7,000 6,000 6,000
TARIJA - CHACO - 3,700 1,800 2,810 2,800
LA PAZ - GNL - - 200 - 500
ORuRO - GNL - - 500 400 400
POTOSI - GNL - - 800 2,640 2,200
COBIJA - GNL - - - 1,000 1,000 BENI - GNL - - 2,400 1,600 3,900
SANTA CRuZ - GNL - - 1,200 850 1,100
TOTAL PLANIFICACION 100,000 100,000 100,000 100,000 100,000
Fuente: Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos (GNRGD) de YPFB
INSTALACIONES INTERNAS (En Predios)
PROYECTOS INvERSIÓN PARTICuLARPROYECTO
14.000+5.000PROYECTO
PuENTEPROYECTO 39 K
REDES DE GAS 2009
REDES DE GAS 2010
Desc DEPTO. CIuDAD uNIT 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010TOTAL (Predios)
INS
TALA
CIO
NES
INTE
RN
AS
LA PAZ
El Alto
pred
ios
o vi
vien
das
1395 4297 2411 - 650 8174 16040 30917 35958 99842La Paz 246 104 - 435 1255 2674 3740 6877 11583 26914viacha - - - - - - - - - - 369 300 135 101 22 0 927
ORuRO Oruro 219 3500 1102 2344 1099 917 1727 5981 6188 23077POTOSí Potosí 464 4099 1390 1051 1520 964 1427 2922 3031 16868
SuCRE
Sucre - - - - - - - - - - - 1354 797 1388 11351 2478 3372 20740villa Abecia 25 0 25Tarabuco - - - - - - - - 111 0 111Monteagudo - - - - - - - - - - - - - 330 42 35 0 407
Muyupampa - - - - - - - - - - - - - - - 20 0 20
Camargo - - - - - - - - - - - - - - - 288 0 288
SANTA CRuZSanta Cruz 9428 1672 5715 16815Camiri 44 2000 - 93 307 697 135 642 0 3918Charagua - - - - - - - - - - - - 89 271 18 0 378
COCHABAMBA Cochabamba 23138 750 4335 28223
TOTAL 2368 14000 4903 5646 6017 15550 67147 52740 70182 238553
GERENCIA NACIONAL DE REDES DE GAS Y DuCTOSEJECuCIÓN SuMINISTRO DE GAS NATuRAL A NIvEL NACIONAL
(AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010)
Alineados al mandato de la Constitución Política del Estado (CPE), que determina priorizar el mercado interno y especialmente brindar a la población boliviana el beneficio del gas natural y todas sus potencialidades económicas, sociales y ambientales, la GNRGD proyectó que para el año 2015 invertir en ampliar la infraestructura de red y conexiones domiciliarias y lograr que la participación del Gas Natural en el balance energético sea de un 48%, para disminuir así las necesidades de consumo de gasolina y GLP principalmente.
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Un total de 147.097 viviendas de 25 poblaciones intermedias
del país se beneficiarán con la implementación del Sistema Virtual de Distribución de Gas Natural Licuado (GNL), proyecto diseñado para aquellas regiones alejadas del sistema nacional de gasoductos.
El estudio de ingeniería conceptual del proyecto, que demandará una inversión de 115 millones de dólares, fue aprobado por el comité de proyectos de la estatal petrolera y está previsto en el Plan de Inversiones 2009-2015.
“Hemos aprobado el proyecto
GNL (Gas Natural Licuado) para poblaciones donde los gasoductos no son imposibles pero sí demasiado costosos, tenemos la ingeniería conceptual aprobada, la pre inversión está garantizada y hemos lanzado una licitación internacional”, afirmó Oscar López, gerente de Redes de Gas y Ductos.
El objetivo de este proyecto es el cambio de la Matriz Energética del Gas Natural a nivel nacional, para fomentar la expansión de redes de distribución y promover el uso masivo del gas natural como sustituto de otras fuentes energéticas en el mercado interno; en este caso a través de la implementación de la tecnología de Gas Natural Licuado (GNL).
El transporte de GNL a bordo de cisternas especialmente diseñadas para su carga, se hará desde una planta de licuefacción
de GNL de 200 TM/día de Gas Natural Licuado, hasta localidades que dispondrán de depósitos de almacenaje y regasificación para posteriormente distribuirlo a través de redes. “Paralelamente a la ejecución de este proyecto, se instalarán redes de gas domiciliario en estos sitios”, agregó López.
Este programa beneficiará a poblaciones como Desaguadero, Copacabana, Achacachi, Coroico, Guanay y Caranavi (La Paz); Llallagua, Uyuni, Tupiza y Villazón en Potosí, Huanuni y Challapata en Oruro; San Ignacio de Velasco, Ascensión de Guarayos, San Julian, San José de Chiquitos y Roboré en Santa Cruz; Trinidad, San Ignacio de Moxos, San Borja, Rurrenabaque, Guayaramerín, Santa Ana de Yacuma y Riberalta en Beni y Cobija en Pando.En abril, YPFB Corporación emitió la segunda convocatoria pública a fin
GNL para 25 poblaciones intermedias
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de contratar una empresa consultora especializada en estudios de Ingeniería Básica Extendida para el proyecto GNL.
Los resultados de esos estudios permitirán determinar la mejor tecnología de licuefacción apropiada al mercado, la logística de transporte, la ubicación de las estaciones de regasificación, la estructura de costos de inversión y operación, además del cronograma de implementación del proyecto.
Estas proyecciones también permitirán precisar las especificaciones de compra de los equipos principales, la ubicación en la zona seleccionada. Además, se evaluará la posibilidad de acceder a las facilidades y beneficios que produce la Planta de Separación de Licuables.
El gas natural licuado (GNL) será procesado a -161 °C para ser transportado en forma líquida, la licuefacción reducidá 600 veces el volumen de gas transportado. Esta es la mejor alternativa para monetizar reservas en sitios apartados, donde no es económico llevar el energético al mercado directamente por gasoducto.
Una vez que el tanque de GNL llegue a la terminal de regasificación en la zona de mercado, el GNL es-erábombeado hasta los tanques de almacenamiento.
Zona IIIHuanuni
Challapata
LlallaguaUyuniTupiza
Villazón
N viviendaso
Zona I
San Ignacio de Velasco
Ascensión de Guarayos
San Julián
San José de Chiquitos
Robore
28.828
17.431
Trinidad
Riberalta
CopacabanaAchacachi
DesaguaderoCoroico
CaranaviGuanay
Cobija
Guayaramerin
Santa Ana de Yacuma San Ignacio de MoxosSan Borja
Rurrenabaque
Zona II-A
Zona II-B
Zona IV
N viviendaso
9.355N viviendaso
53.143N viviendaso
38.340N viviendaso
RIOGRANDE
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Con la vigencia del proceso de Nacionalización de los Hidrocarburos, YPFB Chaco
S.A. reinvirtió sus dividendos en exploración y desarrollo de campos e incrementó sus utilidades en los primeros cinco años del proceso a diferencia del periodo de la capitalización, señalo su presidente ejecutivo Pedro Torquemada.
