yacimientos petroliferos fiscales bolivianos

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YACIMIENTOS PETROLIFEROS
FISCALES BOLIVIANOS
PLAN ESTRATEGICO
EMPRESARIAL 100
8 - 2015
200
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Índice
Carta del Presidente Ejecutivo
2
Introducción
4
Capítulo I
Fundamentos del cambio
Capítulo II
Situación de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
Marco Institucional y Normativo
Hitos Históricos Relevantes
Capítulo III
1.
ANTECEDENTES.................................................................................................................... 202021
2.
IMPLICACIONES DE DESARROLLO ...................................................................................... 222223
3.
VISION Y MISION .............................................................................................................. 232324
4.
OBJETIVOS ............................................................................................................................ 242425
5.
POLITICAS ............................................................................................................................. 252526
6.
ESTRATEGIAS........................................................................................................................ 252526
6.1
ESTRATEGIA CORPORATIVA ...................................................................................... 252526
6.2.
ESTRATEGIAS POR PROGRAMA ................................................................................ 252526
6.2.1.
ESTRATEGIAS PARA EXPLORACION Y PRODUCCION .............................. 262627
6.2.2.
ESTRATEGIAS PARA EXPORTACION ........................................................ 262627
6.2.3.
ESTRATEGIAS PARA INDUSTRIALIZACION ............................................... 262627
6.2.4.
ESTRATEGIAS PARA EL MERCADO INTERNO ........................................... 272728
6.2.5.
ESTRATEGIA PARA REFINACION, TRANSPORTE Y COMERCIALIZACIÓN 272728
6.2.6.
ESTRATEGIA PARA REDES DE GAS Y ENERGIA........................................ 282829
6.2.7.
ESTRATEGIA PARA EL GOBIERNO CORPORATIVO ................................... 282829
7.
ESTRUCTURA PROGRAMATICA ............................................................................................ 292930
8.
METAS CORPORATIVAS E INVERSIONES ............................................................................. 303031
9.
DESARROLLO DE LA ORGANIZACIÓN CORPORATIVA ......................................................... 323233
2
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9.1.
REESTRUCTURACION DE LA ORGANIZACIÓN ........................................................... 323233
9.2.
EVOLUCION DE YPFB CORPORATIVA ....................................................................... 333334
9.3.
PILARES DE LA GESTION CORPORATIVA .................................................................. 333334
9.3.1
RECURSOS HUMANOS ............................................................................. 333334
9.3.2.
CONCIENCIA AMBIENTAL ......................................................................... 333334
9.3.3.
TECNOLOGIA Y PROCESOS ...................................................................... 333334
9.3.4.
DISCIPLINA ECONOMICA .......................................................................... 343435
9.4.
ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL DE LA CORPORACION YPFB ................................. 343435
9.6.
REGLAMENTO CORPORATIVO Y PRINCIPIOS ............................................................ 383839
9.7.
OBJETIVO DE LA CORPORACION YPFB...................................................................... 393940
10.
PRINCIPALES INGRESOS DE LA CORPORACION YPFB ....................................................... 393940
11.
DESARROLLO DE PROGRAMAS ......................................................................................... 404041
11.1. PROGRAMA DE EXPLORACION Y PRODUCCION ....................................................... 404041
11.1.1.
NUEVOS PROSPECTOS EN YPFB E&P ................................................... 404041
11.1.2.
DESGLOSE DE INVERSIONES EN E&P ................................................... 434344
11.2 PROGRAMA DE INDUSTRIALIZACION ....................................................................... 444445
11.3. REFINACION............................................................................................................... 454546
11.4 DUCTOS Y ALMACENAJE ........................................................................................... 494950
11.5. PROGRAMA DE REDES DE GAS (RESPONSABILIDAD SOCIAL) ................................ 525253
13.
3
FUENTES DE INGRESOS
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Carta del Presidente Ejecutivo
Con la nacionalización, YPFB vuelve a ser
el
protagonista
principal
en
la
administración
y
manejo
de
los
hidrocarburos, con el monopolio de su
comercialización en el país y en el exterior.
La
adecuación
de
las
empresas
transnacionales a las nuevas normas se
produjo con la suscripción de los nuevos
contratos el 29 de octubre de 2006. En esa
oportunidad, 10 empresas suscribieron un
total de 44 contratos con YPFB, como
representante del Estado Boliviano. Dichos
contratos
fueron
aprobados
por
unanimidad en el Congreso Nacional, el 20
de abril de 2007.
El Decreto Supremo 28701, “Héroes del
Chaco” de fecha 1º de mayo de 2006
marca un hito histórico en el ejercicio de la
soberanía nacional, al nacionalizar los
recursos naturales hidrocarburíferos del
país.
Las empresas que retornaron al Estado
boliviano fueron: Transredes y la ex
Compañía Logística
de Hidrocarburos
Boliviana, CLHB debido a que se compro el
100 por ciento de las acciones. Mientras
tanto, el Gobierno Nacional compró el 50
más uno por ciento de los bonos de Chaco y
Andina.
Antes
de
la
Nacionalización
el
Tesoro General de la
Nación, recibía menos
de 250 millones de
dólares
al
año,
actualmente
los
ingresos alcanzan a
1.800
millones
de
dólares
4
El desafío de la actual gestión, es
transformar a YPFB, de una simple
administradora comercializadora a una
empresa que explore, perfore, explote, refine,
industrialice, transporte y comercialice los
hidrocarburos.
El tema de las inversiones es considerado
vital para garantizar la producción y la
satisfacción de la demanda interna, así como
el cumplimiento de los compromisos
internacionales.
El 9 de abril del 2008, el Gobierno de la
Nación aprueba 9 Decretos Supremos
(D.S. 29503 a D.S.29511) de trascendental
importancia para fortalecer a YPFB y
convertirla en una empresa corporativa,
El Gobierno Nacional prevé invertir cuatro mil
millones de dólares en un futuro inmediato
para promover la reconfiguración de la nueva
estructura corporativa de Yacimientos
Petrolíferos Fiscales Bolivianos.
En este contexto el sector hidrocarburos,
se convierte en el motor estratégico de la
economía, al generar excedente y divisas
que impulsan el desarrollo productivo
nacional a partir de la exploración y
producción, la generación de valor
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agregado, y la industrialización de los
recursos
naturales,
priorizando
el
abastecimiento
de
hidrocarburos
al
mercado interno.
La empresa corporativa
deberá
regirse
por
principios de la Política
Nacional
de
Hidrocarburos: propiedad
estatal
sobre
los
energéticos, contribuir al
desarrollo
nacional,
satisfacer las necesidades
hidrocarburíferas internas,
seguridad
energética,
consolidar el desarrollo
del sector y tener una
gestión
eficiente,
transparente y operativa
en su casa matriz y en
sus subsidiarias.
5
Las políticas y estrategias propuestas por
el Plan Nacional de Desarrollo consisten
en:
Recuperar y consolidar la propiedad y el
control de los hidrocarburos.
Exploración, Explotación e incremento del
potencial hidrocarburífero nacional.
Industrializar los recursos hidrocarburíferos
para generar valor agregado.
Garantizar
la seguridad energética
nacional y consolidar el país como centro
energético regional.
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Introducción
El Estado boliviano, a partir de la promulgación del Decreto Supremo de Nacionalización 28701,
“Héroes del Chaco” de fecha 1º de mayo de 2006 consolida la recuperación de la propiedad del
Estado sobre los recursos naturales hidrocarburíferos. De tal manera que Yacimientos Petrolíferos
Fiscales Bolivianos (Y.P.F.B.) asume un rol protagónico político-social fundamental en el desarrollo
del país, planificando y participando en todo el ciclo productivo de los hidrocarburos incluyendo la
industrilizacion con valor agregado y satisfaciendo así las imperantes necesidades de energía
actuales y futuras del pueblo de Bolivia.
El 9 de abril del 2008, el Gobierno de la Nación aprueba 9 Decretos Supremos (D.S. 29503 a
D.S.29511) de trascendental importancia en el marco normativo y la estrategia que Y.P.F.B.
implementará como empresa petrolera de carácter corporativo, hecho que a su vez le confiere un
gran reto y responsabilidad.
Y.P.F.B. deberá, bajo el del marco del Plan Nacional de Desarrollo y la Estrategia Nacional de
hidrocarburos asumir retos fundamentales como son:









Operar en toda la cadena de hidrocarburos.
Constituir y operar empresas en el marco del Código de Comercio y la normativa aplicable
a este efecto.
Promover, formular, y ejecutar estudios y proyectos en todo el territorio nacional y en el
extranjero.
Implementar estrategias de financiamiento público o privado, nacional o extranjero.
Interpretar las tendencias del entorno para definir estrategias que permitan hacer realidad
la visión institucional.
Orientar el sistema de producción y operación institucional para que la gestión de sus
procesos permitan generar mayor eficiencia, efectividad y competitividad institucional.
Incorporar en el desarrollo institucional los conceptos de calidad y responsabilidad social y
ambiental.
Actualizar su infraestructura científica y tecnológica y mantener programas de innovación
que permitan adaptarse rápidamente a los cambios nacionales y globales y mantener una
institución moderna.
Afianzar una cultura institucional basada en principios y valores y el desarrollo de su
talento humano.
En este contexto Y.P.F.B. en sintonía con el nuevo tiempo que vive el país, realizó un profundo
examen de sí mismo y de su rol en la sociedad boliviana.
El resultado de ese análisis es el presente Plan Estratégico Empresarial 100 (PEE) 2008-2015, que
establece con precisión los pilares que orientarán el desarrollo de las actividades institucionales en
los próximos años.
El proceso que dio origen al PEE 100 partió del compromiso renovado de la empresa estatal con
fundamentalmente con la sociedad boliviana y da inicio a una transformación de la cultura gerencial
sustentada en el desarrollo óptimo de los recursos humanos, participación en todas las actividades
6
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de la cadena productiva de hidrocarburos, la responsabilidad social corporativa y el desarrollo de la
disciplina económica en condiciones competitivas.
La empresa YPFB quiere, hoy, implementar el PEE 100 para cumplir fiel y eficazmente con sus tres
grandes finalidades: 1) Explorar, explotar e incrementar el potencial hidrocarburífero nacional, 2)
Industrializar los recursos hidrocarburíferos para generar valor agregado y 3) Garantizar la
seguridad energética nacional y consolidar al país como centro energético regional, pero también
busca ampliar su horizonte y, con esa perspectiva, tiene el propósito de definir una cultura
organizacional comprometida con las políticas y valores, y establecer una estructura institucional
acorde a los nuevos desafíos de la empresa estatal corporativa, corporativa, con responsabilidad
social.
La medición del aporte de YPFB en el logro de estas finalidades permitirá conocer el impacto de la
empresa en la dinámica de transformación que vive el país y el aporte al Vivir Bien de la población
boliviana, objetivos últimos del plan estratégico con proyección nacional.
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Capítulo I
Fundamentos del cambio
EL CAMBIO DE PATRÓN Y DE MODELO DE DESARROLLO
PARA VIVIR BIEN
DIGNA
SOBERANA
PRODUCTIVA
Distribución
Equitativa
de la Riqueza
Nacional
Bienestar
Social
para todos la
población
Poder
Político
Participativo
y solidario
SOLIDARIA
PARA VIVIR BIEN
• Asamblea Constituyente y
nuevo Estado Nacional
• Cambiar la matriz
productiva y la distribuci ón
de la riqueza nacional
• DESMONTAR LA ESTRUCTURA
DEL NEOLIBERALISMO Y DEL
COLONIALISMO.
• Soberan ía Alimentaria
1. Concepción del Desarrollo
Dentro del Plan Nacional de Desarrollo (PND) se propone una nueva visión de desarrollo basada
en la concepción de Vivir Bien, propia de las culturas originarias e indígenas de Bolivia. El Vivir
Bien es el acceso y disfrute de los bienes materiales y de la realización afectiva, subjetiva y
espiritual, en armonía con la naturaleza y en comunidad con los seres humanos.
La corporación Y.P.F.B. desarrolla sus actividades en el marco del concepto del Vivir Bien, a partir
de su participación en todas las fases de producción de los hidrocarburos, en un ambiente de
respeto por el marco normativo, el medio ambiente natural, la sociedad y la legislación laboral;
generando excedentes para su reinversión y apoyando el desarrollo nacional en una relación
1
favorable tanto para el Estado como para sus socios e inversionistas privados .
1
Plan Nacional de Desarrollo
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2. Matriz Productiva
En el marco del PND, el Sector de
Hidrocarburos es el principal generador de
Excedentes Económicos para el desarrollo
del país, seguido de los sectores de la
Minería y los Recursos Ambientales. Entre
todos conforman la base para la Matriz
Productiva Nacional.
Los excedentes generados en los sectores
estratégicos de la economía proporcionarán
los recursos económicos para que el Estado,
mediante la implementación de planes y
políticas públicas, puedan diversificar la
matriz productiva nacional tanto en los
Sectores Generadores de Empleo e
Ingresos, así como en los Sectores de
Infraestructura para la Producción y para el
Sector de Servicios Productivos.
Actualmente, la matriz productiva nacional
está orientada a la actividad primaria, es
decir a la extracción de materias primas,
como es el caso del sector hidrocarburífero y
la minería, si bien el petróleo es procesado
en refinerías para la producción de
combustibles líquidos, el gas natural es
consumido y exportado directamente como
energía primaria.
Y.P.F.B.
se
proyecta
a
emplear el gas natural como
materia prima de procesos
petroquímicos
para
la
producción de fertilizantes y
otros petroproductos –como
plásticos- generando valor
agregado a nuestra materia
prima.
La explotación y exportación del gas natural
se constituyen en la principal fuente de
recursos para el Estado. Si bien estos
ingresos se han incrementado desde la
promulgación y puesta en vigencia de la Ley
de Hidrocarburos No. 3058, en la que se
definen las reglas de explotación de
hidrocarburos en Bolivia, los mismos tendrán
un aumento significativo a partir de la
recuperación del control de toda la cadena
hidrocarburífera a favor del Estado,
específicamente en las actividades de
9
exploración,
refinación,
transporte,
comercialización e industrialización de los
recursos hidrocarburíferos.
El Estado boliviano, a partir de la
promulgación del Decreto Supremo de
Nacionalización Nº 28701 consolida la
recuperación de la propiedad del Estado
sobre
los
recursos
naturales
hidrocarburíferos. De tal manera que la
YPFB
CORPORATIVAasume
un
rol
protagónico político-social fundamental en el
desarrollo
del
país,
planificando
y
participando en todo el ciclo productivo de los
hidrocarburos y satisfaciendo así las
imperantes necesidades de energía que
posee actualmente el pueblo de Bolivia.
Y.P.F.B. participará en toda la
cadena productiva de los
hidrocarburos que comprende
el upstream y el downstream,
optimizando las inversiones,
bajo principios de eficiencia,
eficacia,
rentabilidad,
solidaridad y responsabilidad
social.
3.
Estado
Desarrollo
Protagonista
del
El cambio del patrón de desarrollo requiere
de la intervención del Estado como promotor
y protagonista del desarrollo nacional, es así
que la Política Nacional de Hidrocarburos se
basa en una mayor participación del Estado
en el sector y en la recuperación de la
propiedad de los hidrocarburos en boca de
pozo a favor del Estado.
Con la refundación de Y.P.F.B. se recupera
la participación en toda la cadena de
hidrocarburos. La formulación de políticas,
planes y estrategias será liderizada por el
Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE),
y el control y fiscalización estará a cargo de
la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
En este nuevo rol, el Estado, mediante D.S.
29128 de 12 de mayo de 2007, adquiere el
100% de las acciones que conforman el
capital social de Petrobras Bolivia Refinación
– PBR S.A. a favor del Estado boliviano a
través de Y.P.F.B.
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Por otro lado, el D.S. 29507 establece el
marco normativo y la estrategia que Y.P.F.B.
implementará como empresa petrolera de
carácter
corporativo,
aprobandose
la
conformación de sociedades comerciales a
través de sus empresas subsidiarias y otras
empresas del Estado, para su posterior
adecuación y conformación societaria en
relación a la mayoría accionaria, control y
dirección de las empresas constituidas,
dentro del marco del Código de Comercio.
Dando
cumplimiento
al
Decreto
de
Nacionalización, D.S. Nº 28701, el Estado
está adquiriendo, mediante la realización de
negociaciones y la aprobación de D.S. No
29541 y D.S. No. 29542, el 100 por ciento de
la Compañía Logística de Hidrocarburos
Bolivia S.A., el 50 por ciento mas uno de las
empresas Petroleras Chaco S.A. y Andina
S.A. y más del 97 por ciento de Transredes –
Transporte de Hidrocarburos S.A.; empresas
que serán operadas por Y.P.F.B.
4.
Estrategia
Nacional
Hidrocarburos (ENH)
de
La Estrategia Nacional de Hidrocarburos
(ENH), presenta las principales políticas y
estrategias a implementarse en todas las
actividades que componen la cadena de
hidrocarburos, incluyendo la reestructuración
del sector, que contempla el fortalecimiento
de la empresa estatal, bajo una estructura
que se convierta en el puntal del desarrollo
económico del país y genere suficientes
excedentes económicos para canalizarlos a
otros sectores productivos y sociales.
La idea central de la Estrategia económica
productiva: Bolivia Productiva es que los
excedentes generados en los sectores
estratégicos,
entre
ellos
el
sector
hidrocarburos, además de reinvertirse,
provean, vía tributos y regalías, recursos a
los sectores generadores de ingresos y
empleo para contribuir a la diversificación de
la economía y el desarrollo social.
Con la presencia efectiva del Estado en la
cadena de hidrocarburos, las políticas de la
Política
Nacional
de
Hidrocarburos,
establecidas en el PND para el sector son
las siguientes:
Política 1:
Recuperar y consolidar la
propiedad y el control estatal de los
hidrocarburos.
Política 2:
Explorar,
explotar
e
incrementar el potencial hidrocarburífero
nacional.
Política 3:
Industrializar los recursos
hidrocarburíferos
para
generar
valor
agregado.
Política 4:
Garantizar
la
seguridad
energética nacional y consolidar al país como
centro energético regional
La ENH plantea para cada una de las
políticas un conjunto de objetivos, estrategias
y acciones concretas para transformar al
sector en un real generador de excedentes –
a
través
de
las
actividades
de
industrialización y la generación de valor
agregado a los productos hidrocarburíferos-,
y en un verdadero motor de desarrollo
productivo, así como garantizar la seguridad
energética nacional.
En relación a la Exploración y Explotación de
hidrocarburos, se plantean políticas y
acciones que permiten controlar y fiscalizar la
ejecución de los 44 contratos de operación y
suscribir convenios de estudios y nuevos
contratos petroleros en las 33 áreas
reservadas a favor de Y.P.F.B, a fin de
asegurar inversiones, mayor producción y
mayores ingresos.
La política de Industrialización del gas
natural se realizará a través de la
implementación de proyectos para la
producción de urea y otros fertilizantes,
además de polietilenos destinados a los
mercados interno y externo, estará a cargo
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de la Empresa Boliviana de Industrialización
de Hidrocarburos (EBIH), por si sola o
mediante asociación estratégica con otras
empresas si fuese necesario.
La EBIH
formará parte de la corporación Y.P.F.B.
Para garantizar la Seguridad Energética
Nacional, establece la masificación del uso
de gas natural en los diferentes sectores de
la economía, que permita la disminución del
consumo
de
combustibles
líquidos,
deficitarios y subsidiados, conduciendo a un
cambio de la matriz energética.
En relación a los aspectos ambientales, la
nueva política y visión del país restituyen los
principios de respeto, armonía con la
naturaleza, y garantía en el ejercicio de los
derechos
fundamentales
e
integridad
territorial, usos y costumbres. Todo ello se
logra mediante un proceso oportuno y
transparente de consulta y participación de
los Pueblos Indígenas Originarios (PIO) y
Comunidades Campesinas (CC) en la toma
de decisiones y en los beneficios generados
por la actividad del sector.
La gestión
ambiental ha sido concebida como un
componente permanente y transversal dentro
de la estrategia de hidrocarburos, que
11
permite la evaluación y cuantificación de
impactos, y, en función de los resultados,
viabilizar y agilizar la inversión en las
actividades del sector.
Para que la estrategia permita cumplir con
los objetivos establecidos, se requiere
condiciones de gestión eficiente, las cuales
se pretenden alcanzar mediante la
reestructuración institucional y la normativa
adecuada
para implementar la nueva
política de desarrollo de los hidrocarburos
en el marco de la Nacionalización. En este
sentido, se contempla modificaciones en los
roles y atribuciones de las instituciones,
específicamente, para que el Ministerio de
Hidrocarburos y Energía (MHE) asuma el rol
político, planificador y normativo. El MHE
cumple funciones de regulador, fiscalizador
y supervisor, tanto de las actividades del
downstream (aguas abajo), como del
upstream (aguas arriba) y Y.P.F.B. tiene el
rol de operador, inversionista, administrador y
responsable del manejo eficiente y eficaz de
las operaciones productivas y comerciales.
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Capítulo II
Situación
de
Yacimientos
Petrolíferos Fiscales Bolivianos
Antecedentes.Formatted: Font: (Default)
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Fuente: Gas, Petróleo e Imperialismo Multinacional en Bolivia Roberto Fernández Terán
1. Marco Institucional y Normativo
A. Institucional
Como antecedentes de la institucionalidad de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB),
se inicia con su creación el 21 de diciembre de 1936, bajo la presidencia del Coronel David Toro,
bajo tuición del Ministerio de Minas y Petróleo,
Actualmente YPFB es una empresa pública bajo la tuición del Ministerio de Hidrocarburos y
Energía. Las principales competencias atribuidas a la institución se enmarcan en el Mandato Legal
y Social del Plan Nacional de Desarrollo, así como en la Ley N° 3058 de Hidrocarburos (17 de
mayo de 2005), el Decreto Supremo N° 2871 Héroes del Chaco (1 de mayo de 2006), que
establece la Nacionalización de los Hidrocarburos y el Decreto Supremo Nº 29507 (09 de Abril
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2008) que establece el marco normativo y la estrategia que YPFB implementará como una
empresa estatal petrolera de carácter corporativo.
En este contexto YPFB tiene el rol de:
1. Ejercer a nombre del Estado Boliviano el
derecho propietario sobre la totalidad de los
hidrocarburos.
2. Ejecutar las actividades en toda la cadena
productiva de hidrocarburos.
3. Representar al Estado en la negociación,
suscripción, fiscalización y administración de
contratos petroleros.
4. Desarrollar de manera eficiente sus
actividades, en un marco de transparencia y
responsabilidad socio ambiental.
B. Normativo
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
está regida por un conjunto de Leyes y
Decretos Supremos, cuyo listado en orden
cronológico se presenta a continuación:
Constitución Política del Estado del 20 de
febrero de 2004
Leyes:
Ley de Hidrocarburos Nº 3058 de 17 de mayo
de 2005
Ley de Organización del Poder Ejecutivo
LOPE Nº 3351 del 21 de febrero de 2006
Decretos Supremos:
DECRETO
SUPREMO
Nº
28631
Reglamentario a la Ley de Organización del
Poder Ejecutivo (LOPE) de 8 de marzo de
2006, Artículo 74 que define a YPFB como
empresa pública bajo tuición del Ministerio de
Hidrocarburos y Energía.
DECRETO SUPREMO Nº 28701 Héroes del
Chaco de 1 de Mayo 2006, que establece la
nacionalización de los hidrocarburos.
DECRETO SUPREMO Nº 28797 del 14 Julio
2006 " Establecer los mecanismos a través
de los cuales YPFB, cumplirá con su rol de
único importador de hidrocarburos. "
13
DECRETO SUPREMO Nº 29128 del 12
Mayo 2007 " Autoriza la adquisición del cien
por ciento (100%) de las acciones que
conforman el capital social de Petrobras
Bolivia Refinación – PBR S.A. a favor del
Estado boliviano a través de YPFB, y
garantizar el respeto del régimen laboral y
social aplicable en dicha empresa. "
DECRETO SUPREMO Nº 29272 del 12 de
septiembre de 2007, que aprueba el Plan
Nacional de Desarrollo “Bolivia Digna,
Soberana, Productiva y Democrática para
Vivir Bien” (2006-2011).
DECRETO SUPREMO Nº 29503 del 09 Abril
2008 " Define el tratamiento económico
contable del 32% (Treinta y Dos por ciento)
de Participación Adicional de YPFB,
dispuesto en el Artículo 4 del Decreto
Supremo No 28701 de 1° de mayo de 2006. "
DECRETO SUPREMO Nº 29504 del 09 Abril
2008
" Establece las condiciones y
parámetros
para
el
reconocimiento,
aprobación y publicación por parte de YPFB
de los Costos Recuperables en el marco de
los Contratos de Operación vigentes de
conformidad a lo dispuesto en el Artículo 4 de
la Ley Nº 3740 de Desarrollo Sostenible del
Sector de Hidrocarburos. "
DECRETO SUPREMO Nº 29506 del 09 Abril
2008 " Autoriza a YPFB la contratación
directa de obras, bienes, servicios generales
y servicios de consultoría, así como
establecer las condiciones que regulan el
proceso de contratación de bienes, obras y
servicios con precalificación de potenciales
proponentes, en el marco de las Leyes Nº
1178
de
Administración
y
Control
Gubernamentales
y
Nº
3058
de
Hidrocarburos. "
DECRETO SUPREMO Nº 29507 del 09 Abril
2008 " Establece el marco normativo y la
estrategia que YPFB implementará como una
empresa estatal petrolera de carácter
corporativo. "
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DECRETO SUPREMO Nº 29509 del 09 Abril
2008 " Autoriza al Presidente Ejecutivo de
YPFB la creación de la Gerencia Nacional de
Planificación, Inversiones y Servicios y la
Gerencia Nacional de Programas de Trabajo,
dependientes de la Presidencia Ejecutiva,
dentro de la Estructura de YPFB,
determinándose asimismo la reestructuración
y reorganización de la estatal petrolera. "
DECRETO SUPREMO Nº 29510 del 09
Abril 2008. “Establece los lineamientos
para la determinación de los precios del
gas natural para su comercialización en el
mercado interno destinado a la distribución
de gas natural por redes, a la generación
de termoeléctrica “
DECRETO SUPREMO Nº 29511 del 09
Abril 2008. “Declara de prioridad nacional
industrializar los hidrocarburos y en el
marco del presente Decreto Supremo,
YPFB tiene el mandato de constituir a la
Empresa Boliviana de Industrialización de
Hidrocarburos (EBIH)”.
DECRETO SUPREMO Nº 29554 del 08
Mayo 2008 " Nacionaliza la totalidad del
paquete accionario que poseen las
sociedades OILTANKING INVESTMENTS
BOLIVIA S.A. y GRAÑA y MONTERO S.A.
en la Sociedad Compañía Logística de
Hidrocarburos Boliviana S.A. - CLHB a favor
del Estado Boliviano, a través de YPFB,
quien ejercerá la titularidad de dichas
acciones."
2. Hitos Históricos Relevantes
A. Antecedentes históricos
petróleo en Bolivia
de
Finalizada la Guerra del Chaco en 1935,
Bolivia queda con la propiedad y control del
territorio de los hidrocarburos con el sacrificio
de 65.000 hombres y la pérdida territorial de
250.000 km2.
En el gobierno del Cnl. David Toro se realizo
la primera nacionalización del petróleo (13de
marzo de 1937) expulsando a la Standard
Oil.
B. Creación de YPFB
El 21 de Diciembre de 1936, el Presidente
David Toro mediante Decreto Ley crea
YACIMIENTOS PETROLIFEROS FISCALES
BOLIVIANOS (YPFB) como entidad con
personería jurídica y autonomía propia, la
cual dependerá únicamente del Poder
Ejecutivo por intermedio del Ministerio de
Minas y Petróleo.
YPFB es la primera empresa estatal
petrolífera en América Latina y se constituye
en un hito en la búsqueda de la
independencia económica de Bolivia.
La historia reconoce como artífices de la
creación de YPFB a Don Dionisio Foianini
Banzer y el Tcnl. Germán Busch.
El 16 de enero de 1937, el Gobierno,
mediante Decreto Supremo, asignó a YPFB,
todas las zonas petrolíferas de la reserva
fiscal y el 13 de marzo de 1937 las que
habían sido asignadas a la Standard Oil.
del
El pionero del descubrimiento del petróleo en
Bolivia fue el Dr. Manuel Cuellar, quien a
través de una expedición al Chaco –
Mandiyuty - cerca de Camiri descubrió ricas
fuentes petrolíferas el año 1897.
En 1932 se inicia la Guerra del Chaco,
impulsada por intereses de dos empresas
transnacionales que operaban en la región, la
Standard Oil Company of New Jersey que
operaba en Bolivia y la Royal Dutch Shell que
14
tiene
derechos
de
explotación
hidrocarburos en el territorio Paraguay.
C. Hitos Históricos Sobresalientes
En 1939, YPFB perforó el primer pozo en
Sanandita. En 1938, el presidente Germán
Busch decretó el pago del 11% de la
producción a favor de los departamentos
productores. Asimismo, suscribió con Brasil
un convenio de vinculación ferroviaria que dio
origen a las exportaciones de gas a este
país.
Entre 1941 y 1954 YPFB toma impulso en la
producción de petróleo, por lo que se
considera este periodo como la "Etapa de
Oro" de YPFB.
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El 26 de octubre de 1955 el gobierno del
presidente Victor Paz Estensoro aprueba el
nuevo Código del Petróleo conocido como
Código Davenport en el que levanta la
reserva fiscal permitiendo el ingreso de
capitales privados al negocio de los
hidrocarburos.
En 1955, otro hito fundamental se produce
con el inicio de operaciones del oleoducto
Camiri-Yacuiba que permitiría la exportación
a la Argentina.
El 23 de mayo de 1956, se instala en el país
la Bolivian Gulf Oil Company mediante la
suscripción de contratos de financiación de
oleoductos y contratos de operación conjunta
con YPFB, para la exploración y explotación
de áreas probadamente petrolíferas que se
encontraban en la jurisdicción de la Empresa
Fiscal del Petróleo.
En el periodo de los años 60, se otorgaron
nuevas
concesiones
para
empresas
privadas. La más importante fue la Bolivian
Gulf Oil Company (BOGOC). Esta empresa
descubrió y explotó pozos en el norte
cruceño, además, suscribe un contrato de
venta de gas a la Argentina por 20 años.
En esta etapa se presenta un problema
legal debido a que el gas no estaba
contemplado en el código del Petróleo, por
lo que el Presidente Alfredo Ovando
Candia, en una de las primeras medidas de
su gobierno lo deroga el 25 de septiembre
de 1969.
El 17 de octubre de l969 se dispone la
segunda
nacionalización
de
los
hidrocarburos en Bolivia, y en este caso de
la Bolivian Gulf Oil Company, como la
reversión al Estado de todas las
concesiones otorgadas, impulsada por
Marcelo Quiroga Santa Cruz, Ministro de
Minas y Petróleo. El responsable del
control y toma de los campos petrolíferos
de la petrolera fue el General Juan José
Torres, posteriormente Presidente de la
República.
En 1967, se descubre San Alberto en
Tarija. Esta década también marca la
creación de la División de Gas en la
15
Gerencia de Refinerías y Oleoductos en
YPFB.
El 28 de marzo de 1972, se dicta el Decreto
Ley General de Hidrocarburos 10170, que
define el marco de los nuevos contratos de
operación, donde el Estado mantenía la
propiedad sobre todos los yacimientos y el
operador dividía la producción de petróleo
y gas en porcentajes iguales (50/50).
En el período 1968-1971 los
hidrocarburos contribuyeron
en 5.4% al PIB, entre 19721975, subió a un promedio
de un 6.3%. Este incremento
se debió a la exportación de
excedentes de producción, y
al aumento de precios de los
hidrocarburos en el mercado
internacional.
Los ingresos por exportaciones permitieron
que las contribuciones de YPFB al Estado
por concepto de impuestos y regalías
sobrepasen los 100 millones de dólares
significando el 15,5% del Ingreso del
Tesoro General de la Nacional.
En 1979, la producción de YPFB, se va
transformando paulatinamente de petrolera
en gasífera debido al descubrimiento de
nuevos campos con considerables reservas
probadas y probables de gas por lo que se
emprende
la
construcción
de
los
gasoductos Monteagudo, Sucre y en el
Altiplano.
En fecha 29 de agosto de 1985 se
promulgó el Decreto Supremo 21060,
dando curso a la Nueva Política Económica
(NPE).
En 1990 se derogó nuevamente la Ley
General de Hidrocarburos, para permitir el
ingreso
de
20
nuevas
compañías
extranjeras.
D.
Periodo
anterior
a
Capitalización (1990-1996)
la
El 1º de noviembre de 1990, durante el
gobierno de Jaime Paz Zamora se
promulga la nueva Ley de Hidrocarburos
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(Ley 1194), que mantuvo la propiedad de
los hidrocarburos en manos del Estado.
Esta Ley abrió el camino a lo que sería en
pocos años más la llamada “capitalización”
de YPFB por cuanto posibilitaba establecer
contratos de asociación con privados en
caso de un descubrimiento comercial.
Debido
a
los
aspectos
jurídicos
precedentes, a la suscripción del contrato
de venta de gas al Brasil, se abren
condiciones
para
la
inversión
en
hidrocarburos, en un contexto de creciente
demanda interna e internacional, por lo que
el país contaría con recursos adicionales
para financiar el Programa de Inversión
Pública.
La contribución de YPFB en términos
económicos, durante el periodo1986 -2001
fue de un total de 4.270 millones de dólares
a un ritmo anual de 300 millones de dólares
La combinación del acceso limitado a
recursos financieros, la falta de autonomía
operativa y la falta de una planificación de
largo plazo representan el mayor obstáculo
para la transformación de YPFB.
La
característica
principal
de
la
capitalización es que crea un artificio formal
por el cual el Estado boliviano no dispuso
ni vendió ninguna de sus acciones en la
empresa, pero permitió un aumento en el
capital participativo de la misma por parte
privada (y, en este caso, foránea) para
diluir su propia posición estratégica.
Empresas Capitalizadas
Nombre
de la
Empresa
Chaco
S.A.M.
Andina
S.A.M.
Transred
es
S.A.M.
Empresa
capitalizad
ora
Amoco –
Bolivia
YPF
–
PerezCompac –
Pluspetrol
Enron
Shell
TOTAL
–
Monto
Capitalizac
ión
(Millones
de $us)
Plazo
Inversi
ón
(Años)
306.66
8
264.77
8
263.50
8
834.93
Fuente: YPFB
E. Periodo de Capitalización y
Privatización (1996-2005)
Periodo de Capitalización
El primer gobierno de Gonzalo Sanchez de
Lozada (1993-1997), desató una fuerte
campaña para demostrar la inviabilidad de
YPFB y la necesidad de entregarla a las
empresas transnacionales.
La Ley de Capitalización, Ley Nº 1544,
promulgada el 21 de marzo de 1994
autoriza al Poder Ejecutivo, a aportar los
activos y/o derechos de las empresas
públicas, para la integración del capital
pagado en la constitución de nuevas
sociedades de economía mixta.
Una vez capitalizada la empresa, el
inversionista recibe 50% de las acciones y
la administración gerencial y el 50%
restante para los bolivianos (48% AFP’s y
2% para los trabajadores), constituyendo
una masiva transferencia de propiedad y
riqueza.
16
El proceso de capitalización de YPFB, en
flagrante perjuicio para la economía
nacional ignoró el valor de las reservas
probadas que alcanzaban a 12.000
millones de dólares y los megacampos de
San Alberto y San Antonio con reservas
probadas y en exploración por YPFB,
fueron legalmente consideradas como
campos nuevos, con lo que las empresas
capitalizadoras
resultaban
como
descubridoras de estos campos, por lo cual
quedaban exentas del pago de tributos al
Estado Boliviano.
La aprobación del Decreto Supremo Nº
24806, en fecha 4 de agosto de 1997 por
Gonzalo Sanchez de Lozada, marca la
desaparición de YPFB como empresa
estatal y responsable de los negocios de
gas y petróleo en el país, convirtiéndola en
YPFB RESIDUAL, limitando sus funciones
a la fiscalización y administración de
contratos y dejando en manos de las
empresas transnacionales la exploración,
explotación, producción y transporte de los
hidrocarburos y además les concede el
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derecho de propiedad de los hidrocarburos
que
producen
los
contratistas
transnacionales en boca de pozo y la libre
comercialización de su producción.
Privatización de las Refinerías
Hasta casi la finalización de la década de
los noventa, YPFB tenía a su cargo tres
refinerías
que
le
pertenecieron,
transfiriendo éste su derecho por efectos
de la privatización el año 1999:
Refinerias Privatizadas
Nombre de la
Refinería
Gualberto
Villarroel
(Cochabamba)
Guillermo
Elder
Bell
(Santa Cruz)
Carlos
Montenegro
( Sucre)
Composición
Mercados
Planta
de
carburantes
Planta
de
lubricantes
Planta
de
servicios
técnicos.
Cochabamba,
Oruro y La
Paz
Norte
del
país Beni y
Pando
Planta
de
carburantes
Planta
de
servicios
técnicos
Planta
de
carburantes
Unidad
de
servicios
técnicos
Santa Cruz y
Tarija
Refinería de
Sucre
Chuquisaca y
Potosí
Fuente: YPFB
Por la privatización de las refinerías
Gualberto Villarroel y Guillermo Elder,
PETROBRAS pagó un total de 102 millones
de dólares.
F. Periodo
(2006-2008)
de
Nacionalización
La
tercera
nacionalización
de
los
hidrocarburos se inicia el año 2003, con la
“Guerra del Gas”, que pone fin al régimen
neoliberal de Gonzalo Sanchez de Lozada.
El conflicto surge porque el MNR pretendía
refrendar la exportación de gas a Chile y a
ultramar para lo cual constituyen el
consorcio empresarial Pacific LNG, sin
consultar al pueblo que exige se instaure
17
en las leyes de la República el referéndum
como norma nacional.
La Guerra del Gas tuvo un profundo
significado para el futuro del país, el pueblo
luchó porque los recursos hidrocarburíferos
estén en manos del Estado y beneficiar a
todos los bolivianos.
La Ley de Hidrocarburos, Ley 3058
promulgada el 17 de mayo del 2005,
establece el Alcance y
Ejecución y el
Cumplimiento del Referéndum de 18 de
julio de 2004, sobre la Política de
Hidrocarburos en Bolivia:
El Estado ejercerá, a través de YPFB, su
derecho propietario sobre la totalidad de
los hidrocarburos.
Establece
que
se
refunda
YPFB,
recuperando la propiedad estatal de las
acciones de los bolivianos en las empresas
petroleras capitalizadas, de manera que
esta empresa estatal pueda participar en
toda la cadena productiva de los
hidrocarburos.
El Decreto Supremo 28701, “Héroes del
Chaco” de fecha 1º de mayo de 2006
dispone el retorno de las riquezas
hidrocarburíferas a manos de los bolivianos
y la refundación de YPFB, como empresa
custodio el patrimonio nacional. Además
fija como prioridad el fomento del consumo
interno del gas natural y la industrialización
de los hidrocarburos para otorgar mayor
valor agregado.
Con la nacionalización, YPFB vuelve a ser
el
protagonista
principal
en
la
administración
y
manejo
de
los
hidrocarburos, con el monopolio de su
comercialización en el país y en el exterior.
La
adecuación
de
las
empresas
transnacionales a las nuevas normas se
produjo con la suscripción de los nuevos
contratos el 29 de octubre de 2006. En esa
oportunidad, 10 empresas suscribieron un
total de 44 contratos con YPFB, como
representante del Estado Boliviano. Dichos
contratos
fueron
aprobados
por
unanimidad en el Congreso Nacional, el 20
de abril de 2007.
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Con la nacionalización de los
hidrocarburos
el
Tesoro
General
de
la
Nación
percibirá 1.800 millones de
dólares, anteriormente recibía
menos de 250 millones de
dólares al año. Estos nuevos
ingresos permitirán iniciar el
proceso de industrialización
gasífera y el desarrollo
nacional.
El 9 de abril del 2008, el Gobierno de la
Nación
aprueba
9
decretos
de
trascendental importancia para el sector
energético, y específicamente para YPFB
estableciendo el marco normativo y la
estrategia que implementará como una
empresa estatal petrolera de carácter
corporativo.
18
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CAPITULO III
PLAN
ESTRATEGICO
EMPRESARIAL20
08-2015
19
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PLAN ESTRATEGICO EMPRESARIAL.
Formatted: Top: 2,5 cm, Bottom:
2,5 cm, Width: 21,59 cm, Height:
27,94 cm, Header distance from edge:
1,25 cm, Footer distance from edge:
1,25 cm
2008 – 2015
CORPORACION YPFB
1.
ANTECEDENTES
La transformación que ha experimentado YPFB, de una empresa residual a una
empresa estatal corporativa, exige una planificación detallada y enfocada a la nueva
realidad que se está viviendo en el sector de hidrocarburos. Por ello nace la necesidad
de construir un Plan Estratégico Empresarial que provea la guía maestra para todas las
futuras actividades para los próximos doce años. Los desafíos son grandes pero se
cree que mediante este plan la YPFB CORPORATIVA los enfrentará con éxito para bien
de toda la sociedad boliviana.
Por otra parte, actualmente la YPFB CORPORATIVAposee compromisos con Brasil y
Argentina para exportar Gas Natural y como empresa operadora debe llevar a cabo
todas las operaciones técnicas, administrativas y financieras necesarias para poder
cumplir con estos compromisos -acordados de antemano de forma bilateral entre
estos países y Bolivia.
Con el objeto de apreciar la producción mínima que se debe obtener en el futuro es
preciso realizar el siguiente análisis. La demanda actual de GN por parte del Brasil es
de 32 MMmcd, la demanda de GN de la Argentina es de 34 MMmcd, la demanda de
GN para la explotación del Mutun asciende a 8 MMmcd y la demanda de GN por el
sector industrial boliviano (petroquímica) asciende a 6 MMmcd. Además el consumo
interno asciende a alrededor de 15 MMmcd de GN. De tal modo, el total de la
demanda de GN asciende a 95 MMmcd.
El Plan 100, es una respuesta adecuada a la de demanda del mercado interno y del
mercado externo. Este plan propone producir por lo menos 95 MMmcd de Gas
Natural hasta el año 2015. Esto implica especialmente la planificación y realización de
actividades en E & P (Exploración y Producción), y para ello se deberá atraer
inversionistas. De igual manera, se pretende producir alrededor de 100 KBPD (miles
de barriles por día) de líquidos también para cumplir con las necesidades internas y
externas.
20
Formatted: Indent: Hanging: 1,27
cm, Numbered + Level: 1 + Numbering
Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
Alignment: Left + Aligned at: 0,63 cm
+ Indent at: 1,27 cm
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Formatted: Font: 12 pt, Not Bold
PROYECCION VENTA vs DEMANDA DE GAS
120.0
100.0
PRONOSTICO (SIN RIESGO)
PRONOSTICO (CON RIESGO)
MMmcd
80.0
DEMANDA MERCADO
EXTERNO Y MUTUN
60.0
40.0
20.0
EMANDA MERCADO INTERNOD
0.0
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
AÑO
El gráfico anterior nos muestra la proyección de la demanda interna de GN y los
pronósticos de venta con y sin riesgo de este hidrocarburo. Asimismo se presenta la
demanda del mercado externo y del Mutun.
La figura siguiente nos presenta una proyección de la producción de líquidos,
principalmente petróleo, condensado y gasolina natural. Estas proyecciones han sido
calculadas hasta el año 2026 inclusive.
PROYECCION PRODUCCION DE LIQUIDOS
PETROLEO + CONDENSADO + GASOLINA NATURAL
100,000
90,000
80,000
CAMPOS PETROLIFEROS + LIQUIDOS DE CAMPOS DE GASCONDENSADO
70,000
+ LIQUIDOS DE PROSPECTOS EXPLORATORIOS
Barriles / Dia
60,000
50,000
40,000
30,000
20,000
10,000
CAMPOS PETROLIFEROS + LIQUIDOS DE CAMPOS DE GASCONDENSADO
LIQUIDOS DE CAMPOS DE GAS-CONDENSADO = CONDENSADO
+ GASOLINA
0
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
AÑO
21
Formatted: Font: 12 pt, Not Bold
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2.
IMPLICACIONES DE DESARROLLO
Dentro del Plan Nacional de Desarrollo se propone una nueva visión de desarrollo
basada en la concepción del Vivir Bien, propia de las culturas originarias e indígenas de
Bolivia. El Vivir Bien implica la demanda de humanización del desarrollo donde la
diversidad cultural asegura la responsabilidad y obligación social. De esta manera, el
desarrollo se convierte en un proceso colectivo de decisión y acción de la sociedad
como sujeto activo, consecuentemente el Vivir Bien es el acceso y disfrute de los
bienes materiales y de la realización afectiva, subjetiva y espiritual, en armonía con la
naturaleza y en comunidad con los seres humanos.
La YPFB CORPORATIVAdesarrolla sus operaciones en el marco del Vivir Bien, aportando
con sus productos y servicios al desarrollo de la sociedad y de sus comunidades, a la
redistribución de los recursos económicos, y coadyuvando al proceso de planificación
del desarrollo desde la comunidad y la diversidad.
La Matriz Productiva Nacional está compuesta por los sectores estratégicos
generadores de excedentes para el desarrollo que son los sectores de hidrocarburos,
minería y recursos ambientales. De todos ellos, el primero resulta ser el más
importante puesto que es el que genera una mayor cantidad de excedentes que los
demás sectores.
El cambio del patrón de desarrollo requiere de la intervención del Estado como el
motor y protagonista del desarrollo nacional porque no basta su presencia como
conductor del desarrollo, sino que es indispensable su participación en la producción y
en la actividad comercial en los sectores estratégicos que garanticen la acumulación
interna, al mismo tiempo que proteja y aliente la innovación y la expansión de la
producción en el resto de los sectores productivos. El Anexo 1 “Marco de Referencia”
presenta toda la información pertinente y detallada de la concepción de desarrollo,
lineamientos básicos de la estrategia nacional de hidrocarburos, seguridad energética
y otros más.
YPFB en cumplimiento a la normativa vigente, participará en todas las etapas de la
cadena productiva de HC. Se desarrollaran operaciones de forma transparente, en un
ambiente de respeto por el marco normativo, el marco legal, el medio ambiente
natural, la sociedad y la legislación laboral.
Ahora que YPFB ya no es más una empresa residual –producto del proceso de
capitalización-, y muy por el contrario hoy hablamos de una empresa corporativa
estatal, entonces se vio la necesidad de elaborar un plan estratégico concreto que
sirva de guía hasta diciembre del año 2020.
Naturalmente, todas las acciones
estratégicas deberán enmarcarse dentro de todos y cada uno de los lineamientos
estratégicos y especialmente de las estrategias ya delineadas en este trabajo.
La YPFB CORPORATIVAa través de la ejecución del Plan Estratégico Empresarial
desarrollará sus actividades en toda la cadena productiva de hidrocarburos en el país
para proveer Seguridad Energética a toda la sociedad boliviana.
Debido a la imperante necesidad de cubrir la demanda de 95 MMmcd de Gas Natural
se ha conceptualizado el Plan 100. Este plan implica llegar a producir por lo menos 95
MMmcd hasta el año 2015 y ello implica serias inversiones y operaciones en E&P
(exploración y producción) principalmente.
22
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Formatted: Font: 12 pt, Not Bold
Inversión y Producción Hidrocarburos
1400
1200
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Reservas
49 TCF
1000
800
600
Reservas
6 TCF
400
200
0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Inv. Exploración
Inv. Producción
Petrólero Kbpd
Gas MMm3d
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Total Inversión
En este gráfico se puede visualizar que las inversiones alcanzan un punto máximo
durante los años 2012 y 2013 alcanzando un incremento de alrededor del 510%
respecto a la inversión total realizada en el año 2005 . La inversión total proyectada
para el año 2009 representa un aumento de alrededor del 200% con relación a la
inversión realizada en el año 2005.
Por lo tanto, aquí se puede apreciar las claras intenciones de invertir especialmente en
operaciones de Exploración y Producción (E&P) que resulta ser el programa más
importante del presente plan estratégico. Como dato adicional vale recalcar que
gracias a las inversiones realizadas en el año 1998, en E&P, la producción de
hidrocarburos aumentó notoriamente desde el año 200 al 2006
3.
VISION Y MISION
La visión y la misión del presente plan son las siguientes:
VISION:
Ser la empresa corporativa estatal líder, altamente competitiva a nivel nacional e
internacional, pilar y motor del desarrollo del país, con talento humano calificado,
eficiente, garantizando la seguridad energética y beneficiando al pueblo boliviano.
23
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MISION:
Y.P.F.B. es una empresa estatal corporativa rentable, que desarrolla toda la cadena
productiva de los hidrocarburos participando en el mercado nacional e internacional,
para garantizar la seguridad energética del país y contribuir al Vivir Bien del pueblo
boliviano.
4.
OBJETIVOS
Los objetivos estratégicos de dividen en dos tipos, primero tenemos el objetivo
estratégico principal que engloba las ideas centrales y generales de hacia
donde la YPFB CORPORATIVApretende dirigirse en el futuro. Seguidamente, se
presentan los objetivos estratégicos por programa. Actualmente tenemos cinco
programas: E&P, Industrialización, RTC, Responsabilidad Social, Gobierno
Corporativo.
4.1
OBJETIVO ESTRATEGICO PRINCIPAL
Expandir la actuación en la cadena de hidrocarburos, enfatizando en las
actividades de exploración, producción, industrialización, y distribución; para
satisfacer la demanda interna y los compromisos internacionales, con carácter
corporativo, responsabilidad social, ambiental y crecimiento integrado con la
participación de las empresas subsidiarias de YPFB y los titulares de los
Contratos de Operación.
4.2
24
OBJETIVOS ESTRATEGICOS POR PROGRAMA
OE1:
Incrementar la producción y reservas de petróleo y Gas Natural de
manera sostenible, y tener el compromiso de inversión en la
exploración.
OE2:
Desarrollar actividades de petroquímica para transformar el Gas Natural
y en productos derivados con valor agregado para satisfacer la
demanda interna y externa.
OE3:
Expandir la presencia integrada en refinación, comercialización,
almacenamiento, transporte y distribución con el enfoque principal de
abastecimiento interno.
OE4:
Contribuir al desarrollo social y económico mediante el aumento de
Regalías, Participaciones e IDH contribuyendo a diversos programas
sociales para satisfacer las necesidades de la sociedad entera.
OE5:
Crear una Cultura Empresarial uniforme e integrada, que permita la
optimización de recursos, y la excelencia operacional en: gestión,
recursos humanos y tecnología.
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5.
POLITICAS
Las políticas corporativas que representan las directrices mayores del presente
plan son las siguientes:
A. Realizar una inversión importante en la etapa de Exploración y Producción.
B. Exportar Gas Natural y productos industrializados.
C. Refinar toda la producción de líquidos.
D. Incrementar la capacidad de transporte y comercialización acorde a los
desarrollos de producción.
E. Invertir en proyectos sociales e incrementar los aportes por IDH y por Regalias y
Participaciones.
F. Carácter corporativo eficiente en el uso de recursos, con responsabilidad social
y ambiental, referente operacional en gestión, recursos humanos y tecnología.
6.
ESTRATEGIAS
Las estrategias son de dos tipos. El primero toma en cuenta el enfoque
corporativo y en este sentido se elaboró una estrategia corporativa. El segundo
se basa en las estrategias necesarias para desarrollar cada uno de los
programas del presente plan.
6.1
ESTRATEGIA CORPORATIVA
Liderar el mercado del petróleo, GN y productos derivados en el Cono Sur y en
Bolivia, realizando actividades como una organización competitiva e integrada
de energía, desarrollando plenamente toda la cadena productiva de HC con
notoria expansión en la petroquímica, persiguiendo excelencia en todas las
operaciones y en el desempeño de los recursos humanos, con responsabilidad
social y ambiental corporativa, y garantizando seguridad energética a todo el
país.
6.2.
ESTRATEGIAS POR PROGRAMA
En este punto se presentan las estrategias para cada uno de los
programas.
25
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6.2.1. ESTRATEGIAS PARA EXPLORACION Y PRODUCCION
a) Alcanzar un pico en actividades de exploración a corto plazo para
incrementar las reservas.
b) Crear un fondo para garantizar el normal desempeño de actividades
de exploración.
c) Realizar actividades de E&P mediante un esfuerzo propio.
d) Reinvertir las ganancias de las empresas subsidiarias.
e) Contar con un registro óptimo de información geológica.
f)
Incrementar siempre de manera sostenible la producción de GN y
petróleo manteniendo la autosuficiencia de operaciones y servicios.
g) Asegurar el acceso a reservas y producción de GN para satisfacer
completamente la demanda nacional.
h) Utilizar métodos y tecnologías modernas en áreas donde exista una
alta explotación para poder obtener el mejor resultado de
recuperación.
i)
Establecer un sólido posicionamiento en el upstream.
j)
Llevar a cabo esfuerzos de exploración en nuevos territorios para
garantizar una relación R/P (reservas/producción) sostenible y
adecuada.
k) Garantizar la reposición de reservas manteniendo un Indice de
Reposición de Reservas (IRR) adecuado.
6.2.2. ESTRATEGIAS PARA EXPORTACION
a) Obtener un precio justo del Gas Natural.
b) Diversificar las exportaciones a nuevos mercados externos.
c) Exportar productos con valor agregado obtenidos mediante la
petroquímica.
6.2.3. ESTRATEGIAS PARA INDUSTRIALIZACION
a) Creación y consolidación de la EBIH.
b) Realizar diversos acuerdos con socios estratégicos.
c) Desarrollar la actuación en la 1ra y 2da generación, obteniendo una
aceptable producción de productos petroquímicos, agregando valor
a los productos de las refinerías, obteniendo sinergias entre la
producción de GN, petróleo, refinación y petroquímica.
26
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d) Utilizar tecnologías modernas para la industria petroquímica, que
estén basadas en la evolución tecnológica del Craqueo Catalítico
(FCC) petroquímico y en polímeros biodegradables.
6.2.4. ESTRATEGIAS PARA EL MERCADO INTERNO
a) Lograr la autosuficiencia en el abastecimiento.
b) Eliminar las importaciones de Diesel.
c) Crear un fondo de compensación del Diesel.
d) Establecer precios internos de hidrocarburos.
e) Llevar a cabo proyectos de impacto social sostenible.
f)
Incrementar el IDH, las Regalías y las Participaciones.
6.2.5. ESTRATEGIA PARA REFINACION, TRANSPORTE Y COMERCIALIZACIÓN
a) Desarrollar plenamente las capacidades de Refinación, Transporte,
Logística, Comercialización y Distribución en el mercado nacional y
en el Cono Sur.
b) Incrementar la capacidad de refinación procesando el máximo
volumen posible de petróleo producido.
c) Expandir la capacidad de refinación dentro de un marco de
completo equilibrio con el crecimiento de la producción de petróleo.
d) Establecer una cartera de productos derivados, servicios y
tecnología con un sólido enfoque en el cliente.
e) Incrementar las ventas de productos y servicios, realizando
esfuerzos concretos de comercialización, logística de transporte y
almacenamiento y procesamiento.
f)
Adecuar los recursos existentes y las ampliaciones de refinación
para obtener estándares altos de calidad de los productos
derivados.
g) Desarrollar alianzas comerciales y logísticas alternativas y
convenientes.
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27
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6.2.6. ESTRATEGIA PARA REDES DE GAS Y ENERGIA
a) Ampliar completamente y liderar el mercado boliviano de GN y
participar de manera integrada en los mercados de HC y energía
eléctrica de países del Cono Sur.
b) Incrementar y consolidar la distribución de GN en el mercado
interno, garantizando flexibilidad y confiabilidad en la provisión de
este recurso natural.
c) Participar activamente en la actividad del GNL de forma integrada
para satisfacer la demanda de paises del Cono Sur.
d) Proveer energía eléctrica, de la forma más rentable posible,
obteniendo una cartera de plantas termoeléctricas para abastecer
el mercado interno y la de paises del Cono Sur.
e) Ser un agente importante en la integración energética del Cono Sur.
f)
Investigar y desarrollar las oportunidades de generación de energía
eléctrica a partir del GN.
g) Utilizar tecnologías modernas y adecuadas en toda la cadena de
GN.
6.2.7. ESTRATEGIA PARA EL GOBIERNO CORPORATIVO
h)a)
Desarrollar totalmente y de forma integral de la YPFB
CORPORATIVAy sus campos de acción.
6.2.8 ESTRATEGIAS PARA DISTRIBUCION
a) Liderar el mercado nacional de distribución de productos derivados
de los HC maximizando la participación en el mercado y
estableciendo una máxima rentabilidad.
b) Lograr que la marca YPFB sea la preferida por los consumidores,
otorgando una excelente calidad de productos derivados y de
servicios en el país y en los países vecinos.
c) Ampliar la distribución de GN con una visión en mayores y mejores
mercados.
28
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7.
ESTRUCTURA PROGRAMATICA
7.1 Conformacion
La estructura programática está conformada de la siguiente manera:
I. Exploración y Producción (E&P).
II. Industrialización (petroquímica).
III. Refinación, transporte , almacenaje y comercialización (RTC).
IV. Responsabilidad Social (Gas y Energía).
V. Gobierno Corporativo
7.2 Pilares de la Gestión Corporativa
Los pilares de la gestión corporativa son:
 Desarrollar óptimos recursos humanos en toda la corporación.
 Realizar todas las actividades de la cadena productiva de HC con una sólida
conciencia ambiental.
 Utilizar la mejor tecnología en todos los procesos.
 Desarrollar una disciplina económica de forma tal que se obtenga rentabilidad.
7.3 Metas
Las metas para los programas de la cadena productiva de HC son:
 Exploración y Producción: 100 MMmcd y 100KBPD
 Industrialización: Creación y consolidación de la EBIH
 Downstream y distribución (RTC): 96 KBPD refinación
 Responsabilidad Social:
proyectos sociales
500000 puntos gas domiciliario,
contribución a
 Gobierno Corporativo: consolidar la Corporación YPFB, productora por si misma
29
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8.
METAS CORPORATIVAS E INVERSIONES
Las metas corporativas están orientadas en términos de producción tanto de crudo como de
Gas Natural.
METAS CORPORATIVAS
Ítem
47.000
Meta corporativa de
producción al año
2015
100.000
42
100
43.000
96.000
0
6
Realizado al
2007
Indicadores de producción
1
Producción de Crudo en BPD
2
Producción de Gas Natural en MMmcd
3
Carga de Crudo procesado en BPD
4
Producción
de
GN
industrialización en MMmcd
para
Como se puede observar en el cuadro anterior, la producción de crudo realizada en el
año 2007 alcanzó un volumen de 47000 BPD. Ahora la meta hasta el año 2015 se
incrementará en un 113% para alcanzar un volumen de 100000 BPD.
Respecto a la producción de Gas Natural, el volumen de producción en el año 2015
aumentará en 138% para alcanzar un volumen proyectado de 100 MMmcd con
relación al año 2007.
La carga de crudo procesado en el año 2007 fue de 43000 BPD. La meta hasta el año
2015 aumentará en 123% para alcanzar un volumen de 96000 BPD.
La meta para el año 2015 en actividades de industrialización implica una provisión de
6 MMmcd de GN.
Respecto a las inversiones por programas, el presente plan propone un conjunto de
cuatro megainversiones que se las considera absolutamente necesarias y urgentes
para poder alcanzar las metas corporativas y satisfacer a la sociedad y a los países con
quienes tenemos compromisos.
El cuadro siguiente muestra las inversiones propuestas en cuatro programas
fundamentales -en millones de dólares norteamericanos.
30
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INVERSIONES EN PROGRAMAS
Ítem
Inversión
requerida en
MM$U$
8.379.70
Descripción del Programa
1
Exploración y Producción (E&P)
2
Refinación, transporte y comercialización (RTC)
1.232.30
3
Industrialización (petroquímica)
4.090,00
4
Responsabilidad social (redes de gas)
608.50
TOTAL
14.310.5
Inversión programas por Proyectos
1,601.00 1,969.06
91.75
Desarrollo Campos Existentes
1,503.10
Desarrollo de Nuevos Campos
4,090.00
Exploración en Nuevas Áreas
Industrialización Nuevos Proyectos
4,907.49
Ampliación de Refinerías
Nuevos Ductos y Redes de Gas
Distribución de Inversiones
por Segmento
EBIH
4.090
31%
RTC
1.232
9%
31
Gas y Energía
609
4%
E&P
8.380
56%
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La distribución de las inversiones proyectadas por segmento (de la figura
precedente) muestra claramente el esfuerzo mayoritario en el programa de
Exploración y Producción (56%). En segundo lugar, tenemos el programa de
Industrialización (315) a través de la Empresa Boliviana de Industrialización de
Hidrocarburos. En tercer lugar, el programa de Refinación, Transporte y
Comercialización propone una inversión que representa el 9% de la inversión
total proyectada. Finalmente, el programa Gas y Energía propone un 4% de la
inversión total de 14310.5 millones de dólares norteamericanos.
9.
DESARROLLO DE LA ORGANIZACIÓN CORPORATIVA
Primera Fase. Se identifica la necesidad de un cambio en la organización que implica
un desprendimiento y una desindentificación del pasado lo que produce resistencia.
9.1.
REESTRUCTURACION DE LA ORGANIZACIÓN
La reestructuración de la YPFB CORPORATIVAcomprende cinco etapas
que son las siguientes:
En primer lugar se requiere una reestructuración de recursos humanos
mediante la reubicación de éstos en las unidades organizacionales en función
a sus potencialidades humanas y a las necesidades de la corporación. Se
pretende optimizar y mejorar continuamente el aporte personal intelectual,
técnico y administrativo de cada uno de estos recursos convirtiéndolos en
recursos valiosos.
En segundo lugar, a través de la eficiencia de los procesos y optimizando los
tiempos de respuesta a las necesidades de los clientes se pretende disminuir
la burocracia la cual actualmente perjudica el normal desempeño de las
actividades.
En tercer lugar, se tiene planeado empoderar a los recursos humanos para que
ellos puedan participar en todas las actividades de forma activa. El enfoque en
las personas es realmente algo que distingue este plan de cualquier otro pues
la nueva corporación es el resultado de la conformación de un sistema social.
En cuarto lugar, se plantea un programa de perfeccionamiento continuo para
obtener simplicidad, optimización, velocidad y servicio. Naturalmente, este
programa implica mejoras pequeñas, no muy difíciles de lograr y medibles a la
vez. Este programa resulta motivante para las personas involucradas.
Finalmente, se propone un cambio cultural estratégico donde exista un
ambiente de liderazgo, de camaradería y de trabajo productivo y eficiente. Por
32
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lo tanto, el cambio de la Cultura Organizacional actual a una que sea mucho
más adecuada y pertinente a una corporación petrolera moderna, se convierte
en una meta más a alcanzar. La resistencia al cambio se deberá superar
utilizando instrumentos conocidos de la ciencia del Comportamiento
Organizacional.
9.2.
EVOLUCION DE YPFB CORPORATIVA
Debido al proceso de capitalización la empresa YPFB se convirtió en una
empresa residual –ausencia de producción- que se dedicaba únicamente a la
comercialización y esto se puede ver con mayor detalle en el Anexo 2
“Trayectoria Histórica”. Posteriormente, se suscriben los 44 Contratos de
Operación y la YPFB se convierte en empresa administradora y fiscalizadora de
los mismos. Seguidamente, gracias al D.S. 28701, se recupera la propiedad de
los hidrocarburos y se nacionalizan las empresas capitalizadas. Finalmente,
YPFB como corporación pretende operar por si misma en actividades de
Exploración y Producción. Para tal efecto se elaborarán nuevos estatutos y
reglamentos.
9.3.
PILARES DE LA GESTION CORPORATIVA
9.3.1 RECURSOS HUMANOS
Ser referente nacional en gestión de personas, teniendo a los recursos
humanos como su mayor valor y propiciando su permanente
capacitación. Aquí también se aplica la filosofía de mejoramiento
continuo en este tipo de gestión para obtener siempre los mejores
resultados posibles.
9.3.2. CONCIENCIA AMBIENTAL
Promover una conciencia de respeto al medio ambiente natural y de
desarrollo sostenible, medir el desenvolvimiento de las empresas de
YPFB Corporativa con los estándares ambientales más elevados de la
industria, contribuyendo a la sostenibilidad del negocio para Bolivia.
La conciencia ambiental responsable es parte del concepto del Vivir
Bien expresado en el Plan Nacional de Desarrollo.
9.3.3.
TECNOLOGIA Y PROCESOS
Ser referente nacional en tecnologías y procesos de gestión que
contribuyan al crecimiento sostenido en la industria de los
hidrocarburos y productos relacionados. Respecto a los procesos de
33
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gestión se pretende aplicar una filosofía de mejoramiento continuo a
través de pequeños pasos incrementales que no son difíciles de
alcanzar.
9.3.4.
DISCIPLINA ECONOMICA
Buscar la mayor eficiencia en la implantación de proyectos (plazos y
costos), gestionar recursos económicos, reducir los costos operativos,
administrativos y financieros. En todo esto se pretende utilizar una
filosofía de cero defectos tratando siempre de realizar las actividades
de la mejor forma posible. El presente plan está absolutamente
consciente que una sólida disciplina económica es uno de los factores
fundamentales para obtener una corporación moderna rentable y
responsable hacia la sociedad boliviana.
9.4.
ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL DE LA CORPORACION YPFB
La estructura organizacional de la corporación está basada en la última
resolución de directorio. Esta estructura se muestra en el diagrama siguiente
pero vale aclarar que una vez que las estrategias se implanten, muy
probablemente sea necesario llegar a la metamorfosis de esta estructura para
tener finalmente una que sea la más adecuada a los desafíos y proyectos
actuales que se pretenden llevar a cabo dentro de un marco de empresa
corporativa moderna y estatal.
34
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DIRECTORIO
PRESIDENCIA EJECUTIVA
Asesoría General
Dirección General de
Auditoria
Unidad de Comunicaciones
Relaciones Internacionales
Dirección Legal General
Unidad de Geología
VICEPRESIDENCIA NACIONAL DE
OPERACIONES
Centro Nacional de
Estadística
GERENCIA NACIONAL DE
EXPLORACIÓN Y
EXPLOTACIÓN
Seguridad Industrial y Salud
Ocupacional
VICEPRESIDENCIA NACIONAL DE
ADMINISTRACIÓN DE CONTRATOS Y
FISCALIZACIÓN
Centro Nacional de
Investigación Tecnológica
Centro de Normas,
Regulación y Proyectos
GERENCIA NACIONAL DE
REDES DE GAS Y DUCTOS
GERENCIA NACIONAL DE
COMERCIALIZACIÓN
Centro Nacional de
Información Hidrocarburífera
GERENCIA NACIONAL DE
INDUSTRIALIZACIÓN
GERENCIA NACIONAL DE
PLANIFICACIÓN,
INVERSIONES Y SERVICIOS
GERENCIA NACIONAL DE
PROGRAMAS DE TRABAJO
GERENCIA NACIONAL DE
ADMINISTRACIÓN Y
FINANZAS
GERENCIA NACIONAL DE
FISCALIZACIÓN
Distrito Comercial
Centro
JUNTA CORPORATIVA
Unidad Técnica de
Intervención UTI
ANDINA S.A.
CHACO
YPFB PETROANDINA
S.A.M.
YPFB REFINACIÓN S.A.
C.L.H.B.
TRANSREDES S.A.
YPFB SIPSA
EBIH
GAS
EXPLORACIÓN Y
EXPLOTACIÓN
EXPLORACIÓN Y
EXPLOTACIÓN
EXPLORACIÓN Y
EXPLOTACIÓN
REFINACIÓN
ALMACENAJE
TRANSPORTE
SERVICIOS
INDUSTRIALIZACIÓN
REDES DE GAS Y
DUCTOS
Como se puede apreciar en el diagrama precedente, el presente plan propone
la existencia de nueve empresas subsidiarias –quienes tendrán una directa
supervisión a través de la Junta Corporativa cuyos detalles se presentan más
abajo. Estas empresas subsidiarias son las siguientes: Andina, Chaco, YPFB
Refinación, YPFB Petroandina, CLHB, Transredes, YPFB Servicios, EBIH y Gas.
Finalmente, la Casa Matriz siempre tendrá una instancia técnica y normativa
que supervise el accionar de cada una de las empresas subsidiarias.
9.5.
35
CORPORACION YPFB
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La organización de la YPFB CORPORATIVAestá dividida en tres cuerpos los
cuales se los presenta en la figura siguiente:
El primer cuerpo se ocupa de todos los Contratos de Operación y para controlar
este aspecto se propone una Junta de Titulares. Dicha junta estará a cargo de
todos los acuerdos y contratos con las empresas: Petrobras, Repsol, Total,
Vintage, BG, TecPetrol, PlusPetrol, Canadian, Dong –Won, y Matpetrol. Los
integrantes de esta junta son: Presidente Ejecutivo, Vicepresidente de
Administración de Contratos y Fiscalización, Vicepresidente Nacional de
Operaciones, Gerencia Nacional de Planificación Inversiones y Servicios,
Gerencia Nacional de Programas de Trabajo y presidentes de las empresas
petroleras operadoras. Los objetivos de la Junta de Titulares son:
 Presentar el plan de desarrollo estratégico de acuerdo con los
requerimientos del país.
 Revisar el cumplimiento de los planes y programas de trabajo, presentados
por las empresas titulares de los contratos de operación.
 Realizar la reprogramación de los programas de trabajo y presupuestos
(PTP).
 Establecer directrices a las operadoras y supervisar su gestión.
36
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 Planificar a nivel general los proyectos.
 Mediar y facilitar las actividades.
Estas empresas se dedican fundamentalmente al upstream o E&P (exploración
y producción).
El segundo cuerpo se ocupa de todas las empresas petroleras subsidiarias (o
filiales) de la Casa Matriz. Estas filiales son: Chaco, Andina, PetroAndina,
Transredes, Refinación, Logística, EBIH, Redes de Gas y SIPSA (la nueva
empresa de servicios). Una Junta Corporativa administra todas y cada una de
estas empresas. Además, es importante destacar que YPFB desarrollará toda
la cadena productiva de HC mediante estas subsidiarias. Es también vital de
destacar que la Corporación YPFB, tiene la facultad sobre las subsidiarias de:
promover, vigilar y fiscalizar la implantación y funcionamiento -eficiente, eficaz
y económico- de las actividades que se realicen, a través de los mecanismos
técnicos, legales y/o administrativos que considere necesarios. La Junta
Corporativa deberá establecer políticas de:
planificación estratégica,
reinversión, administración financiera, aspectos técnicos y operativos, y de
naturaleza administrativa. El Control final de todo el desempeño de todas y
cada una de las Subsidiarias estará a cargo de la Junta Corporativa.
Específicamente la
fundamentales:
Junta Corporativa tendrá las siguientes atribuciones
 Establecer directrices a todas y cada una de las empresas subsidiarias (o
filiales) de conformidad con la política de hidrocarburos.
 Supervisar la gestión. Es decir, realizar el seguimiento a la planificación,
organización, dirección, control, inversión y financiamiento de cada
subsidiaria.
 Planificar a nivel general. Es decir ocuparse del desarrollo y de los
proyectos de inversión y del financiamiento respectivo de las empresas
subsidiarias.
 Evaluar el avance. Esto quiere decir, realizar evaluaciones del desarrollo e
implementación de los proyectos de las empresas subsidiarias.
 Asegurar criterios de necesidad de implementación, factibilidad técnica,
económica y financiera en todos los proyectos de la cadena productiva de
HC.
 Identificar y explotar sinergias y oportunidades emergentes de YPFB
Corporativa y de sus empresas subsidiarias.
 Implantar mejores prácticas en sistemas y procesos y facilitar la
transmisión tecnológica y de procesos entre las subsidiarias.
 Difundir la nueva cultura corporativa en todas las empresas subsidiarias,
así como desarrollar las normas necesarias para ello.
 Mediar y facilitar en todos los conflictos que puedan surgir entre las
empresas subsidiarias y de éstas con terceros.
37
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El tercer cuerpo trata de la operación de YPFB (Casa Matriz) por si sola. En este
sentido se emprenderán actividades de E&P (exploración y producción) de
forma independiente. Para ello ya se cuenta con un equipo de perforación que
acaba de llegar de Venezuela. Esta instancia se ocupará asimismo de toda la
administración, de las finanzas, de recursos humanos, de actividades
comerciales y de estudios varios. Finalmente, una Junta de Gerentes realizará
labores de planificación, organización, dirección y control de esta unidad
organizacional.
Los objetivos de la Junta de Gerentes son los siguientes:
 Participar de la elaboración específica de los planes estratégicos de
emprendimientos por cuenta propia de la Corporación YPFB.
 Preparar los planes de exploración en las áreas reservadas que tiene
asignadas.
 Preparar los planes de desarrollo en las áreas asignadas con las que tiene
las posibilidades específicas.
 Preparar los programas de trabajo y presupuesto para el desarrollo de los
trabajos específicos en los campos que haya alcanzado el desarrollo.
 Preparar los planes de financiación de las actividades específicas propias
que serán encaradas por la Corporación YPFB.
Los integrantes de la Junta de Gerentes son: El Presidente Ejecutivo, el
Vicepresidente Nacional de Operaciones, el Gerente Nacional de Planificación
Inversiones y Servicios, el Gerente Nacional de Exploración y Explotación, el
Gerente Nacional de Comercialización y el Gerente Nacional de Administración
y Finanzas.
9.6.
REGLAMENTO CORPORATIVO Y PRINCIPIOS
Para el buen funcionamiento y desempeño de la corporación YPFB, se debe
configurar un Reglamento Corporativo concreto y claro.
Dicho reglamento debe contemplar los siguientes aspectos:
 Uso de imagen y logo corporativo.
 Establecimiento de normas de funcionamiento de todas las subsidiarias y
su relación con la Casa Matriz.
 Establecimiento de políticas de: planificación estratégica, financiera,
técnico-operativas, y administrativas.
 Establecimiento de políticas para desarrollar e implantar la responsabilidad
social empresarial.
 Desarrollo de alianzas estratégicas para garantizar la seguridad energética.
38
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Los Principios de la Corporación son:
 Legalidad,
 Legitimidad
 Solidaridad,
 Transparencia,
 Eficiencia Económica,
 Responsabilidad,
 Buena Fe,
9.7.
OBJETIVO DE LA CORPORACION YPFB
Expandir la actuación en la cadena de hidrocarburos, enfatizando en
las actividades de exploración, producción, industrialización, y
distribución; para satisfacer la demanda interna y los compromisos
internacionales, con carácter corporativo, responsabilidad social,
ambiental y crecimiento integrado con la participación de las empresas
subsidiarias de YPFB y los titulares de los Contratos de Operación.
Las tareas para alcanzar el objetivo principal son:
G.
Incrementar la producción actual de hidrocarburos.
H.
Aumentar la inversión en la Exploración para incrementar las
Reservas.
I. Construir nuevas refinerías y ampliar la capacidad de las plantas
actuales.
J. Ampliar la capacidad de transporte para abastecer al mercado
interno.
K.
Ampliar la capacidad de transporte para la exportación.
L. Industrialización (Rio Grande, Petroquímica Carrasco, Complejo
Chaco-licuables olefinas y fertilizantes).
M.
10.
Realizar proyectos sociales (Redes de Gas).
PRINCIPALES INGRESOS DE LA CORPORACION YPFB
Las principales fuentes de Ingresos son:
 Recursos del Estado,
 Participación en los Contratos de Operación y otros,
39
Formatted: Indent: Left: 3,75 cm,
Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 2,5
cm + Tab after: 3,13 cm + Indent at:
3,13 cm, Tab stops: Not at 3,13 cm
www.hidrocarburosbolivia.com
 Comercialización de productos hidrocarburiferos,
 E&P,
 Dividendos de las empresas subsidiarias,
 Servicios,
 Inversiones nacionales y en el extranjero.
Las principales fuentes de financiamiento son.
 Crédito directo nacional e internacional y fideicomisos, venta futura de productos,
emisión de Bonos, colaboraciones y donaciones.
 Reinversiones: durante cinco años los resultados obtenidos por las empresas
subsidiarias deberán reinvertirse en su propio rubro excepto los socios con
representación minoritaria.
 Fondo para exploración: recursos provenientes de los dividendos de las empresas
subsidiarias y todos los recursos de YPFB Corporativa previo cumplimiento de
gastos administrativos y de operación YPFB Casa Matriz.
11.
DESARROLLO DE PROGRAMAS
11.1. PROGRAMA DE EXPLORACION Y PRODUCCION
En el año 1999 se perforaron 65 pozos en territorio nacional y a partir de esa
fecha el número de pozos perforados disminuyó notoriamente hasta el año