En los primeros nueve años de vida de la empresa (1997-2005) las utilidades netas acumuladas alcanzaron una cifra de $us 205,1 millones, y en tan solo los cinco años posteriores (2005-2010) las mismas subieron a $us 339,0 millones.
Desde que YPFB Corporación es accionista mayoritario de la empresa, tan solo se distribuyeron $us 26,3 millones en dividendos y se lograron reinvertir $us 136,2 millones en actividades de exploración y desarrollo de hidrocarburos. Esta estrategia es resultado de la Nacionalización ya que antes de la misma, los dividendos eran repartidos en un 100% entre sus accionistas extranjeros.
YPFB Chaco obtiene mayores utilidades con la Nacionalización
“Los aportes al Estado emergentes de las actividades del upstream se quintuplicaron entre el 2004 y 2006 cuando se inicia la Nacionalización de los Hidrocarburos, generando recursos adicionales en favor de todos los bolivianos, los mismos que son destinados a la salud, educación, generación de empleo, seguridad ciudadana, entre otros. Estos recursos son destinados al desarrollo económico de nuestro país”, complementó Torquemada.
INvERSIONES EN ASCENSO
Durante el proceso de Nacionalización de los hidrocarburos, YPFB Chaco S.A. consiguió asimilar a su favor aquellos cambios que se han suscitado en la industria durante el último quinquenio. Esto ha permitido a la empresa posicionarse hoy en día como la segunda mayor productora de gas natural en el país y la mayor productora de
uTILIDADES NETAS (1997-2010)
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Gas Licuado de Petróleo (GLP).
En el último quinquenio, YPFB Chaco S.A. realizó importantes niveles de inversión en el desarrollo de la totalidad de las reservas sobre las que opera con el fin de entregar hidrocarburos para el abastecimiento del mercado interno y el de exportación sobre los cuales se tiene compromiso. Según los registros contables de la empresa, en el último quinquenio se invirtieron $us 310 millones en nuevos pozos, intervenciones de pozos, instalaciones, entre otros.
ExPLORACIÓN Y ExPLOTACIÓN
De manera sostenida, entre 2006 y 2010, la empresa nacionalizada, incidió en tareas de exploración y explotación. Esta compañía, perforó 18 nuevos pozos y realizó 24 intervenciones en el periodo examinado.
INvERSIONES YPFB CHACO (1997-2010)
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En materia de exploración en los últimos cinco años se registraron 335 km2 de sísmica 3D en las áreas de Juan Latino (Percheles) y Vuelta Grande – San Roque. Se perforaron los pozos exploratorios Kanata FW-X1, Carrasco FW-X1, Kanata Este-X1 y El Dorado Sur-x3ST, todos productores. Para la presente gestión se tienen programados los pozos exploratorios CRE-X1, en actual etapa de perforación y el pozo VGR-X1000 a perforarse próximamente.
DESARROLLO DEL PROYECTO EL DORADO SuR
Con la perforación del pozo Dorado-X3 Side Track (DRD-X3 ST) se descubrió una nueva acumulación de hidrocarburos en el sector sur del Anticlinal El Dorado.
La perforación y completación del pozo DRD-X3 ST se llevó a cabo entre agosto y noviembre de 2010. Los resultados de las pruebas efectuadas en la Arenisca Guanacos muestran que ésta se encuentra saturada de gas-condensado, sin producción de agua de formación. El campo El Dorado Sur se encuentra en la proximidad de la planta Percheles; por lo tanto su producción se procesa en esta planta.
El plan de desarrollo de esta zona consiste en la perforación de 4-5 pozos
Gráfico de pozos perforados e intervenidos por año
Sección sísmica vertical pozo DRD-X3 ST
utilidades de la Nacionalización
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adicionales. Inicialmente se tiene planificado la perforación de 2 pozos en la gestión 2011, los pozos Dorado Sur -1001 (DRS-1001) y Dorado Sur-1002 (DRS-1002), que estarán ubicados en las locaciones denominadas anteriormente Ubic. DRD -A y Ubic. DRD-D, respectivamente. La producción de estos pozos se estima estará disponible a partir de los primeros meses del a gestión siguiente 2012. En ese periodo se tiene programada la perforación de otros dos pozos adicionales.
CAMPO SANTA ROSA (SRS)
El campo Santa Rosa está ubicado en el departamento de Santa Cruz. Junto a las culminaciones Junín (JNN), Santa Rosa Oeste (SRW), Humberto Suarez Roca (HSR) y Palometas Nor-oeste (PNW) y forma parte del lineamiento estructural conocido como el boomerang Hills, en su extremo oriental.
El 2008 se realizaron trabajos de intervención en los tres pozos para habilitar la producción de las reservas de gas y los reservorios descubiertos. Posteriormente, el pozo SRW-X4 dejo de producir en octubre de 2009 por alto corte de agua. El año 2010 se perfora el pozo SRS-8 para producir gas del reservorio Ar. Ayacucho e investigar los reservorios Ar. Sara y Piray, resultando los tres reservorios productores. Actualmente los pozos SRW-X5 y SRW-X6 se encuentran en producción del reservorio Ayacucho. El pozo SRS-8 se encuentra produciendo del reservorio Sara.
Al presente el Campo Santa Rosa (SRS) cuenta con líneas de recolección para transportar la producción de gas ácido de los pozos SRW-X5, SRW-X6 y SRS-8 (en existencia) a la Planta de Tratamiento de Gas de Santa Rosa, construida por YPFB Chaco S.A en el año 2009. Para el futuro se tiene planificada la perforación de los pozos SRS-9 y SRS-10 entre 2011 y 2012.
ExPLORACIÓN EN COCHABAMBA
En la actualidad se perfora el pozo Carrasco Este – X1 (CRE-X1) que se encuentra en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba. Tiene por objetivo investigar el potencial hidrocarburífero de la formación Roboré (Arenisca Roboré-I), en la estructura Carrasco Este. Se estima alcanzar una profundidad final de 4.800 metros.
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SíSMICA CHIMORé 3D
Para las gestiones 2011-2012, se planificó la campaña de Registro Sísmico 3D en el área de Chimoré, con el objetivo de identificar nuevas oportunidades exploratorias, para lo cual se proyecta cubrir con sísmica 3D el área de Katari y aledaños con una extensión aproximada de 408 Km2.
MAYOR PRODuCCIÓN DE GLP PARA EL MERCADO INTERNO
Los proyectos importantes desarrollados en el área Chimoré con la perforación y entrada en producción del pozo BBL-10 LC y LL, reportaron un incremento de GLP de 15.0 TON/Día, adicionalmente la apertura del BBL-11 LL pozo que estaba cerrado en reserva por problemas de integridad en su arreglo sub superficial, que también incrementó en unas 2.0 TON/Día la producción del área.
Desde el año 2009 se procesa en la planta KNT un volumen de 10.0 MMpcd proveniente del campo VBR propiedad de YPFB Andina. Procesar este volúmen adicional ha significado un incremento de 20.0 TON/Día al total general que se produce en el complejo CRC-KNT.
Actualmente YPFB Chaco S.A. procesa en tres plantas criogénicas la totalidad del gas que aportan sus pozos llegando a producir casi el 42% del global nacional en lo que se refiere a GLP.
RETOS PARA EL FuTuRO
Los objetivos de YPFB Chaco S.A. para el futuro están principalmente dirigidos a la exploración y nuevos descubrimientos. En la gestión 2011 estamos con la perforación de dos pozos exploratorios CRE-X1 y VGR-X1000, además del proyecto de sísmica 3D en el área de Chimoré. Como resultado de esta sísmica se espera generar proyectos de perforación exploratoria en Bulo Bulo, Katari y La Lluviosa. Otro proyecto de exploración es el de Percheles donde se estima perforar un pozo profundo el año 2012. Por otra parte, YPFB Chaco S.A. está en proceso de obtención de nuevas áreas para exploración para operación directa así como participaciones en bloques existentes como accionista.
utilidades de la nacionalización
ANáLISIS EN RETROSPECTIvA:
2006: Según lo dispuesto en el Decreto Supremo No. 28701 de Nacionalización de los Hidrocarburos, la empresa migra su Contrato de Riesgo Compartido a Contrato de Operación, reconociendo además la propiedad de los hidrocarburos en favor del Estado boliviano.
2007: En enero de éste año, la empresa participa en licitación abierta para suministrar gas natural al mercado argentino a través del contrato suscrito entre YPFB y su par argentino, Enarsa. En este proceso, YPFB Chaco logra capturar asignación de los volúmenes más altos entre las operadoras, y en consecuencia, se constituye en la más importante empresa para abastecer este mercado suministrando aproximadamente un 70% de éste. Consiguientemente, la empresa suscribe los respectivos Acuerdos de Entrega de gas natural comprometiendo la totalidad de sus reservas probadas, obligando a potenciar al máximo los campos que estaban en explotación y a desarrollar aquellos que se encontraban en reserva exigiendo niveles de inversiones considerables a la empresa.
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En resumen hay un cambio sustancial en la matriz económica de YPFB Chaco SA.
2008: La empresa logra batir récord históricos tanto operativos como financieros gracias a una combinación de factores como fuertes niveles de inversión durante la gestión, demanda elevada de gas natural por parte de los mercados de exportación y precios internacionales altos. En cuanto a producción, durante el 2008 se entregaron 42,8 MBPD, siendo ésta cifra 13% mayor a su gestión pasada y un 27% que dos gestiones anteriores. Asimismo, se obtuvo una utilidad neta récord que alcanzó $us 115,7 millones siendo ésta 16% mayor a su gestión pasada y un 91% que dos gestiones anteriores.
2009: Este año en particular es un año trascendental al consolidarse la nacionalización de la empresa con la promulgación del Decreto Supremo No. 29888 que nacionaliza el total de las acciones que estaban en manos de capitales extranjeros, hecho que genera que la participación de YPFB en Chaco S.A. ascienda al 99,3% del total del paquete accionario. La Nacionalización de Chaco S.A. viene acompañada de nuevos retos y desafíos, entre la que destaca la
incursión en exploración de hidrocarburos, que ante éxitos en esas actividades, permitirá a la empresa reemplazar los hidrocarburos producidos y hasta incrementar sus reservas originales. Por otra parte, en miras de mayor crecimiento, la empresa encara un proceso de negociación con la francesa Total E&P Bolivie para participar en el desarrollo del Bloque XX Tarija Oeste (Campo Itaú), logrando capturar una participación del 4% del bloque.
2010: Al margen del desarrollo de la totalidad de las reservas probadas que opera la empresa, durante este año encara un segundo proceso de negociación, con el fin de capturar las operaciones del mayor bloque productor de crudo en el país. Este hallazgo permitiría a la empresa producir aproximadamente el 90% del crudo en el país, convirtiéndola en la más importante operadora de este producto. Si bien hoy en día la cesión se encuentra en proceso de aprobación, se espera tomar las operaciones durante el primer semestre del 2011.
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YPFB Logística (ex Compañía Logística de Hidrocarburos Bolivia CLHB) ampliará su capacidad de almacenaje de gasolina y
diesel en un 150 por ciento, emprendimiento que demandará la inversión de 120 millones de dólares en el quinquenio (2011-2015), informó el gerente general de la empresa subsidiaria de la estatal petrolera, Pablo Zubieta.
“En lo que se refiere a diesel vamos a incrementar nuestra capacidad en casi el 70 por ciento y en lo que se refiere a gasolina en un 130 por ciento, teniendo en cuenta que en un futuro inmediato se debe construir la refinería en el altiplano, este complejo tendrá una planta de almacenaje asociada con la capacidad de almacenaje a nivel nacional se va a incrementar casi en un 150 por ciento”, afirmó Zubieta.
Para la presente gestión, YPFB Logística tiene previsto invertir 5,6 millones de dólares en proyectos de almacenaje y transporte de hidrocarburos líquidos refinados. Para el próximo quinquenio, esta compañía ha previsto una inversión de 120 millones de dólares, de acuerdo a un informe oficial de la empresa. Actualmente, YPFB Logística tiene una capacidad de almacenaje para diesel de 70 mil metros cúbicos (m3) y de gasolina especial es de 42 m3. De acuerdo a un informe difundido este martes, las plantas de Senkata, Santa Cruz, Oruro y Valla Montes serán ampliadas prioritariamente.
La actividad de almacenaje permite evaluar el tiempo que la capacidad instalada garantiza el abastecimiento de cada producto a la población de influencia, a través de la disponibilidad de espacio para generar un stock de seguridad.
YPFB Logística, ex CLHB, es propietaria de 19 plantas de almacenaje instaladas y 98 tanques distribuidos en ocho departamentos del país, excepto Pando, de las cuales 16 (plantas) se encuentran en operación. Estos, prestan el servicio de recepción, almacenamiento y despacho de productos refinados de petróleo (diesel oil, gasolina especial, gasolina premium, jet fuel, gasolina de aviación y kerosén). YPFB Logística es una empresa que forma parte de YPFB Corporación, está a cargo de la logística de transporte, almacenaje y despacho de hidrocarburos refinados del petróleo a nivel nacional, para ello cuenta con dos unidades de negocio: transporte de hidrocarburos líquidos mediante poliductos a nivel nacional y almacenaje y despacho de hidrocarburos líquidos mediante terminales de almacenaje.
La estatal petrolera pagó en diciembre del año pasado, 16,443.000 dólares por el paquete accionario de CLHB, nacionalizada en 2008 con la promulgación de un decreto supremo del gobierno nacional.
YPFB Logística incrementará la
capacidad nacional de almacenaje en
150%
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11YPFB Aviación ampliará en 60 por ciento la capacidad de almacenaje en las terminales áreas del país, en la perspectiva de optimizar
el abastecimiento de jet fuel para vuelos nacionales e internacionales. El emprendimiento demandará una inversión de 18,7 millones de dólares en el quinquenio 2011-2015.
El gerente de YPFB Aviación, Hugo Iporre, explicó que el plan quinquenal de inversiones está orientado a ejecutar la adecuación de las plantas de almacenamiento, implementación de nuevas instalaciones, renovación de unidades abastecedoras (cisternas) y el fortalecimiento de sus sistemas de administración, gestión y control informático. En la presente gestión esta empresa invertirá 3,6 millones de dólares para renovar las unidades abastecedoras (cisternas).