2007 cuando se perforaron únicamente tres pozos. El plan estratégico
propuesto pretende realizar una actividad intensa en E&P lo que implica que el
numero de pozos perforados se incrementará en el futuro próximo. Esta es la
única forma de asegurar un aumento de la producción y muy probablemente
también de las reservas de hidrocarburos en nuestro territorio.
11.1.1.
NUEVOS PROSPECTOS EN YPFB E&P
Los nuevos prospectos de la YPFB CORPORATIVAen E&P son los
siguientes (hasta el año 2015):
El detalle de las inversiones proyectadas en E&P en Campos
Existentes es el siguiente:
Campos Existentes
Sábalo
40
$U$
309,20
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San Alberto
Margarita
Otros
Total
384,80
324,50
949,70
1.968,20
El detalle de las inversiones proyectadas en E&P en actividades
de exploración nueva es el siguiente:
Áreas Exploratorias
$U$
Ingre
Camiri Profundo
Rio Seco Profundo
Timboy
Aguarague Centro
Aguarague Sur “B”
Astillero
Carohuaicho
Iñau
Iñiguazu
Huacareta – RDI
San Telmo
Total
457,80
499,00
380,00
403,70
504,00
491,50
504,00
432,40
308,70
272,70
326,70
326,70
4.907,50
El detalle de las inversiones proyectadas en E&P en campos a
desarrollar es el siguiente:
Campos a Desarrollar
$U$
Margarita
Itau
Incahuasi
Huacaya
Total
222,10
313,90
556,00
411,10
1.503.10
El desarrollo de campos existentes (grupo A) es el siguiente:
Campos a
Desarrollar
Sábalo
San Alberto
41
GRUPO A – Proyección Inversión en MMUSD
N°
Pozos
4
5
Pozos
165,00
162,00
Líneas
4,20
2,80
Plantas
de Gas
0,00
80,00
Ductos
Compresión
0,00
0,00
70,00
70,00
Plantas
Agua
70,00
70,00
Total
309,20
384,80
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Margarita
Río Grande
Vuelta Grande
Jacobo
Víbora
Yapacani
Sirari
Escondido
Caranda
LA Vertiente
Colpa
Ñupuco
Naranjillos
Tajibo
Bermejo X44
Total
42
4
4
4
1
2
2
0
2
1
0
1
0
0
0
0
52,00
52,00
52,00
40,00
23,60
84,30
5,80
60,00
10,10
2,20
20,90
1,10
3,30
0,60
0,20
0,00
0,00
0,00
80,00
80,00
80,00
1,60
52,50
52,50
52,50
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
70,00
0,00
32,00
2,30
1,00
0,00
0,00
0,00
1,70
0,00
0,00
0,50
0,00
0,70
9,00
0,00
0,70
624,80
624,50
624,50
41,60
23,60
117,30
8,10
69,00
10,10
5,10
20,90
1,10
4,00
0,60
0,20
1.969.10
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El desarrollo de campos existentes (grupo B) es el siguiente:
Campos a
Desarrollar
Margarita
Itau
Incahuasi
Huacaya
Total
Campos a
Desarrollar
Ingre
Camiri
Profundo
Río Seco
Profundo
Timboy
Aguarague
Centro
Aguarague
Sur “B”
Astillero
Carohuaicho
Iñau
Iñiguazu
Huacareta –
RDI
San Telmo
Total
GRUPO B – Proyección Inversión en MMUSD
N°
Pozos
3
4
5
4
16
Sísmica
- Otros
4,00
0,00
22,50
24,10
N°
Pozos
3
4
Sísmica
- Otros
8,00
8,00
120,00
150,00
52,80
38,50
Plantas
de Gas
80,88
80,00
3
8,00
90,00
22,00
3
4
8,00
8,00
80,00
140,00
4
8,00
4
5
3
3
3
3
42
Pozos
115,00
120,00
165,00
160,00
Líneas
23,10
47,90
66,00
66,00
Plantas
de Gas
80,00
80,00
80,00
80,00
Ductos
0,00
66,00
62,50
81,00
Compre
sión
0,00
0,00
80,00
0,00
Plantas
de agua
0,00
0,00
80,00
0,00
Total
222,10
313,90
556,00
411,10
1.503.10
GRUPO C – Proyección Inversión en MMUSD
11.1.2.
117,00
62,50
Compre
sión
0,00
80,00
Plantas
de agua
80,00
80,00
50,00
50,00
80,00
80,00
380,00
13,20
66,00
80,00
80,00
62,50
50,00
80,00
80,00
80,00
80,00
403,70
504,00
140,00
66,00
80,00
37,50
80,00
80,00
491,50
8,00
32,40
24,10
24,10
24,10
140,00
200,00
120,00
120,00
120,00
66,00
66,00
6,60
6,60
6,60
80,00
80,00
50,00
50,00
50,00
50,00
54,00
108,00
72,00
126,00
80,00
0,00
0,00
0,00
0,00
80,00
0,00
0,00
0,00
0,00
504,00
432,40
308,70
272,70
326,70
24,10
120,00
1.540
6,60
50,00
126,00
0,00
0,00
326,70
4.907,50
Pozos
Líneas
Ductos
Total
457,80
499,00
DESGLOSE DE INVERSIONES EN E&P
El desglose de las inversiones en E&P por Empresa Petrolera
Operadora, es el siguiente:
Operador
PETROBRAS
PETROBRAS ENERGÍA
REPSOL
PLUSPETROL
TOTAL BOLIVIE
BG-BOLIVIA
VINTAGE
$U$
804,80
31,00
546,60
1.500,70
869,90
74,10
5,10
De forma similar, el desglose de las inversiones en E&P por
Empresa Subsidiaria, es el siguiente:
43
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Operador
ANDINA
CHACO
PETROANDINA
Y.P.F.B.
11.2
$U$
1.306,00
324,50
1.980,70
936,40
PROGRAMA DE INDUSTRIALIZACION
Los proyectos de industrialización son los siguientes:
a)
Plantas de Extracción de Licuables:
Planta en Rio Grande:
YPFB-EBIH (100%) con financiamiento
propio
Planta en Chaco:
YPFB
(60%)
y
ENARSA
(40%),
financiamiento ENARSA
b)
Plantas de Fertilizantes:
Planta en Carrasco:
Planta en Chaco:
c)
YPFB (60%) y PEQUIVEN (40%), financia
PEQUIVEN
YPFB (60%) y NPCI (40%), financia IRAN
Plantas de Petroquímica en Chaco (POLIETILENOS): YPFB
BRASKEN (40%), financia
BRASKEN
• 1013 MM$
• Planta Amoníaco/Urea
Carrasco
• Financiamiento PEQUIVEN
• 454 MM$
• 2.200 TM/día Etano
• 3.700 Bbld Gasolina Nat
• Financiamiento ENARSA
y
4.853 MM$US
Extracción de Licuables
Fertilizantes
(60%)
Plásticos
• 1515 MM$
• Polietilenos
• Financiamiento BRASKEN
Fertilizantes
GNEA Líquidos
• 1017 MM$
• Planta Amoníaco/Urea
• Financiamiento Irán
• 700 MM$
• Evacuación
GLP, Gasolina
GNEA Gas
• 145 MM$
• Capacidad 30
MMm3d
La figura anterior muestra las inversiones pensadas para las plantas de
industrialización. Aquí tenemos plantas industriales de las siguientes
características: Fertilizantes, GNEA liquidos, GNEA Gas, Extracción de
Licuables, Plásticos. Todas ellas estarán bajo la tutela directa de la
Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH). La EBIH
también pretende contribuir a los polos de desarrollo en Patacamaya y
Uyuni (explotación del Litio). El desarrollo social del sector oeste (el
44
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occidente) de Bolivia es también importante puesto que hasta la fecha el
sector este (el oriente) ha desarrollado mucho más aceleradamente
gracias a que la fuente de hidrocarburos se encuentra en dicho lugar.
Las inversiones YPFB – EBIH son las siguientes:
Total
(MM$US)
PROYECTO
Extracción de
Licuables
Planta de RGD
Planta de Chaco
(ENARSA)
Fertilizantes
Amoniaco/Urea
Carrasco
(Pequiven)
Plásticos
Polietilenos en el
Chaco (Brasken)
Total
2008
2009
Inversión Anual (MM de $U$)
2010
2011
2012
2013
90,0
454,0
45
2
45
52
200
200
1.013,6
1.017,2
0,9
0,2
1,7
2
450
315
361
400
200
300
1.515,2
0,2
15
100
500
500
400
4090.-
48.3
115.7
1065
1461
1000
400
11.3. REFINACION
Las inversiones requeridas para las actividades de Refinación son las
siguientes:
2008
YPFB REFINACION
Oficina Central
Refineria
Guillermo Elder
Bell
Refineria
Gualberto
Villarroel
2009
2010
2011
TOTAL en
miles de
$U$
2012
21.949.2
38.437
11.608
42.450
28.851
143.294
822.80
1.133
-
-
-
1.956
8.891,10
20.602
5.503
42.450
28.851
106.297
12.235,30
16.702
6.105
-
-
35.042
El total de las inversiones en refinación de la tabla asciende a 143.294
MM$U$.
Esta suma implica todas las actividades de refinación que
emprenderá la empresa subsidiaria YPFB REFINACION hasta el año 2012.
El detalle de las inversiones requeridas para la Refinería Guillermo Elder Bell
(en miles de $U$) es el siguiente:
45
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2008
Refineria
Guillermo Elder
Bell
Adecuación del
área A-300
Revamping
Unidad de
Crudo (Fase II)
Nueva unidad
de Topping
Prov. Grupos
generación
energia
electrica
RSCZ
Segregación
de crudo, Ing.
Básica
Reemplazo y
ampliación
Red contra
indencio,
adecuación y
ampliación
Programa
director de
automatización
industrial
Proyectos
Menores y de
SMS
2009
2010
2011
2012
8.891.10
20.602,00
5.503,00
42.450,00
28.851,00
2.000,00
1.150,00
3.150,00
Ampliación
de capacidad
1.085,00
6.315,00
7.400,00
Ampliación
de capacidad
500,00
500,00
60.000,00
Ampliación
de capacidad
490,00
10,00
500,00
Confiabilidad
130,00
120,00
250,00
Confiabilidad
500,00
2.000,00
2.500,00
Confiabilidad
700,00
5.300,00
Confiabilidad
3.486,1
5.206,80
3.000,00
2.503,20
40.000,00
16.000,00
Total
Clasificación
106.297,00
1.500,00
4.000,00
11.500,00
949.70
8.850.80
20.997,00
El detalle de las inversiones requeridas para la Refinería Gualberto Villarroel (en
miles de $U$) se muestra en el siguiente cuadro:
46
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2008
Refineria
Gualberto
Villarroel
Horno de
destilación -1H1001ª
Revamp unidad
de crudo
Adecuación de
planta 12.5
MBPD
2009
12.235.30
16.702
4.405,00
2.595
210,00
3.790
1.305,00
1.695
Revamp planta
PDA
-
500
Revamp unidad
de lubricantes
180,00
3.320
Revamp unidad
de Furfural
-
300
50,00
50
RCBB
segregación de
crudo. Agitadores
Mejoras planta
AV Gas
Tubos Hydrobon
– Platforming
Proyectos
menores y de
SMS
2010
2011
2012
6.105
Total
Clasificación
35.042
7.000
2.000
6.000
Confiabilidad/ampl
iación de
capacidad
Ampliación de
capacidad
Ampliación de
capacidad
3.000
500
Ampliación de
capacidad/
Asfaltos
Ampliación de
capacidad /
lubricantes
Confiabilidad /
continuidad
operativa
1.000
3.500
1.000
1.300
700,00
100
Confiabilidad
700
Confiabilidad /
Ampliación de
capacidad
Confiabilidad
1.683,30
1.316,70
2.300
5.300
3.702,00
3.135,10
305
7.142
La proyección de la producción de Líquidos Refinados hasta el 2013 es la
siguiente:
PROYECTO
Total
(MM$US)
2008
2009
Inversión Anual (MM de $U$)
2010
2011
2012
2013
Carga
Gasolina
Diesel
Jet
BDP
m3/mes
m3/mes
m3/mes
42.735
62.138
55.711
16.919
52.602
64.648
72.095
18.322
60.833
69.473
87.428
18.776
63.087
75.013
89.162
19.128
80.778
77.600
121.459
19.516
95.000
102.110
137.880
22.952
Kero
GLP
m3/mes
m3/mes
1.165
13.248
1.159
15.318
1.137
17.586
1.060
18.642
1.023
23.068
1.204
27.555
Recon
m3/mes
m3/mes
35.817
225.282
42.535
267.540
48.291
303.739
50.016
314.591
60.970
383.489
70.098
440.900
Gaso Export
m3/mes
5.000
5.000
5.000
5.000
5.000
5.000
47
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• Ravamp Unidad Crudo
• Adecuación Planta
12.500 BPD
Incremento
Carga
CBA
Incremento
Carga
SCZ
• Nueva unidad de
topping en SCZ
• 30.000 BPD
• Ravamp Unidad de
Crudo
• Adecuación A-300 p/
6.000 BPD
Procesamiento
• Total Carga
• 95.000 BPD
Nueva
Topping
El incremento en la capacidad de refinación se muestra en la figura siguiente:
100
90
140
80
120
70
100
60
80
Miles de BBL/día
Miles m3/mes
Carga y Productos Refinados
160
50
40
60
30
40
20
20
10
-
0
2008
2009
CARGA BPD
GASOLINA m3/mes
2010
2011
DIESEL m3/mes
2012
GLP m3/mes
2013
RECON m3/mes
En el gráfico anterior se puede apreciar los siguientes comportamientos.
48
a)
La refinación de Gasolina aumenta de 62138 mcmes durante el año 2008
hasta 102110 mcmes en el año 2013.
b)
La refinación de Diesel aumentará de 55711 mcmes durante el año 2008
hasta un volumen de 137880 mcmes en el año 2013.
c)
La refinación GLP aumentará de 13248 en el año 2008 hasta un volumen
de 27555 mcmes en el año 2013.
d)
La refinación de RECON aumentara de 35817 en el año 2008 hasta un
volumen de 70098 en el año 2013.
e)
La carga en BPD aumentara de 42735 BPD en el año 2008 hasta 95000
BPD en el año 2013.
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11.4
DUCTOS Y ALMACENAJE
En el gráfico siguiente se puede apreciar que durante el año 1999 se invirtieron
alrededor de 540 MM$U$ en Transporte y almacenaje. De forma similar,
durante el año 2000 la inversión en transporte y almacenaje se reduce a
alrededor de 150 MM$U$. Durante el año 2002 la inversión en estas
actividades aumenta a alrededor de 445 MM$U$ y a partir de este año la
inversión decrece notoriamente. Con el presente plan estratégico se pretende
incrementar las inversiones en este rubro para poder satisfacer las demandas
provenientes tanto del mercado interno como del externo.
Formatted: Font: Franklin Gothic
Book, 11 pt, Bold
Inversion exploracion, produccion & transporte
($US MM)
1,300.0
1,200.0
1,100.0
1,000.0
900.0
800.0
700.0
600.0
500.0
400.0
300.0
200.0
100.0
-
Gasyrg
GasOriente Boliviano
Compresion RG
Gasbol
Transredes
Produccion
Exploracion
1,147.0
812.3
633.6
657.5
292.1
275.9
82.5
1990
1992
244.3
214.3
110.0
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
Debido a que toda actividad de ampliación del transporte de hidrocarburos
implica nuevas construcciones, adiciones y ampliaciones, se posee un número
de proyectos de expansión de Ductos. Estos proyectos pretenden optimizar el
Transporte de HC y las inversiones requeridas se presentan en el cuadro
siguiente:
49
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Inversión
MM$US
Proyecto
Descripción
1
Gasoducto Carrasco – Cbba.
(GCC)
Capacidad de transporte 120 MMpcd desde
Entre Ríos (Carrasco) hasta Cochabamba
2
Oleoducto Carrasco – Cbba.
(OCC)
3
GAA 3b
4
GVT – Fase
5
Optimización Gas Norte
Capacidad de transporte de 15 MMpcd
Carrasco hasta Cochabamba
La capacidad de transporte Oruro – La Paz
se incrementará de 33.4 MMpcd a 49.1
MMpcd
La capacidad de entrega al mercado de
Tarija se incrementará de 8.8 MMpcd a
13.8 MMpcd
Incremento de 43 MMpcd en el Gasoducto
Norte (Tramo Yapacaní – Colpa).
6
Expansión líquidos Sur
Incremento de la capacidad de transporte
de los oleoductos OCY-1 y OCSZ
4.20
7
GNEA – Expansión Gas
Capacidad incremental de 30 MMmcd
desde los Campos productores a la Planta
de Extracción
145,00
8
GNEA – Expansión Líquidos
Evacuación de líquidos de la planta de
Extracción hasta Arica para exportación
700,00
TOTAL
168,00
3,60
28,40
23,20
16,60
1.089,00
Del cuadro anterior se puede apreciar que la inversión más fuerte en proyectos
de expansión de ductos tendrá lugar en el GNEA (expansión líquidos) con una
suma de 700 MM$U$. En segundo lugar el Gasoducto GCC (Carrasco –
Cochabamba) demandará una inversión de 168 MM$U$. La capacidad de
transporte de este ducto (GCC) será de 120 MMpcd. Las demás inversiones
son menores tal como se pueden apreciar en el cuadro.
A continuación, se presenta un mapa de Bolivia donde se muestra el tendido de
los ductos para transportar los hidrocarburos.
50
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El cronograma de estas inversiones en transporte es el siguiente:
Proyectos de
expansión Ductos
Gasoducto Carrasco –
Cbba. (GCC)
Oleoducto Carrasco –
Cbba. (OCC)
GAA 3b
GVT – Fase
Optimización Gas
Norte
Expansión líquidos
Sur
GNEA – Expansión
Gas
GNEA – Expansión
Líquidos
Total Inversión de
Transredes
Inversión
MM$US
2008
2009
2010
168,00
60,00
108,00
3,60
2,80
0,80
28,40
12,00
14,00
2,40
23,20
23,20
16,60
3,40
10,00
3,20
4,20
2011
2012
2013
4,20
145,00
30,00
15,00
100,00
700,00
100,00
120,00
180,00
300,00
135,60
135,00
280,00
300,00
1.089,0
101,40
137,00
El total de la inversión en transportes de HC es de 1.089 MM$U$ (inversión de
TRANSREDES)
51
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11.5. PROGRAMA DE REDES DE GAS (RESPONSABILIDAD SOCIAL)
El suministro proyectado de Gas Natural a través de redes del año 2009 al
2015 tiene las siguientes características:
Departa
mento
LA PAZ
Ciudad/Pobla
ción
POTOSÍ
CHUQUISACA
SANTA
CRUZ
COCHABA
MBA
TARIJA
2010
2011
2012
2013
2014-15
TOTAL
El Alto
43.000
36.000
30.000
25.000
15.000
10.000
159.000
La Paz
10.000
6.000
6.000
8.000
8.000
8.000
46.000
Viacha
2.750
2.000
2.000
0
0
0
6.750
500
0
0
0
0
0
500
Patacamaya
1.500
0
0
0
0
0
1.500
32.100
Sica Sica
ORURO
2009
Oruro
10.100
5.000
5.000
4.000
4.000
4.000
Caracollo
1.000
0
0
0
0
0
1.000
Potosí
10.500
4.000
4.000
6.000
6.000
6.000
36.500
Betanzos
1.250
0
0
0
0
0
1.250
Sucre
1.200
3.000
3.000
5.000
5.000
5.000
22.200
Otras
2.050
0
0
0
0
0
2.050
Santa Cruz
1.500
5.000
5.000
5.000
5.000
5.000
26.500
Camiri
2.400
0
0
0
0
0
2.400
Choreti
150
0
0
0
0
0
150
Boyuibe
400
0
0
0
0
0
400
Cochabamba
7.500
4.000
4.000
4.000
4.000
4.000
27.500
Tarija
1.500
3.000
3.000
3.000
3.000
3.000
16.500
Otras
2.700
32.000
38.000
40.000
50.000
55.000
217.700
TOTAL
100.000
100.000
100.000
100.000
100.000
100.000
600.000
De acuerdo al cuadro presentado arriba, se plantea cumplir con 100.000
instalaciones domiciliarias por año a partir del 2009. Se alcanzará un total
de 600.000 nuevas instalaciones domiciliarias de Gas Natural en el año 2015.
Es importante notar que El Alto es la ciudad donde se instalará el mayor
número de conexiones de gas a domicilio. Allí se encuentra una gran cantidad
de fábricas, comercios y también hogares que requieren de la energía que
otorga el GN. De tal forma, hasta el año 2015 la ciudad de El Alto contará con
159000 instalaciones de Gas Natural.
52
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12.
PRODUCCION PROYECTADA
La producción proyectada de los megacampos Sabalo, San Alberto y Margarita
presentan todas un máximo durante el año 2011. Dicha producción se mantiene
constante hasta el año 2019 y a partir de ese año la producción de los megacampos
San Alberto y Margarita disminuye notoriamente. Finalmente, es interesante notar que
la producción del megacampo Sábalo disminuye recién a partid del año 2024 -este
megacampo produce mucho menos que el campo Margarita. Finalmente, resulta
evidente que el megacampo que más produce es Margarita.
En el gráfico siguiente se puede apreciar la producción de campos gasíferos medianos.
En este gráfico se puede apreciar que la producción de la mayoría de estos campos
comienza a disminuir a partir del año 2013. Sin embargo, algunos de de estos campos
presentan una declinación de la producción ya en el año 2010, éste es el caso de los
campos Kanata Norte, Caranda, etc.. Un fenómeno interesante de notar son las
proyecciones de producción del campo Yapacani cuya producción crecería hasta el año
2018 y recién a partir del 2019 ésta comenzaría a decaer -aunque de forma
dramática. Otro campo cuya producción cae dramáticamente a partir del año 2016 es
el PCH + DRD.
Por lo tanto, debido a estas varias disminuciones de la producción proyectadas, es
urgente invertir fuertemente para encontrar mayores reservas y aumentar la
producción de hidrocarburos.
53
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Formatted: Font: Franklin Gothic
Book
54
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l
La proyección de la producción de campos de Gas Natural en producción llega a
un máximo de 53.7 MMmcd en el año 2011 y a partir del año 2012 ésta
comienza a disminuir paulatinamente hasta llegar a un nivel de 42.4 MMmcd
en el año 2020.
En este punto, es importante aclarar que los tres gráficos de arriba presentan las
proyecciones en las condiciones actuales, es decir antes de realizar las
megainversiones que este plan estratégico plantea realizar en los próximos años. Por
lo tanto, resulta imperioso desarrollar actividades contundentes en Exploración y
Producción (E&P) para encontrar mayores reservas y aumentar la producción de
hidrocarburos. Es la única manera de llegar a la meta de 100 MMmcd de producción
de Gas Natural y de 100000 BPD de crudo.
13.
FUENTES DE INGRESOS
Las fuentes de ingresos para financiar las megainversiones que el presente plan
propone son las siguientes:
55
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Fuentes de Ingreso
en MM$us
14.310,5 MM$US
Inversión YPFB Corporativa
14.311 MM$us
16,000
14,000
12,000
10,000
8,000
2,436
1,050
1,000
2,100
3,000
 Financiamiento socios EBIH
2,205
 Inversión Subsidiarias
2,520
 Venta RECON
6,000
4,000
2,000
 Financiamiento YPFB
 Participación Contratos de Operación
 Inversiones SAMs (PetroAndina)
 Inversión Empresas Operadoras
0
El financiamiento de todas las operaciones en la cadena productiva de HC proviene de
las siguientes fuentes:
a)
Un monto de 2520 MM$U$ provendrán de la venta del crudo reconstituido o
RECON.
b)
Un monto de 2205 MM$U$ provendrán de la inversión que realizarán las
empresas subsidiarias de la corporación YPFB.
c)
La suma de 3000 MM$U$ provendrán de los socios de la Empresa Boliviana de
Industrialización de Hidrocarburos (EBIH).
d)
Un monto de 2100 MM$U$ surgirán de los aportes de las Empresas Petroleras
Operadoras establecidas.
e)
La suma de 1000 MM$U$ surgirá de las SAM (como Petroandina).
f)
Un monto de 1050 MM$U$ provendrá de la participación en los Contratos de
Operación.
g)
La suma de 2436 MM$U$ surgirán de un financiamiento propio de la YPFB
CORPORATIVACasa Matriz.
El total de todas estas inversiones asciende a 14311 MM$U$.
56
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PLAN DE ACCION INMEDIATO 2009
En exploracion y Produccion se plantea las siguientes tareas :
1. La exploracion como politica de estado, dando un enfasis a investigacion exploratoria
en areas reservadas de YPFB, asi como en las areas no tradicionales
a. La exploracion en el altiplano,
b. La exploracion en el Subandino Norte
c. La exploracion enla Zona del Madre de Dios.
2. El plan de desarrollo de la produccion apuntara a incrementar la produccion mediante
un programa de mediano plazo para la explotacion eficiente de los reservorios activos,
desarrollar de amenra intensiva por lo menos dos megacampos.
3. En el corto plazo vamos a plantear un incremento de la produccion de hicrocarburos
liquidos con la recuperacion secundaria delos pozos abandonados que tienen el
potencial positivo en el momento actual, dado los nuevos precios de los hidrocarbu ros.
4. La industrialización del Gas Natural iniciando los siguientes proyectos
a. La Extracción y fracionamiento de licuables
b. La fabricacion de urea amoniaco en la zona de Carrasco Tropical
c. La planta de olefinas .
d. La instalacion de una planta de GTL.
e. La instalacion de una planta de LNG, para la atencion del mercado interno.
5. La ampliacion de la capacidad de transporte y refinación
a. Inicio de la instalacion de una planta de LNG en puertos del pacífico
b. La ampliacion de la capacidad de transporte y refinacion de ac uerdo al
creciemiento de la producción.
57
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ANEXO 1
MARCO DE REFERENCIA
YACIMIENTOS PETROLIFEROS FISCALES BOLIVIANOS
1.1. Concepción del desarrollo, Matriz Productiva y Estado
protagonista del Desarrollo (empresa estatal / corporación)
1.2. Lineamientos Básicos de la Nueva Estrategia Nacional de
Hidrocarburos
1.3. Relevancia de los hidrocarburos para el desarrollo nacional
1.4. Seguridad Energética
1.5. Importancia geopolítica de los hidrocarburos en el contexto
nacional e internacional
1.6. La producción de hidrocarburos y sus efectos en el medio
ambiente
1.7 La política hidrocarburífera y los pueblos indígenas
1.8 Análisis de contexto, situación y tendencias económicas,
políticas, sociales y tecnológicas en el sector hidrocarburos
Junio de 2008
58
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PLAN ESTRATÉGICO DE Y.P.F.B.
2008 - 2015
1.
MARCO DE REFERENCIA
1.1
CONCEPCIÓN DEL DESARROLLO, MATRIZ PRODUCTIVA Y ESTADO
PROTAGONISTA DEL DESARROLLO (Empresa Estatal / Corporación)
a. Concepción del Desarrollo
Dentro del Plan Nacional de Desarrollo se propone una nueva visión de desarrollo
basada en la concepción de Vivir Bien, propia de las culturas originarias e indígenas de
Bolivia. El Vivir Bien es la demanda de humanización del desarrollo donde la diversidad
cultural asegura la responsabilidad y obligación social. De esta manera, el desarrollo se
convierte en un proceso colectivo de decisión y acción de la sociedad como sujeto activo,
consecuentemente el Vivir Bien es el acceso y disfrute de los bienes materiales y de la
realización afectiva, subjetiva y espiritual, en armonía con la naturaleza y en comunidad
con los seres humanos.
La corporación Y.P.F.B. desarrolla sus actividades en el marco del concepto Vivir Bien,
aportando con sus productos y servicios al desarrollo de las comunidades, a la
redistribución equitativa de los recursos económicos, y coadyuvando al proceso de
planificación del desarrollo desde la comunidad y la diversidad, considerando valores,
principios y una armonía con la naturaleza en el marco legal establecido por la Ley Nº
3058 y Ley Nº 1333. La corporación Y.P.F.B., es un pilar que promoverá la satisfacción
de las necesidades humanas, más allá de lo material y económico y desarrollará todas
sus actividades dentro de un marco de real comunidad con todos los seres humanos. ,
Por lo tanto, desde el Vivir Bien la clave del desarrollo radica en instituir una práctica de
dialogo, cooperación, complementación, reciprocidad,
intercambio,
equilibrio y
entendimiento.
b. Matriz Productiva
En el marco del Plan Nacional de Desarrollo, el Sector de Hidrocarburos en Bolivia es en
la actualidad el principal Sector Estratégico generador de Excedentes Económicos para
el desarrollo del país. Esto nos sugiere que donde se tiene que tener mucho cuidado es
precisamente en este sector, pues además de ser el más importante, se trata de recursos
naturales no-renovables los cuales algún día se terminarán inexorablemente; pero para
entonces es nuestro deber haber ya realizado todos los esfuerzos posibles para levantar
nuestras industrias y otras aplicaciones prácticas para poder sobrevivir en un futuro sin
hidrocarburos. Otros sectores estratégicos generadores de excedentes económicos para
el desarrollo lo constituyen los sectores de la Minería, los Recursos Ambientales y
electricidad. Entre todos conforman la base para la Matriz Productiva Nacional.
La idea central de la Estrategia económica productiva: Bolivia Productiva es que los
excedentes generados en los sectores estratégicos, entre ellos el sector hidrocarburos,
59
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además de reinvertirse, provean, vía tributos y regalías, recursos a los sectores
generadores de ingresos y empleo para contribuir a la diversificación de la economía y el
desarrollo social.
Los excedentes generados en los sectores estratégicos de la economía proporcionarán
los recursos económicos para que el Estado, mediante la implementación de planes y
políticas públicas, pueda diversificar la matriz productiva nacional tanto en los sectores
estratégicos generadores de excedente como en los Sectores Generadores de Empleo
e Ingresos como son los de; la Industria, Comercio, Agropecuaria y Turismo entre otros,
así como en el sector transversal de Infraestructura para la Producción como son; el
Transporte y Telecomunicaciones. y para el sector de Servicios Productivos como es el
Sistema Financiero Nacional, Mercado de Capitales, Financiamiento para el Desarrollo y
otros.
Actualmente, la Matriz Productiva Nacional está mal enfocada ya que está orientada a la
actividad primaria, es decir a la extracción de materias primas, como es el caso del sector
hidrocarburífero y la minería, si bien el petróleo es procesado en refinerías para la
producción de combustibles líquidos, el gas natural es consumido y exportado
directamente como energía primaria.
A la vez, esta Matriz Productiva Nacional, se encuentra desarticulada, ya que preserva el
patrón primario exportador, por lo que el objetivo es la transformación, diversificación y
articulación de la misma, para contribuir al desarrollo del país, cambiando el patrón
primario exportador.
La propuesta a partir del nuevo rol de Y.P.F.B., pretende que el gas natural sea utilizado
como materia prima de procesos petroquímicos para la producción de fertilizantes y otros
petroproductos –como plásticos- e implementar un cambio en el patrón de producción
propiciando así el ingreso a una etapa de valor agregado a nuestra materia prima.
La explotación y exportación del gas natural se constituye en la principal fuente de
recursos para el Estado. Estas actividades, a través del cobro de regalías y
participaciones y el pago de impuestos nacionales, generan recursos financieros para el
país. No obstante que estos ingresos se han incrementado significativamente desde la
promulgación y puesta en vigencia de la Ley de Hidrocarburos No. 3058, en la que se
definen las reglas de explotación de hidrocarburos en Bolivia, los mismos tendrán un
incremento significativo a partir de la recuperación del control de toda la cadena
hidrocarburífera a favor del Estado, específicamente en las actividades de exploración,
refinación, transporte, comercialización e industrialización de los recursos
hidrocarburíferos.
c. Estado Protagonista del Desarrollo
Con la presencia efectiva del Estado en la cadena de hidrocarburos, las politicas y
estrategias de la Política Nacional de Hidrocarburos, establecidas en el PND para el
sector son las siguientes:
Política 1:
Política 2:
Política 3:
60
Recuperar y consolidar la propiedad y el control estatal de los hidrocarburos.
Explorar, explotar e incrementar el potencial hidrocarburífero nacional.
Industrializar los recursos hidrocarburíferos para generar valor agregado.
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Política 4:
Garantizar la seguridad energética nacional y consolidar al país como centro
energético regional.
El Estado boliviano, a partir de la promulgación del Decreto Supremo de Nacionalización
Nº 28701 consolida la recuperación de la propiedad del Estado sobre los recursos
naturales hidrocarburíferos. De tal manera. Y.P.F.B. asume un rol protagónico políticosocial fundamental en el desarrollo del país, planificando y participando en todo el ciclo
productivo de los hidrocarburos y satisfaciendo así las imperantes necesidades de
energía que posee actualmente el pueblo de Bolivia, optimizando las inversiones, bajo
principios de eficiencia, eficacia, transparencia, solidaridad, responsabilidad, etc.
El cambio del patrón de desarrollo requiere de la intervención del Estado como promotor
y protagonista del desarrollo nacional, porque no basta su presencia como conductor del
desarrollo, sino que es indispensable su participación en la producción y en la actividad
comercial en los sectores estratégicos que garanticen la acumulación interna, al mismo
tiempo que proteja y aliente la innovación y la expansión de la producción en el resto de
los sectores productivos.
La Política Nacional de Hidrocarburos se basa en una mayor participación del Estado en
el sector y en la recuperación de la propiedad de los hidrocarburos en boca de pozo a
favor del Estado. Estas condiciones permitirán fijar volúmenes y precios para la
comercialización de los hidrocarburos y de los petroproductos obtenidos, tanto en el
mercado interno como externo, y un mayor control, capacidad de decisión y fiscalización
por parte del Estado de las actividades de la cadena del sector mediante la participación
directa de Y.P.F.B. y sus filiales, por si solo o mediante asociación, en las empresas que
operan en el sector.
Luego de varios años de privatización de los hidrocarburos en Bolivia, no se crearon las
condiciones para generar valor agregado en las exportaciones de gas natural, ampliar o
construir nuevas refinerías para el país, ampliar o construir nuevos gasoductos oleoductos o poliductos- mejorar los servicios petroleros, negociar mejores condiciones
para la exportación del gas, buscar nuevos mercados de exportación o finalmente generar
las condiciones para el desarrollo industrial del sector.
En todos esos años, el sector privado transnacional no ha emprendido estas actividades,
por que simplemente no eran rentables de acuerdo con los parámetros de rentabilidad, o
simplemente no eran beneficiosos. Por lo tanto, es a través de la recuperación por parte
del Estado de una participación directa en el sector productivo, la recuperación de las
actividades operativas en toda la cadena hidrocarburífera, su fortalecimiento a través de la
dotación de recursos humanos, materiales y financieros y a través de una buena y sólida
planificación que se podrán encarar, políticas, planes y proyectos de desarrollo a corto,
mediano y largo plazo para todo el sector.
Con la refundación de Y.P.F.B. se recupera la participación en toda la cadena de
hidrocarburos. La formulación de políticas, planes y estrategias será liderizada por el
Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), y el control y fiscalización estará a cargo de
la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). De esta forma se pretende lograr los
propósitos anteriormente mencionados, para el bien del país y de la sociedad en su
conjunto.
61
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En este sentido, Y.P.F.B., a nombre del Estado, ejercerá el derecho propietario sobre los
hidrocarburos en boca de pozo, participando en todas las fases de producción de los
hidrocarburos. Por lo tanto, se cimentará un Y.P.F.B. fortalecido y transparente, en un
ambiente de respeto por el marco normativo, el medio ambiente natural, la sociedad y la
legislación laboral, capaz de generar excedentes para su reinversión y apoyar el
desarrollo nacional en una relación favorable tanto para el Estado como para sus socios e
inversionistas privados2.
En este nuevo rol, el Estado, mediante D. S. 29128 de 12 de mayo de 2007, adquiere el
100% de las acciones que conforman el capital social de Petrobras Bolivia Refinación –
PBR S.A. a favor del Estado boliviano a través de Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Bolivianos.
Por otro lado, el D. S. 29507 establece el marco normativo y la estrategia que Y.P.F.B.
implementará como empresa petrolera de carácter corporativo, decreto que aprueba la
conformación de sociedades comerciales a través de sus empresas subsidiarias y otras
empresas del Estado, para su posterior adecuación y conformación societaria en relación
a la mayoría accionaria, control y dirección de las empresas constituidas, dentro del
marco del Código de Comercio.
Dando cumplimiento al Decreto de Nacionalización, D.S. Nº 28701, el Estado está
adquiriendo, mediante la realización de negociaciones y la aprobación de D.S. No 29541 y
D.S. No. 29542, el 100% de la Compañía Logística de Hidrocarburos Bolivia S.A., el 50%
+ 1 de las empresas Petroleras Chaco S.A. y Andina S.A. y más del 97% de Transredes –
Transporte de Hidrocarburos S.A.; empresas que serán operadas por Y.P.F.B.
En este marco, a continuación se presenta la Estrategia Nacional de Hidrocarburos
(ENH), la cual presenta las principales políticas y estrategias a implementarse en todas
las actividades que componen la cadena de hidrocarburos, incluyendo la reestructuración
del sector, que contempla el fortalecimiento de la empresa estatal, bajo una estructura
que se convierta en el puntal del desarrollo económico del país y genere suficientes
excedentes económicos para canalizarlos a otros sectores productivos y sociales.
1.2 . LINEAMIENTOS BÁSICOS DE LA ESTRATEGIA NACIONAL DE
HIDROCARBUROS
El Plan Nacional de Desarrollo (PND), concebido como el instrumento para el cambio del
actual patrón primario exportador, establece que la matriz productiva nacional está formada
por dos grupos de sectores: los estratégicos generadores de excedentes y los generadores
de empleo e ingresos. De manera transversal se encuentran los sectores de infraestructura
y apoyo a la producción.
En el contexto y en el marco de las condiciones heredadas (estancamiento en el
desarrollo del sector, enajenación de los recursos hidrocarburíferos y daño económico al
Estado y al pueblo boliviano, como consecuencia de la capitalización y la privatización),
la Estrategia Nacional de Hidrocarburos (ENH) plantea cada actividad un conjunto de
objetivos, estrategias y acciones concretas para revertir las condiciones heredadas y
transformar al sector en un real generador de excedentes. A través de las actividades de
2
Plan Nacional de Desarrollo
62
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industrialización y la generación de valor agregado a los productos hidrocarburíferos-, y un
verdadero motor de desarrollo productivo, así como garantizar la seguridad energética
nacional.
a) En relación a la exploración y explotación de hidrocarburos, se presentan
objetivos, estrategias, políticas y acciones para reactivar las inversiones a objeto
de realizar actividad exploratoria en todas las áreas que poseen potencial
hidrocarburífero. Estas acciones permitirán incrementar las reservas nacionales –
desarrollarlas-, logrando así volúmenes adicionales de hidrocarburos líquidos y
gaseosos para abastecer el mercado interno, cumplir con los compromisos
actuales de exportación, y abrir nuevos mercados mediante la industrialización del
gas y su exportación adicional. Se plantean políticas y acciones que permiten
controlar y fiscalizar la ejecución de los 44 contratos de operación y suscribir
convenios de estudios y nuevos contratos petroleros en las 33 áreas reservadas a
favor de Y.P.F.B., a fin de asegurar inversiones.
b) Para garantizar la Seguridad Energética Nacional, la ENH establece como política
fundamental de hidrocarburos en el mercado interno la masificación del uso de
gas natural en los diferentes sectores de la economía, que permita la
disminución del consumo de combustibles líquidos, deficitarios y subsidiados,
conduciendo a un cambio de la Matriz Energética. Este propósito será posible a
través del desarrollo de la infraestructura de las redes para el acceso a gas
domiciliario a la población, al comercio y a la industria, así como mediante la
conversión del parque automotor a gas natural vehicular (GNV).
c) La Política de Industrialización del gas natural se realizará a través de la
implementación de proyectos para la producción de urea y otros fertilizantes,
además de polietilenos destinados a los mercados interno y externo. De GLP,
estará a cargo de la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos
(EBIH), por si sola o mediante asociación estratégica con otras empresas si fuese
necesario. La EBIH formará parte de la corporación Y.P.F.B.
d) La política de abastecimiento de combustibles líquidos tiene por objetivo
incrementar los niveles de producción de éstos, en el corto y mediano plazo,
disminuir progresivamente la importación de diesel, evitar la importación de GLP,
así como exportar los excedentes de GLP y otros combustibles a países vecinos –
particularmente del Cono Sur de América Latina. Para este objeto, Y.P.F.B.
Refinación S.A. incorporará nuevas unidades y plantas de refinación sobre la
base de los incrementos de producción de crudo y condensados asociados, y la
EBIH construirá nuevas plantas de GLP (Río Grande y Gran Chaco) industriales,
generando mayores ingresos para el país y un considerable ahorro fiscal evitando
las subvenciones al GLP y al Diesel.
e) Por otra parte, el nivel actual de reservas de gas, la posición geográfica favorable y
consecuentemente los precios competitivos a los que podría llegar el gas boliviano
a países como Brasil, Argentina, Uruguay y Paraguay, conforman una posición
estratégica para incrementar y abastecer de este energético a estos mercados. En
este marco, se han suscrito acuerdos e instrumentos bilaterales y multilaterales
63
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que conducirán a la consolidación, ampliación y diversificación de los mercados de
gas natural y a posicionar a Bolivia como centro gasífero regional.
f)
La ampliación del sistema de transporte y almacenaje debe ir acorde con los
objetivos planteados para cada actividad, tomando las previsiones para que no
existan problemas de oferta demanda de hidrocarburos. En este sentido, se ha
previsto la expansión del sistema de transporte por gasoductos, oleoductos y
poliductos, sobre la base de un diagnóstico del estado de situación del sistema de
ductos en cuanto a capacidad versus el crecimiento y ubicación geográfica de la
demanda, lo propio para la infraestructura de almacenaje.
g) En relación a los aspectos ambientales, la nueva política y visión del país restituyen
los principios de respeto, armonía con la naturaleza, y garantía en el ejercicio de
los derechos fundamentales e integridad territorial, usos y costumbres. Todo ello
se logra mediante un proceso oportuno y transparente de consulta y participación
de los pueblos indígenas originarios (PIO) y comunidades campesinas (CC) en la
toma de decisiones y en los beneficios generados por la actividad del sector. La
gestión ambiental ha sido concebida como un componente permanente y
transversal dentro de la estrategia de hidrocarburos, que permite la evaluación y
cuantificación de impactos, y, en función de los resultados, viabilizar y agilizar la
inversión en las actividades del sector.
Para que la estrategia permita cumplir con los objetivos establecidos, se requiere
condiciones de gestión eficiente, lo cual se pretende alcanzar mediante la
reestructuración institucional y la normativa adecuada para implementar la nueva política
de desarrollo de los hidrocarburos en el marco de la Nacionalización. En este sentido,
se contempla modificaciones en los roles y atribuciones de las instituciones,
específicamente, para que el Ministerio de Hidrocarburos y Energía asuma el rol político,
planificador y normativo. El MHE cumple funciones de regulador, fiscalizador y
supervisor, tanto de las actividades del downstream (aguas abajo), como del upstream
(aguas arriba) y Y.P.F.B. retiene el rol de operador, inversionista, administrador y
responsable del manejo eficiente y eficaz de las operaciones productivas y comerciales.
En este contexto, mediante Decreto Supremo Nº 29507 del 2008, se establece el marco
normativo y la estrategia que Y.P.F.B. implementará como una empresa estatal petrolera
de carácter corporativo bajo los siguientes lineamientos:
-
Operar en toda la cadena de hidrocarburos -como lo establece el Decreto Supremo
Nº 28701 de 1º de mayo de 2006- a través de las instancias de la estructura central
de la casa matriz y de sus empresas subsidiarias.
Formatted: Indent: Left: 0 cm,
Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 0,63
cm + Tab after: 1,27 cm + Indent at:
1,27 cm, Tab stops: 0,63 cm, List tab
+ Not at 1,27 cm
-
Constituir y operar empresas en el marco del Código de Comercio y la normativa
aplicable a este efecto, en las cuales Y.P.F.B. asuma la propiedad cómo mínimo del
sesenta por ciento (60%) del capital social de dichas empresas, así como el control y
dirección de las mismas.
Formatted: Indent: Left: 0 cm,
Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 0,63
cm + Tab after: 1,27 cm + Indent at:
1,27 cm, Tab stops: 0,63 cm, List tab
+ Not at 1,27 cm
-
Promover, formular, y ejecutar estudios y proyectos en todo el territorio nacional y en
el extranjero, en todas las actividades de la cadena de hidrocarburos, incluyendo la
Formatted: Indent: Left: 0 cm,
Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 0,63
cm + Tab after: 1,27 cm + Indent at:
1,27 cm, Tab stops: 0,63 cm, List tab
+ Not at 1,27 cm
64
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industrialización de los mismos, dentro del marco del Plan Nacional de Desarrollo y la
estrategia nacional de hidrocarburos.
Planificar el desarrollo de proyectos y actividades hidrocarburíferas e
implementar estrategias de financiamiento público o privado, nacional o extranjero.
-
Por otra parte, dentro de los lineamientos que han sido detallados, Y.P.F.B. a través de la
ejecución del Plan Estratégico Empresarial desarrollará sus actividades dentro de las
políticas establecidas en la Estrategia Nacional de Hidrocarburos en cuanto a :
 Exploración
 Producción
 Distribución de gas natural por redes
 Masificación del Uso de Gas Natural Vehicular (GNV) a través de la conversión
de vehículos a este novedoso energético.
 Abastecimiento de combustibles líquidos en el mercado interno mediante
procesos de Refinación y Extracción en plantas.
 Industrialización del gas natural a través de la petroquímica
 Almacenaje de combustibles líquidos y GLP
 Transporte de hidrocarburos
1.3 . RELEVANCIA DE LOS HIDROCARBUROS PARA EL DESARROLLO
NACIONAL
Desde la gestión 1990 a la gestión 2006, se han dado cambios significativos en el
régimen jurídico en el sector hidrocarburos, pasando de la Ley 1194 en 1990, a la
Ley 1689 en 1996 y a la Ley 3058 en 2005, bajo diferentes escenarios, caracterizados
por una mayor o menor participación estatal en la cadena hidrocarburífera. A partir
de la promulgación de la Ley de Hidrocarburos Nº 1194, se dieron las condiciones
para una mayor participación privada en el sector hidrocarburos, llegando, con la
promulgación de la Ley Nº 1689, a ser más favorables dado el sistema fiscal
establecido para la explotación de hidrocarburos.
Las inversiones en los primeros años a partir de 1997, permitieron, en una primera
fase, el aumento del nivel de las reservas de hidrocarburos, principalmente de Gas
Natural de 6 TCF en 1997 a 49 TCF en 2005. Asimismo, estas inversiones
permitieron el aumento del nivel de producción, de 8.92 MMmcd el 2000 a
aproximadamente, en un contexto normativo diferente, 37.93 MMmcd el 2007,
siendo este aumento impulsado por el contrato de venta de gas al Brasil. La
declinación de inversiones en exploración y producción y la falta de certificación a
partir de 2004 explica el estancamiento de las reservas.
Si bien, de 1997 a 1999 existió incremento en la inversión extranjera directa en el
sector -inducidos por un ambiente propicio e indulgente-, a partir de entonces la
inversión disminuyó notoriamente. A partir del año 2007, las inversiones empiezan a
recuperarse, producto de las condiciones establecidas en el sector a partir de la
promulgación de la Ley Nº 3058 el 2005 y el D.S. Nº 28701 el 2006, siendo la
inversión en capital programada para el 2008 de 332.3 millones de dólares3.
3
Estrategia Nacional de Hidrocarburos
65
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Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 0,63
cm + Tab after: 1,27 cm + Indent at:
1,27 cm, Tab stops: 0,63 cm, List tab
+ Not at 1,27 cm
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Durante la gestión 2006, del total del gas natural producido, el 81% fue destinado a
la exportación, a los mercados de Brasil y Argentina. En el caso del petróleo, se
exportó el 11.6% del total producido.
Con respecto a las recaudaciones fiscales, hasta la gestión 2004, los incrementos
en los ingresos fiscales no fueron significativos. A partir de 2005, como
consecuencia de la aplicación del nuevo régimen tributario de la Ley Nº 3058 (Ley
de Hidrocarburos de 17 de mayo de 2005) y del D.S. 28701 de Nacionalización (1º de
mayo de 2006) que grava transitoriamente con un 32% adicional la producción de
los megacampos (Participación adicional a favor de Y.P.F.B.), los niveles de
recaudación sobre la producción de hidrocarburos en boca de pozo y por los
impuestos internos (Ley 843) por las actividades del Upstream y del Downstream,
empiezan a subir hasta cuadruplicarse, llegando a más de 1.972 millones de dólares
en 2007. Este incremento también fue influido por la elevación de los precios del
petróleo.
Separando las recaudaciones provenientes del Upstream de las del Downstream, se
registró un incremento, de 559 millones de dólares el 2004 a 1972 millones de
dólares en la gestión 2007, es decir de un 365% en el Upstream y del 84% en el
Downstream.
Desagregando las recaudaciones totales del sector hidrocarburos por tipo de
regalía, participación e impuesto, desde la gestión 2005, los mayores niveles
correspondieron a las recaudaciones por el Impuesto Directo a los Hidrocarburos
(IDH - 32%). Como segunda fuente se encuentran las Regalías Departamentales
(11% + 1%), seguidas por el Impuesto Especial a los Hidrocarburos y Derivados a
gasolinas, Diesel, Jet Fuel y Fuel Oil (Downstream). En 2006 y 2007, con carácter
transitorio hasta la suscripción de los nuevos contratos de operación, el D.S. 28701
de Nacionalización permitió recaudar 282 y 205 millones de dólares,
respectivamente, por concepto de participación adicional para Y.P.F.B., por la
producción de los megacampos.
En lo que respecta a la proporción de recaudaciones de regalías, participaciones e
impuestos internos, por actividades de la cadena para la gestión 2007, el 80%
provino de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, 16.1% de
refinación, 2.3% transporte y 1.5 % servicios.
De manera general, en relación al consumo interno de hidrocarburos, en el Balance
Energético Nacional (BEN) para la gestión 2006, dentro del consumo final por
energéticos, se tiene un consumo de 16.83 % de gas natural, 10.74 % de GLP , 25.18
% de Diesel Oil, 12.76% de gasolinas y 4.29% de otros derivados frente a un 19.12 %
de biomasa y 11.09% de electricidad.
La relevancia de los hidrocarburos en el ámbito nacional es analizada a través de
las siguientes características relevantes:
66
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Política - Legal
Estabilidad política y
jurídica en el sector
hidrocarburos.
Necesidad de actualizar
reglamentos para la
implementación de la Ley
Nº 3058.
Nueva Constitución
Política del Estado en
consulta al soberano.
Necesidad de fortalecer a
las instituciones del
sector para el
cumplimiento de
contratos en exploración
de petróleo y gas.
Económica
Inversiones
de Y.P.F.B.
Corporativo
en aumento.
Falta de
Unidad
especializada
en Cálculo de
Reservas.
Falta de
Certificación
de Reservas
por entidad
externa.
Social – Cultural
Mayor nivel de
participación social en la
toma de decisiones.
Organizaciones
empresariales con roles
disminuidos.
Cambio en roles de
sindicatos tradicionales.
Tecnológica
Tecnología
adecuada.
Falta de programas
de capacitación
técnica.
Falta de equipos de
perforación.
Ecológica –
Ambiental
Aplicación y
cumplimiento de
la Ley 1333 de
Medio ambiente,
sus reglamentos
anexos y conexos
(Ley Nº 3058).
i)
-
Fuente: 2º Taller – Elaboración Plan Estratégico Y.P.F.B.
La posición a ser adoptada por Y.P.F.B. en los diferentes sectores se traduce en las
siguientes acciones:
Político – Legal:
Aprovechar el nuevo impulso y el apoyo que se da al sector a fin concertar nuevos
acuerdos con posibles socios inversionistas e implementar una política agresiva de
exploración
La actualización de los reglamentos conexos a la Ley 3058 permitirá el cumplimiento de
las directrices nacionales para el cumplimiento de los contratos de exploración de petróleo
y gas, obligando al cumplimiento de lo establecido en los contratos de operación.
El sector hidrocarburífero se fortalecerá con el apoyo decidido en la parte normativa del
MHE y la fiscalización de la ANH.
Económico:
La refundación de Y.P.F.B. con carácter Corporativo atraerá nuevas y mayores
inversiones, mismas que serán canalizadas a las diferentes áreas de la cadena
productiva, en especial a las actividades de exploración y explotación, sin embargo estas
asociaciones estratégicas deberán considerar la calidad de SOCIOS minoritarios,
conservando Y.P.F.B. por lo menos el 60% de la participación accionaria.
67
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line: 0 cm, Numbered + Level: 1 +
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1 + Alignment: Left + Aligned at: 0 cm
+ Indent at: 0 cm
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1 + Alignment: Left + Aligned at: 0 cm
+ Indent at: 0 cm
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Es de suma prioridad contratar los servicios de una empresa extranjera a fin de certificar
las reservas hidrocarburífera de nuestro país, información de mucha importancia para la
elaboración de proyecciones y construcción de escenarios al 2010, 2015 y 2020.
Social – Cultural:
La mayor participación de las organizaciones sociales en la toma de decisiones permitirá
contar con el apoyo decidido para la implementación de nuevos programas y proyectos,
adicionalmente se fomentará el control social velando de esta manera los intereses de los
recursos hidrocarburíferos, propiedad de todos los bolivianos.
Por otro lado se deben definir nuevas reglas y roles para los sindicatos, mismos que
deben apoyar la propuesta de cambio impartida por el Gobierno, participando activamente
en el desarrollo de las actividades planificadas y el cumplimiento de los objetivos fijados.
Tecnológico:
Para el desarrollo de las actividades de exploración y explotación, Y.P.F.B. adquirirá
equipos con tecnología de punta, mismos que cumplen normas internacionales de
cuidado del medio ambiente.
Para el manejo de los nuevos equipos, se capacitará al personal técnico, adicionalmente
se establecerá cursos de capacitación para el personal a fin de contar con personal
altamente calificado en saberes técnicos y administrativos.
Medio Ambiente:
Y.P.F.B. cumplirá a cabalidad lo establecido en la Ley Nº 1333 del Medio Ambiente, sus
reglamentos y disposiciones conexas, en toda la cadena productiva de hidrocarburos
1.4 . SEGURIDAD ENERGETICA
La Seguridad energética es la cierta disponibilidad de un suministro de energía suficiente
para cubrir las necesidades del país a precios razonables, es decir, a precios que sean
accesibles especialmente para la mayoría pobre de la sociedad boliviana.
En el marco de las condiciones heredadas, no sólo de estancamiento en el desarrollo del
sector, sino sobre todo de enajenación de los recursos hidrocarburiferos y daño
económico al Estado y al pueblo boliviano, como consecuencia de la capitalización, las
privatizaciones y liberalización del mercado en el sector hidrocarburos, la ENH plantea
para cada una de las actividades objetivos, estrategias y acciones concretas para revertir
esta situación y convertir al sector en el generador de excedentes y en el motor del
desarrollo productivo del país y así garantizar la seguridad energética nacional, tal como
está establecido en el PND.
68
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La seguridad energética de un país es de vital importancia para asegurar el desarrollo
integral y sobretodo para hacer posible el Vivir Bien; además este aspecto se convierte en
un factor estratégico de posicionamiento de un país a nivel internacional.
Para garantizar la seguridad energética nacional, la ENH establece como política
fundamental de hidrocarburos en el mercado interno la masificación del uso de gas
natural en los diferentes sectores de la economía, que permita la disminución del
consumo de combustibles líquidos, deficitarios y subsidiados, conduciendo a un cambio
de la matriz energética. Este propósito será posible a través del desarrollo de la
infraestructura de las redes que den acceso a gas domiciliario a la población, al comercio
y a la industria, así como mediante la conversión del parque automotor a gas natural
vehicular (GNV).
Las reservas probadas y probables de hidrocarburos en Bolivia, posicionan a nuestro país
como un proveedor muy importante de hidrocarburos en la región.
Sin embargo, la
visión de seguridad energética actual de nuestra corporación prioriza el abastecimiento
total interno y la generación de valor agregado – a través de la industrialización.
1.5 IMPORTANCIA GEOPOLÍTICA DE LOS HIDROCARBUROS EN EL CONTEXTO
NACIONAL E INTERNACIONAL
Los proyectos de integración energética obedecen a diferentes razones, entre las cuales
se puede citar la desigual distribución de recursos energéticos entre los países, la
complementariedad energética entre los países de la región, sus diversos niveles de
explotación, desequilibrios entre oferta y demanda al interior de cada país, la desigual
distribución de los recursos energéticos dentro un mismo país, diferencias estacionales
en el nivel de demanda y oferta de los distintos países y otras. Sin embargo, también
cabe destacar el marcado interés que poseen algunos países –y un número de
transnacionales- en nuestros recursos energéticos no renovables, siendo tan cotizados y
codiciados que según la historia regional e internacional han sido detonantes de guerras y
disputas internacionales. De la misma forma a nivel nacional, debido a la desigual
distribución de recursos energéticos el desarrollo productivo no es igualitario promoviendo
en la última época, disputas regionales para la obtención de mayores ingresos para las
regiones.
La importancia de los recursos hidrocarburiferos radica en su utilidad para el desarrollo de
industrias, fábricas, generación de electricidad y consumo familiar, en este sentido los
gobiernos deben asegurar a la población la provisión de energía, consecuentemente
deben realizar todas las gestiones posibles a fin de obtener estos recursos.
En este sentido mediante la nacionalización, los ciudadanos bolivianos pueden al fin
ejercitar su derecho propietario y decidir a través de sus lideres y ejecutivos el destino y
uso de los hidrocarburos.
Considerando la importancia de la energía en el desarrollo económico y social, los países
de la región han impulsado varias iniciativas de integración energética. Los países que
registran mayores niveles de consumo y mantienen una alta dependencia de los recursos
energéticos importados, han generado espacios de acercamiento en materia energética,
con la finalidad de abastecer sus crecientes demandas en el mediano y largo plazo.
Asimismo, los países que cuentan con fuentes energéticas que superan sus
requerimientos internos han mostrado también su interés en estos proyectos. En lo
69
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relativo al gas natural, lo señalado se refleja, en las diferentes iniciativas sobre integración
energética y en las propuestas concretas sobre la “Red de Gasoductos del Sur”
(Gasoducto Sudamericano), Gasoducto del Sur y Petroamérica. Bolivia ha prestado
especial interés en la primera propuesta porque la misma integra la red de gasoductos en
el Cono Sur e involucra a los potenciales mercados para el gas de Bolivia (Argentina,
Brasil, Paraguay, Chile y Uruguay).
En este marco, UNASUR, Unión de Naciones Suramericanas (inicialmente nominada
como Comunidad Sudamericana de Naciones) plantea entre sus objetivos la integración
energética, sin embargo, el materializar los mismos puede ser un camino largo, que exige
la fuerte voluntad de los gobiernos para que se traduzcan en acciones concretas. De
todas formas, se debe tener presente que probablemente dichas naciones persigan sus
propios intereses con mayor ahínco que apoyarnos en nuestros esfuerzos de
industrialización de hidrocarburos y el consecuente desarrollo de nuestro pueblo.
Bolivia no debe descuidar los esquemas que se organizan en el hemisferio sur, como la
ya mencionada UNASUR, así como la CAN y el MERCOSUR, en los cuales se contempla
proyectos de integración energética, teniendo Bolivia la posición ventajosa de participar
en ambos, constituyéndose en potencial articulador entre las iniciativas que se emprendan
en el marco de estos acuerdos. Naturalmente, nuestra posición geográfica es una ventaja
en el cono sur de América Latina pero no debemos olvidar que además de cumplir con los
acuerdos energéticos con países vecinos, tenemos que esforzarnos en industrializar
nuestros hidrocarburos obteniendo el mayor valor agregado posible.
En este sentido la política boliviana respecto a este tema es la de consolidar, ampliar y
diversificar mercados de gas natural y posicionar al país en el marco de los procesos de
integración regional a objeto de consolidar a Bolivia como centro gasífero regional, con
énfasis en los mercados de Brasil y Argentina.
La participación de Bolivia en todas las iniciativas de integración debe basarse en el
principio de complementariedad entre países consumidores y productores, a objeto de
obtener beneficios mutuos que se traduzcan en:
2 Abastecimiento del mercado regional
3 Precios más bajos para los consumidores nacionales
4 Precios competitivos para los hidrocarburos producidos y exportados, que
proporcionen recursos para el desarrollo económico
5 Desarrollo de reservas existentes y nuevas
Cabe resaltar que la política de ampliación y diversificación de mercados y el
posicionamiento de Bolivia dentro de los procesos de integración energética regional está
sujeta a la incorporación de nuevos volúmenes de reservas no comprometidas, a objeto
de mantener una relación R/P4 similar a los tiempos de los contratos de exportación de
gas (20 años) que permita dar confianza a la inversión que se tendría que realizar. Para
este propósito, se requiere una política agresiva de exploración.
Las ventajas comparativas y competitivas de las reservas de gas natural en Bolivia se
están traduciendo en acuerdos bilaterales de venta que involucran una integración
energética y que constituyen mecanismos de complementariedad ágiles en su
operativización.
4
Relación Reservas - Producción
70
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Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 1,9
cm + Tab after: 2,54 cm + Indent at:
2,54 cm
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Bolivia tiene una favorable situación geográfica en el continente que hace competitivos los
precios del gas natural en los países vecinos demandantes y tiene reservas remanentes
que le otorgan al país una carta de presentación para iniciar negociaciones. Sin embargo,
no se debe olvidar aspectos de industrialización y generación de valor agregado tal como
se planteó anteriormente.
a.1.6LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS Y SUS EFECTOS EN EL MEDIO
AMBIENTE.
a.a) Intervenciones
socioambientales
Hidrocarburíferas,
los
impactos
ambientales
y
Las Intervenciones que se desarrollan en el Sector Hidrocarburos, de no ser manejadas
amigablemente y sabiamente con la naturaleza, podrían causar altos impactos negativos
en el medio ambiente natural que nos rodea. En este sentido a partir de la promulgación
de la Ley 1333 de medio ambiente y de su reglamentación en 1995 y conexos, todas las
actividades, obras o proyectos en Bolivia, están en la obligación de cumplir lo establecido
en ellos, así como de someterse a los procedimientos técnicos-administrativos ya sea de
prevención o de control ambiental.
Formatted: Indent: Left: 0 cm,
Hanging: 0,95 cm, Outline numbered
+ Level: 2 + Numbering Style: 1, 2, 3,
… + Start at: 6 + Alignment: Left +
Aligned at: 0 cm + Tab after: 0,63 cm
+ Indent at: 0,63 cm, Tab stops: 0
cm, List tab + Not at 0,63 cm + 5,66
cm
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Bulleted + Level: 5 + Aligned at: 5,71
cm + Tab after: 6,35 cm + Indent at:
6,35 cm, Tab stops: Not at 6,35 cm
Es por esto que, las transnacionales cumplieron a cabalidad con toda la cadena,
convirtiendo al Sector Petrolero en el más respetuoso de las normas. La Tecnología
utilizada, por las transnacionales es de punta, no hace daño al medio ambiente y cumple
con las certificaciones necesarias, por lo que no representaba un problema el adaptarse
a nuestra ley.
Por otro lado, es importante conocer que pasivos ambientales, deuda que se deja por el
trabajo realizado, han dejado las Transnacionales a YPFB, después de la nacionalización,
para lo cual se está contratando a empresas consultoras que realicen un diagnóstico de
línea base, con fecha de corte el día de la protocolización de los contratos. Una vez
identificados se los debe remediar: estableciendo qué tipo de pasivo es y estableciendo el
método de remediación ya que dependiendo el método se estimará el costo. Sobre los
pasivos ambientales generados antes de la capitalización, donde no existió cierre técnico
ni ambiental, y que por normativa ha dejado de ser de YPFB y ahora son del estado,
también deben ser remediados.
Con la Nacionalización de los Hidrocarburos, Y.P.F.B. retoma el protagonismo en relación
al manejo operativo de toda la cadena hidrocarburífera que comprende las fases de:
exploración, explotación, refinación e industrialización, transporte y almacenaje,
comercialización y distribución de gas natural por redes, en el marco del cumplimiento de
toda la normativa existente.
En este marco legal e institucional del Sector Hidrocarburos, Y.P.F.B., a través de la
Dirección Nacional de Medio Ambiente, cumple a cabalidad lo estipulado por la Ley,
protegiendo y respetando el medio ambiente natural.
b.b)
71
Protección del medio ambiente
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Bulleted + Level: 5 + Aligned at: 5,71
cm + Tab after: 6,35 cm + Indent at:
6,35 cm, Tab stops: Not at 6,35 cm
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Considerando que Bolivia cuenta con abundantes reservas de gas natural, la política de
hidrocarburos pretende cambiar la matriz energética mediante la masificación del uso del
gas natural. El logro de este objetivo conducirá a reducir impactos sobre el medio
ambiente natural, puesto que, el gas natural produce menos dióxido de carbono durante la
quema y por ello contamina menos la atmósfera terrestre.
Y.P.F.B. toma previsiones en sus actividades para que estas no afecten el medio
ambiente, dando estricto cumplimiento a los Planes de Prevención y Mitigación que están
contemplados dentro de los Estudios de Evaluación de Impacto Ambiental de los
diferentes campos petroleros y viendo la probabilidad de nombrar monitores y fiscales de
medio ambiente.
El manejar tecnología y procesos amigables con la naturaleza es muy importante
especialmente en pisos ecológicos frágiles, donde la tecnología a utilizarse es de
transporte aéreo. El costo de este manejo de tecnología y procesos es asumido por las
empresas ya que esta dentro de sus planes y filosofía de trabajo.
Una verdadera Protección al Medio Ambiente debe seguir la Normativa Ambiental, misma
que debe ajustarse en El Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos, puesto que
fue elaborado para la anterior ley. Para la ley 3058, todavía no se ha elaborado un nuevo
reglamento, por lo que existen vacíos, incongruencias y falencias. Al mismo tiempo, se
sugiere realizar un Reglamento de Compensaciones.
Otro tema a considerar en la protección al Medio Ambiente es el manejo de la
sobreposición de áreas con potencial hidrocarburífero y áreas protegidas, que es de difícil
conciliación debido a la falta de coordinación con el SERNAP. Por lo que, a diferentes
trabajos del sector Hidrocarburífero (campos) se tuvo que declarar “fuerza mayor”, ya que
no pudieron seguir el trabajo que tenían planificado por ser área protegida. En áreas
tradiciones, se ha estado trabajando con restricciones. Sin embargo, con propuestas de
nueva tecnología y coordinando los trabajos, el SERNAP podría permitir el ingreso, en
áreas no tradicionales hidrocarburíferas.
Las autoridades medioambientales
competentes, están proponiendo la elaboración de un Estudio Ambiental Estratégico que
permita el ingreso al área protegida de forma más adecuada, lo cual podrá ayudar a la
obtención de licencias y establecer planes de trabajo en áreas protegidas.
Por lo tanto, y a raíz de lo explicado, Y.P.F.B. planifica, organiza, dirige y controla los
aspectos ambientales, siendo responsable de llevar a cabo las gestiones para la
obtención de licencias ambientales, los procesos de monitoreo y evaluación ambiental
durante la ejecución, operación y abandono de las actividades y proyectos de la empresa,
participando en la supervisión de aspectos ambientales de actividades y proyectos de
empresas operadoras, en el marco de los Contratos de Operación Petrolera, suscritos.
1.61.7 LA POLÍTICA HIDROCARBURÍFERA Y LOS PUEBLOS INDÍGENAS
a) Consulta y Participación
Considerando la desigualdad entre los beneficios adquiridos por las empresas
transnacionales y las comunidades y pueblos originarios, en los procesos de
explotación de los recursos hidrocarburíferos, la nueva política y visión del país ha
cambiado la práctica del ejercicio de los derechos de los Pueblos Indígenas
72
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cm, Numbered + Level: 3 + Numbering
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3,49 cm, Tab stops: 0,63 cm, List tab
+ Not at 3,49 cm
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Originarios (PIO’s) y Comunidades Campesinas (CC’s). En mérito a esta situación la
Ley de Hidrocarburos 3058 tiene establecida la consulta previa a los PIO y las CC
antes de cualquier intervención en sus territorios y la participación de estas
poblaciones, a fin de prevenir impactos socioambientales que afecten a su territorio,
su cultura y su organización social, proponiendo al mismo tiempo estrategias de
desarrollo integral en estas zonas productoras, surgió la idea de elaborar un
Reglamento en el que participe toda la comunidad para todas las decisiones, el
Reglamento actual de Consulta y Participación para actividades hidrocarburíferas y el
Reglamento de Monitoreo Ambiental. Sin embargo, todavía falta el Reglamento para
Compensaciones, Indemnizaciones y Servidumbres, que permitirá establecer montos
no discrecionales.
Estas exigencias están reglamentadas por el D.S. 29033 y su cumplimiento es obligatorio
para toda AOP (Actividades, Obras y Proyectos) de Categoría 1, pero no así para las
otras categorías. El cumplimiento obligatorio por las empresas, tanto privadas como