“En el proyecto de adecuación y nuevas plantas ahí está la capacidad de almacenaje que vamos a aumentar más o menos en un 60 por ciento en las plantas. Ahora tenemos una seguridad energética entre 6 y 7 días, entonces con esto vamos a tener
una seguridad energética entre 12 a 16 días”, afirmó Iporre. Precisó que los planes y proyectos de YPFB Aviación, empresa que mantuvo sin interrupciones el abastecimiento de jet fuel al mercado aeronáutico desde la Nacionalización, tienen una proyección hasta el año 2025 frente al crecimiento anual del mercado aeronáutico que oscila entre el 2,5 y 3 por ciento. “El emprendimiento de la seguridad energética es a largo plazo”, puntualizó el Gerente de YPFB Aviación.
En la actualidad, la capacidad de almacenamiento de jet fuel en La Paz es de 90.000 litros, mientras que el promedio de ventas diarias asciende a 94.000 litros. Para suplir este déficit, se realiza a diario el transporte de combustible desde la planta de Senkata, donde YPFB Aviación alquila un tanque, y se realizan varias recepciones por día para mantener la operación vigente. Con una nueva planta, este aspecto será resuelto definitivamente. La subsidiaria de la estatal petrolera trabaja con una flota de 26 cisternas distribuidas a nivel nacional.
Con la Nacionalización de los Hidrocarburos, YPFB Aviación, tiene a su cargo el monopolio de la venta de jet fuel y AV Gas (gasolina de aviación) en los aeropuertos de todo el territorio nacional y mantiene operaciones en 12 plantas ubicadas en las ciudades de La Paz, Cochabamba, Sucre, Tarija, Yacuiba, Santa Cruz (Trompillo y Viru Viru), Puerto Suárez, Trinidad, Riberalta, Guayaramerín y Cobija.
YPFB Aviación amplía operaciones
en aeropuertos
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A más de dos años de la recomposición accionaria de YPFB Andina S.A., las acciones estratégicas de la compañía se han orientado a incrementar
la producción de hidrocarburos para contribuir a la provisión del mercado interno y al cumplimiento de los compromisos internacionales. En este periodo y con una inversión que superará los 520 millones de dólares al cabo de la presente gestión, se consiguió incrementar reservas, se aumentó la producción de gas y de líquidos, y, sobretodo, se están generando mayores ingresos para el país.
“Este año vamos a invertir 246 millones de dólares, 21% más que en 2010 y casi 250% más que en 2009. Cerca del 70% de los recursos los estamos volcando a la labores de exploración, perforación e intervención de pozos, lo que revela nuestro compromiso con la eficiencia y la generación de mayor valor para beneficio de los bolivianos”, expresó Mario Arenas Aguado, Presidente Ejecutivo y Gerente General de YPFB Andina.
Con el proceso de Nacionalización y adecuación de la compañía a la nueva normativa que rige el sector petrolero, se dio lugar, en octubre de 2008 a la conformación de YPFB Andina bajo un modelo de cogestión público-privada donde la estatal YPFB es titular del 50,18% de la participación accionaria y la española Repsol YPF-Bolivia del restante 48,92%.
“Más allá de que sea el Estado el que toma el control de la empresa, este proceso ha sido un reto a la capacidad de gestión, de seguir potenciando nuestra participación en el negocio, de propiciar resultados cada más altos porque tenemos por constituirnos en el principal productor de hidrocarburos del país. Hasta el momento dimos pasos muy importantes en esa dirección”, agregó Arenas.
PARTICIPACIÓN EN LOS MEGACAMPOS
YPFB Andina cuenta con una participación mayoritaria (50%) en los megacampos productores de gas natural más importantes del país. En esta medida, ha puesto especial énfasis en el seguimiento y control sobre el desarrollo de San Alberto y San Antonio que aportan actualmente el 60% del total de la producción nacional.
Sin descuidar sus intereses, para atender la necesidad de mayores volúmenes de gas de exportación, firmó como socio mayoritario, dos convenios de uso de facilidades con la finalidad de incorporar la producción de los campos Itaú y Margarita.
Como socio mayoritario, impulsa el empleo de “nuevas tecnologías” para garantizar la explotación óptima y maximizar la recuperación final de los reservorios. En este sentido, procede con un plan de desarrollo del campo Sábalo para llegar a una producción de 670 Mpcd de Gas. Para alcanzar este volumen y procesar el mismo se requiere la perforación de 3 pozos adicionales, dos de los cuales ya están en ejecución, y el montaje de un tercer tren en la planta de tratamiento de Gas de este campo para procesar el volumen antes indicado.
APOSTAR POR LA PRODuCCIÓN
Estos casi tres años son sin duda de fuerte impulso de la inversión en YPFB Andina. El año 2007, cuando se pusieron en vigencia los nuevos contratos de operación, la compañía registró una inversión de 20 millones de dólares, monto que tendió a mantenerse en el año siguiente. Sin embargo, el nuevo directorio de la compañía instruyó volcar los esfuerzos hacia la mayor producción, siguiendo las directrices del Plan
YPFB Andina invierte más de
$us 520 millones para optimizar la
producción
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Quinquenal establecido por YPFB Corporación.
En la gestión 2009 la compañía invirtió 71,7 millones de dólares, recursos que se destinaron mayoritariamente a labores de perforación y desarrollo, acondicionamiento (workover) de campos y pozos, y a labores de construcción e instalaciones.
Titular de 21 contratos de operación, YPFB Andina decidió triplicar la inversión a 204 millones de dólares para la gestión 2010 bajo la premisa de duplicar la producción de gas en los campos operados e incrementar en un 20% los volúmenes de oferta de gas en los campos no operados.
La ejecución de estos recursos permitió marcar hitos importantes como el descubrimiento del reservorio en la formación Iquiri a través de la profundización del Pozo Río Grande RGD-22, que contiene recursos asociados que se calculan entre 0,7 y 1 trillón de pies cúbicos (TCF). Este hallazgo ha impulsado labores de profundización en otros pozos vecinos y cuyos resultados –con modestos prepuestos y en sólo unos meses- prometen la pronta incorporación de reservas de entre 1,5 y 2 TCF.
No ha sido menos importante el inicio de las labores de perforación del Pozo Sararenda SRR-X1 que ha retornado a Camiri –la otrora “Capital Petrolera de Bolivia”- al escenario hidrocarburifero. Los trabajos de perforación encargados a la empresa contratista Petrex llegaron a una profundidad de 2.100 metros de un total de 4.800 previstos para alcanzar la formación Huamampampa, la misma veta que arrojó resultados positivos para los megacampos del Sur boliviano. La expectativa por este proyecto apunta a que al cabo de los 18 meses de trabajo se puedan descubrir recursos por aproximadamente 1,2 TCF
de gas y 34 millones de barriles diarios (MMBbl) de condensado.
Asimismo, YPFB Andina ha desplegado diferentes labores de profundización e intervención en los campos del Área Norte, en el departamento de Santa Cruz, destinadas a incrementar la producción de gas para el mercado interno y externo.
Pero además, esta empresa subsidiaria de YPFB destinó en la gestión 2010 cerca de 101 millones de dólares –casi el 50% de la inversión total- a obras de ampliación en los megacampos de San Antonio y San Alberto, en los que compañía no es operadora pero posee una participación mayoritaria del 50% junto a Petrobras (35%) y Total E&P Bolivie(15%).
DE CARA AL FuTuRO
YPFB Andina tiene como reto principal el incrementar la producción diaria de gas y líquidos (gasolina y demás derivados) para poder cumplir con los acuerdos de entrega satisfaciendo las necesidades tanto del mercado interno como externo, para esto la compañía pretende realizar actividades de desarrollo como la perforación y profundización de un total de 30 pozos en el Campo Río Grande, todos con objetivo Iquiri, además de la perforación de pozos profundos que investiguen/confirmen el potencial hidrocarburífero de niveles inferiores a los ya conocidos en esta formación.
En el área Norte YPFB Andina cuenta con un Plan de Desarrollo que involucra la perforación e intervención de pozos de desarrollo para drenar las reservas existentes en los campos Sirari y Yapacaní principalmente.
AÑO DE MAYOR INvERSIÓN
Coherente con su misión de consolidar a YPFB Andina como el principal productor de hidrocarburos, el directorio de la compañía decidió reinvertir el 40% de las utilidades de la gestión 2009-2010 en los proyectos que se ejecutan actualmente. Este 2011 el presupuesto de inversión alcanza a 246 millones de dólares –la cifra más alta de los últimos 12 años- y de cuyo monto el 72% se destinará a labores de exploración, desarrollo e intervención de pozos.
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YPFB Transporte prioriza el
desarrollo de gasoductos
para el mercado interno
Después de nueve años de postergación, YPFB Transporte prioriza el desarrollo de gasoductos para el mercado interno y las exportaciones
con una inversión récord de 220 millones de dólares, afirmó el gerente general de la transportadora estatal, Cristian Inchauste.
“En función a la Nacionalización de los Hidrocarburos, entre 2010 y 2011 vamos a invertir $us 220 millones, cifra que prácticamente se aproxima a la totalidad de los aportes efectuados en todo el periodo de administración privada de la ex Transredes”, destacó Inchauste.
YPFB Transporte invirtió el pasado año $us 80 millones y en la presente gestión elevará su participación con $us 140 millones.
De acuerdo a los registros históricos, la ex Transredes en más de nueve años de operaciones en Bolivia, trastocando su composición accionaria, sólo invirtió $us 328 millones, una mínima participación en relación a los compromisos efectuados al capitalizar o privatizar un área estratégica de la estatal petrolera.
El ejecutivo explicó que se trata de una inversión récord pues entre 2010 a 2011 se aproximará al monto erogado en más de nueve años durante el periodo de la mal llamada capitalización cuando la ex privatizada sólo invirtió $us 328 millones, cifra alejada de mayores montos comprometidos.
YPFB Transporte trabaja en cuatro megaproyectos de ampliación y construcción de gasoductos que incrementarán la capacidad de envío de gas natural al occidente y al sur de Bolivia, además del desarrollo de un proyecto internacional que acrecentará los volúmenes de exportación al mercado argentino.
La transportadora lleva adelante la construcción el Tramo II del Gasoducto Carrasco-Cochabamba (GCC), la fase 3 del Gasoducto Al Altiplano (GAA), la ampliación del Gasoducto Villamontes-Tarija (GVT) y la construcción del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA).
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Actualmente, YPFB Transporte opera una red de ductos de aproximadamente 6.000 kilómetros para el transporte de gas natural e hidrocarburos líquidos. El sistema de gasoductos y oleoductos atraviesa siete departamentos, más de 90 municipios y 670 comunidades, llega además a los mercados del Brasil, Argentina y Chile.
La red de transporte de gas de YPFB Transporte S.A. se extiende sobre dos tercios del país. Se divide en tres sistemas y cuenta con una potencia instalada de 65.412 caballos de fuerza.
El sistema Mercado Interno Sur atiende las ciudades de Sucre, Potosí, Tarija y otras comunidades a lo largo de los ductos de este sistema que son GTC Taquiperenda-Cochabamba, GTS Tarabuco-Sucre, GSP Sucre-Potosí, GVT Villa Montes-Tarija. El sistema Mercado Interno Occidente atiende las ciudades de Cochabamba, Oruro, La Paz y
otras comunidades a lo largo de los ductos de este sistema que son GAA Gasoducto al Altiplano y GCC Carrasco-Cochabamba.
El sistema Mercado Exportación atiende la ciudad de Santa Cruz y otras comunidades a lo largo de los ductos de este sistema que son GCY Carrasco-Yapacani, GYC Yapacani-Colpa, GSCY Santa Cruz-Yacuiba. Este sistema atiende también los enlaces al gasoducto de exportación Bolivia-Brasil a través de Río Grande y en el sur la exportación a Argentina a través de Pocitos.
La Red de Transporte de Líquidos de YPFB Transporte S.A. cubre el centro y sur de Bolivia. Esta Red se divide en cuatro subsistemas: Norte, Sur, Central y Occidental. La Red cuenta con 15 estaciones de bombeo y una potencia instalada de 41.767 caballos de fuerza y 2810 Km. de ductos. El Sistema Norte se extiende desde la localidad de Carrasco hasta las ciudades de Santa Cruz
y Cochabamba, transportando petróleo crudo y condensado con una longitud del sistema de 793 km.
El Sistema Sur se extiende de Yacuiba hasta Santa Cruz transportando principalmente petróleo crudo y Gas Licuado de Petróleo. Este sistema se extiende sobre el mismo derecho de vía del Sistema Sur de la Red de Gas y tiene una longitud de 883 km.
Con una longitud de 482 km, el Sistema Centro va desde Santa Cruz hasta Cochabamba transportando principalmente petróleo crudo, petróleo reconstituido y GLP.
El Sistema Occidente se inicia en Cochabamba y se extiende hasta la Terminal Arica ubicada en la ciudad del mismo nombre en Chile, transporta crudo reconstituido para exportación, tiene una longitud de 560 km.
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GAANombre del proyecto: Gasoducto Al Altiplano (GAA) Fase 3B.
Tramos y volúmenes de gas: Tiene previsto incrementar la capacidad de transporte de gas natural en el tramo Huayñacota – Senkata a 52.6 MMpcd, suministro que beneficiará principalmente a los mercados de Oruro, La Paz y El Alto, adicionalmente a Sucre y Potosí.
Demanda: La conclusión de la primera fase del proyecto permitió incrementar la capacidad de transporte a los mercados de Oruro, El Alto y La Paz de 33.5 MMpcd a 43.9 MMpcd.
Capacidad de transporte: Una vez concluida esta segunda etapa, con operación prevista durante la gestión 2011, la capacidad de transporte en el tramo Huayñacota – Senkata aumentará de 43.9 MMpcd a 52.6 MMpcd.
GCCNombre del proyecto: Gasoducto Carrasco-Cochabamba (GCC).