estatales, implica el reconocimiento de los derechos indígenas y de su ejercicio en las
AOP’s del sector hidrocarburos.
Teniendo en cuenta que Y.P.F.B. retomará las actividades extractivas de campo, las
acciones correspondientes a la prevención, mitigación y compensación de PIO’s y CC’s
deberán ser realizadas de acuerdo a lo que establezca el Ministerio de Hidrocarburos y
Energía a través de la Organización Sectorial Competente.
b) Monitoreo Socio-Ambiental
En concordancia con el reconocimiento y ejercicio de los derechos a indígenas y
campesinos, el D.S.29103 reglamenta la participación de PIO y CC en el monitoreo y
control socio-ambiental de las AOP, junto a las empresas y los municipios, conformando
el respectivo comité regional.
Es importante destacar que la Consulta, Participación y el Monitoreo y control
socioambiental son los instrumentos que cambian la orientación de la normativa ambiental
aplicada de manera tradicional que no considera adecuadamente a estas poblaciones
marginadas, con el desconocimiento de sus derechos en lo que respecta al sector de los
hidrocarburos. La aplicación de ambos reglamentos permite el ejercicio del
Control social del sector.
c)
Responsabilidad social
La responsabilidad social es un compromiso de las empresas que realizan actividades en
el sector en función de las políticas del Estado. Esta responsabilidad se traduce en líneas
de actuación concretas, que se ejecuten con determinación y responsabilidad en cada
una de las áreas de operación y en toda la cadena productiva.
Una de estas premisas es contribuir al desarrollo total e integrado de las comunidades
que se encuentran en las áreas de influencia y en el ámbito territorial municipal vecino a
las áreas de explotación, contribuyendo al desarrollo socio-económico, a la realización
afectiva, subjetiva y espiritual de las personas que habitan en dichas comunidades, todo
ello en armonía con la naturaleza y en amplia comunidad con los seres humanos
alrededor. Todo ello enmarcado en principios de respeto a la diversidad cultural que existe
en nuestro país.
73
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cm, Numbered + Level: 3 + Numbering
Style: a, b, c, … + Start at: 1 +
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3,49 cm, Tab stops: 0,63 cm, List tab
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No obstante que las empresas extranjeras realizaron inversiones en el mejoramiento de
servicios en las diferentes comunidades, no aplicaron adecuadamente los planes de
desarrollo comunitario -o en algunos casos no les interesó siquiera desarrollarlos. En
este sentido, Y.P.F.B. en la ejecución del Plan Estratégico Empresarial (PEE) coadyuvará
a las estrategias de desarrollo existentes en las comunidades donde se desarrollen
Actividades, Obras o Proyectos (AOP’s).
Para lo cual se propone interactuar con los comunarios directamente y proponer
desarrollo integral en las zonas productoras, coordinando con instituciones educativas, de
salud y otras instituciones y estableciendo planes de apoyo, de todo origen, a las
comunidades cerca de los campos hidrocarburíferos.
1.71.8 ANÁLISIS
DE
CONTEXTO,
SITUACIÓN
Y
TENDENCIAS
ECONÓMICAS, POLÍTICAS, SOCIALES Y TECNOLÓGICAS EN EL
SECTOR HIDROCARBUROS
1.8.1
Mundial: Situación Actual y Perspectivas
Los principales energéticos producidos y consumidos en el mundo en las últimas décadas
fueron básicamente el Petróleo, el Carbón Mineral y el Gas Natural. La tendencia de los
últimos años fue a que la proporción de la oferta de Petróleo sea cada vez menor en
relación a la oferta total de energía a nivel mundial (en 1973 representó el 46,2% y en
2005 bajó al 35%). Esta disminución fue sustituida por el aumento de otros energéticos,
como el Gas Natural, la energía nuclear, así como por energías renovables como los
agrocombustibles y la hidroenergía, entre otros.
De acuerdo a información del año 20065, los mayores niveles de reservas probadas de
Petróleo y Gas Natural, a nivel mundial, se encuentran ubicados en la región de Medio
Oriente, concentrando así el 61,5% de las reservas de Petróleo y el 40,5% de Gas Natural
en el mundo.
Los países que registran los mayores niveles de importación de Petróleo son los países
más industrializados como ser los Estados Unidos, Japón y Alemania, o los más poblados
como la China e India -para citar los más significativos.
En el caso del Gas Natural, entre los mayores productores y consumidores se encuentran
Estados Unidos y Rusia, el primero no cubre su consumo con su propia producción y
debe importar este producto. Otros países altamente industrializados requieren amplios
niveles de importación de Gas Natural para alimentar sus economías como son:
Alemania, Japón, Italia, Ucrania, Reino Unido, para citar algunos ejemplos. Esto nos
indica que la demanda de estos recursos no renovables es enorme y existirá hasta que la
humanidad haya desarrollado por completo energías sustitutivas limpias. Mientras tanto
debemos aprovechar esta circunstancia obteniendo el mayor precio posible de nuestros
hidrocarburos especialmente en el campo de las exportaciones. No pensamos que los
mercados de estos valiosos recursos se vayan a agotar pronto, no pensamos que
5
Fuente: British Petroleum.
74
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debamos someternos a ningún país ni a nadie que nos obligue –de alguna forma- a
vender nuestros hidrocarburos a precios bajos, no creemos completamente en las
“buenas intenciones” que otros paises aseguran tener hacia nosotros con el objeto de
obtener mayores ventajas de nuestros hidrocarburos.
Nuestra corporación cree y
defiende la soberanía nacional boliviana y los recursos hidrocarburiferos son parte de esta
soberanía. Respetamos los acuerdos ya realizados pero estamos también seguros de
tener la capacidad intelectual, técnica y política de mejorarlos o inclusive anular algunos si
nos damos cuenta que no nos favorecen como otros paises nos prometen.
Tomando en cuenta la relación Reservas - Producción (R/P) a nivel mundial, la cual
permite determinar el tiempo de vida en años de las reservas a los niveles de producción
actuales, se ha establecido que la relación reservas/producción a nivel mundial, para el
caso del Petróleo, es de 40,5 años. Medio Oriente es la región cuyas reservas alcanzan
para 79 años al ritmo de producción actual. Norte América tiene reservas sólo para cubrir
12 años.
Para el Gas Natural, en 2006, la relación Reservas - Producción (R/P) a nivel mundial era
de 63,3 años. Medio Oriente es la región cuyas reservas de Gas Natural son las más altas
y alcanzan para 218 años al ritmo de producción actual, siendo Norte América la región
con una R/P más baja igual a 10,6 años, debido a la presencia del mayor consumidor e
importador, EEUU, en esta región.
El crecimiento de las economías desarrolladas, emergentes y en vías de desarrollo hará
que se demande cada vez más energía en el mundo. Está previsto que en los siguientes
años, los combustibles de origen fósil continuarán siendo las principales fuentes primarias
de energía en el mundo. Sin embargo, se estima también que, si se mantienen los
elevados precios internacionales del Petróleo, se busquen otras fuentes de energías
alternativas más económicas y limpias. Bajo esta perspectiva, se prevé un aumento en el
consumo de Gas Natural en el mundo, en especial en generación de energía eléctrica, así
como se presume que para el 2030 más de la mitad del comercio interregional de gas
será en forma de LNG.
Por tanto, con mayor razón aun debemos ser cautos y no
apresurarnos a vender nuestros recursos al primer demandante y al primer precio que nos
ofrecen –ello seria equivalente a regalar nuestros hidrocarburos. Tampoco pensamos
que debemos someternos a acuerdos demasiado largos en el tiempo y a precios fijos
porque los precios de los hidrocarburos están subiendo y el pueblo de Bolivia –
particularmente los más pobres- merece participar de precios actuales internacionales.
Esta es la única forma para poder solventar las soluciones a las grandes necesidades
insatisfechas que la mayoría de nuestra población posee.
La incertidumbre que presenta el contexto económico y social a nivel internacional,
representa uno de los principales problemas que enfrenta la planeación estratégica;
debido a la poca estabilidad en el tiempo y la complejidad en la resolución de los
problemas sociales.
Es por esta razón que no podemos confiar plenamente en un
análisis de escenarios futuros puesto que los mismos pueden no llegar a cumplirse
exactamente como fueron predichos, ya que sólo con estabilidad social y política se
puede planificar a largo plazo. Por tanto, tenemos que encontrar otras formas para
realizar dicha planeación que sean mucho más confiables y aplicables en estos tiempos.
Tenemos la seguridad que una buena capacidad de anticipación y acción que provienen
de una organización que aprende continuamente, nos proveerá el margen necesario para
que nuestros planes estratégicos obtengan mejores resultados en el futuro.
75
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En el análisis del Contexto Internacional, se puede identificar las siguientes características
relevantes:
Política - Legal
Incremento de
procesos de
arbitraje
internacional.
Presión de
Organismos
Internacionales
para firma de
acuerdos de
inversión.
Presión para
firma de
tratados de
comercio ( Ej.
TLC).
2
Económica
Alto flujo de capital
financiero.
Inexistencia de libre
mercado
(monopolios/oligopolios).
Poca transparencia.
Alto grado de
terciarización ( Oferta de
bienes y servicios).
Alto grado de injusticia
económica.
Consumo asimétrico de
energía per cápita.
h)
Social - Cultural
Tecnológica
Ecológica Ambiental
Incertidumbre y
preocupación sobre
disponibilidad y
acceso a recursos
energéticos.
 Alto grado de
monopolio.
Esperanza en el
cambio por energías 
alternativas Ej. Eólica, Oferta de
insuficiente de
hidroeléctrica.
equipo.
Preocupación por el
uso de
agrocombustibles y
la Seguridad
Alimentaria.
Alto consumismo en
países desarrollados.
Poco acceso a
tecnología de
punta.
Preocupación
por el
calentamiento
global.
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Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
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Indent at: 0 cm
Búsqueda de
energías más
limpias.
Alto costo de
los equipos.
Fuente: 2º Taller – Elaboración del Plan Estratégico Y.P.F.B.
En un número de las situaciones mencionadas en este cuadro defendemos la soberanía
nacional por sobre todas las cosas. Asimismo, defendemos nuestros recursos y tratamos
de obtener el mayor provecho de ellos.
1.8.2 Regional (Sud y Centro América): Oferta y Demanda de Hidrocarburos
Formatted: Numbered + Level: 1 +
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1 + Alignment: Left + Aligned at: 0 cm
+ Indent at: 0 cm
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Indent at: 0 cm
Formatted: Numbered + Level: 1 +
Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at:
1 + Alignment: Left + Aligned at: 0 cm
+ Indent at: 0 cm
Las mayores reservas probadas de Petróleo y Gas Natural se encuentran en Venezuela:
80.012 millones de barriles y 122,2 TCF (Trillones de Pies Cúbicos), respectivamente.
En el caso de las reservas de Gas Natural, después de Venezuela, en orden de
importancia, se encuentran Bolivia (gas libre), Trinidad & Tobago, Argentina, Brasil y
Perú, entre las más significativas6.
Los cuatro mayores productores de Petróleo son: Venezuela, Brasil, Argentina y
Colombia7. Respecto al consumo, los países que registran los mayores niveles son Brasil,
Venezuela, Argentina y Colombia, en orden de importancia8.
6
7
British Petroleum
Idem.
76
Formatted: English (United States)
Formatted: English (United States)
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Brasil es uno de los países que presenta mayor nivel de déficit en su producción respecto
a su consumo, como también Chile9, países que importan gas para cubrir su demanda.
Brasil importa gas natural de Bolivia; y Chile importa gas de Argentina por niveles
inferiores a sus volúmenes contractuales debido a las restricciones en la producción de
Argentina.
Asimismo, si bien Argentina registra volúmenes de producción mayores a su consumo,
este país se encuentra atravesando graves problemas para abastecer su mercado interno
y externo, puesto que tiene compromisos de venta de GN a Chile, Uruguay y Brasil que
no puede cumplirlos con sus niveles de producción actuales, debido al nivel de sus
reservas en relación a su producción (R/P menor a 8 años), la madurez de sus cuencas y
a la falta de inversiones en exploración y explotación, razones por las cuales en octubre
de 2006 suscribió un contrato con Y.P.F.B. para importar gas de Bolivia hasta un volumen
de 27,7 MMm3/D.
Con respecto a la relación Reservas/Producción de Gas Natural, se puede advertir que
los países con mayores reservas: Venezuela, Bolivia, Trinidad & Tobago, y Argentina, al
ritmo de producción del año 2006, podrían cubrir 121, 54.6, 12.1 y 7.2 años de
producción, respectivamente.
Tomando en cuenta las perspectivas de oferta y demanda de hidrocarburos en la región,
Venezuela se proyecta como el mayor productor y exportador de Petróleo de la región, y
Bolivia como un país con gran potencial exportador de Gas Natural, considerando el nivel
de sus reservas, el crecimiento de su mercado interno, su situación geográfica y los
contratos de exportación suscritos y los nuevos que podría suscribir en el futuro.
Brasil, no sólo se constituye en el país de mayor consumo energético en toda la región,
sino también es un importador de energía, actualmente, más del 20% de su consumo
energético primario es importado10. Si bien los últimos descubrimientos de Petróleo
pueden convertir a este país en un exportador neto de este producto, la demanda
creciente de energía hará necesaria la importación de otros energéticos. En este sentido,
la importación de Gas Natural se constituye en una alternativa, no solo para cubrir el
déficit existente, sino también para sustituir a otras energías más caras y de esta manera
reducir los costos de producción de su industria.
Perú, a la fecha, tiene reservas certificadas por 11 TCF (principalmente en Camisea), la
mayor parte de estas reservas se encuentran comprometidas con el consorcio Perú LNG
para la exportación a Norte América. Sin embargo, las actividades de exploración que se
efectúan en zonas cercanas a Camisea tienen posibilidades de éxito11, reservas que
podrían ser destinadas al consumo interno creciente y a proyectos petroquímicos.
Desde mediados de la década de los ochenta en varios países de la región se instauran
modelos económicos de tipo neoliberal decadente. En los últimos años, el diseño de las
políticas está cambiando de orientación, priorizando la intervención estatal en función de
criterios de desarrollo sostenible, social y medio ambiental. En este sentido, los gobiernos
8
Idem.
OLADE, noviembre de 2007
BEN Brasil 2006
11
El COMERCIO, 24 de octubre de 2007. Lima
9
10
77
www.hidrocarburosbolivia.com
surgidos de elecciones democráticas (Venezuela, Bolivia, Ecuador y otros), impulsando
una mayor participación estatal, recuperación de las empresas privatizadas y por tanto
una mayor participación en la renta petrolera, a objeto de que, a través de políticas
públicas y a la planificación estatal, se encaminen las inversiones, operaciones,
actividades y comercio energético entre países para garantizar el abastecimiento
energético, en beneficio de los pueblos.
Bolivia, en 2006 y 2007, ha suscrito instrumentos internacionales con países del Cono
Sur. El 10 agosto de 2007, los presidentes de Bolivia y Argentina suscribieron un convenio
de integración energética que crea un marco amplio para la realización de actividades
conjuntas en toda la cadena de hidrocarburos, en especial en Exploración y Producción.
En relación a Brasil, en diciembre de 2007, Bolivia suscribe un convenio de integración a
nivel de presidentes, de ministros de energía y a nivel de empresas, brindando
posibilidades no solamente de intercambio comercial sino de cooperación conjunta en
actividades del sector –este fue un interesante avance en esta materia.
Asimismo, a nivel de empresas, Y.P.F.B. con Petrobras y Braskem suscriben convenios
que comprometen inversiones en los campos de San Alberto y San Antonio y las nuevas
áreas reservadas de Y.P.F.B., así como también el interés de promover un proyecto
petroquímico en base a etano. Estos acuerdos otorgarán a Bolivia el medio para que la
industrialización del gas natural se haga una realidad.
El actual Gobierno del excelentísimo Presidente Constitucional Don Evo Morales ha
suscrito acuerdos con el gobierno de Paraguay, en el marco de los cuales, se han
desarrollado reuniones de expertos con el objeto de promover intercambios comerciales
de Gas Natural y GLP.
El crecimiento económico registrado en muchos países de la región implica un incremento
de la demanda de energía y el contexto de crisis energética en algunos países vecinos,
abren posibilidades de realmente mejorar los precios del Gas Natural -este es un deber
nuestro pues es la única forma de obtener mayores ingresos para invertirlos en diversos
proyectos productivos en nuestra patria.
En el marco de este contexto, no solo se abren posibilidades de nuevos mercados, sino
también de precios óptimos para nuestros productos (Gas Natural, Petroproductos,
Energía Eléctrica). Al respecto mantenemos la posición de obtener el mayor provecho
financiero posible pues mejores precios no es condición suficiente –aunque seguramente
lo es para algunos de nuestros clientes extranjeros- para emprender el desarrollo total de
nuestro país.
Asimismo, los convenios anteriormente citados abren posibilidades para la inversión
conjunta en todas las actividades de la cadena de hidrocarburos, principalmente mediante
socios estratégicos. Respecto al tema de socios estratégicos está claro que de entrada
no nos sometemos a la idea de aceptar este tipo de socios –particularmente si nuestro
“socio” saca mayor provecho que nosotros. Por el contrario, pensando siempre en ser un
instrumento poderoso que facilita el Vivir Bien de todos los ciudadanos, trataremos de
encontrar otras empresas para trabajar conjuntamente si y solo si no lo podemos hacer
mejor solos.
78
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Existe una tendencia al cambio político social en varios países de la región hacia mejores
condiciones de vida para la población en general –en Bolivia fuimos inclusive más allá
mediante el Vivir Bien explicado anteriormente- y esto implica mejores accesos al uso de
energías más económicas y limpias como el Gas Natural.
Los convenios bilaterales, multilaterales y de interacción suscritos por Bolivia contemplan
grandes posibilidades de cooperación en el ámbito tecnológico y de intercambio de
información tanto a nivel de gobiernos como a nivel de empresas estatales y la
conformación de empresas Grannacionales, permitiendo que Y.P.F.B. se beneficie de la
tecnología de punta existente además del apoyo a la investigación. Más adelante y una
vez munidos de tecnología y “know-how” (saber como) podremos realizar varios
emprendimientos adicionales solos –así las ganancias serán únicamente nuestras y no
estaremos obligados a compartirlas con nuestros socios.
Por otra parte, como consecuencia del incremento del precio del petróleo y de la crisis
energética que se vive en algunos países de la región, se están desarrollando nuevas
tecnologías para el cambio de la matriz energética en esos países, brindando una mayor
apertura al uso de energías alternativas como la energía eólica y los agrocombustibles.
Respecto a estos últimos, Bolivia no comparte esta iniciativa porque pone en peligro la
Seguridad Alimentaria de nuestra nación y de todos los pueblos, especialmente de los
sectores más empobrecidos de la población en la región. Es decir, no creemos que
pueda existir el dilema “energía o alimentación”, nuestra posición es clara, nosotros
preferimos alimentación para nuestro pueblo.
Los distintos países de la región establecen su normativa medioambiental, sin embargo es
importante promover en el ámbito de los acuerdos multilaterales, UNASUR, la
homogenización de la normativa respecto a medio ambiente, a fin de evitar que se
establezcan proyectos que puedan dañar el medio ambiente natural de la región,
principalmente a la región amazónica que comparte una sección de nuestro territorio con
paises vecinos.
79
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ANEXO 2
TRAYECTORIA HISTORICA DE YACIMIENTOS PETROLIFEROS FISCALES
BOLIVIANOS
1.
Antecedentes históricos del petróleo en Bolivia
El pionero del descubrimiento del petróleo en Bolivia fue el Dr. Manuel Cuellar, quien a través
de una expedición al Chaco – Mandiyuty - cerca de Camiri descubrió ricas fuentes petrolíferas el
año 1897. El Dr. Cuellar remitió muestras a Estados Unidos y Europa para su correspondiente
análisis y certificaron que el petróleo era de alta calidad.
En el año 1914, el Dr. Manuel Cuellar consiguió que Simón Patiño, forme parte del sindicato e
invirtiera sesenta mil libras esterlinas. Con el capital aportado, el Dr. Cuellar compró de la
empresa Farquart el material para la perforación del primer pozo y bajo el nombre de Sindicato
Chuquisaqueño, organizó la primera sociedad petrolera de Bolivia, que luego vendió a la
Richmond Levering Company, la que subrogó sus derechos a la Standard Oil Company, El ilustre
pensador Sergio Almaraz, en su libro “El Petróleo en Bolivia” explica que se inició así un
periodo de predominio del capital financiero estadounidense, que tendió a desplazar en
Latinoamérica y en el mundo al capital inglés.
La Standard Oil of New Jersey descubrió el campo de Bermejo, en 1926 Sanandita, en 1927
Camiri y en 1931 instaló pequeñas refinerías en estas dos últimas localidades y decidió exportar
sin informar al gobierno y sin pagar impuestos, en franca violación a la legislación nacional,
contrabando que realiza durante seis años desde Bermejo hasta Argentina. El Gobierno de
Bolivia al conocer de este hecho ilícito reclamó el cumplimiento de la Ley y de sus
obligaciones tributarias, pero la empresa terminó enjuiciando al Gobierno por pretender
cobrarle impuestos.
La justicia boliviana demostró en el caso de la Standard Oil un comportamiento definitivamente
sospechoso. Su fallo permitió que la transnacional exigiera una indemnización acudiendo a las
instancias internacionales.
En la década de los años 1930, se intensifican los conflictos limítrofes entre Bolivia y Paraguay,
ante la supuesta existencia del petróleo en el Chaco Boreal, Paraguay ocupa territorios con
fortines y otorga concesiones de tierras a capitales argentinos, Bolivia reclama diplomáticamente
y envía doce misiones sin resultado, situación que en 1932 dio lugar al inicio de la Guerra del
Chaco, impulsada por intereses de dos empresas transnacionales que operaban en la región, la
Standard Oil Company of New Jersey que operaba en Bolivia y la Royal Dutch Shell que tiene
derechos de explotación de hidrocarburos en el territorio Paraguay, ambas con intereses en la
explotación del petróleo en el Chaco Boreal.
Lo cierto es que la Royal Dutch Shell, con sus asientos de mando en Argentina, pretendía
apoderarse del petróleo boliviano que explotaba la Standard Oil, al sureste del país y alentó al
Paraguay a iniciar la invasión del Chaco. El presidente paraguayo Jose Guggiari, en una postura
intransigente, se negó a efectuar consultas y negociaciones con el gobierno de Bolivia y de esta
manera se da inicio a la guerra del Chaco que duró mas de mil días. La guerra de la Shell, arguyó
el escritor Augusto Céspedes.
80
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Finalizada la Guerra del Chaco en 1935, Bolivia queda con la propiedad y control del
territorio de los hidrocarburos con el sacrificio de 65.000 hombres y la pérdida territorial
de 250.000 km2. Pero la Guerra profundiza la crisis política nacional porque el modelo de
desarrollo y manejo del Estado no responden a la nueva realidad del país, se fortalece el
movimiento obrero, se aceleran los cambios y reformas en la cuestión agraria (resultantes
de la trágica experiencia con la que vuelven de la guerra principalmente los quechuas y
aymaras) y surgen nuevos movimientos políticos, como el MNR, el POR, FSB y el PIR,
periodo que fue descrito como el “Nacionalismo de la Post Guerra”.
El socialismo militar expresado en los Gobiernos del Cnl. David Toro y Tcnl. Germán
Busch implicó cambios en la concepción política y apoyo a las actividades sindicales. Los
ex combatientes que habían retornado de la Guerra del Chac o se reorganizaron y
propugnaron un modelo económico nacionalista.
La medida fundamental del gobierno del Cnl. David Toro fue la nacionalización del
petróleo, expulsando a la Standard Oil, fue la primera nacionalización que se hizo en toda
América Latina. El presidente David Toro declara la caducidad de las concesiones
petrolíferas de la Standard Oil y la reversión de todos los bienes al Estado , el 13 de marzo
de 1937 en acto de dignidad nacional frente a la actitud de la Standard Oil que además se
negó a abastecer de combustible a las fuerzas nacionales durante la guerra.
Durante el gobierno del Cnl. David Toro se crea Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Bolivianos (YPFB), la primera empresa estatal del petróleo y el Ministerio de Minas y
Petróleos, hitos trascendentales en la historia nacional ya que se recupera la propiedad y el
control de los recursos hidricarburíferos.
En 1938, el presidente Tcnl. Germán Busch, convocó a una asamblea constituyente para
modificar en esencia la Constitución de 1880. La asamblea reunió a una nueva generación de
políticos y líderes populares, estuvieron los futuros presidentes Walter Guevara y Víctor Paz
Estenssoro. El nuevo texto cambió la orientación liberal de la carta magna y subrayó la
responsabilidad social del Estado, limitó la propiedad privada insertando el concepto de la
propiedad como derecho social, planteó la obligatoriedad de salud y educación por parte
estatal, marcando el comienzo de la era del intervencionismo estatal.
2.
Creación de YPFB
El 21 de Diciembre de 1936, el Presidente David Toro mediante Decreto Ley crea a
YACIMIENTOS PETROLIFEROS FISCALES BOLIVIANOS (YPFB) como entidad con personería
jurídica y autonomía propia, la cual dependerá únicamente del Poder Ejecutivo por intermedio del
Ministerio de Minas y Petróleo.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos es la primera empresa estatal petrolífera en
América Latina. La fundación de YPFB, es un hito en la búsqueda de la independencia económica
de Bolivia. Su creación no fue solo un acto administrativo sino también la reafirmación de la
voluntad e identidad nacional.
El primer directorio de YPFB, estaba conformado por Dionisio Foianini Banzer (Presidente), Jorge
Muñoz Reyes, José Lavandenz Inchausti, Humberto Vásquez Machicado, Guillermo Mariaca
Muñoz.
La historia reconoce como artífices de la creación de YPFB a Don Dionisio Foianini Banzer y el
Tcnl. Germán Busch. El primero, que había concebido el proyecto y el segundo porque a la hora
decisiva le dio su pleno apoyo para plasmar su creación.
81
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El 16 de enero de 1937, el Gobierno, mediante Decreto Supremo, asignó a YPFB, todas las zonas
petrolíferas de la reserva fiscal y el 13 de marzo de 1937 las que habian sido asignadas a la Standard
Oil.
3.
Hitos Históricos Sobresalientes.
En 1939, YPFB perforó el primer pozo en Sanandita. En 1938, el presidente Germán Busch decretó
el pago del 11% de la producción a favor de los departamentos productores. Asimismo, suscribió
con Brasil un convenio de vinculación ferroviaria que dio origen a las exportaciones de gas a este
país.
En 1941, YPFB toma impulso en la producción de petróleo llegando a 230.000 barriles por año, en
1942 logra 334.000 BPA, en 1953 Camiri llega a producir 1.58 millones de barriles por año y en
1954 producía 2,8 millones de BPA, garantizado el abastecimiento nacional de hidrocarburos y a
la vez fomentar el desarrollo económico del país, por lo que se considera esta década como la
"Etapa de Oro" de YPFB.
El 15 de noviembre de 1946, YPFB y la Foster Wheeler Co, suscriben un contrato para la
instalación de la refinería en Cochabamba y en febrero de 1947, para la construcción de la
Refinería en Sucre, con el objeto de producir nuestros propios combustibles.
La revolución del 9 de abril de 1952 transforma la estructura política social y económica del país
con sus medidas de cambio estructural: Voto Universal, Reforma Agraria, Nacionalización de las
Minas, creación de la Corporación Minera de Bolivia, COMIBOL y de la Central Obrera
Boliviana, El 31 de octubre de 1952, las empresas mineras de los barones del estaño son
nacionalizadas e integradas a COMIBOL.
Posteriormente se crea el Ministerio de Asuntos Campesinos, que promueve la organización y la
sindicalización campesina y el nuevo Gobierno pone en marcha la Ley de Reforma Agraria el 2 de
agosto de 1953, cuyo propósito fundamental es modificar la estructura de propiedad latifundista de
la tierra y elevar la productividad agrícola.
El 26 de octubre de 1955 el gobierno del presidente Victor Paz Estensoro aprueba el nuevo Código
del Petróleo conocido Código Davenport en el que levanta la reserva fiscal permitiendo el ingreso
de capitales privados al negocio de los hidrocarburos. Sergio Almaraz, critica severamente esta
situación porque sostiene que “la nueva Ley modificó la tradición jurídica boliviana de los últimos
35 años en materia petrolera colocando al país en el punto de partida: 1920”.
En 1955, otro hito fundamental se produce con el inicio de operaciones del oleoducto
Camiri-Yacuiba que permitiría la exportación a la Argentina.
El 23 de mayo de 1956, como consecuencia del código Davenport , se instala en el país la Bolivian
Gulf Oil Company mediante la suscripción de contratos de financiación de oleoductos y contratos
de operación conjunta con YPFB, para la exploración y explotación de áreas probadamente
petrolíferas que se encontraban en la jurisdicción de la Empresa Fiscal del Petróleo.
Los Contratos de Financiación de Oleoductos se refieren al préstamo de cinco millones de dólares
que recibirá YPFB para la construcción del Oleoducto Sicasica-Arica y los Contratos de Operación
Conjunta establecen las bases de la concesión otorgada a la compañía norteamericana para la
exploración de un área ubicada en la zona asignada a YPFB.
De acuerdo a la nueva Ley, el Estado tenia una participación del 11 por ciento por concepto de
regalía, aspecto que es determinado por el Artículo 10 que indica “Corresponderá al Estado una
participación o regalía del 11 por ciento del petróleo crudo, gas natural, asfalto natural y demás
82
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sustancias extraídas y aprovechadas por el concesionario. Dicha participación será medida en el
campo de producción”. Además de la regalía el Condigo del Petróleo, señala un impuesto fijo del
30 por ciento sobre las utilidades líquidas.
Sin embargo, el artículo octavo dejaba serias dudas sobre la capacidad del Estado para definir una
política hidrocarburífera y afectaba su soberanía . En él se disponía que “El concesionario
representará al Estado en la exportación del producto crudo y sus derivados.
En la segunda mitad de los años 50, también se inicia la construcción del oleoducto SicaSica - Arica que permitiría realizar exportaciones de petróleo a Chile y otros países.
En el periodo de los años 60, se otorgaron nuevas concesiones para empresas privadas. La más
importante fue la Bolivian Gulf Oil Company (BOGOC). Esta empresa descubrió y explotó
pozos en el norte cruceño, en la zona de Caranda, Colpa y Río Grande entre 1960 y 1962. En
1965, la producción de BOGOC en Caranda llegaba a los 40.000 BPD y sus reservas eran diez
veces mayores a las de YPFB. Esta empresa, además, suscribe un contrato de venta de gas a la
Argentina por 20 años.
En esta etapa se presenta un problema legal debido a que el gas no estaba
contemplado en el código del Petróleo, por lo que el Presidente Alfredo Ovando
Candia, en una de las primeras medidas de su gobierno lo deroga el 25 de septiembre
de 1969.
El 17 de octubre de l969 se dispone la segunda nacionalización de los hidrocarburos
en Bolivia, y en este caso de la Bolivian Gulf Oil Company, como la reversión al
Estado de todas las concesiones otorgadas, impulsada por Marcelo Quiroga Santa
Cruz, Ministro de Minas y Petróleo. El responsable del control y toma de los campos
petrolíferos de la petrolera fue el General Juan José Torres, posteriormente Presidente
de la República; la nacionalización dio lugar al pago de una indemnización de 101
millones de dólares.
Constituyen hitos importantes la perforación del pozo Monteagudo, con excelentes
resultados. En 1967, se descubre San Alberto en Tarija. Esta década también marca la
creación de la División de Gas en la Gerencia de Refinerías y Oleoductos en YPFB.
El 28 de marzo de 1972, se dicta el Decreto Ley General de Hidrocarburos 10170, Ley
que define el marco de los nuevos contratos de operación, donde el Estado mantenía
la propiedad sobre todos los yacimientos y el operador dividía la producción de
petróleo y gas en porcentajes iguales (50/50) y se introduce la figura de los Contratos
de Operación lo cual significaba que podía transferir sus actividades a otras empresas
petroleras.
Los Contratos de Operación tendrían una duración de 30 años, es decir cuatro de
exploración y 26 de explotación en áreas no mayores a las 20.000 hectáreas.
La Ley además aclaraba que la producción del contratista bajo el sistema de Contratos
de Operación, debía ser entregada en su totalidad a YPFB.
La producción de Gas Natural llegaba a 400 millones de pies cúbicos por día
(MMPCD) y la exportación a 150 MMPC. La producción del Petróleo alcanzó la cifra
record de 47.000 barriles diarios. Este periodo coincidió con el registro de precios de
materias primas mas altos de la historia.
83
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Otro hito en esta época es la inauguración, en 1972, de las plantas de gas Colpa y Río
Grande y la conclusión del gasoducto Santa Cruz – Yacuiba. Ese mismo año, se inicia
la exportación de gas a la Argentina. YPFB. desarrolla los campos de Monteagudo
(Chuquisaca), Tatarenda y Naranjillos (Santa Cruz).
En 1976, el Plan de Desarrollo Económico y Social 1976-1980 sostiene que Bolivia
cuenta con una extensión territorial de cuencas sedimentarias con potencial en
Hidrocarburos de 75 millones de hectáreas y hasta 1974 se habían explorado cerca de
15 millones.
La Participación del sector hidrocarburos en el PIB, en el periodo 1968-1971, fue del
orden del 5.4% y en el periodo 1972-1975, subió a un promedio de un 6.3%. Este
incremento se debió a la exportación de excedentes de producción, a incursiones en la
explotación de yacimientos gasíferos y al aumento de precios de los hidrocarburos en
el mercado internacional, como consecuencia de la crisis energética mundial.
Los ingresos por exportaciones permitieron que las contribuciones de YPFB al Estado
por concepto de impuestos y regalías sobrepasen los 100 millones de dólares
significando el 15,5% del Ingreso del Tesoro General de la Nacional.
En este contexto, los compromisos se orientan al conocimiento real y el adecuado
aprovechamiento de los recursos potenciales petrolíferos, buscando sobre todo su
autofinanciamiento y la sustentación económica de los otros sectores productivos, esto
implica que las principales acciones estarían orientadas a descubrir la mayor cantidad
posible de reservas de hidrocarburíferas, satisfacer la demanda del mercado interno
de productos refinados, suministrar la materia prima que requiera la industria
petroquímica y generar divisas con la producción excedente.
Los objetivos del quinquenio (1976-1980) consisten en intensificar la exploración en
todas las áreas con potencial petrolifero, acelerar el desarrollo de los yacimientos
evaluados, incrementar la producción de los yacimientos en actual explotación,
satisfacer los requerimientos del mercado interno, sustituir las importaciones de
productos refinados, promover el uso de comercialización de gas natural.
Las metas previstas para el periodo 76-80 es que el sector crecería al 8.9% anual,
alcanzar una participación del 6.2 % en el PIB de 1980, lo cual significa que las
reservas de hidrocarburos líquidos serían incrementadas a 812 millones de barriles
para fines de 1980 y las reservas de gas serían incrementadas a 6.987 trillones de
pies cúbicos para el mismo periodo, lo cual comprometía una inversión quinquenal de
$b 10.939 millones.
En 1979, la producción de YPFB, se va transformando paulatinamente de petrolera en
gasífera debido al descubrimiento de nuevos campos con considerables reservas
probadas y probables de gas por lo que se emprende la construcción de los
gasoductos Monteagudo, Sucre y al Altiplano.
En fecha 29 de agosto de 1985 se promulgó el Decreto Supremo 21060, dando curso a la Nueva
Política Económica (NPE), cuyo objetivo fue la adopción del modo de economía de mercado,
rompiendo de esta manera con el modelo de capitalismo de Estado de 1952.
La Nueva Política Económica surge con base en la concertación entre el Fondo Monetario
Internacional y el Banco Mundial, con el propósito de recuperar la estabilidad económica, en primera
instancia, y, paralelamente, implantar un programa de ajuste estructural que permita reencauzar el
sistema económico nacional hacia un proceso de crecimiento.
84
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El plan de ajuste adoptado se basó en la restitución de los mecanismos de precios, la aplicación de un
programa de liberalización de los mercados, una redefinición de la participación de los agentes
económicos en la economía boliviana y en la necesidad de ejecutar políticas tendientes a incentivar la
inversión extranjera.
En 1990 se derogó nuevamente la Ley General de Hidrocarburos, para permitir el ingreso de 20
nuevas compañías extranjeras.
4.
Periodo Anterior a la Capitalización (1990-1996)
El 1º de noviembre de 1990, durante el gobierno de Jaime Paz Zamora se promulga la nueva Ley
de Hidrocarburos (Ley 1194), que mantuvo la propiedad de los hidrocarburos en manos del
Estado. Esta Ley abrió el camino a lo que sería en pocos años mas la llamada “capitalización” de
YPFB por cuanto posibilitaba establecer contratos de asociación con privados en caso de un
descubrimiento comercial. Además, la Ley de Inversiones promulgada en su gobierno establecía
una homologación tributaria para las empresas nacionales y extranjeras, el libre flujo de capitales.
Por otra parte, las empresas que se instalaron en el país, acogiéndose a la Ley emitida durante el
gobierno de Hugo Banzer Suárez podían disponer del 50% de la producción, pero esta debía ser
transportada y comercializada exclusivamente a través de YPFB.
Debido a los aspectos jurídicos precedentes, a la suscripción del contrato de venta de gas al Brasil,
a considerar a Bolivia como la segunda reserva de gas en Sud América, se abren condiciones para
la inversión en hidrocarburos, en un contexto de creciente demanda interna e internacional, por lo
que el país contaría con recursos adicionales para financiar el Programa de Inversión Pública.
Sin embargo, la característica de exportar un recurso natural con tecnología de producción
intensiva en capital obliga a reflexionar sobre el reto de convertir el gas en un instrumento de
desarrollo a través de i) la monetización de las reservas de gas, ii) maximización del ingreso
público por concepto de renta gasífera iii) la optimización del uso de la renta gasífera y iv) la
utilización del gas como palanca de negociación internacional.
En este periodo existen fuertes presiones regionales que atentan contra la autonomía empresarial
de YPFB, que invalida su esfuerzo de planificar su desarrollo institucional con visión y
compromiso para el mediano y largo plazo. Este problema ha contribuido al hecho de que el
potencial de hidrocarburos en Bolivia permanezca en gran medida sin explorar. La contribución de
YPFB en términos económicos, durante el periodo1986 -2001 fue de un total de 4.270 millones de
dólares a un ritmo anual de 300 millones de dólares
La injerencia política se explica en gran parte por la dependencia fiscal del Estado en los recursos
generados por YPFB - el 65% del total de los Ingresos del TGN - y por su posición de monopolio
nacional, situación que ha originado que la empresa estatal del petróleo no cuente con recursos para
reinvertir.
La combinación del acceso limitado a recursos financieros, la falta de autonomía
operativa y la falta de una planificación de largo plazo representan el mayor obstáculo
para la transformación de YPFB.
5.
Periodo de Capitalización y Privatización (1996-2005)
5.1.
Periodo de Capitalización
El primer gobierno de Gonzalo Sanchez de Lozada (1993-1997), desató una fuerte campaña para
demostrar la inviabilidad de la empresa pública y la necesidad de entregarla a las empresas
85
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transnacionales. Para ello, urde una serie de reformas jurídicas e impositivas, entre las que se
destaca la Ley de Capitalización.
La Ley de Capitalización, Ley Nº 1544, promulgada el 21 de marzo de 1994 autoriza al Poder
Ejecutivo, a aportar los activos y/o derechos de las empresas públicas, para la integración del capital
pagado en la constitución de nuevas sociedades de economía mixta.
Asimismo, autoriza y aprueba los acuerdos requeridos para la conversión en sociedades de economía
mixta, de acuerdo a disposiciones en vigencia, de YPFB, ENDE, ENTEL, ENFE y la Empresa
Metalúrgica Vinto que especifiquen como aportes del Estado el valor en libros de patrimonio de
dichas empresas.
Cabe aclarar que Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) y la Corporación Minera de
Bolivia (COMIBOL) no podían ser transferidas por mandato constitucional.
La salida jurídica y político-económica diseñada por el gobierno neoliberal que facilitara el traspaso
de propiedad de las empresas públicas estratégicas, violando los mandatos constitucionales, fue su
"capitalización" entendida como una asociación entre el Estado que aporta sus empresas públicas y
un inversionista estratégico que aporta el mismo valor en capital, creando una nueva sociedad
anónima, logrando duplicar el valor original de la empresa pública.
Una vez capitalizada la empresa, el inversionista recibe 50% de las acciones y la administración
gerencial y el 50% restante para los bolivianos (48% AFP’s y 2% para los trabajadores),
constituyendo una masiva transferencia de propiedad y riqueza.
La característica principal de la capitalización es que crea un artificio formal por el cual el Estado
boliviano no dispuso ni vendió ninguna de sus acciones en la empresa, pero ha permitido que haya
un aumento en el capital participativo de la misma por parte privada (y, en este caso, foránea) para
diluir su propia posición estratégica.
La participación accionaria que quedó en poder del Estado boliviano se destinó a un programa de
ahorro en favor de los ancianos. Específicamente, en el programa de capitalización se había previsto
que el Estado transfiriera sus acciones de las empresas sometidas a este proceso a los bolivianos
mayores de 21 años al 31 de diciembre de 1995, mediante el pago de una anualidad vitalicia
(BONOSOL) a todos los bolivianos mayores de 65 años.
En este proceso se constituyeron tres empresas con acciones estatales y privadas:
-
La empresa Petrolera Andina SAM, capitalizada por el socio estratégico liderado por el
consorcio YPF Argentina-Pérez Companc-PlusPetrol con un aporte de 264.77 millones de
dólares, superando el valor en libros de esa unidad de exploración y producción de YPFB.
-
La empresa Chaco SAM fue la empresa Petrolera recibiendo de socio estratégico a la Amoco
Petroleum Corporation que realizó el mayor aporte de capitales, superando los 306.66 millones
de dólares también superando el valor en libros de esa ex unidad de YPFB, también a cargo de
exploración y producción.
-
La empresa Transredes S.A. M. capitalizada por el consorcio Enron - Shell Overseas Holding
que aportó 263,50 millones de dólares.
Empresas Capitalizadas
86
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Nombre de la
Empresa
Chaco S.A.M.
Andina S.A.M.
Transredes S.A.M.
TOTAL
Empresa
capitalizadota
Amoco – Bolivia
YPF – PerezCompac
–
Pluspetrol
Enron – Shell
Monto
Capitalización
Millones de dólares)
306.66
Plazo
Inversión
(Años)
8
264.77
8
263.50
8
834.93
En este proceso de capitalización, se compromete la inversión neta de las empresas foráneas
implicadas en 834,93 millones de dólares en el lapso de 8 años para su concreción. No obstante, las
inversiones pactadas se cumplieron en 5 años, dada el alza de precios de los hidrocarburos y los
hallazgos de importantes reservas de gas y petróleo.
El proceso de capitalización de YPFB, en flagrante perjuicio para la economía nacional ignoró el
valor de las reservas probadas que alcanzaban a 12.000 millones de dólares y los megacampos de
San Alberto y San Antonio con reservas probadas y en exploración por YPFB, fueron legalmente
consideradas como campos nuevos, con lo que las empresas capitalizadoras resultaban como
descubridoras de estos campos, por lo cual quedaban exentas del pago de tributos al Estado
Boliviano.
La Ley de Hidrocarburos, Ley Nº 1689 sancionada el 30 de abril de 1996, en el Capítulo I, Principios
Generales Relativos a la Propiedad y a la Concesión de los Hidrocarburos, en el Artículo 1
establece: Por norma constitucional, los yacimientos de hidrocarburos, cualquiera sea el estado en
que se encuentren o la forma en que se presenten, con del dominio directo, inalienable e
imprescriptible del Estado. Ninguna concesión o contrato podrá conferir la propiedad de los
yacimientos de hidrocarburos.
El derecho de explorar y de explotar los campos de hidrocarburos y comercializar sus productos se
ejerce por el Estado mediante Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). Esta empresa
pública, para la exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos, celebrará
necesariamente contratos de riesgo compartido, por tiempo limitado, con personas individuales o
colectivas, nacionales o extranjeras, según las disposiciones de la presente Ley.
El transporte de hidrocarburos y la distribución de gas natural por redes será objeto de concesión
administrativa, por tiempo limitado, a favor de personas individuales o colectivas, nacionales o
extranjeras por la Superintendencia de Hidrocarburos del Sistema de Regulación Sectorial (SIRESE).
Por su parte, el Articulo 44 de la Ley de referencia, establece, “La refinación e industrialización de
los hidrocarburos, así como la comercialización de sus productos, es libre y podrá ser realizada por
cualquier persona individual o colectiva, nacional o extranjera, mediante su registro en la
Superintendencia de Hidrocarburos del Sistema de Regulación Sectorial (SIRESE) y el
cumplimiento de las disposiciones legales que regula estas actividades”.
La capitalización de YPFB marca su desaparición como empresa estatal y responsable de los
negocios de gas y petróleo en el país, convirtiéndola en YPFB RESIDUAL, limitando sus funciones
a la fiscalización y administración de contratos y dejando en manos de las empresas transnacionales
la exploración, explotación, producción y transporte de los hidrocarburos y además les concede el
87
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derecho de propiedad de los hidrocarburos que producen los contratistas transnacionales en boca de
pozo y la libre comercialización de su producción.
La capitalización resulta un fraude para los intereses del país porque consolida el apoderamiento total
de las riquezas hidrocarburíferas de Bolivia que pasan a ser propiedad de doce transnacionales en
esta perversa onda de privatizaciones impuestas por el gobierno neoliberal con la aprobación del
Decreto Supremo Nº 24806, en fecha 4 de agosto de 1997 por Gonzalo Sanchez de Lozada.
Para el actual Ministro de Hidrocarburos y Energía, Carlos Villegas, la capitalización significó el
proceso de desmantelamiento y desestructuración de la industria energética por obra del decreto
24806 emitido el 4 de agosto de 1997 por el ex presidente Gonzalo Sanchez de Lozada – mas
conocida como la “capitalización”- que liquidó Yacimientos y entregó la propiedad de los
hidrocarburos en boca de pozo a las transnacionales con resultados adversos para la economía
nacional.
Desde que Sánchez de Lozada asumió su primera gestión de gobierno desplegó toda una campaña
para desvirtuar, entre otros, el rol protagónico de YPFB en la vida económica de la nación, con la
intención de enajenar la primera empresa petrolera nacional en condiciones ventajosas para el capital
transnacional y mostrar a la población que la “capitalización/ privatización” fue ventajosa para el
país.
Privatización de las Refinerías
Hasta casi la finalización de la década de los noventa, YPFB tenía a su cargo tres refinerías
que le pertenecieron, transfiriendo éste su derecho por efectos de la privatización el año
1999:
-
El complejo refinero Gualberto Villarroel de Cochabamba, que se puso en marcha el año
1979 y comprende una planta de carburantes (la cual cuenta con unidades de crudo, de
reformación catalítica de naftas y de recuperación de gases, entre sus unidades principales),
una planta de lubricantes (que cuenta con unidades destinadas a la obtención de aceites bases,
asfalto y parafina) y una planta de servicios técnicos.
Esta refinería abastece de productos a los mercados del centro y oeste del país (Cochabamba,
Oruro, La Paz) mediante el poliducto Cochabamba-Oruro-La Paz y al norte del país, a través
del poliducto Cochabamba-Puerto Villarroel y por medio de barcazas (a Beni y Pando).
-
El complejo refinero Guillermo Elder Bell de Santa Cruz, también inaugurado en 1979,
comprende una planta de carburantes (la cual cuenta, entre sus principales unidades, con la
unidad de crudo, la de reformación catalítica de naftas y la de recuperación de gases) y una
planta de servicios técnicos.
Esta refinería abastece el mercado de los departamentos de Santa Cruz y Tarija, por medio de
los poliductos Santa Cruz-Camiri, Camiri-Villamontes y Villamontes-Tarija. Asimismo,
abastece a la Refinería de Sucre con petróleo reconstituido a través de los poliductos Santa
Cruz-Camiri y Camiri-Sucre.
-
La Refinería Carlos Montenegro de Sucre tiene una planta de carburantes (con unidades de
destilación primaria -topping-, de recuperación de gases y de producción de jet fuel) y una
unidad de servicios técnicos. El mercado que atiende corresponde a los Departamentos de
Chuquisaca y Potosí a través del poliducto Sucre-Potosí.
Por la privatización de las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder, PETROBRAS pagó un total
de 102 millones de dólares.
88
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De acuerdo al D. S. 25502 de fecha 3 de septiembre de 1999, que aprueba el Reglamento de
Construcción y Operación de Refinerías, Petroquímicas y Unidades de Proceso, dada la
privatización de las Refinerías Guillermo Elder Bell y Gualberto Villarroel de Santa Cruz y
Cochabamba respectivamente, en fecha 1 de diciembre de 1999, se inició la fiscalización y
regulación de estas dos Refinerías, además a la Refinería Carlos Montenegro de Sucre que luego
pasó al sector privado el 18 de enero de 2001.
6.
Periodo de Nacionalización (2006-2008)
La tercera nacionalización de los hidrocarburos se inicia el año 2003, con la “Guerra del Gas”,
que pone fin al régimen neoliberal de Gonzalo Sanchez de Lozada. El conflicto surge porque el
MNR pretendía refrendar la exportación de gas a Chile y a ultramar para lo cual constituyen el
consorcio empresarial Pacific LNG, sin consultar al pueblo que exige se instaure en las leyes de
la República el referéndum como norma nacional.
Los habitantes de El Alto, iniciaron heroicamente la “Guerra del Gas” en octubre de ese año. El
ejército a órdenes de Sanchez de Lozada, masacró en una sola tarde a 82 ciudadanos bolivianos en
las calles y plazas. Dos días después de esa siniestra aventura, Sanchez de Lozada, huyó de La Paz
rumbo a Miami. Desde entonces, el gobierno de Washington le da protección
La Guerra del Gas tuvo un profundo significado para el futuro del país, el pueblo luchó por un
futuro sin exclusiones, rechazando la antigua forma de hacer política y exigiendo mayor
protagonismo en la toma de decisiones que interesan a la Nación, se ratificó que los recursos
hidrocarburíferos debían estar en manos del Estado y beneficiar a todos los bolivianos.
La Ley de Hidrocarburos, Ley 3058 promulgada el 17 de mayo del 2005, establece el Alcance de la
Ley de Hidrocarburos y la Ejecución y el Cumplimiento del Referéndum de 18 de julio de 2004,
sobre la Política de Hidrocarburos en Bolivia:
La Ley 3058 en el Art. 1º, norma las actividades hidrocarburíferas de acuerdo a la CPE y establecen
los principios, las normas y los procedimientos fundamentales que rigen en todo el territorio nacional
para el sector hidrocarburífero. El Art. 2º , establece que el objeto de la Ley es la ejecución y
cumplimiento de los resultados del referéndum del 18 de julio de 2004, que expresan la decisión del
pueblo de Bolivia. El Art. 5º manifiesta que por mandato soberano del pueblo boliviano expresado en
el referéndum vinculante del 18 de julio de 2004, y en aplicación del Artículo 139 de la CPE del
Estado, que establece que - los yacimientos de hidrocarburos, cualquiera que sea el estado en que se
encuentren o la forma en que se presenten, son del dominio directo, inalienable e imprescriptible del
Estado-, se recupera la propiedad de todos los hidrocarburos en boca de pozo para el Estado
Boliviano. El Estado ejercerá, a través de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), su
derecho propietario sobre la totalidad de los hidrocarburos.
El Art. 6º establece que se refunda Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB),
recuperando la propiedad estatal de las acciones de los bolivianos en las empresas petroleras
capitalizadas, de manera que esta empresa estatal pueda participar en toda la cadena productiva de
los hidrocarburos, reestructurando los Fondos de Capitalización Colectiva y garantizando el
financiamiento del BONOSOL.
Concretamente, la Ley 3058 establece que el Ministerio de Hidrocarburos y Energía es el encargado
de formular, promover y supervisar las políticas estatales en materia de hidrocarburos. YPFB es
responsable de suscribir y administrar los contratos petroleros, fiscalizar la producción, agregar y
vender los hidrocarburos, en suma, tiene facultades para operar y/o participar en todas las
actividades de la Cadena Productiva. La Superintendencia de Hidrocarburos, permanece como el
ente regulador de las actividades de transporte, refinación, comercialización de productos derivados
y distribución de gas natural por redes.
89
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El Decreto Supremo 28701, “Héroes del Chaco” de fecha 1º de mayo de 2006 considera que en
históricas jornadas de lucha el pueblo conquistó el derecho de que la riqueza hidrocarburífera
vuelva a manos de la Nación y sea utilizada en beneficio del país y en el Referéndum Vinculante
de 18 de julio de 2004, a través de la contundente respuesta a la pregunta 2, el pueblo ha
decidido, de manera soberana, que el Estado Nacional recupere la propiedad de todos los
hidrocarburos producidos en el país.
El Decreto Supremo 28701, “Héroes del Chaco” decreta que en el ejercicio de la soberanía
nacional, obedeciendo el mandato del pueblo boliviano expresada en el referéndum vinculante
del 18 de Julio del 2004 y en aplicación estricta de los preceptos constitucionales, se
nacionalizan los recursos naturales hidrocarburíferos del país.
El Estado recupera la propiedad, la posesión y el control total y absoluto de estos recursos. Las
empresas petroleras están obligadas a entregar en propiedad a YPFB toda la producción de
hidrocarburos.
YPFB, a nombre y en representación del Estado, en ejercicio pleno de la propiedad de todos los
hidrocarburos producidos en el país, asumen su comercialización, definiendo las condiciones,
volúmenes y precios tanto para el mercado interno, como para la exportación y la
industrialización.
De esta manera, el Decreto Supremo 28701 dispone el retorno de las riquezas hidrocarburíferas
a manos de los bolivianos y la refundación de YPFB, como empresa custodio el patrimonio
nacional. Además fija como prioridad el fomento del consumo interno del gas natural y la
industrialización de los hidrocarburos para otorgar mayor valor agregado.
El Estado boliviano retoma el control de los recursos naturales, las empresas transnacionales
que operan en el país están obligadas a entregar a YPFB toda su producción, a firmar nuevos
contratos.
Con la nacionalización, YPFB vuelve a ser el protagonista principal en la administración y
manejo de los hidrocarburos, con el monopolio de su comercialización en el país y en el
exterior.
La adecuación de las empresas transnacionales a las nuevas normas se produjo con la
suscripción de los nuevos contratos el 29 de octubre de 2006. En esa oportunidad, 10 empresas
suscribieron un total de 44 contratos con YPFB, como representante del Estado Boliviano.
Dichos contratos fueron aprobados por unanimidad en el Congreso Nacional, el 20 de abril de
2007.
Con la nacionalización de los hidrocarburos el Tesoro General de la Nación, que recibía menos
de 250 millones de dólares al año se ha revertido y actualmente los ingresos alcanzan a 1.800
millones de dólares con los cuales se iniciará el proceso de industrialización gasífera y el
desarrollo nacional en la visión del paradigma del Vivir Bien.
Asimismo, el Plan Nacional de Desarrollo “Bolivia Digna, Soberana, Productiva y Democrática
PARA VIVIR BIEN”, Lineamientos Estratégicos 2006 -2011, PND, aprobada mediante Decreto
Supremo Nº 29272 considera que con la Ley 3058 y el Decreto Supremo 28701 “Héroes del
Chaco”, el Estado Boliviano recupera la propiedad y asume el control de todo el ciclo
productivo de los hidrocarburos (exploración, explotación, transporte, comercialización y
distribución) y que en la actualidad el desarrollo del sector está limitado por: el uso ineficiente
de los recursos energéticos en el mercado interno, que emplea productos derivados del petróleo
para actividades productivas, mientras que, a pesar de ser mas abundante y limpio, el gas natural
aún se comercializa al exterior y en estado primario.
90
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El acceso y distribución de Hidrocarburos al mercado interno aún es muy limitado por su escasa
y costosa infraestructura de distribución por lo que el país enfrenta problemas de provisión de
carburantes y generación de energía eléctrica, haciéndose dependiente del diesel importado,
hecho que contradice su condición de exportador de hidrocarburos.
Asimismo, las instancias del sector (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, YPFB y
Superintendencia de Hidrocarburos) aún permanecen con los roles y competencias
desactualizadas respecto a la nueva visión de país y al nuevo contexto legal y político, mientras
que la coordinación interinstitucional sectorial es todavía insuficiente.
Estas debilidades actuales del sector, se contraponen a sus grandes potencialidades como son las
importantes cantidades de reservas probadas y probables de crudo y gas natural de alto valor
energético que convierten a Bolivia en el segundo pais en Sud America, con mayores reservas de
gas (856,6 millones de barriles (MMBls) de petróleo y 48,7 Trillones de pies cúbicos (TCF) de
gas natural).
El Plan Nacional de Desarrollo propone para el sector hidrocarburos, que YPFB a nombre del
Estado, ejercerá el derecho propietario sobre la totalidad de los hidrocarburos, participa en todas
las fases de la producción y representa al Estado en la suscripción de contratos que definan
nuevas reglas con las empresas extranjeras. Por tanto, se cimentará un YPFB fortalecido y
transparente, capaz de generar excedentes para su reinversión y para apoyar el desarrollo
nacional en una relación favorable, tanto para el Estado como para sus socios e inversionistas
privados.
El sector hidrocarburos, se convierte en el motor estratégico de la economía, al generar
excedente y divisas que impulsan el desarrollo productivo nacional a partir de la exploración y
producción, la generación de valor agregado, y la industrialización de los recursos naturales,
priorizando el abastecimiento de hidrocarburos al mercado interno.
Las políticas y estrategias propuestas por el PND consisten en:
-
Recuperar y consolidar la propiedad y el control de los hidrocarburos.
Las estrategias consisten en establecer el marco institucional sectorial y establecer roles
y competencias claras de los entes sectoriales y fortalecer la gestión socioambiental
integral del sector Hidrocarburos.
La estrategia del control y fiscalización de operaciones en todo el ciclo productivo de los
hidrocarburos que optimicen las inversiones y costos así como en volumen y precios
(tanto en el dow-stream como en el up-stream)
-
Exploración, Explotación e incremento del potencial hidrocarburífero nacional.
Las estrategias contemplan desarrollar, incrementar y cuantificar las reservas
hidrocarburíferas, la prospección exploratoria e incremento de reservas, desarrollo de
nuevos campos hidrocarburíferos, garantizar la producción de volúmenes requeridos para
la industrialización y compromisos con el mercado externo.
-
Industrializar los recursos hidrocarburíferos para generar valor agregado.
Esta política pretende que el gas y petróleo puedan ser industrializados para mayor
beneficio económico y social del país, constituyendo un paso fundamental para cambiar
el
patrón
primario exportador. Asimismo, busca la nacionalización de las refinerías de petróleo a
cargo de YPFB y la apropiación y desarrollo tecnológico.
91
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-
Garantizar la seguridad energética nacional y consolidar el país como centro energético
regional.
Las estrategias principales consisten en el cambio de la Matriz Energética que incluye el
programa de Masificación de las instalaciones de gas natural y sustitución de energéticos
para reemplazar el uso de combustibles líquidos por gas natural.
La estrategia de desarrollo de distribución incluye el programa de la ampliación de la
infraestructura
de
transporte
por
ductos
y
almacenaje
de
gas natural y líquidos para el mercado interno y externo principalmente Argentina y Brasil;
sin descuidar la posibilidad de exportación de combustibles líquidos y GLP.
El 9 de abril del 2008, el Gobierno de la Nación aprueba 9 decretos de trascendental importancia
para el sector energético, cuyo escueto contenido es el siguiente:
D.S. 29503. Define el tratamiento económico contable del 32% de participación
adicional de YPFB dispuesto en el artículo 4º del Decreto supremo 28701 de 1º de mayo
de 2006 y se constituye incremento de capital de YPFB, y se registrará contablemente
dentro del rubro patrimonial.
D.S. 29504. Establece las condiciones y parámetros para el reconocimiento, aprobación
y publicación por parte de YPFB de los costos recuperables en el marco de los contratos
de operación vigentes de conformidad a lo dispuesto en el artículo 4º de la Ley 3740 de
Desarrollo Sostenible del sector de hidrocarburos.
Establece definiciones; forma de presentación de planes de desarrollo, programas de
trabajo y presupuestos por el titular a YPFB para su evaluación y aprobación;
determina los requisitos para la aprobación de los costos recuperables que deben ser
presentados por el titular; establece los parámetros para la aprobación de los costos
recuperables para YPFB.
D.S. 29505. Autoriza a YPFB, empresa estatal bajo la tuición del Ministerio de
Hidrocarburos y Energía, la compra de 58 camionetas doble cabina tipo estándar.
D.S. 29506. Autoriza a YPFB la contratación directa de obras, bienes, servicios
generales y servicios de consultoría, así como establecer las condiciones que regulan el
proceso de contratación de bienes, obras y servicios con precalificación de potenciales
proponentes en el marco de las leyes 1178 de Administración y control Gubernamentales
y 3058 de Hidrocarburos.
D.S. 29507. Establece el marco normativo y la estrategia que YPFB implementará como
una empresa estatal petrolera de carácter corporativo e instruye a YPFB, implementar
una estrategia institucional que permita su desarrollo como una empresa estatal petrolera
de carácter corporativo, dentro del marco jurídico que rige a la empresa autárquica
YPFB deberá regirse por los principios de la política nacional de hidrocarburos :
Propiedad estatal sobre los hidrocarburos; Contribuir al Desarrollo Nacional; Satisfacer
las necesidades energéticas del pueblo boliviano; seguridad energética; consolidar el
desarrollo del sector para beneficio del pueblo boliviano; gestión eficiente, transparente
y operativa de YPFB en su casa matriz y sus empresas subsidiarias.
Los lineamientos que rigen a YPFB consisten en: Operar en toda la cadena de
hidrocarburos; promover, formular y ejecutar estudios y proyectos en todo el territorio
nacional y en el extranjero en todas las actividades de la cadena de hidrocarburos,
incluyendo su industrialización, en el marco del Plan Nacional de Desarrollo y la
92
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Política Nacional de Hidrocarburos e implementar estrategias de financiamiento público
o privado, nacional o extranjero.
D.S. 29508. Establece el margen de almacenaje de combustibles líquidos a ser
considerados en los contratos de almacenaje respectivos .
D.S. 29509. Autoriza al presidente de YPFB la creación de la Gerencia Nacional de
Planificación, Inversiones y Servicios y la Gerencia Nacional de Programas de Trabajo.
D.S. 29510. Establece los lineamientos para la determinación de los precios del gas
natural para su comercialización en el mercado interno destinado a la distribución de gas
natural por redes, a la generación de termoeléctrica y a los consumidores directos que
utilizan el gas natural para su consumo propio y que se encuentran fuera de un área
geográfica de distribución de gas por redes.
D.S.
29511.
Declara de prioridad nacional el desarrollo de proyectos de
industrialización de los hidrocarburos y en el marco del presente Decreto Supremo,
YPFB tiene el mandato de constituir a la Empresa Boliviana de Industrialización de
Hidrocarburos (EBIH) que tendrá como objeto principal promover, realizar y ejecutar
estudios y proyectos en el territorio nacional y en el extranjero en las actividades de
industrialización de hidrocarburos, en materia de separación de gas natural, petroquímica
en general otras actividades de industrialización hidrocarburífera y vinculadas a las
mismas, comercialización y distribución de productos con valor agregado.
Del marco normativo precedente que destaca las atribuciones y competencias de YPFB
corporativo se deduce que YPFB tiene que contar con la capacidad de operar en toda la cadena
de hidrocarburos, administrar los 43 contratos de operación establecer a YPFB con la capacidad
de gestión para explorar, perforar e industrializar el gas y el petróleo producidos en el país.
Es previsible que el conjunto de disposiciones normativas aprobadas el 9 de abril de 2008
permitan a YPFB constituirse en un Holding corporativo para promover inversiones con el
propósito de elevar su capacidad de producción de gas y líquidos con la finalidad de contribuir al
desarrollo nacional; satisfacer las necesidades energéticas del pueblo boliviano; procurar la
seguridad energética; consolidar el desarrollo del sector para beneficio del pueblo boliviano con
una gestión eficiente, transparente y operativa de YPFB en su casa matriz y sus empresas
subsidiarias.
7.
93
Lecciones Aprendidas.