Tramos: El GCC tiene 250 kilómetros de longitud y 16 pulgadas de diámetro, consta de tres tramos: Tramo I Carrasco-Villa Tunari (108 km), Tramo II Villa Tunari – Pampa Tambo (78 km) y Tramo III Pampa Tambo-Cochabamba (65 km).
Empresa constructora: El consorcio IST-Serpetbol-Conpropet, de capitales nacionales, se adjudicó la construcción del Tramo II del GCC, de 78 kilómetros de longitud que va entre Villa Tunari y Pampa Tambo, por 40 millones de dólares.
volúmenes de gas: Actualmente el GCC envía 33 Millones de Pies Cúbicos Día (MMpcd). Entre mayo y junio del 2011 subirá hasta 55 MMpcd y hasta el primer trimestre del 2012 llegará a 120 MMpcd.
GvT
Nombre del proyecto: Gasoducto Villa Montes-Tarija
volúmenes de gas: La ampliación del ducto tiene como meta triplicar la capacidad de transporte que pasará de 13.8 a 64 MMpcd.
Inicio de la obra: La última fase de ampliación del GVT, se iniciará en septiembre de 2011 con la culminación de las tareas de ingeniería en detalle.
Infraestructura: YPFB Transporte prevé la construcción de un lazo de 10 pulgadas por 46 kilómetros entre las poblaciones de Palos Blancos, Entre Ríos y Tarija, así como la adecuación de la estación de regulación de “El Portillo”.
GIJANombre del proyecto: Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA).
Tramos: En Bolivia, el ducto se extenderá desde el campo Margarita, en Tarija, hasta Madrejones frontera con Argentina. Del otro lado de la frontera, partirá desde Madrejones y llegará hasta Campo Durán.
Empresa constructora: La construcción del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) que está a cargo del consorcio Kaiser-Petrosur, registra un avance superior al 25 %.
Extensión: En el lado boliviano tendrá una longitud de 13 kilómetros y en el lado argentino 30. Contará con un diámetro de 32 pulgadas.
volúmenes de gas: El ducto permitirá incrementar la capacidad de transporte de 7.7 a 13 millones de metros cúbicos día (MMmcd).
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Gas TransBoliviano (GTB), construye en Río Grande un cruce alterno de 2,7 kilómetros en paralelo al gasoducto existente que se dirige
a Brasil. Esta obra de envergadura que minimiza los riesgos en la exportación de gas natura al vecino país en época de lluvias entrará en operación el segundo semestre de 2011.
El cruce horizontal dirigido es una obra de alta ingeniería y tecnología en la que se invertirán más de $us 47 millones, señaló Katya Diederich, gerente de la subsidiaria de YPFB Corporación.
“Este proyecto nace como una garantía de continuidad del servicio para evitar cualquier contingencia y garantizar, que bajo ninguna circunstancia, se interrumpa los volúmenes de exportación a Brasil”, expresó la ejecutiva.
El nuevo cruce representa una garantía y seguridad de suministro continuo de gas a Brasil y un beneficio directo para Bolivia, dado que por el gasoducto fluye aproximadamente el 68% de la producción boliviana de gas natural y el 45% del gas comercializado en Brasil. Esto representa un valor económico para Bolivia de aproximadamente $us 200 millones.
De acuerdo al informe difundido por GTB, el proyecto fue diseñado para superar la situación de emergencia que se presentó en 2007 con el cruce antiguo, producto de una fuerte riada en la región.
“La perforación dirigida del cruce de 2,7 kilómetros para un ducto de 32 pulgadas, que representa un récord histórico sobre todo en Latinoamérica, por el
diámetro del caño y la longitud de la perforación que se hace debajo del lecho del río, tiene un avance del 67%, mientras que la construcción en línea regular (en la superficie) de 2,9 kilómetros (5,6 kilómetros totales de construcción) tiene un avance del 72%”, señaló Diederich.
La longitud del cruce actual es de 1,5 kilómetros y que el nuevo diseño, podrá soportar los movimientos del cauce del río y las posibles inundaciones. “En realidad el nuevo cruce pasa bajo el lecho del río, va paralelo al trazo antiguo, solamente que la parte enterrada bajo el río se la está construyendo más larga y más profunda que la anterior”.
Este cruce alterno está ubicado en Río Grande, distante a 50 kilómetros de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, al lado oeste del río y representa el punto de partida del gasoducto de 3.150 kilómetros (557 Km en el lado boliviano) que transporta gas natural al Brasil. El consumo masivodel energético boliviano se concreta en Sao Paulo, una de las ciudades más importantes del vecino país.
Tras la conclusión de la obra, se deberá cumplir con algunos procedimientos que consisten en una prueba hidrostática del caño con agua, una inspección por el interior del ducto, otra instrumentada para verificar que el caño esté con todas las condiciones, y a partir de ahí, se hará una interconexión de la cañería que está en el lecho del río con la cañería que está sobre terreno. El proyecto, que es ejecutado por la empresa TATCO Bolivia Ltda, concluirá este año.
GTB construye gasoducto alterno
y garantiza exportación a
Brasil
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YPFB PETROANDINA SAM: la primera petrolera
boliviano -–venezolana creada tras el proceso de
Nacionalización
YPFB Petroandina S.A.M. es la primera empresa mixta creada en el sector petrolero, en estos cinco años desde la Nacionalización de los Hidrocarburos. Está constituida por la sociedad de dos empresas
estatales en la que Yacimientos Petrolíferos Bolivianos (YPFB) posee el 60 por ciento de participación y Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) el restante 40%. Su constitución tiene como base fundamental el Acuerdo Energético del ALBA entre Bolivia y Venezuela, elevados a rango de Ley. En este marco, la sociedad estratégica se halla frente al reto de desarrollar nuevos prospectos hidrocarburíferos, incursionando simultáneamente en zonas no tradicionales y tradicionales de exploración y explotación petrolera en Bolivia.
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potenciales nuevas reservas en Bolivia. Sin estos estudios no podremos dar el siguiente paso, que es la perforación de pozos exploratorios para confirmar y cuantificar la magnitud de reservas hidrocarburíferas existentes en el subsuelo y establecer la factibilidad económica de su explotación y comercialización para beneficio del pueblo boliviano”, señaló el gerente de YPFB Petroandina SAM, Miguel Pradel.
Ccumpliendo con el mandato de acelerar las actividades exploratorias en las áreas al norte del Departamento de La Paz, la empresa
mixta YPFB Petroandina SAM, logró en los dos años de vigencia del contrato un 40 % de ejecución de su Plan Mínimo de Exploración, establecido contractualmente para cinco bloques en el área no tradiccional de exploración y explotación.
De este modo, se concluyeron satisfactoriamente las actividades programadas de adquisición de sísmica, estudios de geología de superficie, aerogravimétricos y aeromagnetométricos en el Subandino Norte.
El procesamiento de los datos adquiridos en 1.093 kms. lineales de sísmica 2D en el área del Bloque de Lliquimuni, dará lugar a la fase de interpretación sísmica y geológica, con el objetivo de evaluar y definir una futura ubicación para la perforación de un pozo exploratorio en ese sector e iniciar estas operaciones en el primer trimestre del 2012.
El avance de las actividades exploratorias en el Subandino Sur, se halla en proceso de trámite para la obtención de permisos y licencias ambientales para incursionar y operar en siete bloques. YPFB Petroandina SAM avanza con los trabajos para perforar del pozo exploratorio Timboy X-2, en el bloque Aguaragüe Sur “A” en la región del Chaco tarijeño, esta actividad está programada para el tercer trimestre de este año. Asimismo, la empresa tiene previsto iniciar la adquisición de Sísmica 2D en el bloque Iñiguazu, en el mes de julio próximo.
Para este 2011 la empresa mixta proyecta realizar inversiones en el orden de los $us 140 millones, en el Subandino Norte y en el Subandino Sur de Bolivia, lo que representa un 40 % sobre la totalidad de las inversiones en exploración, programadas por YPFB Corporación.
La sociedad estratégica boliviano venezolana se halla frente al reto lograr éxito con el descubrimiento de nuevas reservas de hidrocarburos en las áreas en las que opera. Para el efecto, es prioritaria la ejecución de los estudios y proyectos trazados en cada una de las áreas en la fase de prospección. “Estas tareas técnicas, en un tiempo, nos conducirán a tener un grado mayor de certeza en cuanto a la evaluación geológica de
Contratos Suscritos con YPFB Petroandina SAM
CONTRATOS EN SUBANDINO NORTE
CHEPITE, LlIQUIMUNI,
MADIDI, CHISPANI Y CHEPITE
CONTRATOS EN SUBANDINO SUR
IÑAU, INIGUAZU, AGUARAGUE SUR A, SUR B, NORTE, CENTRO e
ITICIA
1,6 TCF/ 196 MMBbl
Contratos de Convenios Energéticos
8 TCF/ 174 MMBbl
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La demanda de gas natural generada por el mercado interno y los requerimientos de Brasil y Argentina se incrementó en la gestión
2010, registrando volúmenes comercializados del energético que generaron mayores ingresos para el país, destacó el presidente ejecutivo de YPFB Corporación, Carlos Villegas Quiroga.
Durante la gestión 2010, YPFB comercializó en promedio 32,03 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) a los mercados de Brasil y Argentina, volumen superior en 18.54% con relación al año 2009 que fue de 27,04 MMmcd, según el “Boletín Estadístico de YPFB - 2010”.
Como efecto del cambio de la matriz energética que ha masificado miles de instalaciones domiciliarias y la expansión del sistema eléctrico, Bolivia requirió en la gestión pasada 14 por ciento más del energético que en la gestión precedente, de acuerdo a las estadísticas oficiales.
Petrobras en función del contrato vigente GSA requirió un 22 por ciento más de gas natural boliviano que en 2009, una vez que la economía del Brasil remontó los efectos ocasionados por la crisis financiera internacional y retomó los niveles de comercialización industrial.
En función de la adenda del contrato de compra venta de gas natural que consolidaron YPFB y Enarsa, en marzo de 2010, los volúmenes de exportación a la Argentina se elevaron 4,21 por ciento más que en la gestión pasada. El anexo “D” del documento en referencia estipula un incremento progresivo y sostenido en los subsiguientes años.
“Bolivia está preparada para asumir mayores requerimientos de gas natural, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos cuenta con una estrategia efectiva que incrementará los volúmenes de producción en función de un agresiva política de desarrollo de campos y, sobre exploración de nuevos reservorios”, señaló Villegas.
El máximo ejecutivo de la estatal petrolera señaló que en los últimos años, la demanda de gas boliviano para mercados regionales es estacional y se incrementa en los meses que corresponden a la estación invernal que activa mayores requerimientos de energía conforme bajan las temperaturas y se produce el estiaje en los ríos.
MERCADO INTERNO
En virtud a los Decretos Supremo Nos. 29129, 29325, 29510 y 29709; YPFB suscribió Contratos de Comercialización de gas natural con todos los clientes del mercado interno, así como Contratos de Transporte y Compresión con los Concesionarios de Transporte correspondientes, mejorando las condiciones establecidas en anteriores contratos para beneficio del país.
Los sectores del mercado interno de gas natural atendidos por YPFB después de la Nacionalización de los Hidrocarburos son: Distribución de Gas Natural por Redes (industriales, comerciales, domiciliarias, Gas Natural Vehicular (GNV)), Generación Eléctrica (Termoeléctricas), Refinerías, Transporte por Ductos y otros consumidores directos.
Crece la demanda por el gas natural
boliviano
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ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE
MM
m3
VENTAS DE GAS NATURALMERCADO INTERNO en MM m3
2007 2008 2009 2010
v Información de 2007 a partir del 02 de mayo.
v Volúmenes comercializados a 60ºF Base Saturada-
El crecimiento del consumo de gas natural en el mercado interno es significativo en relación con años anteriores y presenta una tendencia positiva para la gestión 2011, en función a las políticas de expansión e incremento en la masificación del uso de este energético.
Entre 2008 y 2009, se produjo un crecimiento del 11% en la demanda de gas natural en Bolivia. En 2010, éste índice remontó a 14% con respecto a la gestión 2009, debido a los incrementos registrados fundamentalmente en los sectores de Generación Eléctrica y Distribución de Gas Natural por Redes como resultado de la aplicación nuevas instalaciones domiciliarias, además de la implementación de estaciones de servicio de GNV.
El consumo de gas natural en Bolivia ascendió en 2010 hasta registrar
un récord con una máxima de 9,53 MMmcd. En esa línea, también se registró un incremento sustancial en las recaudaciones por la venta de volúmenes de gas natural en el mercado interno.
INGRESO POR vENTAS
MERCADO INTERNO
AÑOTOTAL
EN MM $US2007 46,642008 85,922009 100,292010 115,24
v Información de 2007 a partir del 02 de mayo.
CONTRATO DE COMPRA-vENTA DE GAS NATuRAL YPFB-PETROBRAS
En 1996, Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) -sociedad brasileña de economía mixta- y YPFB firmaron un Contrato de Compra Venta de Gas Natural (GSA). A partir de 2004, la obligación de entrega por parte de YPFB, es de 30,08 MMmcd definida como Cantidad Diaria Contractual (QDC).
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De conformidad a lo estipulado en el contrato vigente, YPFB debe suministrar todo el Gas Combustible necesario para la operación continua de las estaciones de compresión del Gasoducto, desde Río Grande (Bolivia) hasta Canoas (Brasil). Petrobras paga el valor correspondiente al gas combustible.
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ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE
MM
M3
VENTAS DE GAS NATURALYPFB - PETROLEOS BRASILERO
2007 2008 2009 2010
En 2009, la demanda brasileña por el gas boliviano fue afectada por dos circunstancias: La crisis financiera mundial que incidió en el consumo del sector industrial y la competencia en los precios de sustitutos del gas natural. Además, de la copiosa época de lluvias que activó la generación de energía eléctrica en plantas hidroeléctricas, en sustitución de plantas geotérmicas.
Los volúmenes de gas natural enviados al Brasil durante 2010, en promedio, fueron mayores en comparación a la gestión 2009 en un 22%, alcanzándose el mayor valor promedio mensual en el mes de
septiembre con 30,17 MMmcd, según estadísticas de YPFB.