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos ha contribuido a crear una conciencia con
identidad nacional y muy a pesar de las decisiones político partidarias de diferentes
gobiernos, se ha mantenido estoica al servicio de los intereses del país.

Las tres nacionalizaciones de los hidrocarburos han reforzado la conciencia nacional de
que el derecho y propiedad de estos recursos deben ser de dominio inalienable e
imprescriptible del Estado Boliviano, la historia ha demostrado que la concesión de estos
derechos a las empresas transnacionales fue negativa a los intereses del país.

El proceso de capitalización de YPFB, en flagrante perjuicio para la economía nacional
ignoró el valor de las reservas probadas que alcanzaban a 12.000 millones de dólares y los
megacampos de San Alberto y San Antonio con reservas probadas y en exploración por
YPFB, fueron legalmente consideradas como campos nuevos, con lo que las empresas
capitalizadoras resultaban como descubridoras de estos campos, por lo cual quedaban
exentas del pago de tributos al Estado Boliviano.
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94

Asimismo, el mencionado proceso marca la desaparición de YPFB, como empresa estatal y
responsable de los negocios de gas y petróleo en el país, reduciéndola a un YPFB
RESIDUAL, limitando sus funciones a la fiscalización y administración de contratos.

La capitalización de YPFB deja en manos de las empresas transnacionales la exploración,
explotación, producción y transporte de los hidrocarburos y además les concede el derecho
de propiedad de los hidrocarburos que producen los contratistas transnacionales en boca de
pozo y la libre comercialización de su producción

La capitalización de YPFB permite a las empresas transnacionales márgenes inusuales e
inaceptables de rentabilidad, a nivel internacional, minimizando la capacidad del Estado
para reducir la pobreza.

Los hidrocarburos constituyen la base fundamental de la matriz energética de Bolivia,
son ampliamente utilizados en el transporte, la industria y la generación de energía
eléctrica.

El acceso y distribución de Hidrocarburos al mercado interno aún es muy limitado por su
escasa y costosa infraestructura de distribución, por lo que el país enfrenta problemas de
provisión de carburantes y generación de energía eléctrica, haciéndose dependiente del
diesel importado

Los subsidios al gas licuado de petróleo (GLP) y al diesel oil obstaculizan el crecimiento
de la demanda de gas natural y afectan al presupuesto del Tesoro General de la Nación.

El nivel de industrialización y los subsidios al combustible, diesel y en particular del
GLP, son una limitación para la distribución de gas natural por redes. Las instalaciones
domiciliarias logradas a la fecha son insuficientes con relación a la demanda de la
población. Además, esta población a nivel familiar - rural y urbana - considera que la
nacionalización de los hidrocarburos será una realidad cuando cuenten con el servicio de
gas domiciliario.

Las actividades de refinación, almacenamiento y transporte de crudos y gas por ductos y
poliductos actualmente se desempeñan a plena capacidad instalada, por lo cual se
requieren inversiones para sus respectivas ampliaciones y procesos de modernización
particularmente en el campo de la refinación.

Para aprovechar el patrimonio hidrocarburífero nacional, Bolivia necesita de inversiones
significativas para desarrollar los campos petroleros y construir infraestructura para la
refinación, industrialización y transporte.

Las restricciones financieras del sector público hace que parte del desarrollo del sector
dependa de las políticas nacionales y de las relaciones contractuales con los
inversionistas extranjeros.

El desarrollo del gas está relacionado a la ejecución de inversiones requeridas en la
infraestructura de producción, procesamiento, transporte y distribución. Como el
mercado interno es reducido con relación a las reservas de gas, para cumplir con la
estrategia de diversificación de mercados y de industrialización del gas natural se hacen
prioritarias las alianzas estratégicas para propiciar inversiones privadas conducentes a la
exportación de gas y líquidos con valor agregado.

Las instancias del sector - Ministerio de Hidrocarburos y Energía, YPFB y
Superintendencia de Hidrocarburos - aún permanecen con los roles y competencias
desactualizadas respecto a la nueva visión de país y al nuevo contexto legal y político,
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mientras que la coordinación interinstitucional sectorial es todavía insuficiente.
95

Las importantes cantidades de reservas probadas y probables de crudo y gas natural
(856,6 millones de barriles (MMBls) de petróleo y 48,7 Trillones de pies cúbicos (TCF)
de gas natural) convierten a Bolivia en el segundo país en Sur América, con mayores
reservas de gas. Adicionalmente, su ubicación estratégica le otorga el potencial de
convertirse en el centro energético del Cono Sur.

En Bolivia no existía una política fiscal petrolera aplicada al sector público, en los
hecho, el Tesoro General de la Nación retiraba las dos terceras partes de la venta total
realizada por YPFB, situación que condujo a su inviabilidad financiera y porque la
empresa estatal no podía reinvertir sus utilidades. Hizo mucho daño considerar a los
recursos económicos generados por YPFB como la "caja chica" del Estado.

La injerencia política de diferentes gobiernos, que en muchos casos han considerado a
YPFB como botín político, comprometieron aún mas su desempeño como empresa
pública estratégica al servicio nacional. Esta situación fue muy bien aprovechada por el
primer gobierno de Gonzalo Sánchez de Lozada (1993-1997), quien desató una fuerte
campaña para demostrar la inviabilidad de la empresa pública y la necesidad de
entregarla a las empresas transnacionales. En este periodo neoliberal se transformó a la
primera empresa nacional de hidrocarburos en un YPFB RESIDUAL.

La Ley 3058 restituye el derecho propietario del Estado Boliviano sobre los recursos
hidrocarburíferos y establece un régimen tributario del 50% del valor de la producción
fiscalizada por concepto de Regalías, Participaciones e IDH permitiendo aumentar las
recaudaciones tributarias de manera significativa, aunque insuficientes para asegurar las
inversiones necesarias conducentes al desarrollo de la cadena productiva.

Por su parte, el Decreto Supremo Nº 28701, del 1º de mayo del 2006 dispone de la
nacionalización de los recursos naturales hidrocarburíferos del país. El Estado recupera
la propiedad, posesión y control total y absoluto de los indicados recursos; el control y
dirección de la producción, transporte, refinación, almacenaje, distribución,
comercialización de hidrocarburos en el país por parte del Estado.

De la misma manera, las empresas petroleras que realizan actividades de producción de
gas y petróleo en el territorio nacional, están obligadas a entregar en propiedad a YPFB
toda la producción de hidrocarburos. YPFB asume su comercialización definiendo las
condiciones, volúmenes y precios, tanto para el mercado interno como para la
exportación y la industrialización.

Durante el periodo de transición, para los campos cuya producción certificada promedio
de gas natural del año 2005 haya sido superior a los 100 millones de pies cúbicos
diarios, el valor de la producción se distribuirá de la siguiente forma: 82% para el Estado
(18% de regalías y participaciones, 32% de Impuesto Directo a los Hidrocarburos IDH y
32% a través de una participación adicional para YPFB), y 18% para las compañías (que
cubre costos de operación, amortización de inversiones y utilidades).

Para los campos cuya producción certificada promedio de gas natural del año 2005 haya
sido menor a 100 millones de pies cúbicos diarios, durante el período de transición, se
mantendrá la actual distribución del valor de la producción de hidrocarburos.

En el marco del proceso de refundación de YPFB, se procederá a su reestructuración
integral, convirtiéndola en una Empresa Corporativa, transparente, eficiente y con
control social dentro del marco jurídico que rige a la empresa autárquica.
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
96
El 9 de abril de 2008, el Gobierno Nacional aprueba los Decretos Supremos 29503 al
29511 creando condiciones legales y técnicas que consolidan al YPFB Corporativo para
el cumplimiento de sus atribuciones y competencias, permitan un control efectivo de los
contratos de operación petroleros y faciliten la inversión en el sector.
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ANEXO 3
ANEXO 3
1. ANÁLISIS DE CLIENTES, ACTORES DE COORDINACIÓN
Y DE LA COMPETENCIA DE YPFB CORPORATIVO
De acuerdo a la nueva Ley de Hidrocarburos 3058 y el Decreto Supremo 28701 la empresa YPFB
se constituye en:
A)
B)
C)
Único exportador
Único importador
Único comercializador
Esta situación expectable hace que YPFB tenga el control de toda la cadena productiva desde la
exploración, explotación y comercialización de los hidrocarburos.
Adicionalmente, es importante destacar que a partir de los Decretos Supremos emitidos por el
Gobierno Nacional el 1 de mayo de 2008 YPFB asume la propiedad del 50% mas 1 de las
acciones de las empresas capitalizadas Chaco; Andina; Transredes el 98% y el 100% de la
Compañía de Logística de Hidrocarburos S.A. CLHB, lo que permite a la empresa estatal el control
12
de las empresas mas importantes de la cadena productiva del sector.
1.1.
ANALISIS DE CLIENTES
YPFB por su condición de empresa estatal a cargo del control de toda la cadena de hidrocarburos,
a la fecha cuenta con una gama amplia de clientes a quienes comercializa hidrocarburos. Entre los
clientes de YPFB están personas naturales (clientes domésticos) así como pequeñas, medianas y
grandes empresas productivas.
1.2
CLASES DE CLIENTES
Se han definido los siguientes clientes actores de coordinación, proveedores, además la
competencia de YPFB:
A.
B.
C.
D.
E.
Los clientes directos
Los Actores de coordinación
Los proveedores
Los clientes internos
La Competencia
1.3 CLIENTES DIRECTOS
3.1. Población y empresas nacionales.
3.1.1. Hogares, restaurantes, vivanderas ( consumidores de gas natural y GLP)
Actualmente, las amas de casa, restaurantes, vivanderas de las principales ciudades del país son
4,257,151 de la población ocupada en estos por centajes, domestico 2.45%; familiar, 59,96;
semiempresarial, 12,37%, empresarial 17,86 %.
12
DECRETO SUPREMO Nº 29538 DEL 1/05/2008; DECRETO SUPREMO Nº 29541; DECRETO SUPREMO Nº 29542
97
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Hasta el año 2020, las amas de casa, restaurantes, vivanderas serán 4,438,621 en las ciudades,
en el campo 1,746,978, total por cada departamento 6,652,879.
La mayor cantidad halla concentrada en las ciudades de La Paz, Cochabamba y Santa Cruz.
Las amas de casas de las regiones productoras de hidrocarburos son 77,491.
-En el primer grupo de clientes directos se identifica a los hogares bolivianos, restaurantes,
vivanderas, que son los consumidores del día a día que acceden al gas natural a través de
instalaciones internas de red domiciliario y de GLP para uso doméstico y son el sector de mayor
influencia e importancia en lo social, económico y político del país.
-Referente a lo que piensan de YPFB, creen que con la nacionalización de los hidrocarburos la
empresa se fortalecerá, desarrollara progresivamente hasta el grado de ser una empresa
competitiva.
- Las expectativas que aguardan de YPFB, como clientes internos directos de gas natural y de
GLP, es que se brinde los servicios de manera regular cumpliendo con los suministros
demandados por la población a nivel nacional, dando prioridad al abastecimiento del mercado
interno tanto en las ciudades como en el área rural para “”Vivir Bien”.
A continuación se alistan los siguientes cuadros estadísticos por departamento de los
suministros de gas natural (instalación interna domiciliaria):
DEPARTAMENTO
CIUDAD
La Paz
El Alto
La Paz
Viacha
Oruro
Potosí
Camiri
Charagua
Sucre
Monteagudo
Oruro
Potosí
Santa Cruz
Chuquisaca
TOTAL
INSTALACIONES
INTERNAS EJECUTADAS
13.756
5.830
804
4.813
3.535
1.136
378
3.789
372
34.413
Instalaciones de red interna domiciliaria ejecutadas, fuente: GNRGD
Producción de GLP en el país en 2008
Referente a la producción se destaca que los cupos de GLP para los distintos departamentos,
según YPFB, están garantizados para abastecer la demanda nacional. Los centros de producción
generan cada día 990 y 1.000 toneladas de este energético.
- En la ciudad de Santa Cruz, se puede identificar a cuatro empresa engarrafadoras de GLP,
Flamagas que envasan cada día un promedio de 8.600, Repsolgas, 2.200, Cruceña del Norte,
2.600.
- En la ciudad de Cochabamba, a través de las envasadoras Pecagas, Roquigas, Repsolgas,
alcanzan a la actual producción de GLP de alrededor de 16.400 garrafas a raíz de dicha
producción, el mercado Cochabambino, no registra problemas.
- En el resto del país solo opera la engarrafadora de YPFB, con esta relación de garrafas
envasadas. Oruro, 5.100, Potosí, 5.000, Sucre, 4.800, Beni y Pando, 2.400 garrafas.
98
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- Por otro lado es bueno hacer notar lo que piensan estas empresas de YPFB, particularmente que
al ser actualmente la empresa que ha tomado el control total de la cadena productiva del petróleo y
el gas, se constituya en una empresa sólida y fuerte para beneficio del sector principalmente para
el consumidor final.
En el caso de clientes externos directos de este producto, no se identifica a ninguno. Sin embargo
en importante mencionar que existe contrabando hacia el exterior de este producto que al
momento es difícil establecer su cuantificación.
Para abastecer a los consumidores de GLP disponemos de 153 Distribuidores de GLP.
PROYECCIONES DE INSTALACION INTERNA DE GN DOMICILIARIO AL 2020
DEPARTAMENTO
La Paz, incl. El Alto, Viacha y
poblaciones intermedias
ORURO, y poblaciones intermedias
POTOSI, incluye poblaciones
intermedias
CHUQUISACA, incluye
poblaciones intermedias
SANTA CRUZ, incluye Camiri y
poblaciones intermedias
COCHABAMBA, incluye
poblaciones intermedias
TARIJA, incluye poblaciones
intermedias
BENI, incluye poblaciones
intermedias
PANDO, incluye poblaciones
intermedias
Otras poblaciones
intermedias
TOTAL
AÑO
2008
AÑO
2009
AÑO
2010
AÑO
2011
AÑO
2012
AÑO
2013
AÑO
2014
AÑO
2015
AÑO
2018
AÑO
2019
AÑO
2020
TOTAL
44000
36000
33000
23000
18000
19000
19600
20200
20800
21400
22000
22600
359.350
11.100
11.750
5000
4000
5000
4000
4000
6000
4000
6000
4000
6000
3500
7000
3200
7600
2900
8200
2600
8800
2300
9400
2000
10000
1700
10500
51300
99350
3.250
3000
3000
5000
5000
5000
6000
6600
7200
7800
8400
9000
9600
78850
4.450
5000
5000
10000
10000
10000
10000
15000
15000
15000
15000
15000
15000
144.450
7.500
4000
4000
4000
4000
4000
4000
4000
4000
4000
4000
4000
4000
55500
1.500
3000
3000
3000
3000
3000
3000
3000
3000
3000
3000
3000
3000
37500
3500
3500
4500
7000
8000
8000
34500
2000
2000
4000
2.700
32000
36000
36000
45000
50000
47500
35500
34000
33500
29500
27000
25500
436.200
100.000
100.00
100.000
100.000
100.000
100.000
100.000
100.000
100.000
100.000
100.000
100.000
100.000
1.300.000
Consumo de GLP por departamento
99
AÑO
2017
57.750
Fuente de información: GNRGD
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
AÑO
2016
DEPARTAMENTO
LA PAZ
SANTA CRUZ
COCHABAMBA
ORURO
POTOSI
CHUQUISACA
TARIJA
TRINIDAD - BENI
COBIJA - PANDO
TOTAL
%
33.1
26.4
17.3
5.7
4.9
4.9
5.8
1.7
0.2
100
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Consumo de GLP por Departamento
LA PAZ
SANTA CRUZ
5%
5%
6%
COCHABAMBA
2% 0%
33%
6%
ORURO
POTOSI
CHUQUISACA
17%
26%
TARIJA
TRINIDAD - BENI
COBIJA - PANDO
1.4 Grandes Empresas, medianas, pequeñas y microempresas
1.5 Las Grandes Empresas ( industriales, y agroindustriales consumidores de gas natural y
diesel )
A continuación se identifica como clientes directos de YPFB Corporativo, a empresas que se
dedican a la actividad energética del país ( generadoras de electricidad) Son un importante sector
para el desarrollo económico del país.
EMPRESAS GENERADORAS DE ELECTRICIDAD.
Empresa Eléctrica Guaracachi S.A.-Santa Cruz
Empresa Eléctrica Guaracachi S.A.-Santa Cruz*
Empresa Eléctrica Guaracachi S.A.-Potosí*
Empresa Eléctrica Guaracachi S.A.-Sucre*
Empresa Eléctrica Valle Hermoso S.A.
Empresa Eléctrica Valle Hermoso S.A.*^
Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A.
Compañía Eléctrica Central Bulo Bulo S.A.
1
Empresa Servicios Eléctricos Tarija S.A. ^
2
Empresa Servicios Eléctricos Tarija S.A.
3
Cooperativa Rural de Eléctrificación Ltda. ^
4
Cooperativa Rural de Eléctrificación Ltda.
5
Cooperativa Rural de Eléctrificación Ltda.
Gas y Electricidad S.A.
EGSA S.A.
EGSA S.A.
EGSA S.A.
EGSA S.A.
EVH S.A.
EVH S.A.
COBEE S.A.
CECBB S.A.
SETAR S.A.
SETAR S.A.
CRE Ltda.
CRE Ltda.
CRE Ltda.
G & E S.A.
Cooperativa Monteagudo Generación
Coop. Monteagudo
100
Formatted: Font: (Default) Arial, 10
pt
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Cooperativa Muyupampa
Coop. Muyupampa
EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE GAS POR REDES:
Empresa Cochabambina de Gas S.A.M.^
Empresa Cochabambina de Gas S.A.M.*^
Empresa de Servicio de Gas S.A.M.^
Empresa de Servicio de Gas S.A.M.*
Empresa de Servicio de Gas S.A.M.**
EMCOGAS S.A.M.
EMCOGAS S.A.M.
SERGAS S.A.M.
SERGAS S.A.M.
SERGAS S.A.M.
Empresa Distribuidora de Gas Sucre SAM.
EMDIGAS SAM
8
Empresa Tarijeña del Gas S.A.M. ^
EMTAGAS S.A.M.
Empresa Tarijeña del Gas S.A.M.
EMTAGAS S.A.M.
Cooperativa Monteagudo Doméstico
Coop. Monteagudo
SECTOR INDUSTRIAL:
Refinería Oro Negro S.A.
Refinería Santa Cruz S.R.L.
Refinería Parapetí S.R.L.
Compañía Minera Paitití S.A.
Empresa Minera y Calera Sayari S.A.
Gravetal Bolivia S.A.
Empresa COMASA
RON S.A.
REFRICRUZ S.R.L.
RP S.R.L.
CMP S.A.
SAYARI S.A.
GRAVETAL
COMASA
Adicionalmente, se identifica a otras empresas grandes del país importantes como clientes directos
de YPFB, como ser la Sociedad Boliviana de Cemento S.A. (SOBOCE); Cervecería Boliviana
Nacional S.A. (CBN); América Textil S.A. (AMETEX), entre los mas representativos del sector
industrial. Que para optimizar su proceso productivo utilizan 100% de gas natural.
Por otro lado, se identifica a otro sector importante de clientes directos de diesel, al sector
agroindustrial, como los asociados de la Cámara Agropecuaria del Oriente (CAO); la Asociación
Nacional de Productores de Oleaginosas (ANAPO). Sus actividades están sujetas al diesel oil
como recurso energético en un 100%.
La comercialización de diesel oil- abril gestión 2008, de la producción nacional alcanzo a 282,688,
equivalente al 71.8% de la demanda nacional, y la importación de 111,626, equivalente al 28% de
la demanda interna, haciendo un total de 394,314 M3.
-Los sectores anteriormente señalados piensan de YPFB como una empresa auto sostenible para
la producción del gas natural, además que es una empresa en proceso de nueva estructuración a
nivel técnico y administrativo.
-Tienen como expectativa que se establezca YPFB Corporativo como la empresa pionera en la
producción y suministro de gas natural para abastecer la demanda nacional y regional con
incursión en la industria energética estableciendo alianzas estratégicas con empresas privadas.
Además, satisfaga plenamente la demanda de diesel para el sector agroindustrial para la
realización normal de sus actividades y se cuente con volúmenes provisorios cuando exista
temporadas crecimiento e incremento de la demanda.
101
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1.6. Las Medianas Empresas
Las medianas empresas son importante sector para el desarrollo económico, y social del país,
principalmente están en los sectores de la industria alimenticia, manufacturera y gran parte de
estas ya han conseguido incursionar la mercado externo. Entre ellas podemos mencionar a las
siguientes:
Empresas que tienen mas de 20 trabajadores, sus activos productivos igual o mayor a 1094.000
bolivianos y están dedicadas al rubro de elaboración de alimentos, manufacturas, industria de la
madera, metal mecánica, industria del cuero.
1.7. La Micro y Pequeñas Empresas (MyPE`s)
Estas empresas son un importante sector como clientes directos de YPFB Corporativo, por tratarse
de empresas principalmente artesanales que a la fecha constituyen el mayor generador de
empleos directos e indirectos en el país a saber el 80%. Este sector importante esta constituido
particularmente por empresas dedicadas a la elaboración de manufacturas, en las áreas de
madera, textiles, cueros, joyería, metal mecánica, servicios y otros.
Características socio-demográficas de los propietarios de las MYPES que participan en el
SAT
Entre los años 2002 y 2005, el Servicio de Asistencia Técnica cubrió a 36,252 MYPES de las
cuales hubo más inscritos los años 2004 y 2005 con 15,729 y 11,390, respectivamente. El año
2002, participaron empresas de las ciudades de La Paz, Cochabamba, Santa Cruz de la Sierra y El
Alto, luego se expandió la cobertura en el resto de las ciudades capitales. (Cuadro 1)
Cuadro 1. Distribución de MYPES por año de registro según ciudad
Ciudad
2004
2005
2006
2007 Total
Total
602
8,531
15,729
11,390
36,252
Sucre
La Paz
Cochabamba
Oruro
Potosí
Tarija
Santa Cruz de la
Sierra
Trinidad
Cobija
El Alto
Fuente: Elaborado por UDAPE.
1
774
1,396
1,592
790
16
302
1,554
2,256
2,193
2,049
850
1,266
1,531
1,730
1,507
1,072
520
998
3,859
5,573
5,386
3,911
1,386
2,567
146
1,812
170
1
1,848
2,843
233
213
2,272
2,214
272
250
1,296
7,015
505
464
5,586
191
94
1.8. Transportistas y Propietarios de Movilidades Particulares.
1.9. Transporte Pesado
102
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Este sector constituye un importante segmento de mercado para YPFB Corporativo, por que esta
constituido por nueve Federaciones.
1.10. Transporte Público
El transporte público es otro importante segmento de mercado para la empresa por que permite
desarrollar las actividades del sector productivo con normalidad.
1.11. Conductores de vehículos particulares
Es otro sector importante de clientes directos de YPFB Corporativo.
1.12. Clientes directos a nivel nacional de GNV
- Como clientes nacionales directos de GNV que a través de los diferentes surtidos de este
producto, se cuenta a la fecha con 90.000 vehículos transformados a GNV.
- Surtidores de GNV
- MOTORECO S.R.L. , es una de las empresas que suministra GNV, que esta ubicada en la calle
Sucre, esquina Tejada Sorzano, brinda el servicio durante las 24 horas.
- De YPFB, piensan en primera instancia que los volúmenes y precios son adecuados, apropiados
y que les permiten continuar con la actividad.
- De las expectativas que tienen referente a YPFB, es que cumplan con el abastecimiento del
producto, que mejoren en el servicio puesto existen deficiencias en cuanto a la presión del
suministro especialmente por las tardes por esta razón no pueden atender a sus clientes y
dejándoles sin el producto; la misma sube de manera peligrosa durante las mañanas. De todas
maneras desean continuar con la actividad junto a YPFB.
- De las expectativas que tienen referente a YPFB, es que cumplan con el abastecimiento del
producto, que mejoren en el servicio puesto existen deficiencias en cuanto a la presión del
suministro especialmente por las tardes por esta razón no pueden atender a sus clientes y
dejándoles sin el producto; la misma sube de manera peligrosa durante las mañanas. De todas
maneras desean continuar con la actividad junto a YPFB.
- CRISTO AUTO GAS, es otra de las importantes empresas que presta el servicio de GNV las 24
horas, se halla ubicada en la zona de Achachicala en la ciudad de La Paz.
- Como otra de las importantes empresas que prestan el servicio de suministrar GNV, es la
Estación de Servicio CRISTO CENTRO GAS, que se halla ubicada en la Av. Juan Pablo II de la
ciudad de El Alto.
- Cabe señalar que este grupo de clientes fueron identificados como surtidores fueron
generalizados anteriormente, no obstante para el análisis correspondiente.
AÑO
Número
Nuevas-2012
Urbana
Carretera
103
ESTACIONES DE GNV PROYECTADAS AL AÑO 2.012
2007
42
11.5%
-
2012
213
171
158
13
INVERSIÓN
88.875,000
79.000.000
9.875.000
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Formatted: Font: (Default) Arial, 10
pt
Proyeccion de Numero de
Estaciones de GNV
250
213
200
150
100
50
42
0
2007
2012
Inversión Estimada 88.8 Millones de US$
CLIENTES
COMO SON
QUE
PIENSAN
DE YPFB
VEHÍCULOS
PRIVADOS
Todo vehiculo de
uso particular
VEHÍCULOS
PUBLICOS
Todo vehiculo de
uso publico
Que
es
una
empresa
en
crecimiento
Empresa estatal
en un proceso de
cambio.
QUÉ
ESPECTATIVA
TIENEN
Que pueda reducir
el costo de GNV
Que se nacionalice
realmente.
En cuanto al mercado del transporte pesado se advierte que después del éxito en las conversiones
de vehículos livianos en las principales ciudades del país, la Cámara del Gas Natural de Santa
Cruz, (CGNV), toma la iniciativa en la masificación apuntando a la conversión de buses y camiones
de carga que operan en las rutas interprovinciales del departamento. La institución proyecta
invertir, 1.500 camiones y 7.000 micros del transporte público hasta el año 2.012, hasta el
momento existen 300 micros que circulan en ciudad utilizando GNV. Además la Cámara pretende
llegar a convertir 86.000 motorizados a GNV, en Santa Cruz entre vehículos livianos, camiones y
micros. Una cifra que demandará al menos 213 estaciones adicionales proveedoras de GNV. Con
el proyecto de masificación en marcha, en los dos próximos dos años Bolivia podría capturarse
como el segundo país más desarrollado en GNV, de toda Latinoamérica en términos porcentuales.
Por otro lado se advierte que el parque automotor nacional es de 550.000 motorizados advirtiendo
de esta manera un potencial cliente para el uso de GNV. Es importante también notar que la ciudad
de Cochabamba se mantiene líder en conversiones con más de 46.000 vehículos.
AÑO/ TIPO
Micros
Camiones
Livianos
Buses
104
2006
0
0
19145
0
2007
200
2
27663
0
2.012
7.000 equiv. a 42000 v. livianos
1.500 equiv. a 27000 v. livianos
75.920
756 equiv. a 10000 v. livianos
CONSUMO DÍA
15.57 MMpcd
10.01 MMpcd
27.61 MMpcd
3.71 MMpcd
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Conversión a un promedio de 720 vehículos por mes. Cada micro equivale a 6 vehículos
livianos. Cada camión equivale a 18 vehículos livianos. Cada bus equivale a 13 vehículos
livianos.
Formatted: Font: (Default) Arial, 10
pt
Proyecciones de Crecimiento Clientes de
GNV
75,920
27,363
19,145
0
0
0
0
2006
2
7,000
756 1,500
200
2007
Buses
Camiones
2012
Micros
Livianos
Formatted: Font: (Default) Arial, 10
pt
Consumo Dia MMpcd
27.61
30
25
20
15.57
15
10.01
10
3.71
5
0
Consumo / Día
Buses
Camiones
Micros
Livianos
CONSUMO POR DEPARTAMENTO DE GNV AL 2008
UBICACIÓN
EL ALTO
1998
554
1999
602
2000
716
2001
1.293
2002
1.537
2003
1.723
2004
2.088
LA PAZ
COCHABAMBA
SANTA CRUZ
105
2005
3.161
2006
4.963
2007
7.970
2008
8.647
7
102
254
342
1.359
1.986
3.216
5.743
9.173
12.742
17.462
26.015
36.021
45.445
48.04
2.353
2.511
2.747
2.835
3.187
4.193
6.406
11.917
19.145
28.141
30.532
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SUCRE
98
106
189
215
204
480
598
751
1.145
1.80
1.997
ORURO
0
0
31
83
135
160
184
313
483
720
815
TARIJA
0
0
0
0
0
0
263
1.003
1.573
1.979
2.088
TOTAL
ACUMULADO
4.364
5.205
6.899
10.179
14.296
19.298
26.999
43.167
63.432
86.315
92.468
1.13. Empresas aeronáuticas
Se identifica como clientes directos a empresas aeronáuticas como AIR BP, que tiene sus centros
de abastecimiento para combustibles para aviones en los aeropuertos importantes del país.
1.14. Población y empresas de otros países
1.15. Población y empresas de Brasil ( consumidores de gas natural )
Como cliente directo de GN en el exterior de se identifica a las siguiente empresa:
- PETROBRAS, es la mayor compañía industrial de Brasil encargada de la exploración de petróleo y
gas y de la producción, refinación, compra y transporte de productos de petróleo y gas. La compañía
ha encontrado reservas de más de 8.800 millones de barriles de equivalente de petróleo. La filial
Petrobrás Distribuidora es el minorista líder del Brasil para productos petroleros y combustible de
alcohol. Petrobrás internacional opera la exploración, producción y servicios de marketing mundiales
de la compañía. Existe PETROBRAS Electricidad, encargada de distribuir energía eléctrica. Entre
otros productos se incluyen los petroquímicos y el gas natural.
Composición Accionaría:
Casa Matriz: Unión Federal (32,26%), otros (67,78%).
Subsidiarias y afiliados importantes de la Región.
Petrobrás participaciones (99.99 % ), Petrobrás internacional Finance Company (PIFCO) (99.99 %
), Breitener Energética (30 % ), Downstream Participación S.A., Petroquisa (99 % ), Transpetro
(100 % ), BR Distribuidora (99 % ), Gaspetro ( 100 % ), PBR, Petrobrás Energía, Petrobrás Bolivia,
Conecta, Termobahia ( 29 % ), Replan, Redue y Regap
- Referente a lo que piensan de YPFB, considerando que los compromisos de exportación
comprende 34,45 MMmcd, y que la producción de GN es de 41,45MMmcd esperan que se
cumplan los acuerdos.
- Brasil sobre su posición o su percepción en relación a Bolivia (YPFB), están concientes que
actualmente dependen de nuestro energético por ejemplo el 50% de la industria de San Pablo,
está sujeto al abastecimiento de gas natural que le suministra Bolivia. Es muy importante destacar
que la exportación de gas a Brasil representa un 80% de una producción global del 40MMmcd,
destinada el hidrocarburo, en mayor proporción a las termoeléctricas que alimentan de energía la
prospera región industrial paulista.
- Las expectativas de Brasil sobre YPFB es la que nos muestran sus acciones en el tema de
hidrocarburos y energéticos por ejemplo, en menos de un año dispone de una Terminal de LNG
ubicado en Ceará al norte de ese país, de esta forma esta buscando su independencia de gas
natural importado desde Bolivia vía gasoducto; tiene previsto para alcanzar este objetivo, otras dos
plantas o terminales de regacificación una de ellas ubicada en la Bahía de Guanabara (en Rió) se
106
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proyectan para su puesta en marcha desde el 2009. Ambas terminales tendrán una capacidad
combinada de 21 millones de metros cúbicos diarios (21MMmcd).
Por otro lado es vital destacar el acuerdos de principios entre Petrobrás y PDVSA mediante los
cuales se ha asumido el compromiso de negociar las condiciones comerciales para la compra veta
de Gas Natural Licuado (GNL), cuya proveedora será desde el año 2013 PDVSA.
1.16 Población y empresas de Argentina
- Haciendo alusión respecto a los clientes directos de Gas Natural para el mercado externo como
ENARSA, son una empresa pública argentina, residuo se podría decir de lo que fue YPF
Argentina que pasó a manos privadas de Repsol española. ENARSA, fue creada en 2004 por la
administración del ex – Presidente Néstor Kirchner dedicada a la exploración, explotación,
destilación y venta de petróleo y sus productos derivados, así como la comercialización de gas
natural y electricidad.
Un 53% pertenece al estado argentino.
Un 12% pertenece a provincias participantes.
Un 35% en oferta pública.
Actualmente ENARSA en sociedad con PDVSA, está emprendiendo tareas de exploración en
Orinoco.
- Sobre lo que piensan de YPFB, Argentina manifiestan su preocupación ante la imposibilidad de
recibir todo el caudal de gas conectado a los gasoductos de Bolivia. Los compromisos de
exportación a este país es de 7.7 Mm3/d, sin embargo solo se envía entre 2 y 3 Mm3/d existiendo
un déficit de producción para cumplir el compromiso.
- Referente a sus expectativas que tienen de YPFB, señalamos que Argentina se convertirá los
primeros días del mes de junio próximo en nación importadora de gas natural licuado (LNG) al
recibir desde Trinidad & Tobago, un primer embarque de 138.000 m3 a fin de mitigar sus
necesidades. Se prevé otros arribos de al menos tres buques metaneros, la mayoría de ellos con
cargas de hasta 180.000 m3 desde el proyecto Atlantic LNG de Trinidad y Tobago, operado por
Repsol.
De esta manera podemos advertir sus expectativas que tienen de YPFB es la de no tener total
dependencia, no obstante consideran de gran importancia mantener las relaciones de Bolivia
(YPFB) y Argentina en el tema energético. Adicionalmente se hace notar que el gas natural que
Argentina importa esta destinado a las termoeléctricas para su industria y al parque automotor
como gas comprimido.
1.17. Población y empresas de otros países (potenciales)
MERCADO PONTENCIAL (CHILE)
Dentro el contexto de la demanda internacional para el GN, se debe identificar los consumos
diarios de distintos países, para poder identificar nuestros mercados potenciales a donde
debemos dirigir nuestra atención política y técnica.
El gas natural importado por Chile desde Argentina alcanza para cubrir un tercio de la demanda
residencial y comercial de ese país.
Argentina envía como promedio gas a Chile, 1.400.000 metros cúbicos diarios, procurará
mantener el flujo a Chile, aunque sea mínimo.
107
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Desde el año 2004, Chile, que sólo tiene hasta ahora como único suministrador de gas a
Argentina, viene sufriendo la falta del gas natural argentino, cuyo gobierno ha señalado que por ley
debe abastecer la demanda interna y que han faltado fuertes inversiones en el sector.
Chile comenzó a importar gas argentino en la segunda mitad de los años 90, a razón de 22
millones de metros cúbicos diarios, pero desde el año 2004 ha habido frecuentes y crecientes
recortes en el suministro. el déficit de energía acumulada esta en torno al 20 por ciento.
Estableciendo parámetros comparativos, Chile es un mercado altamente potencial para el GN
boliviano, ya sea utilizado como combustible para su industria o como consumo poblacional, y la
Argentina no esta en la capacidad técnica para suministrar o ingresar a este mercado.
1.18.
CLIENTESDIRECTOS A NIVEL NACIONAL DE LUBRICANTES
Aceites; especial 40, etc. Grasas.
CLIENTES
COMO SON
EMPRESAS
DE
SERVICIO – cambio
de aceites
PUESTOS
VENTA

1.19.
DE
Microempresas
dedicadas a realizar
el mantenimiento de
la
mecánica
en
general.
Comerciantes
de
venta directa .
QUE PIENSAN DE
YPFB
Empresa
estatal
productora
en
el
sector
hidrocarburifero
Empresa en proceso
de cambio
QUÉ ESPECTATIVA
TIENEN
Que pueda ser una
empresa reconocida
a nivel regional por la
calidad
de
sus
productos
Que pueda ser una
empresa grande y
genere fuentes de
trabajo.
Usuarios Externo directos de Lubricantes; En este caso se ha identificado distintas
formas de venta al exterior, es el caso de personas naturales o jurídicas que comercializan
al exterior distintos lubricantes, obviamente es un grupo muy reducido.
LIENTES DIRECTOS A NIVEL NACIONAL DE LÍQUIDOS
En segundo lugar tenemos como clientes directos a nivel nacional de líquidos se identifica a los
siguientes.
Usuarios de gasolinas o Combustibles; Premium, Especial, Gasolina de aviación, Jet fuel
nacional, Fuel oil, Diesel oil, Agro fuel, kerosén, Jet fuel Internacional.
CLIENTES
CÓMO SON
EMPRESAS
AERONAUTICAS
Empresas
establecidas
o
residentes en el país
dedicadas
la
transporte aéreo.
Usuarios particulares
que
consumen
combustibles ya sean
Gasolina o Diesel
Usuarios
que
VEHÍCULOS
PRIVADOS
VEHÍCULOS
108
QUÉ PIENSAN DE
YPFB
Empresa que esta en
un
proceso
de
cambio.
QUÉ ESPECTATIVA
TIENEN
Que sea reconocida
a nivel internacional
Empresa estatal.
Que se fortalezca y
desarrolle.
Es
Que alcance todos
una
empresa
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PUBLICOS
TRANSPORTE
PESADO
EMPRESAS
DE
INGENIOS,
SOYEROS,
ACEITEROS, ETC.
AIR BP
consumen diesel o
gasolina para uso
laboral de transporte.
Usuarios dedicados a
la
profesión
del
transporte
pesado,
camionero o de alto
tonelaje.
boliviana al servicio
de la sociedad.
Empresas dedicadas
a la industria, ya sea
de azúcar, aceite o
soya, que consumen
diesel o kerosene.
Empresa
comercializadora que
abastece
de
combustible
aeronáutico a los
aeropuertos
de
Bolivia.
Que
puedan
dar
facilidades para la
compra de estos
productos.
Empresa dedicada a
los hidrocarburos.
Empresa
que
dedica al sector
hidrocarburos
proceso
fortalecimiento.
se
de
en
de
sus objetivos para
poder producir más
combustible.
Que pueda generar
fuentes de trabajo y
pueda satisfacer la
demanda
interna
insatisfecha
de
combustible.
Que pueda abastecer
la demanda interna
insatisfecha
de
diesel.
Mantener convenios
contractuales
y
trabajar en empresas
privadas.
Como clientes directos externos de líquidos se identifica los siguientes:
1.20. USUARIOS DE GASOLINAS O COMBUSTIBLES; GASOLINA BLANCA
CLIENTES
COMO SON
BRASIL
País que genera
ciencia y Tecnología
en
el
campo
Hidrocarburifero,
consumidor
de
combustibles.
PARAGUAY
País que genera alta
demanda
en
combustibles que no
son
satisfechas
internamente.
QUE PIENSAN DE
YPFB
Mantener relaciones
directas
con
la
empresa
estatal
Boliviana Y.P.F.B.
Que es una empresa
estatal
con
una
administración
en
crecimiento.
QUÉ ESPECTATIVA
TIENEN
Que se cumpla a
cabalidad
los
volúmenes
acordados en los
contratos
establecidos
bilateralmente.
Que cumplan las
demandas
establecidas,
en
particular
con
el
suministro
de
gasolina blanca.
Por tanto tenemos asimismo consumidores directos para cada uno de estos productos. Para
satisfacer a los clientes directos de Gasolinas y de Diesel contamos con la siguiente logística de
transporte y distribución con las siguientes trayectorias:
ii)i)
iii)ii)
Empresas transportadoras y Distribuidoras
Estaciones de Servicio de Líquidos)
Red propia (53 Estaciones de Servicio de YPFB)
privadas
(449
Ahora bien, existen otros productos que nuestra empresa comercializa como ser:
Combustible para aviones Jet fuel (112 Millones de Litros al Año). En Bolivia las dos refinerías
principales tienen una capacidad de producción de 18 millones de litros de jet fuel al mes, pero hoy
día se produce sólo lo requerido, a saber 12 y 13 millones de litros al mes
109
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1.21.
Actores de Coordinación o Aliados
En primera instancia cabe señalar que los actores aliados son aquellos que ayudan a YPFB
Corporativo en el cumplimiento de sus objetivos. Los que permiten ampliar los impactos de las
acciones hacia los clientes directos.
1.22. Entidades Publicas del Estado
1.23. Entidades del Poder Ejecutivo
Entre los actores aliados o de coordinación se señala al poder ejecutivo, que tiene como sus
representantes a nivel nacional, departamental y municipal.
a)
b)
c)
d)
e)
f)
El Gobierno, poder ejecutivo
Prefecturas, Alcaldías
Poder Legislativo
Superintendencias Hidrocarburos
Policía Nacional
Aduana Nacional
a) El gobierno nacional como aliado o actor de coordinación Coadyuva a los propósitos de YPFB
a través de Decretos Supremos como la nueva Ley de Hidrocarburos 3058 y el Decreto Supremo
28701 que le concede la responsabilidad y potestad a YPFB, para retomar las tareas de
exploración , explotación, así mismo reforzar las tareas de comercialización, transporte y concretar
los proyectos de industrialización. Adicionalmente el Decreto Supremo 29507, le permite
consolidarse a YPFB como una empresa Corporativa.
- Adicionalmente, el Supremo Gobierno espera de YPFB en el corto, mediano, largo plazo, que
se constituye como una empresa corporativa, plenamente consolidada, fortalecida, y que llegue a
ser protagonista en el mercado regional e internacional del sector hidrocarburífero.
b) Prefecturas, Alcaldías
Los gobiernos departamentales y municipales como actores aliados de YPFB Corporativo,
contribuyen al logro de los objetivos de la empresa por medio de llevar a cabo políticas que
permitan la seguridad y permanencia de YPFB para beneficio de la población en cuanto se refiere
a coordinar el abastecimiento y suministro de GN y GLP a todos los hogares bolivianos.
Tienen la expectativa de YPFB, que contribuyan al desarrollo de las regiones departamentales y
municipales por medio de garantizar el servicio a la población con productos hidrocarburiferos de
calidad y a futuro garanticen la seguridad energética del país.
c) Poder Legislativo
El Poder Legislativo, como actor de coordinación le permite a YPFB, contar con leyes que impulsen
su desarrollo, crecimiento y fortalecimiento institucional para convertirse en un referente en el
campo de los hidrocarburos a nivel nacional y regional.
La expectativa de este segundo poder del estado es que la empresa contribuya al desarrollo
económico y social de toda la población nacional por ser la primera empresa estatal de Bolivia.
No obstante, Haciendo un análisis general de este grupo de actores de coordinación se advierte
que existen dos posiciones claramente definidas, la mayoría en la cámara de diputados esta
plenamente de acuerdo con la nacionalización de los hidrocarburos y la refundación de la primera
110
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empresa del país YPFB y se constituyen en fiscalizadores para que se lleve a cabo el cumplimiento
de las leyes que han conducido a este proceso de cambio. También existe una minoría en la
oposición que cree lo contrario es decir que el control de la cadena productiva esté en manos de
las transnacionales, y que YPFB se ha constituido actualmente en un botín de pegas.
Por otro lado, en la cámara alta existe una mayoría que cuestionan la nacionalización y refundación
de YPFB, no obstante se nota que un grupo significativo en la Cámara de Senadores está en la
posición de viabilizar la aprobación de leyes en esta instancia para que contribuyendo de esta
manera al proceso de nacionalización de los recursos naturales como los hidrocarburos.
d) Superintendencias Hidrocarburos
Como Institución aliada, se dedicada a la supervisión y fiscalización de todas las operaciones
vinculadas al sector hidrocarburífero, además es también capaz de regularizar y reordenar los
mecanismos necesarios para poder tener con normalidad todas las operaciones de Y.P.F.B.
Dentro este análisis se identifica que la expectativa que se tiene de YPFB para la
superintendencia, en coordinación es amplia, en el sentido de que se esta realizando cambios
estructurales para un nuevo escenario de trabajo, donde esperan que YPFB cumpla con capacidad
todas las normas reguladoras internas.
e) Policía Nacional
Es la entidad que tiene por misión precautelar principalmente por la seguridad de la ciudadanía en
general, y como actor de coordinación de YPFB contribuye a mantener la seguridad física y de las
instalaciones y predios de la empresa a nivel nacional.
Tienen como expectativa de YPFB Corporativa, que garantice de manera regular con el
suministro a abastecimiento de GN, y combustibles líquidos para el regular desempeño de sus
funciones en bien de la colectividad nacional.
f) Aduana Nacional
Como aliado o actor de coordinación, la Aduana Nacional es la representación física del Estado
Nacional en el punto que separa una frontera de otra, tiene como principal función fiscalizar,
controlar, facilitar el comercio nacional e internacional.
Referente a YPFB como la empresa más importante del país, la Aduana Nacional en sus
expectativas o lo que espera de YPFB, como la primera empresa estatal del país se consolide en
su reestructuración y garantice el servicio de calidad a la población, además desea mantener
relaciones interinstitucionales de manera fluida especialmente en lo que tiene que ver con comercio
exterior, importaciones y exportaciones de hidrocarburos, contribuyendo de manera coordinada con
la empresa en su lucha frontal contra el contrabando de hidrocarburos.
- Por otro lado se identifica además También como actores de coordinación a los siguientes
grupos:
- Adicionalmente entre los aliados o actores de coordinación se señala las siguientes empresas
que son parte del holding de YPFB Corporativo:
CLIENTES
CÓMO SON
CHACO S.A.
Empresa socia, de la
cual YPFB, es el
111
QUÉ PIENSAN DE
YPFB
Que
es
una
empresa que debe
QUÉ ESPECTATIVA
TIENEN
Cumplir con el marco
jurídico
a
nivel
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mayor accionario con
el 50% + 1 y se dedica
a
las
áreas
de
exploración
y
explotación.
Empresa socia, de la
cual YPFB, es el
mayor accionario con
el 50% + 1 y se dedica
a
las
áreas
de
exploración
y
explotación.
Por
decreto
la
Empresa era socia, de
la cual YPFB, ahora es
el mayor accionario
con el 100% y se
dedica al transporte de
hidrocarburos.
Empresa de la cual
YPFB, tiene el control
absoluto,
por
que
cuenta con el 100% de
acciones, su tarea es
la de almacenamiento
de líquidos y gas.
ANDINA S.A.
TRANSREDES
CLHB
YPFB Refinería
Empresa socia de
YPFB, se dedica a la
refinación de crudo
para la producción de
productos
derivados
como
diesel
oil,
lubricantes, grasas.
realizar
mayor
inversión
en
la
exploración.
internacional.
Y.P.F.B. es una
empresa que debe
realizar
mayor
inversión
en
la
exploración.
Cumplir con el marco
jurídico
a
nivel
internacional
referente al medio
ambiente, normas de
calidad,
seguridad
Industrial, otros
Cumplir con el marco
jurídico
a
nivel
internacional,
respetando
la
iniciativa privada.
Es una empresa
que debe invertir en
la tecnología para el
servicio
de
transporte
de
hidrocarburos
Cree que Y.P.F.B
debe
invertir
el
proceso
de
almacenamiento,
por
no
tiene
capacidad
de
almacenamiento de
productos.
Es una empresa al
servicio del pueblo
Boliviano capaz de
generar beneficios
al país.
Cumplir con el marco
jurídico
a
nivel
internacional.
Consolidar
la
sociedad a un nivel
regional,
con
capacidad productiva
y tecnológica.
PETROANDINA
EBIH
DISTRIBUCION DE
GAS
1.24. Empresas de refinación de crudo
1.25. Clientes directos a nivel nacional de crudo
Como clientes directos a nivel nacional de Crudo, se identifica a las siguientes empresas:
CLIENTES
DE
CRUDO
ORO NEGRO
COMO SON
Empresa constituida
como refinería para
la refinación de crudo
en la ciudad de Santa
Cruz.
QUE PIENSAN DE
YPFB
Empresa en proceso de
cambios
en
su
administración
y
operación en e l sector
hidrocarburifero.
REFICRUZ
Empresa constituida
Es la empresa estatal
112
QUÉ ESPECTATIVA
TIENEN
Que sea una empresa
con la capacidad y
experiencia
de
abastecer el mercado
nacional e internacional
con empresas privadas.
Que sea una empresa
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PARAPETI
para refinación del
crudo en la ciudad de
Santa Cruz
Empresa constituida
como refinería para
la refinación de crudo
en la ciudad de Tarija
que pretende tener
todo el control en el
área hidrocarburifero.
Y.P.F.B.
esta
consolidada a nivel
nacional.
estatal pero con visión
privada, dentro una
dinámica globalizada.
Que
ingrese
al
mercado
regional
potenciado con otras
similares.
Adicionalmente señalamos a los Clientes directos externos de crudo a saber:
CLIENTES
DE
CRUDO
RECONSTITUIDO
EMPRESAS – QUE
REQUIEREN
EL
RECONS
REPSOL YPF
MATPETROL
PLUSPETROL
COMO SON
QUE PIENSAN DE
YPFB
QUÉ ESPECTATIVA
TIENEN
Empresas
que
requieren el crudo
sujetos
a
las
licitaciones
presentadas, en un
porcentaje mínimo.
Empresa Argentina
que también requiere
volúmenes de crudo
en
determinados
tiempos
Empresa
Boliviana
con
socios
extranjeros
que
demanda volúmenes
de crudo.
Empresa
Española
que también requiere
volúmenes de crudo.
Empresa
que
se
dedica al sector de
los
Hidrocarburos
con experiencia.
Poder abastecer el
mercado de crudo a
nivel
nacional
y
regional.
Empresa
Estatal
Boliviana que esta en
proceso
de
crecimiento abierta a
alianzas estratégicas
Empresa que sigue
un
lineamiento
estadista
Que satisfaga las
demandas
establecidas en los
contratos bilaterales.
Empresa
con
capacidad
de
desarrollo energético.
Que se consolide a
nivel regional.
Pueda
abrir
mercados
para
empresas privadas.
1.26. Empresas distribuidoras de gas natural y de líquidos
1.27. Distribuidores de gas natural por redes
1.28. Instaladores de redes de gas
Son empresas que se dedican a la instalación interna de gas a domicilio, red primaria y secundaria.
1.29. Distribuidores de gasolina y diesel ( Estaciones de servicio)
1.30. Organizaciones vecinales y amas de casa
- Fejuves
- Las Juntas de Vecinos, son una organización compuesta por representantes vecinales, que se
encargan de coordinar con YPFB, la autorización para el inicio de obras de instalación de redes de
gas domiciliario y muchas de las veces en la distribución de GLP.
- Respecto a la empresa estatal piensan que dentro el proceso de reestructuración existen
espacios en los cuales mejorar como en la parte organizacional y administrativa.
113
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- Además, las expectativas que aguardan de YPFB, es que lleguen con el servicio a toda la
población tanto en el área urbana y rural del territorio nacional, para sentir el efecto directo de la
nacionalización de los hidrocarburos.
1.31. Entidades de cooperación externa
Cooperación Internacional
- Constituyen los organismos de cooperación a nivel mundial como ser la cooperación Canadiense,
cooperación Suiza, cooperación Española, cooperación Venezolana, que se dedican a
promocionar el desarrollo en diferentes áreas, especialmente en países en vías de desarrollo con
la finalidad de mejorar la calidad de vida de sus habitantes.
- Referente a lo que piensan de YPFB, es una empresa que está en proceso de cambio.
- Las expectativas que tienen de la primera empresa estatal del país, es que genere mayores
fuentes de empleo y que al tener el control de la cadena productiva, el impacto social de sus
actividades alcance a cada rincón del territorio boliviano generando mayor bienestar económico,
social, cultural y que permita alcanzar el “Vivir Bien” de cada uno de sus habitantes.
1.32. Proveedores
1.33. Empresas proveedoras de insumos técnicos para:
Producción.
- Aceites para diferentes tipos de motor
- Lubricantes bombas y equipos rotativos
- Repuestos de cambio de recurrentes y no recurrentes
- Empaquetaduras (paking)
- Válvulas de succión y de desagüe
- Motor de arranque
- Magnetos
- Rompedor de emulación
- Etanol, anticongelante
- Megotec, para deshidratac ión
- Pasta detectora de agua y petroleo
- Gas patron para cronografías
- Repuestos para válvulas de control de nivel, etc.
Refinación
-
114
Gas natural
Componentes químicos
Hidróxido de sodio
Nitrógeno
Repuestos
Rodamientos
Empaquetaduras
Pernos
Tolueno
Isaetano
Isoetano, etc.
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Transporte
-Bombas de succión
- Aceites
-Válvulas
-Gas natural
-Tubería
- Pinturas anticorrosivos
- Elementos para protección catódicas
- Chanchos para limpieza, etc.
Almacenamiento
- Tanques de almacenamiento para gas y líquidos
- Tubería
- Sensores de control eléctrico
- Material de medición, etc.
3.34. Empresas proveedoras de diesel
Importación de diesel- Venezuela.
Por convenios y acuerdos bilaterales entre los gobiernos de Bolivia y Venezuela se establece la
importación de diesel para abastecer la demanda insatisfecha.
Bolivia abastece un 60% de la demanda y el 40% es considerada por la importación.
1.35. Empresas proveedoras de ( muebles y material de oficinas y escritorios)
a) Empresas que proveen a la institución de material de escritorio. ( LARA BISCH,
FULL OFICE, MUNDO OFICINA ).
b) Empresas que nos suministran muebles.
c) Proveedores de Equipos de computación.
d) Proveedores de cintas de protección anticorrosivos para tuberías.
e) Empresas proveedoras de Torres mas equipos de perforación y herramientas.
Por otro lado se hace notar que el D.S. 29506 autoriza a YPFB la contratación directa de obras,
bienes , servicios generales y servicios de consultaría, así como establecer las condiciones que
regulan el proceso de contratación de bienes, obras y servicios con precalificación de potenciales
proponentes en el marco de las leyes 1178 de Administración y Control Gubernamentales y 3058
de Hidrocarburos.
1.36. Clientes internos de YPFB Corporativo
1.37.
clientes internos
Finalmente, la empresa posee un grupo grande de clientes internos que son básicamente los
recursos humanos o sistema social que compone la organización, que hace posible que un servicio
o producto sea producido y entregado a los clientes directos. De su competencia y compromiso
dependerá gran parte del éxito de la empresa, por ello debe mantenerse especial cuidado en su
selección y motivación.
115
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En este sentido hemos identificado a los siguientes grupos de clientes internos:
CLIENTES
COMO SON
NIVEL EJECUTIVO
Presidente Ejecutivo
Vicepresidentes,
Gerentes, Directores
y Jefes de Unidad.
RRHH TECNICO
OPERATIVO
Operativos
que
trabajan
en
las
diversas plantas de
almacenaje.
Es
la
principal
empresa estatal de
Bolivia dedicada al
sector
de
los
hidrocarburos.
RRHH
ADMINISTRATIVOS
Todo personal que se
desempeña en las
oficinas.
Que es una de las
empresa
más
importantes del país.
RRHH
EVENTUALES
Los que no tienen
item
CONSULTORES
Aquellos que realizan
trabajos
de
consultaría interna y
externa,
en
determinadas áreas.
Empresas
que
brindan servicios de
seguridad y limpieza.
Empresa
que
se
encuentra
en
el
proceso
de
fortalecimiento
y
cambio estructural.
Empresa
que
proyecta
cambios
estructurales
institucionales.
RRHH
TERCERIZADO
QUE PIENSAN DE
YPFB
Empresa
nacionalizada
que
desarrolla trabajos en
la cadena productiva
y
participa
del
negocio
en
el
mercado
internacional.
Es
una
de
las
empresas
más
importantes del país
del
sector
hidrocarburífero.
QUÉ ESPECTATIVA
TIENEN
Empresa corporativa
con la capacidad de
administrar y operar
toda
la
cadena
productiva de los
hidrocarburos
en
Bolivia.
Además
hacer de ella un
referente en el tema
energético
en
la
región.
Que
la
empresa
genere
mayor
fuentes de empleo y
a la ves les dote de
herramientas
técnicas
y
tecnológicas
para
optimizar
el
rendimiento.
Que se consolide
como la empresa
más importante del
país
capaz
de
generar excedentes
económicos para la
reinversión y mejorar
la situación laboral.
Que genere mayotes
fuentes de trabajo
estables
y
permanentes.
Consolidarse como
una
empresa
reconocida as nivel
internacional.
Que genere mayor
espacio laboral para
nuevos
emprendimientos
empresariales.
En cuanto al numero de personal regular y eventual se tiene a continuación los siguiente:
Las planillas la nivel nacional, correspondiente al mes de ABRIL/2008.
NUMERO DE PERSONAL EN Y.P.F.B.
116
www.hidrocarburosbolivia.com
INFORMACION A ABRIL/2008
PERSONAL
REGULAR
EVENTUAL
PLANILLA
PRS-VPACF
VPNO-EX URA
PROYECTO 39 K
TOTAL GENERAL
315
447
0
762
TOTAL
127
329
188
644
442
776
188
1406
Formatted: Font: (Default) Arial, 10
pt
NUMERO DE PERSONAL YPFB ABRIL/2008
447
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
329
315
188
127
0
PRS-VPACF
VPNO-EX
URA
PROYECTO 39 K
REGULAR
EVENTUAL
Numero de personal por programas
- De acuerdo a la estructura presupuestaria a continuación se detalla el número de personal a
nivel nacional:
NUMERO DE PERSONAL POR PROGRAMAS
INFORMACION A ABRIL/2008
REGULAR
117
PERSONAL
EVENTUAL
TOTAL
PROGRAMA -00
PROGRAMA -10
PROGRAMA -11
PROGRAMA -12
155
160
447
94
33
329
188
249
193
776
188
TOTAL GENERAL
762
644
1406
www.hidrocarburosbolivia.com
La relación de numero de personal profesional y no profesional
Dentro de la información de Recursos Humanos se expone el número de Profesionales y No
Profesionales con los que cuenta Y.P.F.B. a nivel nacional, es así que de acuerdo al personal
regular y eventual a continuación se muestra lo siguiente:
NUMERO DE PERSONAL EN Y.P.F.B.
PLANILLA
PRS-VPACF
VPNO
PROYECTO 39 K
PROFESIONAL
123
178
10
NO PROFESIONAL
319
598
178
TOTAL
442
776
188
311
1095
1406
TOTAL GENERAL
Formatted: Font: (Default) Arial, 10
pt
PERSONAL PROFESIONAL Y NO PROFESIONAL ABRIL2008
PROF.
311
22%
NO PROF.
1095
78%
Fuente Dirección nacional de RR.HH
.
Numero de personal por distritos comerciales
De acuerdo a la información de RR. HH. ABRIL/2008, se tiene la información del número de
personal regular y eventual por Distritos, de acuerdo al siguiente cuadro:
RESUMEN DE PERSONAL REGULAR
POR DISTRITOS
PRSDISTRITO
VPACF VPNO TOTAL
RESUMEN DE PERSONAL
EVENTUAL POR DISTRITOS
PRSPROYECTO
VPACF VPNO
39K
TOTAL
TOTAL
GRAL.
LA PAZ
148
199
347
114
107
124
345
692
SANTA CRUZ
157
96
253
11
59
8
78
331
TARIJA
2
41
43
COCHABAMBA
7
47
54
24
24
ORURO
118
1
17
17
60
69
70
124
39
63
22
17
www.hidrocarburosbolivia.com
SUCRE
1
POTOSI
TOTAL
315
23
24
17
17
447
762
1
127
26
19
46
70
29
20
49
66
329
188
644
1406
Formatted: Font: (Default) Arial, 10
pt
NUMERO DE PERSONAL YPFB
ABRIL-2008
SCR; 70; 5%
PTS; 66; 5%
ORU; 63; 4%
CBB; 124; 9%
LPZ; 692; 49%
TJA; 60; 4%
SCZ; 331; 24%
2. Análisis de la competencia
2.1. Cuales son los principales competidores
Con el objeto de identificar a nuestros competidores, se analizó el mercado con un enfoque a
nivel macro detectándose las siguientes áreas y fases de la cadena productiva donde la
competencia juega cierto rol preponderante.
En cuanto al análisis de la competencia se define como interna y externa.
- Competencia interna.
Para poder realizar el análisis sobre las actividades de otras empresas que no sea Y.P.F.B Se
debe tomar en cuenta el rol de la súper intendencia de hidrocarburos en nuestro país, generando la
instancia necesaria para poder tener un clima favorable y honesto en cuanto a la dinámica de la
oferta y demanda de todas las empresas que operan a nivel nacional e internacional, por ejemplo
el artículo 90 de la Ley de Hidrocarburos N° 3058 de 17 de mayo de 2005, establece que la
Superintendencia de Hidrocarburos velará por la competencia en los mercados de donde se
realicen actividades petroleras, con base al Título V de la Ley del Sistema de Regulación Sectorial
N° 1600 de 28 de octubre de 1994.
El artículo 90 de la Ley de Hidrocarburos N° 3058 de 17 de mayo de 2005, sobre la regulación,
inciso d), señala que las empresas dedicadas a las actividades petroleras deberán informar
119
www.hidrocarburosbolivia.com
anualmente a la Superintendencia de Hidrocarburos sobre sus accionistas relevantes, empresas
vinculadas y socios o accionistas vinculados que ejerzan control y decisión en la empresa,
información con la que se constituirá un archivo público y podrá ser utilizado como soporte básico
de información para Y.P.F.B..
Es necesario mencionar también que en el artículo 91 de la Ley de Hidrocarburos N° 3058 de 17
de mayo de 2005, establece que la actividad de transporte de hidrocarburos por ductos, se rige
por el Principio de Libre Acceso, en virtud del cual toda persona tiene derecho, sin discriminación
de acceder al transporte por ductos, para lo cual se presume que siempre existe disponibilidad de
capacidad, mientras el concesionario no demuestre lo contrario.
También es importante mencionar que en el articulo 17 habla sobre las actitudes abusivas,
prevaleciendo una competencia sana, en este entendido dentro un marco regulador legal es que se
identifica el siguiente análisis de competencia a nivel nacional.
Se puede mencionar dos factores en este análisis, Competencia real y potencial.
Competencia Real: Para este análisis es importante mencionar los criterios que se maneja dentro
Y.P.F.B. sobre esta temática, el área de comercialización define que no existe competencia interna,
sin embargo identificamos en un grado o porcentaje muy reducido lo siguiente.
Competenci
a
EMPRESAS
DE
LUBRICANT
ES
ESTACIONE
S
DE
SERVICIO
QUNO
YT GAS
TODO GAS
XIMENA
FIGUEROA
TODO GAS,
ETC.
EMPRESAS
INSTALADO
RAS
DE
RED
PRIMARIA Y
EDR DE GN
ORO
NEGRO
Área de
Intervenci
ón
Contex
to
Nacional
Export
ación
y
Contra
bando
Nacional
Distribu
ción
Nacional
Instala
ciones
Interna
s
Nacional
Nacional
REFRICRUZ
Nacional
120
Instala
ciones
Conexi
ones
de
redes
de gas
Refinac
ión de
Crudo
Refinac
ión de
Crudo
Estrategi
as
Emplead
as
Merca
do y
Cobert
uras
Fortalez
as
Debilida
des
Lubricantes
Servicios
15%
Aceites
85%
Grasas
Cobertur
a al
mercado
Precios
elevados
Diesel,
Gasolina,
GNV.
Servicios
de
limpieza
Nacion
al
Comer
cializan
75%
Venta
directa
No
utilizan
MRK
Servicios de
instalaciones
Mayores
asignacio
nes
Zonale
s
barriale
s y por
asigna
ciones
Mercado
seguro
Poca
seriedad
en el
servicio
Servicios
No existe
compete
ncia
Urbano
, rural
Mercado
seguro
No
utilizan
MRK
Derivados del
petróleo
Calidad
Derivados del
petróleo
Calidad
Depart
amenta
l
Depart
amenta
l
MRK
Institucio
nal
MRK
Institucio
nal
Servicios/Pr
oductos que
ofrece
Precios
elevados
Precios
elevados
www.hidrocarburosbolivia.com
PARAPETI
AIR BP
Nacional
Refinac
ión de
Crudo
Derivados del
petróleo
Lugar
geográfic
o
Nacional
Internacion
al
Abaste
cimient
o
combu
stibles
Jet fuel,
diesel de
aviación
Únicos
en el
rubro
Depart
amenta
l
Nacion
al
100%
de
comerc
ializaci
on
MRK
Institucio
nal
Precios
elevados
Mercado
seguro
No
utilizan
MRK
- Competencia Potencial: Es importante realizar este análisis sobre la competencia potencial,
debido a que existe tendencias de hacerse realidad la existencia de competencias reales fuertes
dentro el país, tal vez no muy probables, pero si existe una probabilidad mínima identificada.
Bajo este criterio, desde ya las empresas identificadas anteriormente pueden acceder a ingresas a
un listado de clientes potenciales, sin embargo, en este caso se identifica algunos que tienen
mayor grado de probabilidad.
Competenci
a
Área
de
Interve
nción
Contexto
Servicios/Pro
ductos que
ofrece
Estrate
gias
Emplea
das
PEQUIVEN
Interna
cional
Petroquí
mica de
Gas
Fertilizante,
Uria, Cloro,
etc.
Calidad
Mundi
al
Industrial
ización
de Gas
Productos
petroquímicos
BRASKEN
Calidad
Mercad
oy
Cobert
uras
Nacion
al
(Venez
uela)
70% M
interno
30% M
ext.
Nacion
al e
interna
cional
Fortalezas
Debilida
des
Apoyo
estatal.
Su
Burocra
cia
Visión
empresari
a
Tecnologí
a de punta
Estas empresas ingresan a ser potencialmente competidores debido a su condición y función de
empresa, básicamente se dedican a las operaciones de Industrialización de Gas, con todas las
operaciones conocidas y para Y.P.F.B es necesario conocer y estudiar la nueva área de interés
que tiene a futuro, es decir, que le interesa de sobre manera conocer a ciencia exacta todo lo que
respecta a la industrialización del Gas Natural.
- Análisis de competencia Externa.
Si bien se establece un marco legal para trabajar como socios o en estrecha coordinación con la
mayoría de las empresas a nivel latino América, es necesario identificar la probabilidad que existe
de que las empresas extranjeras no dependan ya de Y.P.F.B. debido a que cada empresa pensara
y planificara estrategias para potenciarse mas cada día y ser menos dependiente de otras.
De la misma manera se puede identificar el siguiente análisis.
Competencia Real Externa.
121
www.hidrocarburosbolivia.com
Competencia
Área de
Intervenc
ión
Contexto
Servicios/Prod
uctos que
ofrece
Estrategias
Empleadas
Mercado y
Coberturas
Upstream,
downstream
Calidad
Nacional e
internacion
al
Fortalezas
Imagen de
Marca y
Calidad
Visión
empresaria
Tecnología
de punta
Debilidades
YPF
Internaci
onal
Toda la
cadena
productiva
PETROBRAS
Mundial
Toda la
cadena
productiva
Upstream,
downstream
Calidad
Nacional e
internacion
al
PETRO PERÚ
Nacional
Internaci
onal
Toda la
cadena
productiva
Upstream,
downstream
Calidad
Nacional y
regional
Visión
empresarial
Incursión
mercado
global
TRINIDAD &
TOBAGO
Regional
Gas natural
LNG
Calidad
Regional
Visión
empresaria
Tecnología
de punta
Ubicación
Geográfica
Producción
limitada
En este caso se ha identificado competencias reales a las empresas que abastecen de gas o de
algún producto al mercado regional, es decir PDVSA realiza transacciones económicas al vecino
país de Brasil, echo que podría realizarlo Bolivia, en caso de Argentina lo propio, Chile Uruguay
Paraguay son mercados que no podemos ingresar, uno de los factores es por que existen
empresas ya ocupando distintas áreas de operaciones dentro el upstream y el dowsntream.