El año 2010, se produjo un significativo incremento en la demanda brasileña en relación a 2009, debido a una recuperación en la economía del vecino país.
Si bien Brasil tiene previsto para esta gestión el ingreso de nueva producción de gas natural proveniente del campo Mexilhao, Bolivia es considerada en el vecino país como un proveedor confiable, con precios competitivos, en relación a la propia producción desarrollada on shore que requiere de importantes inversiones en producción, desarrollo y distribución, y asimismo, en relación con la importación de Gas Natural Licuado (GNL), con precios determinados en el mercado spot para cubrir picos de alta demanda por temporadas.
De acuerdo a proyecciones realizadas en Bolivia, se estima un crecimiento entre un 6 a 7% en la demanda de gas natural de Brasil para los sectores de consumo e industria en los próximos años, acorde a la proyección de su PIB, asimismo, proyectos de Centrales Termoeléctricas que serán desarrollados mediante el uso de gas natural como combustible.
INGRESOS POR vENTAS
Los ingresos están en función al volumen exportado y al precio aplicado, el cual es determinado trimestralmente de acuerdo con la fórmula estipulada en el Contrato, misma que considera el promedio de las cotizaciones internacionales de una canasta de tres fuel oils,
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correspondientes a los tres meses anteriores al trimestre en el que se aplica dicho precio.
INGRESO POR vENTAS
CONTRATO GSA
La primera adenda estipuló el compromiso de desarrollar el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) lado boliviano y argentino, a fin de cumplir con los compromisos de entrega y recepción de volúmenes de gas natural de conformidad con lo estipulado en el contrato. En ese sentido, YPFB Transporte, empresa subsidiaria de la estatal petrolera, viene desarrollando las obras de interconexión del nuevo gasoducto Juan Azurduy de Padilla, cuya puesta en marcha está prevista para fines de mayo de 2011.
AÑOTOTAL
EN MM $US2007 1.513,242008 2.778,122009 1.487,722010 2.212,99
CONTRATO DE COMPRA-vENTA DE GAS NATuRAL YPFB-ENARSA
En octubre de 2006, YPFB y Energía Argentina S.A. (ENARSA) suscribieron el Contrato de Compra Venta de Gas Natural, con una duración de 20 años, a partir del 1 de enero de 2007. El 26 de marzo de 2010, se firmó la Primera Adenda a este Contrato, que entre otras modificaciones, estipula los volúmenes que serán suministrados por YPFB a ENARSA.
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ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE
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VENTAS DE GAS NATURALYPFB - ENARSA
2007 2008 2009 2010
v Volúmenes a 60ªF , Base Seca.
En el último año, las estadísticas muestran un importante crecimiento en la demanda de gas natural impulsado por la adenda en el orden de 4.21 % respecto de 2009. El mayor valor promedio mensual se registró en el mes de julio con 6,05 MMmcd.
Los volúmenes que serán exportados en los próximos años según contrato vigente no serán suficientes para cubrir el déficit de Argentina para satisfacer su demanda interna que actualmente alcanza a los 130 MMmcd. .
Se estima que el mercado argentino en constante crecimiento alcanzará un déficit de 60 MMmcd hasta 2015. Ante una mayor inversión en la producción de los campos de Bolivia, este mercado puede ser atractivo para los intereses del país, según la Dirección de Gas Natural de YPFB.
El precio del gas natural exportado a la República Argentina es determinado trimestralmente de acuerdo con la fórmula estipulada en el Contrato, que considera el promedio de las cotizaciones internacionales de tres fuel oils e incluye el precio internacional del diesel oil.
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INGRESO POR vENTASMERCADO ARGENTINA
OTROS CONTRATOS DE COMERCIALIZACIÓN
Ante una fluctuación de la demanda de los Contratos de Exportación, durante el último periodo anual examinado y se efectivizó, la comercialización de gas natural con otros mercados en Brasil como MT Gas, TBS Cuiabá y BG.
MES 2007 2008 2009 2010
YPFB - MTGAS** 3.757 2.021 YPFB - TBS CUIABA 215.064 8.957,093 YPFB - BG COMGAS
143.425 280,381 ** Incluye Gas Combustible
VOLUMENES FACTURADOS A 68ºF (Miles de Metros Cubicos)
INGRESOS POR vENTAS A OTROS MERCADOS
MES 2007 2008 2009 2010
YPFB - MTGAS 1.334 539,98 YPFB - TBS CUIABA 22.353 1.390,016 YPFB - BG COMGAS
16.923 48,907
MONTO FACTURADOS EN Miles $us
AÑOTOTAL
EN MM $US2007 325,612008 306,742009 379,812010 495,75
LOS PRECIOS DEL GAS BOLIvIANO DE ExPORTACIÓN SE APRECIARON MáS DE 21% EN 2010
En la gestión 2010, el promedio aritmético de los precios de exportación de gas natural, calculados por millón de BTU (Unidad Térmica Británica, por sus siglas en inglés) subió a 6.03 dólares en el caso de Brasil y 7.27 dólares en el caso de Argentina, lo cual representa un incremento porcentual de 21.54% y 23.81%, respectivamente, con relación a 2009.
El informe está contenido en el Boletín Estadístico de YPFB 2010, documento oficial que precisa que, de 2009 a 2010, el precio promedio aritmético de exportación de gas natural a Brasil subió de 4,96 a 6,03 dólares el millón de BTU ($usMM/BTU) y en el caso de Argentina de 5,88 a 7,27 $us/MMBTU, de acuerdo al documento que contiene datos estadísticos de las actividades de la estatal petrolera. Los precios del gas boliviano de exportación se calculan, de acuerdo a contrato, en función a una canasta de fuels (combustibles líquidos) que toman como parámetro el precio internacional de referencia WTI (West Texas Intermediate) y se ajustan cada tres meses. Los valores del precio WTI en el 2010, en promedio, superaron a los del 2009 en un 29%.
COMERCIALIZACION DE GAS NATuRAL EN BOLIvIA
La Constitución Política del Estado Plurinacional de Bolivia promulgada el 09 de febrero de 2009, establece que el Estado, en nombre y representación del pueblo boliviano ejerce la propiedad de los hidrocarburos del país y es el único facultado para su comercialización; asimismo, definirá la política de hidrocarburos, para promover su desarrollo integral, sustentable y equitativo, y garantizará la soberanía energética, estableciendo los mecanismos para el abastecimiento de hidrocarburos al mercado interno, incentivando la expansión del consumo en todos los sectores de la sociedad, desarrollando su industrialización en el territorio nacional y promoviendo la exportación de excedentes en condiciones que favorezcan los intereses del Estado y el logro de sus objetivos de política interna y externa, de acuerdo a una Planificación de Política Hidrocarburífera.
Asimismo, el Decreto Supremo Nº 28701 de 01 de mayo de 2006, establece que el Estado Boliviano toma el control y la dirección de la producción, transporte, refinación, almacenaje, distribución, comercialización e industrialización de hidrocarburos en el país; y que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (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; atribución ratificada en la Constitución Política del Estado Plurinacional de Bolivia, donde establece que YPFB es la única facultada para realizar las actividades de la cadena productiva de hidrocarburos y su comercialización.
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