Competencia Potencial Externa.
En el caso de poder identificar competencias potenciales externo, debemos mencionar que todas
las empresas existentes entran en la dinámica de depender menos de otras similares, es decir, que
para un escenario hidrocarburifero dependerá mucho de las estrategias de cada empresa para su
fortalecimiento y tener el control y monopolio dentro del upstream y el dowsntream en un mercado
tanto regional como mundial.
Respecto a las actividades fundamentales de E & P (exploración y producción) YPFB tiene el
50% mas 1 de las acciones de las empresas CHACO y ANDINA, condición que permitirá a YPFB
implementar proyectos en upstream. Por tanto puede ingresar en el marco competitivo a nivel
regional.
Por otro lado, tomando en cuenta la ejecución de proyectos y programas de trabajo de 4 contratos
de exploración y 40 contratos de explotación dentro de los 44 de E&P en un plazo no mayor a 10
años, YPFB podría alcanzar un nivel competitivo en el ámbito nacional, mínimamente en cuanto a
suministro de hidrocarburos tanto en el mercado interno como en el mercado externo.
Adicionalmente se hace notar que los productos que ofrecen los competidores SHELL, EXXON,
ESSO y MOBIL son fundamentalmente lubricantes y aceites para automóviles. A nivel nacional las
empresas como Chevron Lubricantes, ofrecen un servicio integral a través de una planificación que
ayuda en la optimización de los costos relacionados con lubricantes que inciden en el incremento
de la vida útil del equipo, menores costos de mantenimiento, mayor confiabilidad en el equipo, este
hecho muestra claramente la competencia potencial en dichas empresas.
Muchos de los productos de estas empresas ingresan por la vía del contrabando al país, sin pagar
impuestos y aranceles, por lo que no se trata en realidad de una estrategia, ni de tácticas
practicadas por estos competidores.
Las estrategias que utiliza la competencia en productos derivados del petróleo (aceites para
automóvil) son de diferenciación en el servicio al cliente, alta inversión en marketing, alta
remuneración salarial a sus empleados e imagen de marca, estrategias conocidas como
Estrategias Globales. Es importante reiterar que no se trata de acciones muy agresivas, ni de gran
repercusión para tomar plena posición del mercado, puesto que la enorme existencia de los
122
www.hidrocarburosbolivia.com
mismos se debe fundamentalmente al contrabando y no a acciones estratégicas de las empresas
competidoras.
2.2.
Fortalezas y debilidades de la competencia
En lo que concierne a los productos derivados del petróleo (aceites para automóvil
específicamente) nuestros competidores SHELL, EXXON, ESSO, MOBIL, poseen una fortaleza
indirecta que proviene de la acción del contrabando. El contrabando se encarga de ingresar y
distribuir los productos de la competencia en nuestro mercado y de forma indirecta otorga una
fuerza adicional a nuestra competencia en estos productos específicos. Si no existiese
contrabando entonces los productos derivados del petróleo como los aceites para automóvil de
YPFB REFINACIÓN, tendrían mucho más aceptación y su consumo seria mucho mayor. Por lo
tanto hacen falta políticas de salvaguarda de nuestra industria nacional y sobretodo prácticas
eficaces para impedir el contrabando de estos productos y así favorecer el consumo nacional y
favorecer el consumo de los productos que nosotros producimos.
Por otra parte, una fortaleza innegable de la competencia en materia de aceites para automóvil es
la diversificación de productos que ofrecen a los clientes. Por ejemplo el aceite con SAE 10 W 40
no lo fabricamos y tan solo tenemos uno que se aproxima que posee un SAE 15 W 40 pero no es
lo mismo exactamente y existen muchísimos automóviles que utilizan SAE 10 W 40 por lo tanto los
propietarios de estos vehículos prefieren utilizar los productos de la competencia.
Otra fortaleza que posee la competencia en materia de aceites para automóvil es sin duda la
calidad de sus productos. Es decir que la percepción que nuestro consumidor posee acerca de la
calidad de estos productos de la competencia es muy alta.
Desgraciadamente, nuestros productos por su calidad son poco atractivos ante los consumidores,
la percepción que ellos tienen acerca de la calidad de nuestros productos, no es alta y esta es la
verdadera realidad.
Una debilidad que posee la competencia en este mismo rubro son sus altos precios. Aunque la
misma es muy bien compensada por la gran aceptación que poseen estos productos, la percepción
de la calidad que nuestro consumidor tiene acerca de sus productos.
2.3.
Breve análisis del ambiente externo
Es preciso también incluir un análisis del ambiente externo de la empresa comenzando a definir
una industria como un grupo de empresas oferentes de productos y/o servicios que son sustitutos
cercanos entre si, estos productos y/o servicios satisfacen las mismas necesidades del
consumidor. Es así que tenemos la industria de los productos derivados de hidrocarburos.
2.4.
Diamante de Porter
El Modelo de Cinco Fuerzas elaborado por el Dr. Michael Porter –profesor de Harvard- nos provee
de un marco básico para el análisis competitivo en una industria. Por tanto es preciso tomar en
cuenta estas fuerzas en la industria hidrocarburifera:
1)
2)
3)
4)
5)
Ingreso de competidores potenciales
Poder de negociación de los compradores
Poder de negociación de los proveedores
Ingreso de productos sustitutos
Rivalidad entre competidores ya establecidos
Respecto al primer caso, el posible ingreso de competidores potenciales nuestra empresa está
amparada por la nueva Ley de Hidrocarburos 3058 y el Decreto Supremo 28701 donde se
123
www.hidrocarburosbolivia.com
especifica que YPFB será el único exportador, único importador y único comercializador de
hidrocarburos y productos derivados en Bolivia. Entonces, no existe la posibilidad de un ingreso
de competidores potenciales a nuestro territorio.
Respecto al segundo caso, el poder de negociación de los compradores (o clientes), en algunos
casos –es decir algunos clientes- pueden ejercer alguna presión en materia de precios.
Con relación al tercer aspecto, el poder de negociación de los proveedores, ellos también
pueden presionar en materia de precio y obligarnos de alguna forma a pagar precios más altos por
sus bienes y/o servicios.
Respecto al posible ingreso de productos sustitutos, esta es una constante amenaza
particularmente en materia de calidad. Si bien los productos sustitutos –ejemplo aceite para autoentran en su mayoría a través del contrabando, sus precios son altos pero la percepción de su
calidad por parte de nuestros consumidores (clientes) es alta. De tal forma, muchos consumidores
bolivianos prefieren pagar un precio más alto por un producto de “mayor calidad”. Esto nos puede
animar como empresa a mejorar la calidad de nuestros productos pero fundamentalmente la
imagen corporativa de nuestra empresa.
Todo ello implica un esfuerzo integrado de
reposicionamiento –un esfuerzo de mercadotecnia- de nuestra marca. Una vez lograda esta nueva
posición en la mente del consumidor, la percepción que éste tenga de nuestra calidad mejorará y
entonces podremos subir nuestros precios en los productos que exhiban esta “nueva calidad”. Por
otra parte otros posibles productos sustitutos son:
ii)i)
iii)ii)
iv)iii)
Energía nuclear en el Brasil
Todos los tipos de biocombustibles
Todos los tipos de energías alternativas
Finalmente, respecto a la rivalidad entre competidores ya existentes, lo que más se destaca es
la rivalidad entre marcas (que muchas veces reflejan la calidad), la nuestra y las de la competencia
.
En este sentido las marcas extranjeras especialmente en lubricantes (derivados del petróleo)
gozan de prestigio y de un excelente posicionamiento mercadotécnico que exigen grandes
volúmenes de producción para satisfacer el mercado a través de la comercialización, a diferencia
de los productos de YPFB, volumen de ventas comparando con los productos de YPFB.
2.5. Conclusiones y Recomendaciones
Después de haber realizado el análisis correspondiente e identificado a los clientes con los que
cuenta YPFB, tanto reales como potenciales, además de haber identificado a la competencia se
llegó a la siguientes conclusiones:
1. Bajo un criterio empresarial con fines lucrativos, se debe entender que el mercado identificado
real o potencial, en este escenario, YPFB debe pensar en el posicionamiento total de imagen y
marca, primero a nivel nacional y después pensar en el mercado regional, considerando
obviamente varios conceptos y criterios como los mencionados.
2. En relación a los clientes directos de Gas Natural se establece que son un importante sector de
la población boliviana, por que se trata de amas de casa, restaurantes y vivanderas que en
consumo alcanzan a estas proporciones significativas a saber, 70%, 20% y 10%.
3. En el caso de los clientes para los lubricantes, existe grupos de clientes que requieren este
producto a nivel nacional como para el exterior, YPFB, al no comercializar directamente este
producto genera un vació en las operaciones de venta directa, perdiendo oportunidades de
posicionamiento de marca. Además se advierte que el 16% en aceites esta copado por productos
importados y en grasas el 85%.
124
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4. Para el caso de GLP, se evidencia que la capacidad de producción diaria es de1.000 t.
equivalentes a 100.000 garrafas suficiente para atender la demanda interna, no obstante es
preocupante el hecho de que existe desabastecimiento aparente, esto de debe al contrabando, sin
embargo, obviamente se da este caso debido a la comercialización especulativa que realizan los
canales de distribución.
5. En el caso de los líquidos y combustibles, se ve claramente que también existe un
desabastecimiento en cuanto al diesel y gasolina, en mayor porcentaje el primero que el segundo,
por esta razón es urgente la solución de este problema, por que al mismo tiempo se identifica la
crecida de demanda interna de diesel, cada año va aumentando hasta en un 35 % especialmente
en los últimos 5 años.
6. Para el caso de GNV, se muestra en este análisis una crecida demanda de consumidores de
este producto, inclusive se proyecta un mercado potencial muy favorable para el movimiento
económico de este producto considerando que el parque automotor esperando para este servicio
es de 550.000 vehículos en transporte pesado y liviano. Sin embargo se debe prever que llegado el
momento se identifique o planifique la distribución de Gas para determinado segmento de mercado
para no descuidar otro.
7. Para poder realizar el análisis del comportamiento comercial del Crudo, se debe tener en cuenta
la capacidad que tiene Bolivia para poder refinar este producto, debido a que existe empresas que
realizan esta operación quitando mercado a YPFB refinación. Es decir por un lado ver si YPFB
TOMA EL CONTRO TOTAL DE LA REFINACIÓN, y así considerar si tiene la capacidad de
abastecer la demanda insatisfecha de diesel en el país.
2.6. Recomendaciones
Se entiende que es un gran desafío que enfrenta YPFB al ingresar en una nueva Estructura
Corporativa, sin embargo es importante mencionar que las condiciones de la demanda global son
extremas y continúan creciendo, mientras que la capacidad de refinación tropieza para mantenerse
arriba con el escenario de desabastecimiento de diesel, estas condiciones representan un
potencial desgaste en su aparato productivo, se debe considerar necesariamente, aspectos
económicos, tecnológicos e innovadores, reduciendo costos y utilizando eficientemente los
recursos que se tienen tanto humanos como tecnológicos para poder alcanzar y poder sostener
resultados que beneficien primero a nuestros clientes y así alcanzar el éxito esperado.
A lo largo de diferentes procesos de YPFB, se debe identificar cómo mejorar aun más en este
proceso de cambio.
1. Mayor eficiencia en el ámbito administrativo y técnico.
Es importante este aspecto, porque permitirá a nuestros clientes la gestión efectiva para poder
disponer o tener información de la mejora y de los servicios ofertados por YPFB.
2. Agilidad en los negocios
Agilidad significa que las operaciones están ligadas con los compromisos con la cadena de
abastecimiento de los objetivos del negocio, es decir una conexión de las conexiones en la
refinería con las demandas del mercado.
Esta agilidad, puede ser alcanzada a través de soluciones integrales que incluyan planificación de
la demanda , planificación de la producción, gestión de órdenes, gestión de los objetivos y de las
tareas.
125
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Se sebe tomar decisiones considerando el presente y las futuras capacidades de plantas,
traduciéndose explanes de producción, automatización de tareas rutinarias, manteniendo el flujo de
información desde las operaciones hasta la cadena del abastecimiento.
3. Se debe identificar e integrar los procesos de negocios que realiza YPFB coordinado a las
operaciones de planta ( Ya sea YPFB Refinación, YPFB Logística, etc.) en un tiempo óptimo.
Esto significa sincronizar información y aplicaciones de las operaciones tanto de planta como
administrativa, desarrollando gestión en la información del soporte administrativo que permita al
personal de la refinería tomar mejores decisiones para mejorar la producción, llegando a una
automatización en los procesos.
4. Eficiencia en los recursos
Se debe desarrollar herramientas para mejorar la efectividad del personal de planta y
administrativa en situaciones anormales, o por ejemplo en escenarios de demanda insatisfechas.
Corrigiendo errores rápidamente y previniendo que ocurran rápidamente.
Es necesario identificar que los recursos de YPFB, tanto humanos como tecnológicos no solo
requieren un nuevo procedimiento, sino aumentar la capacidad productiva por un lado y por otro
aumentar el rendimiento del personal, evitando cuellos de botella tanto administrativos como
técnicos.
Como propuesta concreta se recomienda desarrollar el PNCCH, Programa nacional de Calificación
y Certificación de Recursos Humanos en Hidrocarburos. Este programa debe generar valor
agregado a todo recurso humano, con certificación a nivel nacional e internacional, dicha
certificación estaría avalada por Instituciones y Organizaciones mundiales como ser ABENDE,
Asociación Brasilera de Ensayos no Destructivos, ABRAMAN, Asociación Brasilera de
Mantenimiento, AWS, Asociación Mundial de Soldadura, etc. Esta certificación puede extenderse a
distintas técnicas en el campo hidrocarburífero.
5. Alternativa de solución para satisfacer a nuestros clientes
En un primer análisis interno se debe considerar tener el control absoluto de todos los procesos y
operaciones tanto administrativos como técnicos, integrando tecnológicamente todas las empresas
de YPFB Corporativo.
Se debe desarrollar un análisis profundo de los procesos de la construcción de nuevas plantas y
unidades para el abastecimiento de las demandas insatisfechas de los distintos productos que
YPFB comercializa
126
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ANEXO 4
PROYECTOS DE EXPLORACION Y
EXPLOTACION
PROYECTO DE EXPLORACION Y EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS
EXPLORACION Y DESARROLLO CAMPO HUACAYA – BLOQUE CAIPIPENDI
BOLIVIA
1. NOMBRE DEL PROYECTO
Desarrollo del Campo Huacaya – Bloque Caipipendi
2. ANTECEDENTES
A continuación se resume las características generales del Campo Huacaya.
Ubicación:
o
Pozos:
o
o
Departamento: Chuquisaca.
Pozos: 1 pozo perforado (HCY-X1D)
1 pozo productor descubridor.
Mercado:
o
o
127
Argentina (Contrato ENARSA)
Volumen Comprometido: 27.7 MMmcd
Precio: Mínimo 5 $us/MBTU
Tiempo de Vigencia del Contrato: hasta el 2027
Otros mercados regionales potenciales
www.hidrocarburosbolivia.com
Pronóstico de Producción
Formatted: Font: Verdana, 10 pt
Proyección de Producción de Hidrocarburos, Campo Huacaya
4,0
8.000
HUACAYA GAS
7.000
3,0
6.000
2,5
5.000
2,0
4.000
1,5
3.000
1,0
2.000
0,5
1.000
0,0
HUACAYA GAS
HUACAYA LIQUIDOS
1.3.
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
0,0
0,0
0,0
0,0
0
0
0
0
1,4
2,1
2,8
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
3,5
3,4
3,2
Producción Liquidos [BPD]
Producción Gas [MMmcd]
HUACAYA LIQUIDOS
3,5
0
3,0
2.819 4.165 5.470 6.738 6.641 6.547 6.456 6.368 6.282 6.199 6.118 6.040 5.665 5.315 4.987
OBJETIVO
El objetivo del proyecto es realizar el desarrollo completo del campo Huacaya
mediante la construcción de Facilidades de Producción, Perforación de Pozos y
facilidades de transporte.
2.4.
INVERSION ESTIMADA
La inversión estimada del proyecto es de 254.25 millones de dólares
estadounidenses. El cuadro siguiente muestra un detalle de las inversiones a
realizarse.
Bloque
Caipipendi
Campo
Actividad
Huacaya*
Perforación Pozos
Plantas & Facilidades
Líneas de
Recolección
Cantidad
4
4 MMmcd
180
60
48 Km
14.25
Total
254.25
*Las Inversiones del Bloque Caipipendi incluye campo Margarita y Huacaya
128
Costo
Actividades
[MM$us]
Formatted: Indent: Left: -0,63 cm,
Numbered + Level: 1 + Numbering
Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
Alignment: Left + Aligned at: 0 cm +
Tab after: 0,63 cm + Indent at: 0,63
cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
Formatted: Indent: Left: -0,63 cm,
Numbered + Level: 1 + Numbering
Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
Alignment: Left + Aligned at: 0 cm +
Tab after: 0,63 cm + Indent at: 0,63
cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
www.hidrocarburosbolivia.com
3.5.
MODALIDAD DE FINANCIAMIENTO
El proyecto se financiara a través de:
a) Emisión de Bonos.
b) Crédito preferencial contra el mismo proyecto.
b) Crédito a cargo de una entidad financiera del país del socio.
129
Formatted: Indent: Left: -0,63 cm,
Numbered + Level: 1 + Numbering
Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
Alignment: Left + Aligned at: 0 cm +
Tab after: 0,63 cm + Indent at: 0,63
cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
www.hidrocarburosbolivia.com
PROYECTO DE EXPLORACION Y EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS
EXPLORACION Y DESARROLLO CAMPO INCAHUASI – BLOQUE IPATI
BOLIVIA
3.6.
NOMBRE DEL PROYECTO
Desarrollo del Campo Incahuasi – Bloque Ipati
4.7.
ANTECEDENTES
A continuación se resume las características generales del Campo Incahuasi.
Ubicación:
o
Pozos:
o
o
Departamento: Chuquisaca, Santa Cruz.
Pozos: 1 pozo perforado (Incahuasi-X1D)
1 pozo productor
Mercado:
1.o Argentina (Contrato ENARSA)
Volumen Comprometido: 27.7 MMmcd
Precio: Mínimo 5 $us/MBTU
Tiempo de Vigencia del Contrato: hasta el 2027
2.o Otros mercados regionales potenciales
Formatted: Indent: Left: 1,25 cm,
Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 1,9
cm + Tab after: 2,54 cm + Indent at:
2,54 cm, Tab stops: Not at 1,27 cm +
2,54 cm
Formatted: Indent: Left: 1,25 cm,
Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 1,9
cm + Tab after: 2,54 cm + Indent at:
2,54 cm, Tab stops: Not at 1,27 cm +
2,54 cm
Pronóstico de Producción
Proyección de Producción de Hisrocraburos, Campo Incahuasi
8,0
Formatted: Font: Verdana, 10 pt
6.000
INCAHUASI GAS
INCAHUASI LIQUIDOS
7,0
5.000
6,0
4,0
3.000
3,0
2.000
2,0
1.000
1,0
0,0
INCAHUASI GAS
INCAHUASI LIQUIDOS
130
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
0,0
0,0
0,0
0,0
0
0
0
0
2,8
4,2
5,7
7,1
7,1
7,1
7,1
7,1
7,1
6,7
6,4
6,1
5,8
5,5
5,2
2.280 3.394 4.490 5.570 5.527 5.486 5.446 5.406 5.367 5.062 4.775 4.504 4.249 4.009 3.783
0
Producción Liquidos [BPD]
Producción Gas [MMmcd]
4.000
5,0
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3.8.
OBJETIVO
El objetivo del proyecto es realizar el desarrollo completo del campo Incahuasi
mediante la construcción de Facilidades de Producción, Perforación de Pozos y
facilidades de transporte.
4.9.
INVERSION ESTIMADA
La inversión estimada del proyecto es de 540.26 millones de dólares
estadounidenses. El cuadro siguiente muestra un detalle de las inversiones a
realizarse.
Bloque
Ipati
Campo
Actividad
Incahuasi
Perforación Pozos
Plantas & Facilidades
Líneas de
Recolección
Ductos
Cantidad
Costo
Actividades
[MM$us]
7
8 MMmcd
315
100
84 Km
25
30 Km
Subtotal
Total
Formatted: Indent: Left: -0,63 cm,
Numbered + Level: 1 + Numbering
Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
Alignment: Left + Aligned at: 0 cm +
Tab after: 0,63 cm + Indent at: 0,63
cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
Inversiones
a mayo
2007
[MM$us]
64.26
36
476
540.26
5.10. MODALIDAD DE FINANCIAMIENTO
El proyecto se financiara a través de:
c) Emisión de Bonos.
d) Crédito preferencial contra el mismo proyecto.
b) Crédito a cargo de una entidad financiera del país del socio.
131
Formatted: Indent: Left: -0,63 cm,
Numbered + Level: 1 + Numbering
Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
Alignment: Left + Aligned at: 0 cm +
Tab after: 0,63 cm + Indent at: 0,63
cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
Formatted: Indent: Left: -0,63 cm,
Numbered + Level: 1 + Numbering
Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
Alignment: Left + Aligned at: 0 cm +
Tab after: 0,63 cm + Indent at: 0,63
cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
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PROYECTO DE EXPLORACION Y EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS
EXPLORACION Y DESARROLLO CAMPO ITAU
BOLIVIA
1. NOMBRE DEL PROYECTO
Desarrollo del Campo Itau
2. ANTECEDENTES
A continuación se resume las características generales del Campo Itau
Ubicación:
o
o
Pozos:
o
o
Departamento: Tarija.
Provincia: Gran Chaco.
Pozos: 3 pozos perforados
2 pozos productores
Mercado:
1.o Argentina (Contrato ENARSA)
Volumen Comprometido: 27.7 MMmcd
Precio: Mínimo 5 $us/MBTU
Tiempo de Vigencia del Contrato: hasta el 2027
2.o Otros mercados regionales potenciales
Formatted: Indent: Left: 1,25 cm,
Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 1,9
cm + Tab after: 2,54 cm + Indent at:
2,54 cm, Tab stops: Not at 1,27 cm +
2,54 cm
Formatted: Indent: Left: 1,25 cm,
Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 1,9
cm + Tab after: 2,54 cm + Indent at:
2,54 cm, Tab stops: Not at 1,27 cm +
2,54 cm
Pronóstico de Producción
Formatted: Font: Verdana, 10 pt
Proyección de Producción de Hidrocarburos, Campo Itau
8,0
6.000
ITAU GAS
ITAU LIQUIDOS
7,0
5.000
6,0
4,0
3.000
3,0
2.000
2,0
1.000
1,0
0,0
ITAU GAS
ITAU LIQUIDOS
132
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
0,0
0,0
1,4
2,8
4,2
5,7
7,1
7,1
7,1
7,1
7,1
7,1
7,1
7,1
6,7
6,4
6,1
5,8
5,5
0
0
1.159 2.298 3.420 4.525 5.612 5.570 5.527 5.486 5.446 5.406 5.367 5.328 5.026 4.741 4.473 4.220 3.982
0
Producción Liquidos [BPD]
Producción Gas [MMmcd]
4.000
5,0
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1.3.
OBJETIVO
El objetivo del proyecto es realizar el desarrollo completo del campo Itau mediante la
construcción de Facilidades de Producción, Perforación de Pozos y facilidades de
transporte.
2.4.
INVERSION ESTIMADA
La inversión estimada del proyecto es de 498.85 millones de dólares estadounidenses.
El cuadro siguiente muestra un detalle de las inversiones a realizarse.
Bloque
Bloque XX
Tarija Oeste
3.5.
Campo
Actividad
Itau
Perforación Pozos
Plantas & Facilidades
Líneas de
Recolección
Ductos
Cantidad
4
8 MMmcd
Costo
Actividades
[MM$us]
Formatted: Indent: Left: -0,63 cm,
Numbered + Level: 1 + Numbering
Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
Alignment: Left + Aligned at: 0 cm +
Tab after: 0,63 cm + Indent at: 0,63
cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
Inversiones
a mayo
2007
[MM$us]
180
100
48 Km
14.25
30 Km
Subtotal
36
330.25
Total
498.85
MODALIDAD DE FINANCIAMIENTO
El proyecto se financiara a través de:
e) Emisión de Bonos.
f) Crédito preferencial contra el mismo proyecto.
g) Crédito a cargo de una entidad financiera del país del socio.
133
Formatted: Indent: Left: -0,63 cm,
Numbered + Level: 1 + Numbering
Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
Alignment: Left + Aligned at: 0 cm +
Tab after: 0,63 cm + Indent at: 0,63
cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
168.60
Formatted: Indent: Left: -0,63 cm,
Numbered + Level: 1 + Numbering
Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
Alignment: Left + Aligned at: 0 cm +
Tab after: 0,63 cm + Indent at: 0,63
cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
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PROYECTO DE EXPLORACION Y EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS
EXPLORACION Y DESARROLLO CAMPO MARGARITA – BLOQUE CAIPIPENDI
BOLIVIA
3.6.
NOMBRE DEL PROYECTO
Desarrollo del Campo Margarita – Bloque Caipipendi
4.7.
ANTECEDENTES
A continuación se resume las características generales del Campo Margarita.
Ubicación:
o
o
Pozos:
o
o
o
134
Departamento: Tarija.
Provincia: Gran Chaco.
Pozos: 4 pozos perforados (MGR-X1, MGR-X2, MGR-X3, MGR-4).
2 pozos en producción (MGR-X1, MGR-4).
2 pozos, cerrados (MGR – X2, MGR -X3).
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Producción:
Cuenta con 1 planta de procesamiento de gas de 70.63 MMPCD.
La producción al mes de septiembre de 2007 es:
 1.7 MMmcd (60 MMpcd de Gas)
 3500 BPD de condensado y gasolina
o
o
Transporte:
o 2 Líneas de 27 Km. de longitud.
o 1 línea de 6” para transporte de líquido.
o 1 línea de 10” para transporte de gas.
Mercado:
1.o Argentina (Contrato ENARSA)
Volumen Comprometido: 27.7 MMmcd
Precio: Mínimo 5 $us/MBTU
Tiempo de Vigencia del Contrato: hasta el 2027
2.o Otros mercados regionales potenciales
Formatted: Indent: Left: 1,25 cm,
Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 1,9
cm + Tab after: 2,54 cm + Indent at:
2,54 cm, Tab stops: Not at 1,27 cm +
2,54 cm
Formatted: Indent: Left: 1,25 cm,
Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 1,9
cm + Tab after: 2,54 cm + Indent at:
2,54 cm, Tab stops: Not at 1,27 cm +
2,54 cm
Pronóstico de Producción
Formatted: Font: Verdana, 10 pt
Proyección de Producción de Hidrocarburos, Campo Margarita
14
25.000
MARGARITA GAS
MARGARITA LIQUIDOS
12
20.000
15.000
8
6
10.000
Producción Liquidos [BPD]
Producción Gas [MMmcd]
10
4
5.000
2
0
MARGARITA GAS
MARGARITA LIQUIDOS
3.8.
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
1,8
2,0
2,0
8,3
10,5
11,7
11,7
11,7
11,7
11,7
11,7
11,6
10,6
9,7
9,1
8,6
8,2
7,6
7,3
0
3.810 4.176 4.108 16.716 20.968 22.872 22.531 22.201 21.882 21.573 21.273 20.909 18.878 16.971 15.755 14.698 13.735 12.718 11.930
OBJETIVO
El objetivo del proyecto es realizar el desarrollo completo del campo margarita
ampliando la capacidad de tratamiento de las Facilidades de Producción,
Perforación de Pozos e incremento de la capacidad de transporte.
135
Formatted: Indent: Left: -0,63 cm,
Numbered + Level: 1 + Numbering
Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
Alignment: Left + Aligned at: 0 cm +
Tab after: 0,63 cm + Indent at: 0,63
cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
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4.9.
INVERSION ESTIMADA
La inversión estimada del proyecto es de 627.50 millones de dólares
estadounidenses. El cuadro siguiente muestra un detalle de las inversiones a
realizarse.
Bloque
Caipipendi
Campo
Actividad
Margarita
Perforación Pozos
Plantas & Facilidades
Líneas de
Recolección
Ductos
Cantidad
4
10 MMmcd
Costo
Actividades
[MM$us]
Inversiones
a mayo
2007
[MM$us]
180
120
48 Km
14.25
30 Km
Subtotal
36
350.25
Total
627.50
5.10. MODALIDAD DE FINANCIAMIENTO
El proyecto se financiara a través de:
h) Emisión de Bonos
i) Crédito preferencial contra el mismo proyecto.
b) Crédito a cargo de una entidad financiera del país del socio.
136
Formatted: Indent: Left: -0,63 cm,
Numbered + Level: 1 + Numbering
Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
Alignment: Left + Aligned at: 0 cm +
Tab after: 0,63 cm + Indent at: 0,63
cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
277.25
Formatted: Indent: Left: -0,63 cm,
Numbered + Level: 1 + Numbering
Style: 1, 2, 3, … + Start at: 1 +
Alignment: Left + Aligned at: 0 cm +
Tab after: 0,63 cm + Indent at: 0,63
cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
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EXPLORACIÓN DEL ÁREA RESERVADA CAROHUAICHO
1. NOMBRE DEL PROYECTO
Exploración del Área Reservada Carohuaicho
2. ANTECEDENTES
El siguiente cuadro muestra el resumen de las características del bloque Carohuaicho:
Tabla Resumen de las condiciones generales del Bloque Carohuaicho
Area Geomorfológica: SubAndino Sur
Formación Objetivo: Areniscas Fracturadas y Microfracturadas
Bloque
N°
Bloque
Hectareas
Tipo de
Area
8
Carohuaicho
456.975
Tradicional
Pozos
Formaciones
objetivo
250
Tupambi, Iquiri y
(Pozos
Huamampampa
someros)
Profundidad Estructura
objetivo
3500 a
5000
Anticlinal
N° de
estructuras
12
Campos
adyacentes
Tipo de
Hidrocarburo
Tatarenda,
Cuevo, Camiri,
Guayrui
Gas /
Condensado
Mercado
El mercado mas atractivo para la comercialización de la posible producción de este
bloque es el mercado de exportación, en especial el argentino, sin embargo en forma
previa se debe abastecer al mercado interno.
3. OBJETIVO
Incremento de Reservas y niveles de producción de Gas y Líquidos
4. DESCRIPCION DEL PROYECTO
Este proyecto de exploración debe ser ejecutado mediante la
de Estudio y posteriormente la Suscripción de un Contrato de
del Área Reservada Carohuaicho, entre YPFB y una Sociedad
YPFB y la Empresa Interesada, en la cual la participación
mínimo del 60%.
137
Suscripción de Convenios
Exploración y Explotación
Anónima conformada por
de YPFB debe ser como
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Coordenadas Área Reservada Carohuaicho.
AREA DE OPERACIÓN RESERVADA PARA YPFB
Nº8 CAROHUAICHO
Zona: 20
UTM PSAD-56
Nro.
Vertice
X Utm
Y Utm
Latitud
Longitud
1
CAH-1(PP)
470000
7902500
18° 58' 10.104"
63° 17' 05.897"
2
CAH-2
470000
7870000
19° 15' 47.470"
63° 17' 07.711"
3
CAH-3
462500
7870000
19° 15' 47.019"
63° 21' 24.635"
4
CAH-4
462500
7860000
19° 21' 12.353"
63° 21' 25.341"
5
CAH-5
465000
7860000
19° 21' 12.515"
63° 19' 59.652"
6
CAH-6
465000
7845000
19° 29' 20.512"
63° 20' 00.648"
7
CAH-7
470000
7845000
19° 29' 20.805"
63° 17' 09.128"
8
CAH-8
470000
7800000
19° 53' 44.758"
63° 17' 11.730"
9
CAH-9
472500
7800000
19° 53' 44.891"
63° 15' 45.753"
10
CAH-10
472500
7795000
19° 56' 27.548"
63° 15' 46.022"
11
CAH-11
455000
7795000
19° 56' 26.375"
63° 25' 48.026"
12
CAH-12
455000
7780000
20° 04' 34.334"
63° 25' 49.352"
13
CAH-13
460000
7780000
20° 04' 34.730"
63° 22' 57.205"
14
CAH-14
460000
7725000
20° 34' 23.859"
63° 23' 01.611"
15
CAH-15
437500
7725000
20° 34' 21.652"
63° 35' 58.740"
16
CAH-16
437500
7732500
20° 30' 17.694"
63° 35' 57.790"
17
CAH-17
440000
7732500
20° 30' 17.986"
63° 34' 31.481"
18
CAH-18
440000
7755000
20° 18' 06.096"
63° 34' 28.765"
19
CAH-19
442500
7755000
20° 18' 06.373"
63° 33' 02.570"
20
CAH-20
442500
7767500
20° 11' 19.759"
63° 33' 01.137"
21
CAH-21
437500
7767500
20° 11' 19.197"
63° 35' 53.403"
22
CAH-22
437500
7760000
20° 15' 23.163"
63° 35' 54.336"
23
CAH-23
435000
7760000
20° 15' 22.864"
63° 37' 20.506"
24
CAH-24
435000
7750000
20° 20' 48.149"
63° 37' 21.806"
25
CAH-25
430000
7750000
20° 20' 47.511"
63° 40' 14.244"
26
CAH-26
430000
7805000
19° 50' 58.417"
63° 40' 06.638"
27
CAH-27
430500
7805000
19° 50' 58.482"
63° 39' 49.449"
28
CAH-28
430500
7807500
19° 49' 37.157"
63° 39' 49.111"
29
CAH-29
432500
7807500
19° 49' 37.408"
63° 38' 40.363"
30
CAH-30
432500
7825000
19° 40' 08.126"
63° 38' 38.079"
31
CAH-31
431000
7825000
19° 40' 07.940"
63° 39' 29.589"
32
CAH-32
431000
7841500
19° 31' 11.180"
63° 39' 27.408"
33
CAH-33
430000
7841500
19° 31' 11.054"
63° 40' 01.717"
34
CAH-34
430000
7842500
19° 30' 38.523"
63° 40' 01.583"
35
CAH-35
435000
7842500
19° 30' 39.133"
63° 37' 10.049"
36
CAH-36
435000
7800000
19° 53' 41.689"
63° 37' 15.377"
37
CAH-37
445000
7800000
19° 53' 42.797"
63° 31' 31.484"
38
CAH-38
445000
7820000
19° 42' 52.179"
63° 31' 29.350"
39
CAH-39
440000
7820000
19° 42' 51.653"
63° 34' 21.103"
40
CAH-40
440000
7842500
19° 30' 39.698"
63° 34' 18.513"
41
CAH-41
447500
7842500
19° 30' 40.460"
63° 30' 01.207"
42
CAH-42
447500
7860000
19° 21' 11.144"
63° 29' 59.465"
43
CAH-43
437500
7860000
19° 21' 10.113"
63° 35' 42.207"
44
CAH-44
437500
7862500
19° 19' 48.783"
63° 35' 41.912"
45
CAH-45
440000
7862500
19° 19' 49.057"
63° 34' 16.239"
46
CAH-46
440000
7902500
18° 58' 07.737"
63° 34' 11.766"
Observaciones:
AREA (HA):
456.975,00
PARCELAS:
182,79
Del área total ( 475.725 Has. ) se excluyó el área del Campo Tatarenda (5.000,00 Has.), y
el área del Campo Camiri ( 13.750,00 Has.) qu e se encuentra incluido dentro del Bloque
Carohuaicho, quedando el área deducida en 456.975,00 Has.
138
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AREA DE EXPLOTACION CAMPO TATARENDA
OPERADOR: Matpetrol.S.A.
Nº24 TATARENDA
Zona: 20
UTM PSAD-56
Nro.
Vertice
X Utm
Y Utm
Latitud
Longitud
1
TTR-1(PP)
447000
7889000
19° 05' 27.636"
63° 30' 13.724"
2
TTR-2
447000
7879000
19° 10' 52.971"
63° 30' 14.711"
3
TTR-3
442000
7879000
19° 10' 52.478"
63° 33' 05.905"
4
TTR-4
442000
7889000
19° 05' 27.146"
63° 33' 04.825"
AREA (HA):
5.000,00
PARCELAS:
2,00
AREA DE EXPLOTACION CAMPO CAMIRI
OPERADOR: Andina S.A.
Nº3 CAMIRI
Zona: 20
UTM PSAD-56
Nro.
Vertice
X Utm
Y Utm
Latitud
Longitud
1
CAM-1(PP)
445000
7790000
19° 59' 08.101"
63° 31' 32.560"
2
CAM-2
445000
7775000
20° 07' 16.051"
63° 31' 34.186"
3
CAM-3
442500
7775000
20° 07' 15.788"
63° 33' 00.282"
4
CAM-4
442500
7770000
20° 09' 58.436"
63° 33' 00.852"
5
CAM-5
437500
7770000
20° 09' 57.874"
63° 35' 53.093"
6
CAM-6
437500
7790000
19° 59' 07.283"
63° 35' 50.627"
AREA (HA):
13.750,00
PARCELAS:
5,50
5. INVERSION ESTIMADA
La inversión estimada para la fase de Exploración de este Bloque es de 300
millones de Dólares (300.000.000 MM$us). Esta inversión implica la adquisición
e interpretación de 1050 Km2 de sísmica 3D y la perforación de 6 Pozos
exploratorios.
6. MODALIDAD DE FINANCIAMIENTO
El socio de YPFB realizara las inversiones necesarias del periodo de exploración,
en los prospectos donde se descubran reservas de hidrocarburos YPFB
devolverá a la socia la inversión realizada en la etapa de exploración en el
porcentaje que le corresponda; en aquellos prospectos donde no exista
descubrimientos la inversión será cubierta en su totalidad por la empresa socia.
139
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ANEXO 5
ÁREA DE TRABAJO: INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS - PETROQUÍMICA METANO
PERFIL DE PROYECTO:
1. NOMBRE DEL PROYECTO
PLANTA DE AMONIACO/UREA DE 750 MTMA - PROVINCIA CARRASCO.
2. ANTECEDENTES
Bolivia cuenta con importantes reservas de gas natural que le permitirán industrializarlo a través de
la petroquímica. El objetivo que se ha propuesto el Gobierno dentro de su política hidrocarburífera
es pasar de ser un país exportador de materias primas a ser un país productor y exportador de
productos terminados
El Gobierno Nacional ha tomado la decisión de emprender la industrialización del gas natural, a
objeto de generar empleos, infraestructura y dar valor agregado al gas.
Entre los proyectos petroquímicos del gas natural que incorporan valor agregado y otorgan los
mayores beneficios económicos y sociales al país y sus regiones se encuentran las plantas de
fertilizantes nitrogenados (amoniaco/urea), obtenidos por la transformación del metano, siendo este
fertilizante uno de los mas consumidos en el mundo.
Según estudios de mercado, en los próximos años, la región latinoamericana continuará
presentando un déficit en la producción de urea, lo que obliga a la importación de este fertilizante
desde otras regiones.
En fecha 26 de mayo de 2006, se ha suscrito un Memorándum de Entendimiento (MdE) entre
YPFB y Petroquímica de Venezuela (PEQUIVEN), con el objeto de realizar estudios para la
instalación de una planta de amoniaco/urea en la provincia Carrasco del departamento de
Cochabamba, este MdE ha sido ampliado mediante Adenda Nº 1 en fecha 18 de marzo de 2008.
Producto del MDE se encuentra en proceso de la elaboración de los Estudios de Prefactibilidad
para la instalación de una planta de amoniaco/urea de 750 Mtma de capacidad en la provincia
Carrasco del departamento de Cochabamba.
a) Recursos disponibles
La proyección de la producción de gas natural para el periodo 2008-2017, contempla la producción
de 40,6 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) para el año 2008; 69,0 MMmcd para el 2012
y 103,2 MMmcd para el 2017.
La producción total de gas natural cubrirá la demanda del mercado interno tradicional, los
compromisos de exportación de gas al Brasil y la Argentina y el requerimiento de 1,3 - 1,5 MMmcd
de gas natural para una planta de 750.000 toneladas métricas por año (tma) de capacidad de
producción urea, prevista en la demanda de gas natural para su industrialización el 2012.
b) Mercados
Al margen de los requerimientos del mercado interno, los mercados potenciales más atractivos de
la urea en el mercado externo son: Brasil, Argentina, Chile, Perú, Paraguay y Uruguay cuya
140
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demanda insatisfecha conservadora estimada es de 3,5 millones de toneladas métricas por año
(MMtma) para el año 2012 y de 4,5 MMtma para el año 2016, además de mercados de ultramar de
la costa del pacífico como México, EE.UU., China, Japón, India como asimismo Europa Occidental.
c) Régimen Fiscal
Los impuestos aplicados a la industrialización del gas son los impuestos generales aplicados a la
actividad productiva en el país: Impuesto al valor Agregado (IVA), Impuesto a las Transacciones
(IT), Impuestos a las Utilidades de las Empresas (IUE) y el Impuesto a las Remesas al Exterior
(IRUE) si corresponde.
Asimismo, la normativa vigente establece ciertos incentivos tributarios a la industrialización del gas
natural, entre ellos podemos citar:




Liberación de pago de aranceles e impuestos a la internación de equipos, materiales e
insumos que se requieran para la instalación de una planta o complejo industrial.
Liberación de impuestos sobre utilidades por ocho años a partir de la operación.
Otorgamiento de tierras fiscales en usufructo, cuando exista la posibilidad.
Las autoridades aceleraran los trámites de las empresas para la obtención de personería
jurídica, licencias, permisos y otros
3. OBJETIVO
Superar el modelo primario de país exportador de materias primas industrializando el gas natural
para la generación de valor agregado y empleo, mediante la Instalación de una planta de
producción de amoniaco/urea de 750 Mtma de capacidad, para cubrir la demanda insatisfecha de
este fertilizante en el mercado interno, Mercado común del Sur (MERCOSUR) y asociados, a
instalarse en la Provincia Carrasco del departamento de Cochabamba.
4. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Tomando en cuenta la dimensión de los mercados potenciales de la región y considerando las
reservas y la producción de gas natural en el país, se tiene previsto efectuar el Estudio de
Prefactibilidad (Preinversión) para una planta de amoniaco/urea de 750 Mtma de capacidad, a ser
instalada en la Provincia Carrasco del Departamento de Cochabamba. El requerimiento estimado
de gas natural para el proceso de transformación a amoniaco/urea, adicionalmente al gas
combustible que se requiere para las operaciones de la planta petroquímica, asciende a 1,3
MMmcd para el año 2012 y para el periodo 2013 – 2026 el requerimiento estimado alcanza a 1,5
MMmcd por año.
Se espera que el impacto económico se traduzca en una inversión aproximada de 900 millones de
dólares (MM$us), ahorro de divisas por la no importación de urea, e ingreso de divisas por la
exportación de urea entre otros
Se espera que el impacto social se traduzca en la creación de infraestructura industrial de
fertilizantes, generación de empleos, revolución agrícola con la provisión de fertilizantes al
campesino y al agro-industrial a precios convencionales a casi el 100% menos del precio actual
para el mercado nacional, de esta manera mejorando la calidad de la tierra y el rendimiento del
producto, se incentiva el consumo de urea y se evita el chaqueo de tierras, se produce un efecto
multiplicador económico en la industria de fertilizantes, en el transporte, caminos, servicios,
hotelería y otros, mejoramiento y/o construcción de vías de acceso, caminos, vías férreas, o incluso
de puertos o hidrovías si es necesario para la exportación del producto.
5. INVERSIÓN ESTIMADA
El cuadro siguiente nos muestra la inversión total estimada de 900 MM$us, así como el
141
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cronograma de inversión que se realizará en los próximos años.
Programa de Inversiones (MM$us)
Año
2008
2009
2010
2011
2012
TOTAL
Planta de Fertilizantes Nitrogenados en Provincia Carrasco Cochabamba, procesara 1,5 MMmcd de metano, para
producir 750 Mtma de amoniaco/urea
0,9
1,0
200,0
500,0
198,1
900,0
.
.
.
Ingeniería Conceptual
Ingeniería Básica
Ingeniería de Detalle Procura y Construcción (EPC)
0,9
0,9
1,0
1,0
200,0
500,0
198,1
898,1
Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía con información de YPFB
6. MODALIDAD DE FINANCIAMIENTO
a) Financiamiento a través de bonos.
b) Financiamiento a través de un crédito concesional y preferencial otorgado por la empresa,
gobierno, o entidad financiera del país socio.
142
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FICHA DE PROYECTOS
YPFB CORPORATIVO
PROYECTO: PLANTA DE FERTILIZANTES
NITROGENADOS AMONIACO/UREA
PROVINCIA CARRASCO
OBJETIVO: Instalar una planta de producción de amoniaco/urea de 750 Mtma de capacidad, para
cubrir la demanda insatisfecha de este fertilizante en el mercado interno, Mercado común del Sur
(MERCOSUR) y asociados y paises de ultramar de la costa del Pacifico, a instalarse en la
Provincia Carrasco del departamento de Cochabamba.
.
1. INFORMACIÓN BASICA
Ítem
1.1
Descripción
Nombre del proyecto
1.2
1.3
1.4
1.5
Fecha de inicio del proyecto
Fecha de finalización del proyecto
Unidad responsable de la ejecución del proyecto
Unidad responsable de la operación del proyecto
Espacio para llenado
Planta de Amoniaco-Urea.
Provincia Carrasco
2008
2012
EBIH
EBIH
2. METAS DEL PROYECTO PARA UN QUINQUENIO
Ítem
2.1
Descripción de la
Meta en miles de
TM
Producción de
amoniaco - urea
2009
2010
2011
2012
2013
750
2.2
2.3
3. INDICADORES ECONOMICO-FINANCIEROS
Ítem
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
Indicadores
Valor Actual Neto Social (VANS)
Valor Actual Neto Privado (VANP)
Tasa Interna de Rendimiento (TIR)
Periodo de recuperación
CAES (costo anual equivalente)
Coeficiente de Variación (Desviación Standard del
VAN/VAN esperado)
4. COSTO TOTAL DEL PROYECTO (MM$us)
143
Espacio para llenado
A determinar en Factibilidad
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Ítem
Etapa del
proyecto
4.1
Factibilidad
4.2
4.3
4.4
Diseño Final
Ejecución
TOTAL 
Etapa en la que se
encuentra el
proyecto
actualmente
Costo
(en MM$us)
0.9
Tiempo estimado
de cada etapa
(en meses)
X
1.0
898.1
900.0
5. COMPONENTES DEL COSTO DEL PROYECTO
Ítem
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
Descripción de los componentes
Infraestructura
Maquinaria, equipo y vehículos
Muebles y equipo de oficina
Bienes Capitalizables
Capacitación
Administración
Supervisión
Otros
TOTAL
Costo $US
900.000.000
6. ASPECTOS AMBIENTALES
Ítem
6.1
Descripción
Medidas mitigantes previstas
6.2
Resultados esperados
Espacio para llenado
Se realizara de acuerdo a la ficha ambiental y
sus documentos anexos
Evitar impactos negativos
7. INVERSIONES PREVISTAS PARA LOS PROXIMOS CINCO AÑOS (MM$us)
Ítem
7.1
7.2
7.3
144
Descripción de la Inversión (en
MM$us)
Ingeniería Conceptual
Ingeniería Básica
Ingeniería de Detalle, Procura
y Construcción (EPC)
TOTAL
2008
2009
2010
2011
2012
200,0
500,0
198,1
0,9
1,0
900,0
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ÁREA DE TRABAJO: INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS - PETROQUÍMICA METANO
1. NOMBRE DEL PROYECTO
PLANTA DE AMONIACO/UREA DE 1 MMTMA – PROVINCIA GRAN CHACO
2. ANTECEDENTES
Bolivia cuenta con importantes reservas de gas natural que le permitirán industrializarlo a través de
la petroquímica. El objetivo que se ha propuesto el Gobierno dentro de su política hidrocarburífera
es pasar de ser un país exportador de materias primas a ser un país productor y exportador de
productos terminados
El Gobierno Nacional ha tomado la decisión de emprender la industrialización del gas natural, a
objeto de generar empleos, infraestructura y dar valor agregado al gas natural, para tal efecto, la
Planta de Extracción y Fraccionamiento de licuables del Chaco Tarijeño en proceso de
implementación se constituye en el inicio y una parte principal del Complejo Petroquímico a
instalarse. Paralelamente, se planea instalar la planta de fertilizantes nitrogenados amoniaco/urea y
la planta de polietilenos, las mismas que serán parte del Complejo Petroquímico.
Entre los proyectos petroquímicos del gas natural que incorporan valor agregado y otorgan los
mayores beneficios económicos y sociales al país y sus regiones se encuentran las plantas de
fertilizantes nitrogenados (amoniaco/urea), obtenidos por la transformación del metano, siendo este
fertilizante uno de los mas consumidos en el mundo.
Según estudios de mercado, en los próximos años, la región latinoamericana continuará
presentando un déficit en la producción de urea, lo que obliga a la importación de este fertilizante
desde otras regiones.
El 27 de septiembre de 2007, se ha suscrito un Memorándum de Entendimiento (MdE), en materia
petroquímica, entre el Ministerio de Hidrocarburos y Energía de la República de Bolivia y el
Ministerio de Petróleo de la República Islámica de Irán. Producto del acuerdo marco señalado en
dicho MdE, se ha suscrito, en fecha 24 de enero de 2008, un Memorándum de Entendimiento
(MdE) entre las compañías YPFB y la National Petrochemical Company International (NPCI) de la
República de Irán, cuyo objeto se traduce en la elaboración de los Estudios de Prefactibilidad para
la instalación de una planta de amoniaco/urea de 1 MMtma de capacidad en la provincia Gran
Chaco de Tarija.
a) Recursos disponibles
La proyección de la producción de gas natural para el periodo 2008-2017, contempla la producción
de 40,6 MMmcd para el año 2008; 69,0 MMmcd para el 2012 y 103,2 MMmcd para el 2017.
La producción total de gas natural cubrirá la demanda del mercado interno tradicional, los
compromisos de exportación de gas al Brasil y la Argentina y el requerimiento de 1,5 MMmcd de
gas natural para una planta de escala mundial de 1 MMtma de capacidad de urea, prevista en la
demanda de gas natural para su industrialización el 2012.
b) Mercados
Al margen de los requerimientos del mercado interno, los mercados potenciales más atractivos de
la urea en el mercado externo son: Brasil, Argentina, Chile, Perú, Paraguay y Uruguay, cuya
demanda insatisfecha conservadora estimada es de 3,5 MMtma para el año 2012 y a 4,5 MMtma
para el año 2016. Además existe una gran demanda de los mercados de ultramar de la costa del
pacífico como México, EE.UU., China, Japón, India y asimismo Europa Occidental.
145
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c) Régimen Fiscal
Los impuestos aplicados a la industrialización del gas son los impuestos generales aplicados a la
actividad productiva en el país: Impuesto al valor Agregado (IVA), Impuesto a las Transacciones
(IT), Impuestos a las Utilidades de las Empresas (IUE) y el Impuesto a las Remesas al Exterior
(IRUE) si corresponde.
Asimismo, la normativa vigente establece ciertos incentivos tributarios a la industrialización del gas
natural, entre ellos podemos citar:




Liberación de pago de aranceles e impuestos a la internación de equipos, materiales e
insumos que se requieran para la instalación de una planta o complejo industrial.
Liberación de impuestos sobre utilidades por ocho años a partir de la operación.
Otorgamiento de tierras fiscales en usufructo, cuando exista la posibilidad.
Las autoridades aceleraran los trámites de las empresas para la obtención de personería
jurídica, licencias, permisos y otros
3. OBJETIVO
Superar el modelo primario de país exportador de materias primas industrializando el gas natural
para la generación de valor agregado y empleo, mediante la Instalación de una planta de
producción de amoniaco/urea de 1 millón de toneladas métricas por año (MMtma) de capacidad,
para cubrir la demanda insatisfecha de este fertilizante en el mercado interno, MERCOSUR y
asociados, a ubicarse en los predios del complejo de la Planta de Extracción y Fraccionamiento de
licuables a instalarse en la Provincia Gran Chaco del departamento de Tarija..
4. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Tomando en cuenta la dimensión de los mercados potenciales de la región y considerando las
reservas y la producción de gas natural en el país, se tiene previsto efectuar el Estudio de
Prefactibilidad (Preinversión) para una planta de amoniaco/urea de 1 MMtma de capacidad, a ser
instalada en la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija. El requerimiento estimado de
gas natural para el proceso de transformación a amoniaco/urea, adicionalmente al gas combustible
que se requiere para las operaciones de la planta petroquímica, asciende a 1,5 MMmcd para el año
2012 y para el periodo 2013 – 2026 el requerimiento estimado alcanza a 1,7 MMmcd por año.
Se espera que el impacto económico se traduzca en una inversión aproximada de 1.000 MM$us,
ahorro de divisas por la no importación de urea, ingreso de divisas por la exportación de urea entre
otros.
Se espera que el impacto social se traduzca en creación de infraestructura industrial de
fertilizantes, generación de empleos, aproximadamente 850 empleos directos y 300 indirectos en
etapa de construcción de la planta, asimismo 120 empleos directos y 400, revolución agrícola con
la provisión de fertilizantes al campesino y al agroindustrial a precios convencionales, de esta
manera se incentiva el consumo de urea y se evita el chaqueo de tierras y mejoramos la calidad de
la tierra y el rendimiento de los productos agrícolas. También tendrá su efecto multiplicador
económico en la industria de fertilizantes, en el transporte, caminos, servicios, hotelería y
otros, mejoramiento y/o construcción de vías de acceso, caminos, vías férreas, o incluso de puertos
o hidrovías si es necesario para la exportación del producto.
5. INVERSIÓN ESTIMADA
El cuadro siguiente nos muestra la inversión total estimada de 1.000 MM$us, así como el
cronograma de inversión para los próximos años.
146
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Programa de Inversiones (MM$us)
Año
2008
2009
2010
2011
2012
TOTAL
Planta de Fertilizantes Nitrogenados en el Chaco Tarijeño,
procesara 1,7 MMmcd de metano, para producir 1MMtma
de amoniaco/urea
0,2
1,0
250,0
500,0
248,8
1.000,0
.
.
.
Ingeniería Conceptual
Ingeniería Básica
Ingeniería de Detalle Procura y Construcción (EPC)
0,2
0,2
1,0
1,0
250,0
500,0
248,8
998,8
6. MODALIDAD DE FINANCIAMIENTO
c) Financiamiento a través de bonos.
d) Financiamiento a través de un crédito concesional y preferencial otorgado por la empresa,
gobierno, o entidad financiera del país socio.
147
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FICHA DE PROYECTOS
YPFB CORPORATIVO
PROYECTO: PLANTA DE FERTILIZANTES
NITROGENADOS AMONIACO/UREA
PROVINCIA GRAN CHACO
OBJETIVO: Instalar una planta de producción de amoniaco/urea de 1 millón de toneladas métricas
por año (MMtma) de capacidad, para cubrir la demanda insatisfecha de este fertilizante en el
mercado interno, MERCOSUR y asociados, y países de ultramar de la costa del Pacífico, a
ubicarse en los predios del complejo de la Planta de Extracción y Fraccionamiento de licuables a
instalarse en la Provincia Gran Chaco del departamento de Tarija.
8. INFORMACIÓN BASICA
Ítem
1.1
Descripción
Nombre del proyecto
1.2
1.3
1.4
1.5
Fecha de inicio del proyecto
Fecha de finalización del proyecto
Unidad responsable de la ejecución del proyecto
Unidad responsable de la operación del proyecto
Espacio para llenado
Planta de Amoniaco-Urea.
Provincia Gran Chaco
2008
2012
G.N.I.
EBIH
9. METAS DEL PROYECTO PARA UN QUINQUENIO
Ítem
2.1
Descripción de
la Meta en miles
de TM
Producción de
amoniaco - úrea
2009
2010
2011
2012
2013
1.000
2.2
2.3
10. INDICADORES ECONOMICO-FINANCIEROS
Ítem
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
Indicadores
Valor Actual Neto Social (VANS)
Valor Actual Neto Privado (VANP)
Tasa Interna de Rendimiento (TIR)
Periodo de recuperación
CAES (costo anual equivalente)
Coeficiente de Variación (Desviación Standard del
VAN/VAN esperado)
11. COSTO TOTAL DEL PROYECTO (MM$us)
148
Espacio para llenado
A determinar en Factibilidad
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Ítem
Etapa del
proyecto
4.1
Factibilidad
4.2
4.3
4.4
Diseño Final
Ejecución
TOTAL 
Etapa en la que se
encuentra el
proyecto
actualmente
Costo
(en MM$us)
0.2
Tiempo estimado
de cada etapa (en
meses)
X
1.0
998.8
1000.0
12. COMPONENTES DEL COSTO DEL PROYECTO
Ítem
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
Descripción de los componentes
Infraestructura
Maquinaria, equipo y vehículos
Muebles y equipo de oficina
Bienes Capitalizables
Capacitación
Administración
Supervisión
Otros
TOTAL
Costo $US
1.000.000.000
13. ASPECTOS AMBIENTALES
Ítem
6.1
Descripción
Medidas mitigantes previstas
6.2
Resultados esperados
Espacio para llenado
Se realizara de acuerdo a la ficha ambiental y
sus documentos anexos
Evitar impactos negativos
14. INVERSIONES PREVISTAS PARA LOS PROXIMOS CINCO AÑOS (MM$Us)
Ítem
7.1
7.2
7.3
149
Descripción de la
Inversión (en MM$US)
Ingeniería Conceptual
Ingeniería Básica
Ingeniería de Detalle,
Procura y Construcción
TOTAL
2008
2009
2010
2011
2012
250,0
500,0
248,8
0,2
1,0
1.000
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7. NOMBRE DEL PROYECTO
PLANTA DE EXTRACCIÓN GLP EN RÍO GRANDE FASE II Cap. 300 MMpcd
8. ANTECEDENTES
En el Campo Río Grande, ubicado en la Provincia Cordillera del
Departamento de Santa Cruz se encuentra la Planta de inyección y
absorción para el, procesamiento de gas natural y la producción de GLP y
gasolina natural y la principal Planta de compresión de gas natural para el
mercado de exportación al Brasil. Al citado campo convergen todas las
líneas troncales de transporte de gas natural producido en el país. La
corriente de gas de exportación al Brasil actualmente tiene un poder
calorífico mayor (1.045 a 1.050 btu/pc a 68 ºF base saturada), al pactado
en el contrato de compra/venta de gas firmado con Petrobras GSA (1.034
btu/pc a 68ºF saturado). Por ello es factible y necesario recuperar el
excedente energético contenido en el gas de exportación, como el GLP y la
gasolina natural, mediante la instalación de una o varias plantas de
extracción de estos dos productos, hasta los niveles permitidos de poder
calorífico del Contrato de exportación de gas natural al Brasil GSA. Este
contrato no permite la extracción total del GLP y gasolina natural, sino un
porcentaje relativamente mediano y peor aún la extracción del etano para
su industrialización. Bajo las actuales condiciones de exportación de 31,5
MMmcd (1.094 MMpcd), de gas natural al Brasil y para poder cumplir con el
poder calorífico del contrato, solo se puede extraer GLP y gasolina natural
procesando hasta 13 MMmcd (500 MMpcd) de esa corriente de gas.
Por lo tanto se ha visto la necesidad de implementar en una primera fase
una Planta de GLP en Río Grande para procesar 200 MMpcd de gas natural
y obtener 350 tmd de GLP y 600 bpd de gasolina natural para abastecer el
mercado interno a partir del año 2009, evitar la importación y exportar los
excedentes. YPFB firmó contrato con la empresa CATLER UNISERVICE y
ASOCIADOS, para la Ingeniería de Detalle, Procura y Construcción (EPC) de
la Planta en Río Grande Fase I.
En una segunda fase se ha visto la necesidad de construir una segunda Planta de
Extracción de Licuables en Río Grande Fase II, que permita procesar 300 MMpcd de gas
natural del flujo de gas de exportación al Brasil que pasa por dicho campo y así obtener el
450 tmd de GLP y 900 bpd de gasolina natural.
a) Recursos Disponibles
Por el campo de Río Grande, que es cabecera del gasoducto de exportación al Brasil
además de un sistema de gasoductos que pasan por dicha planta. Actualmente se exporta
al Brasil 31.5 MMmcd, que recibe el aporte de los megacampos del sur como ser:
Margarita, San Antonio y San Alberto, simultáneamente en la Planta de Río Grande
actualmente se procesa 120 MMpcd de la corriente de exportación al Brasil, con la
construcción de la nueva planta de extracción de licuables en su primera fase se procesará
hasta 200 MMpcd y con la propuesta de este nuevo proyecto para la construcción de la
150
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segunda fase se procesará 300 MMpcd, totalizando 620 MMpcd . Siendo que actualmente
pasa por la planta gas natural para su exportación al Brasil un volumen de 1.094 MMpcd.
Cabe hacer notar que todo ese volumen no podrá procesarse debido a niveles de poder
calorífico permitidos según contrato de exportación gas.
b) Mercado
Debido a que actualmente estamos en equilibrio entra la Oferta y Demanda de GLP para el
mercado interno, con la construcción de de la planta fase I (200 MMpcd), se cubrirá el
mercado interno en su totalidad quedando un margen para su exportación, con la
construcción de la planta fase II (300 MMpcd), los volúmenes de producción de GLP
servirá exclusivamente para la exportación a países como: Brasil, Paraguay, Chile, Perú o
el mercado asiático, beneficiándose el país con los actuales precios de este producto ya
que el requerimiento de este producto en el mercado externo es bastante solicitado.
9. OBJETIVO
El objetivo principal es el procesar 300 MMpcd del gas natural del flujo de exportación de
gas al Brasil del contrato GSA, con una nueva planta de extracción de licuables en Río
Grande Fase II para producir 450 tmd de GLP y 900 bpd de gasolina natural.
10. DESCRIPCION DEL PROYECTO
La nueva planta de extracción de licuables Fase II, se ubicará en la Planta de Río Grande,
Provincia Cordillera del Departamento de Santa Cruz,
La Planta de Río Grande Fase II, procesará 300 MMpcd de gas natural rico, y producirá
540 tmd de GLP y 900 bpd de gasolina natural.
La tecnología a utilizar será la Criogénica turboexpander tipo GSP o superior, incluyendo
JT, la capacidad de recuperación mínima de propano del 97.5 %, la eficiencia de Planta al
100% de Butanos y Gasolina Natural y con patente de tecnología probada con flexibilidad
operativa. La figura siguiente muestra un diagrama de bloque típico de una planta de GLP
tipo turboexpaner.
Formatted: Font: (Default) Arial, 10
pt
151
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YPFB será la responsable del proyecto debiendo ejecutar la construcción mediante
empresas especializadas en el área que garanticen la buena ejecución del proyecto.
El beneficiario será la población y por consiguiente el país, debido a que toda la producción
será para la exportación registrando un ingreso de divisas que va en beneficio del país.
11. INVERSION ESTIMADA
Se estima una inversión total aproximada para la planta criogénica de 140 MM$us, sin
incluir los costos del sistema de almacenaje y transporte y otros, los cuales pueden
ascender a 20 MM$us, haciendo un total de 160 MM$us.
El tiempo estimado de ejecución, para los estudios de ingeniería de Detalle, Procura y
Construcción de la planta será de uno a dos años. El cronograma de actividades es el
siguiente:
Descripción de la Actividad e Inversión
(en MM $US)
Ingeniería conceptual
Ingeniería básica, y detalle, procura
Procura y construcción (EPC)
Construcción, montaje (EPC).
2008
2009
2010
2011
2012
0.2
11.8
100,0
48,0
La puesta en marcha y operación de la planta el segundo semestre del 2010.
12. MODALIDAD DE FINANCIAMIENTO
e) Financiamiento a través de bonos.
f) Financiamiento a través de un crédito concesional y preferencial otorgado por la empresa,
gobierno, o entidad financiera del país socio.
152
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FICHA DE PROYECTOS
YPFB CORPORATIVO
PROYECTO: NUEVA PLANTA DE EXTRACCIÓN DE GLP DE RIO GRANDE II Cap. 300
MMmcd
OBJETIVO: Maximizar el valor agregado al gas natural exportado como energético a la República
del Brasil y República Argentina, mediante la extracción y venta separada del propano-butano en
un volumen de hasta 540 toneladas/día , o el máximo permisible actual relacionado con las
condiciones energéticas de entrega estipuladas en el contrato GSA firmado con la República del
Brasil.
1. INFORMACIÓN BASICA
Ítem
1.1
Descripción
Nombre del proyecto abreviado
1.2
1.3
1.4
1.5
Fecha de inicio del proyecto
Fecha de finalización del proyecto
Unidad responsable de la ejecución del proyecto
Unidad responsable de la operación del proyecto
Espacio para llenado
Planta de Extracción de
Licuables de Rio Grande II
2008
2010
EBIH
EBIH
2. METAS DEL PROYECTO PARA UN QUINQUENIO
Ítem
2.1
2.2
Descripción de la Meta en
TM/d
Producción de GLP
Producción de Gasolina
Natural
2009
2010
540
900
2011
2012
540
900
540
900
2013
540
900
3. INDICADORES ECONOMICO-FINANCIEROS
Ítem
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
Indicadores
Valor Actual Neto Social (VANS)
Valor Actual Neto Privado (VANP)
Tasa Interna de Rendimiento (TIR)
Periodo de recuperación de la inversión
CAES (costo anual equivalente)
Espacio para llenado
447.195.566
26%
4. COSTO TOTAL DEL PROYECTO
Ítem
153
Etapa del
proyecto
Costo
(MM $US)
Etapa en la que se
encuentra el proyecto
actualmente
(colocar una X donde
corresponda)
Tiempo
estimado de
cada etapa
(en meses)
www.hidrocarburosbolivia.com
4.1
Perfil
4.2
4.3
4.4
4.5
Prefactibilidad
Est. Ambiental
Diseño Final
Ejecución
TOTAL 
X
6*
4
18
160
22
*Paralelo
5. COMPONENTES DEL COSTO DEL PROYECTO
Ítem
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
5.10
5.11
5.12
5.13
5.14
5.15
5.16
Descripción de los componentes
300 MMSCFD Planta Criogénica (límite batería)
Almacenamiento 4.000t/d
Almacenamiento Gasolina Nat.
(Transporte)
Fundaciones, terrenos y construcción
Costo $US
140.000.000
9,000,000
3,000,000
5,000,000
3,000,000
TOTAL
160,000,000
6. ASPECTOS AMBIENTALES
Ítem
6.1
6.2
Descripción
Medidas mitigantes previstas
Resultados esperados
Espacio para llenado
No evaluadas
7. INVERSIONES PREVISTAS PARA LOS PROXIMOS CINCO AÑOS
Ítem
7.1
154
Descripción de la Inversión (en MM
$US)
Ingeniería básica y de detalle, procura
y construcción
TOTAL
2009
48,6
2010
111,4
160
2011
2012
2013
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ÁREA DE TRABAJO: INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS – METANO
PERFIL DE PROYECTO:
1. NOMBRE DEL PROYECTO
PLANTA GTL
2. ANTECEDENTES
La tecnología GTL consiste en la transformación de gas natural en líquidos combustibles como ser
diesel y gasolinas de alto nivel de parafinas y otros líquidos menores.
Las tecnologías GTL están siendo desarrolladass por grandes compañías transnacionales (Exxon,
Royal Dutch/Shell, British Petroleum, Statoil, Texaco, Phillips, Chevron), o por pequeñas
compañías especializadas (Syntroleum Corp., Rentech Inc., y Sasol, entre otras). Estas
tecnologías se encuentran en proceso de maduración y por lo tanto son actualmente caras y
acusan todavía bajos rendimientos (gas alimentado/líquidos producidos).
Las plantas de GTL requieren una inversión estimada en base a la siguiente escala de producción:
de 20.000 a 30.000 dólares por barril de capacidad instalada para producciones superiores a
100.000 bpd y de 35.000 a 45.000 dólares para producciones inferiores a 100.000 bpd. Es así que
una planta de 100.000 bpd requiere una inversión aproximada de 3.000 MM $us, frente a 450 MM
$us para una de 10.000 bpd.
Los proyectos de GTL que existen actualmente a nivel mundial, para ser sostenibles, requieren
obtener la materia prima (gas natural) a precios muy bajos, alrededor de 1 $us/MMbtu, y requieren
volúmenes considerables de gas natural para muy bajos rendimientos de producto. Por ejemplo,
para una planta con capacidad de producción de 10.000 bpd de diesel, se requiere un volumen de
100 MMpcd de gas natural, y para 100.000 bpd se necesitan 1.000 MMpcd.
En el mundo solo existen pocos proyectos, a escala comercial, de plantas de hidrocarburos
líquidos sintéticos que están en etapas de implementación y construcción, con capacidades arriba
de
100.000 bpd. Adicionalmente, muchos proyectos que debían ser implantados fueron
13
paralizados por los actuales costos de la materia prima (gas natural).
Por lo expuesto, pese a que actualmente se importa diesel oil (8.500 bpd), para cubrir la demanda
interna, y a que con un proyecto de GTL se podría cubrir la demanda insatisfecha de este producto,
sin embargo se estima que aun no están dadas las condiciones para la implementación de este
tipo de plantas debido al alto costo de la tecnología GTL, a los grandes volúmenes de gas natural
requeridos, al bajo rendimiento de producción de líquidos (diesel sintético), al elevado costo de
producción, al requerimiento de bajos precios de gas natural poco convenientes para el país y las
regiones y a la falta de esta materia prima en el corto y mediano plazo. Sin embargo, se prevé que
en el corto y mediano plazo, maduren las tecnologías, mejoren las condiciones técnicas y
económicas y sean viables los proyectos de GTL.
a) Recursos disponibles
La proyección de la producción de gas natural, para el periodo 2008-2017, contempla la producción
de 40,6 MMmcd para el año 2008; 69,0 MMmcd para el 2012 y 103,2 MMmcd para el 2017.
La producción total de gas natural cubrirá la demanda del mercado interno tradicional, los
compromisos de exportación de gas al Brasil y la Argentina y el requerimiento de 3,0 MMmcd gas
13
Documento enviado a Ministerio de Hidrocarburos de la Refinería de Alta Conversión con Métodos ecológicos, GIP OIL
SRL del Ecuador, 2007.
155
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natural para una planta de 10,000 bpd de crudo sintético de capacidad (8.500 bpd de diesel y 1300
bpd gasolinas), prevista en la demanda de gas natural para su industrialización.
b) Mercados
La producción de diesel deberá estar orientada a abastecer el mercado interno sustituyendo la
importacion de este combustible y los excedentes para la exportación.
c) Régimen Fiscal
Los impuestos aplicados a la industrialización del gas son los impuestos generales aplicados a la
actividad productiva: Impuesto al valor Agregado (IVA), Impuesto a las Transacciones (IT),
Impuestos a las Utilidades de las Empresas (IUE) y el Impuesto a las Remesas al Exterior (IRUE)
si corresponde.
Asimismo, la normativa vigente establece ciertos incentivos tributarios a la industrialización del gas
natural, entre ellos podemos citar:




Liberación de pago de aranceles e impuestos a la internación de equipos, materiales e
insumos que se requieran para la instalación de una planta o complejo industrial.
Liberación de impuestos sobre utilidades por ocho años a partir de la operación.
Otorgamiento de tierras fiscales en usufructo, cuando exista la posibilidad.
Las autoridades aceleraran los trámites de las empresas para la obtención de personería
jurídica, licencias, permisos y otros
3. OBJETIVO
Instalación de una planta de transformación de gas a líquidos (GTL) de 10.000 bpd de capacidad el
año 2014, que procesará 100 MMpcd de gas natural, para producir 8.500 bpd de diesel oil y 1.300
bpd de gasolinas para abastecer el mercado interno y los excedentes para la exportación.
4. DESCRICPCIÓN DEL PROYECTO
La ubicación del proyecto a definir en los estudios, probablemente la ciudad de Santa Cruz por ser
el departamento con más consumo de Diesel en el País. La capacidad de la planta en su primera
fase sería de 10.000 bpd.
Los rendimientos del gas para producir diesel para las plantas GTL superan actualmente los 8,50
Mbpd de diesel por cada 100 MMpcd de gas natural alimentado. El diagrama de bloques de una
Planta GTL es mostrado en la siguiente figura:
156
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Aire
Vapor
Unidad de
separación de aire
Planta de energía
Gas
O2
Energía Eléctrica
60 MW
Gas natural
Generación
de Syngas
CO,H:Gas de Sintesis
Síntesis de
Fischer Tropsch
100 MMSCFD
Reformador
H2
Syncrude
Recuperación
de hidrógeno
H2
Nafta
2,000 BPD
Hidroprocesamiento
8,000 BPD
Cabe hacer notar que además de diesel, por el proceso exotérmico de las reacciones en estas
plantas, se pueden producir excedentes de vapor y electricidad, para consumo propio de la planta
y venta a mercado interno o de exportación.
Beneficios de la planta de GTL:
Se espera que el impacto económico se traduzca en una inversión aproximada entre 450 y 500
MM$us, ahorro de divisas por la no importación de diesel, ahorro al TGN por la no subvención a las
importaciones de diesel oil, creación de infraestructura, empleos entre otros.
5. INVERSIÓN ESTIMADA
La inversión total estimada del proyecto es de 460 MM$us.
Para ejecutar el proyecto, se deberá realizar la Ingeniería Conceptual (IC), la Ingeniería Básica (IB)
y la Ingeniería de Detalle, Procura y Construcción (EPC), y la puesta en marcha de la nueva
Unidad de Crudo.
.
El proyecto estima un tiempo de ejecución de 5 años a partir de la gestión 2009. El cronograma de
actividades es el siguiente:
Descripción de la Actividad e Inversión
(en MM $US)
Ingeniería conceptual
Ingeniería básica
Ingeniería detalle, procura y construcción (EPC)
Construcción, montaje (EPC).
2009
2010
2011
2012
2013
200,0
200,0
34.0
0,5
2,5
23.0
La puesta en marcha y operación de la unidad de hidrocracking, el segundo semestre del
2013.
6. MODALIDAD DE FINANCIAMIENTO
157
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El proyecto se deberá financiar a través de:
g) Financiamiento a través de bonos.
h) Financiamiento a través de un crédito concesional y preferencial otorgado por la empresa,
gobierno, o entidad financiera del país socio.
158
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FICHA DE PROYECTOS
YPFB CORPORATIVO
PROYECTO:
PLANTA DE GTL
OBJETIVO: Instalación de una planta de transformación de gas a líquido (GTL) de 10.000 bpd de
capacidad el año 2014, que procesará 100 MMpcd de gas natural, para producir 8.500 bpd de
diesel oil y 1.300 bpd de gasolinas para abastecer el mercado interno y los excedentes para la
exportación.
1. INFORMACIÓN BASICA
Ítem
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
Descripción
Nombre del proyecto
Fecha de inicio del proyecto
Fecha de finalización del proyecto
Unidad responsable de la ejecución del proyecto
Unidad responsable de la operación del proyecto
Espacio para llenado
Planta de GTL
2009
2013
EBIH
EBIH
2. METAS DEL PROYECTO PARA UN QUINQUENIO
Ítem
2.1
Descripción de la
Meta en miles de
bpd
Producción de
GTL
2009
2010
2011
2012
2013
10
2.2
2.3
3. INDICADORES ECONOMICO-FINANCIEROS
Ítem
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
Indicadores
Valor Actual Neto Social (VANS)
Valor Actual Neto Privado (VANP)
Tasa Interna de Rendimiento (TIR)
Periodo de recuperación
CAES (costo anual equivalente)
Coeficiente de Variación (Desviación Standard del
VAN/VAN esperado)
Espacio para llenado
A determinar en Factibilidad
4. COSTO TOTAL DEL PROYECTO (en dólares americanos)
Ítem
Etapa del
proyecto
Costo
(en $us)
Etapa en la que se
encuentra el
proyecto
actualmente
Tiempo estimado
de cada etapa
(en meses)
4.1
Perfil
2
4.2
Prefactibilidad
2
4.3
Factibilidad
3
159
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4.4
4.5
4.6
Diseño Final
Ejecución
TOTAL 
5
24
36
460.000.000
5. COMPONENTES DEL COSTO DEL PROYECTO
Ítem
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
Descripción de los componentes
Infraestructura
Maquinaria, equipo y vehículos
Muebles y equipo de oficina
Bienes Capitalizables
Capacitación
Administración
Supervisión
Otros
TOTAL
Costo $US
460.000.000
6. ASPECTOS AMBIENTALES
Ítem
6.1
Descripción
Medidas mitigantes previstas
6.2
Resultados esperados
Espacio para llenado
Se realizara de acuerdo a la ficha ambiental y
sus documentos anexos
Evitar impactos negativos
7. INVERSIONES PREVISTAS PARA LOS PROXIMOS CINCO AÑOS (MM$us)
Ítem
7.1
7.2
7.3
7.4
160
Descripción de la
Inversión (en MM$us)
Ingeniería Conceptual
Ingeniería Básica
Ingeniería detalle,
procura y construcción
(EPC)
Construcción, montaje
(EPC).
TOTAL
2009
2010
2011
2012
2013
200,0
200,0
34,0
0,5
2,5
23,0
460,0
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ÁREA DE TRABAJO: INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS - PETROQUÍMICA ETANO
PERFIL DE PROYECTO:
1. NOMBRE DEL PROYECTO
PLANTA DE ETILENO/POLIETILENO DE 600 MTMA – PROVINCIA GRAN CHACO
2. ANTECEDENTES
Bolivia cuenta con importantes reservas de gas natural que le permitirán industrializarlo a través de
la petroquímica. El objetivo que se ha propuesto el Gobierno dentro de su política hidrocarburífera
es pasar de ser un país exportador de materias primas a ser un país productor y exportador de
productos terminados
El Gobierno Nacional ha tomado la decisión de emprender la industrialización del gas natural, a
objeto de generar empleos, infraestructura y dar valor agregado al gas natural, para tal efecto, la
Planta de Extracción y Fraccionamiento de licuables del Chaco Tarijeño en proceso de
implementación se constituye en el inicio y una parte principal del Complejo Petroquímico a
instalarse. Posteriormente, se planea instalar la planta de fertilizantes nitrogenados amoniaco/urea
y la planta de etileno/polietileno, las mismas que serán parte del Complejo Petroquímico.
Entre los proyectos petroquímicos del gas natural que incorporan valor agregado y otorgan los
mayores beneficios económicos y sociales al país y sus regiones se encuentran las plantas de
etilenos/polietilenos para la producción de plásticos, obtenidos por la transformación del etano,
siendo este producto uno de los mas consumidos en el mundo.
Según estudios de mercado, en los próximos años, la región latinoamericana continuará
presentando un déficit en la producción de polietilenos, lo que obliga a la importación de este
producto desde otras regiones.
En fecha 17 de diciembre de 2007, se ha suscrito un MdE entre YPFB y BRASKEM S.A. de Brasil,
con el objeto de elaborar el acuerdo de estudios conjuntos para la instalación de una planta de
etileno/polietileno en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija, este acuerdo se
encuentra en etapa de implementación
a) Recursos disponibles
La proyección de la producción de gas natural para el periodo 2008-2017, contempla la producción
de 40,6 MMmcd para el año 2008; 69,0 MMmcd para el 2012 y 103,2 MMmcd para el 2017.
La producción total de gas natural cubrirá la demanda del mercado interno tradicional, los
compromisos de exportación de gas al Brasil y la Argentina y el requerimiento de 1,5 a 1,8 MMmcd
de etano, el que se extraerá de la corriente de gas de exportación a la Argentina.
b) Mercados
Al margen de los requerimientos del mercado interno, los mercados potenciales más atractivos de
la etileno/polietileno en el mercado externo son: Brasil, Argentina, Chile, Paraguay y Uruguay, cuya
demanda insatisfecha conservadora estimada es de 1.7 MMtma para el año 2014 y de 2,5 MMtma
para el año 2018, además de los mercados de ultramar de la costa del pacífico como México,
EE.UU., China, Japón, India y Europa Occidental.
c) Régimen Fiscal
161
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Los impuestos aplicados a la industrialización del gas son los impuestos generales aplicados a la
actividad productiva en el país: Impuesto al valor Agregado (IVA), Impuesto a las Transacciones
(IT), Impuestos a las Utilidades de las Empresas (IUE) y el Impuesto a las Remesas al Exterior
(IRUE) si corresponde.
Asimismo, la normativa vigente establece ciertos incentivos tributarios a la industrialización del gas
natural, entre ellos podemos citar:




Liberación de pago de aranceles e impuestos a la internación de equipos, materiales e
insumos que se requieran para la instalación de una planta o complejo industrial.
Liberación de impuestos sobre utilidades por ocho años a partir de la operación.
Otorgamiento de tierras fiscales en usufructo, cuando exista la posibilidad.
Las autoridades aceleraran los trámites de las empresas para la obtención de personería
jurídica, licencias, permisos y otros
3. OBJETIVO
Superar el modelo primario de país exportador de materias primas industrializando el gas natural
para la generación de valor agregado y empleo, mediante la Instalación de una planta de
producción de etileno/polietileno de 600 Mtma de capacidad, para cubrir la demanda insatisfecha
de este producto en el mercado interno, MERCOSUR y asociados, a ubicarse en los predios del
complejo de la Planta de Extracción y Fraccionamiento de licuables a instalarse en la Provincia
Gran Chaco del departamento de Tarija..
4. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
Tomando en cuenta la dimensión de los mercados potenciales de la región y considerando las
reservas y la producción de gas natural en el país, se tiene previsto efectuar el Estudio de
Prefactibilidad (Preinversión) para una planta de etileno/polietileno de 600 Mtma de capacidad, a
ser instalada en la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija.
Si los resultados de los Estudios de Prefactibilidad son positivos, se elaborarán los Estudios de
Factibilidad del proyecto. A su vez, conforme a los resultados positivos de estos Estudios, se
efectuarán, en el mediano plazo (2009 - 2010), los estudios de Diseño Final para la ejecución del
proyecto (desde 2011 hasta 2013).
Se espera que el impacto económico se traduzca en una inversión aproximada de1.500 MM$us,
ahorro de divisas por la no importación de polietilenos, ingreso de divisas por la exportación de
polietileno entre otros.
Se espera que el impacto social se traduzca en la creación de infraestructura industrial de
fertilizantes, generación de empleos, aproximadamente 1.200 empleos directos y 400 indirectos en
etapa de construcción de la planta, asimismo 130 empleos directos y 500 indirectos en etapa de
operación de cada una de las plantas, mayores ingresos al TGN, lo que implicaría mejoras en la
inversión pública, efecto multiplicador económico, tanto en la industria manufacturera como en el
transporte, caminos, servicios, hotelería y otros, mejoramiento y/o construcción de vías de acceso,
caminos, vías férreas, o incluso de puertos o hidrovías si es necesario para la exportación del
producto.
5. INVERSIÓN ESTIMADA
El cuadro siguiente nos muestra la inversión total estimada de 1550 MM$us, así como el
cronograma de inversión que se realizará en los próximos años.
162
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Programa de Inversiones (MM$us)
Año
Planta de Plásticos en el Chaco Tarijeño, procesara 1,6
MMmcd de etano, para producir de 600 Mtma de
etileno/polietileno
.
.
.
Ingeniería Conceptual
Ingeniería Básica
Ingeniería de Detalle Procura y Construcción (EPC)
2008
2009
2010
2011
2012
2013
TOTAL
0.2
15.0
100.0
550.0
500.0
384.8
1,550.0
0.2
0.2
15.0
15.0
100.0
550.0
500.0
384.8
1,534.8
6. MODALIDAD DE FINANCIAMIENTO
i)
j)
163
Financiamiento a través de bonos.
Financiamiento a través de un crédito concesional y preferencial otorgado por la empresa,
gobierno, o entidad financiera del país socio.
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FICHA DE PROYECTOS
YPFB CORPORATIVO
PROYECTO:
PLANTA DE ETILENO/POLIETILENO
PROVINCIA GRAN CHACO
OBJETIVO: Instalar una planta de producción de etileno/polietileno de 600 Mtma de capacidad,
para cubrir la demanda insatisfecha de este producto en el mercado interno, MERCOSUR y
asociados, a ubicarse en los predios del complejo de la Planta de Extracción y Fraccionamiento de
licuables a instalarse en la Provincia Gran Chaco del departamento de Tarija.
1. INFORMACIÓN BASICA
Ítem
1.1
Descripción
Nombre del proyecto
1.2
1.3
1.4
1.5
Fecha de inicio del proyecto
Fecha de finalización del proyecto
Unidad responsable de la ejecución del proyecto
Unidad responsable de la operación del proyecto
Espacio para llenado
Planta de etileno/polietileno.
Provincia Gran Chaco
2008
2013
EBIH
EBIH
2. METAS DEL PROYECTO PARA UN QUINQUENIO
Ítem
2.1
Descripción de
la Meta en miles
de TM
Producción de
etileno/polietileno
2009
2010
2011
2012
2013
600
2.2
2.3
3. INDICADORES ECONOMICO-FINANCIEROS
Ítem
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
Indicadores
Valor Actual Neto Social (VANS)
Valor Actual Neto Privado (VANP)
Tasa Interna de Rendimiento (TIR)
Periodo de recuperación
CAES (costo anual equivalente)
Coeficiente de Variación (Desviación Standard del
VAN/VAN esperado)
Espacio para llenado
A determinar en Factibilidad
4. COSTO TOTAL DEL PROYECTO (en dólares americanos)
164
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Ítem
Etapa del
proyecto
4.1
Factibilidad
4.2
4.3
4.4
Diseño Final
Ejecución
TOTAL 
Etapa en la que se
encuentra el
proyecto
actualmente
Costo
(en MM$us)
0,2
Tiempo estimado
de cada etapa (en
meses)
X
15,0
1.534,8
1.550,5
5. COMPONENTES DEL COSTO DEL PROYECTO
Ítem
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
Descripción de los componentes
Infraestructura
Maquinaria, equipo y vehículos
Muebles y equipo de oficina
Bienes Capitalizables
Capacitación
Administración
Supervisión
Otros
TOTAL
Costo $US
1.550.000.000
6. ASPECTOS AMBIENTALES
Ítem
6.1
Descripción
Medidas mitigantes previstas
6.2
Resultados esperados
Espacio para llenado
Se realizara de acuerdo a la ficha ambiental y
sus documentos anexos
Evitar impactos negativos
7. INVERSIONES PREVISTAS PARA LOS PROXIMOS CINCO AÑOS
Ítem
7.1
7.2
7.3
165
Descripción de la
Inversión (en MM$us)
Ingeniería Conceptual
Ingeniería Básica
Ingeniería de Detalle,
Procura y Construcción
(EPC)
TOTAL
2008
2009
2010
2011
2012
2013
100,0
550,0
500,0
384,8
0,2
15,0
1.550,0
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ANEXO 6
REFINACION
1. NOMBRE DEL PROYECTO
NUEVA UNIDAD DE HIDROCRACKING REFINERIA GUILERMO ELDER
2. ANTECEDENTES
La demanda interna de diesel oil esta en constante ascenso dado el crecimiento acelerado
del sector agropecuario, transporte, minería y otros
En la gestión 2007, el país e demandó aproximadamente 20.380 bpd de diesel oil, produjo
13.393 bpd haciendo uso de la máxima capacidad de refinación e importó un promedio de
7.000 bpd, de esta manera el país cubrió la demanda interna del mes.
Las refinerías de YPFB-Refinación (Gualberto Villarroel de Cochabamba y Guillermo Elder
de Santa Cruz) son refinerías con una configuración tipo Hydroskimming, no tienen
unidades de Hidrocracking que permite refinar fracciones medianas y pesadas de la
destilación primaria y obtener carburantes entre ellos el diesel oil y gasolinas automotrices.
En las refinerías Gualberto Villarroel de Cochabamba y Guillermo Elder de Santa Cruz,
existen excedentes de gasolinas livianas (LSR), que se mezclan con los excedentes de
crudo reducido (CR) de ambas refinerías y residuos de la planta de lubricantes de
Cochabamba y forman el crudo Reconstituido (RECON) que se exporta vía la Terminal de
Arica de Chile. El porcentaje de Crudo Reducido es aproximadamente un 25% del RECON
exportado, que para el año 2007 tuvo un promedio de 10.000 bpd.
Como ya mencionamos, la demanda de diesel oil continúa en ascenso, por ello se hace
necesario implementar en la refinería Guillermo Elder de Santa Cruz donde se presenta la
mayor demanda de diesel, una Unidad de Hidrocracking con Reciclo de crudo reducido,
con una capacidad de proceso de 7.500 bpd para que, de esa manera se produzca diesel
oil y se disminuya su importación y subvención.
a) Recursos disponibles
La proyección de la producción de hidrocarburos líquidos (petróleo + condensado +
gasolina natural), para el periodo 2008-2017, contempla una producción de 48.500 bpd
para el año 2008, 75.978 bpd para el 2012 y 113.724 bpd para el 2017. Se estima que al
procesar el crudo las refinerías del país obtendrán en el periodo 2008-2007 una
producción de Crudo Reducido de 3.395 bpd para el año 2008, 5.319 bpd para el 2012 y
7.961 bpd para el 2017.
b) Mercados
La producción de diesel oil del proceso de hidrocracking del crudo reducido está destinada
al mercado interno. Los volúmenes de la demanda Diesel oil: para los años 2008; 2012 y
2017 son 23.155; 30.474 y 41.637 bpd respectivamente.
c) Régimen Fiscal
166
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Los impuestos aplicados a la refinación del petróleo son los impuestos generales aplicados
a las actividades productivas: Impuesto al valor Agregado (IVA), Impuesto a las
Transacciones (IT), Impuestos a las Utilidades de las Empresas (IUE), y el Impuesto a las
Remesas al Exterior (IRUE) si corresponde.
Además de los impuestos anteriores, la comercialización de la producción nacional de
combustibles derivados del proceso de refinación está gravada con el Impuesto Específico
a los Hidrocarburos Derivados (IEHD). Los productos a los que se le aplica el IEHD en
$us/bbl a la fecha son los siguientes:
Diesel Oil 21,14; gasolina especial 26,82; jet fuel internacional 65,00; jet fuel nacional 8,85;
gasolina Premium 45,93; gasolina de aviación 39,09; kerosene 8,25; fuel oil 10,28 y agro
fuel 13,67; GLP de refinerías o plantas 0,00. Cabe mencionar que los primeros cuatro
productos señalados representan el 98% de los ingresos al Tesoro General de la Nación
(TGN) por concepto del IEHD.
3. OBJETIVO
Ejecutar el proyecto, para incrementar la producción de diesel oil a partir de crudo reducido
para abastecer el mercado interno, y reducir los volúmenes de importación y la subvención
de este combustible.
4. DESCRIPCION DEL PROYECTO
El proyecto tiene por objeto implementar una Unidad de Hidrocracking de 7.500 bpd de
capacidad, en la refinería Guillermo Elder de Santa Cruz.
La Unidad de Hidrocracking procesará crudo reducido con un rendimiento del 76% en
diesel oil, se estima que a partir del 2014 esta unidad procese 5.000 bpd de Crudo
Reducido para producir 3.800 bpd de diesel oil que disminuiría las importaciones así como
los gastos erogados por el estado por concepto de subvención a la importación.
El diagrama típico de una unidad de hidrocracking es mostrado en la siguiente figura:
Formatted: Font: (Default) Arial, 10
pt
Fuente: Hydrocarbon Processing, Refining Processes 2006
Todos los bolivianos se beneficiarán del proyecto ya que, los volúmenes adicionales de
diesel oil garantizarán el abastecimiento de los combustibles líquidos en el mercado interno
y permitirán reducir los volúmenes de importaciones y subvención del Tesoro General de
la Nación.
167
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5. INVERSION ESTIMADA
Para ejecutar el proyecto, se deberá realizar la Ingeniería Conceptual (IC), la Ingeniería
Básica (IB) y la Ingeniería de Detalle, Procura y Construcción (EPC), y la puesta en marcha
de la nueva Unidad de Crudo.
La inversión total estimada del proyecto es de 80 MM$us
.
El proyecto estima un tiempo de ejecución de 5 años a partir de la gestión 2010. El
cronograma de actividades es el siguiente:
Descripción de la Actividad e Inversión
(en MM $US)
Ingeniería conceptual
Ingeniería básica
Ingeniería detalle, procura y construcción (EPC)
Construcción, montaje (EPC).
2010
2011
2012
2013
2014
40,00
15.00
0,50
1,50
23.00
La puesta en marcha y operación de la unidad de hidrocracking, el segundo semestre del
2014.
6. MODALIDAD DE FINANCIAMIENTO
k) Financiamiento a través de bonos.
l) Financiamiento a través de un crédito concesional y preferencial otorgado por la empresa,
gobierno, o entidad financiera del país socio.
168
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FICHA DE PROYECTOS
YPFB CORPORATIVO
PROYECTO: UNIDAD DE HIDROCRACKING DE CRUDO REDUCIDO
REFINERÍA GUILLERMO ELDER
OBJETIVO:
1. INFORMACIÓN BASICA
Ítem
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
Descripción
Nombre del proyecto
Fecha de inicio del proyecto
Fecha de finalización del proyecto
Unidad responsable de la ejecución del proyecto
Unidad responsable de la operación del proyecto
Espacio para llenado
Planta de Hidrocracking
Junio-2007
Diciembre-2011
YPFBR
YPFBR
2. METAS DEL PROYECTO PARA UN QUINQUENIO
Ítem
2.1
2.2
2.3
Descripción de la Meta en
BPD
Producción de diesel
2010
2011
2012
2013
2014
3.800
3. INDICADORES ECONOMICO-FINANCIEROS
Ítem
3.2
3.3
3.4
3.5
Indicadores
Valor Actual Neto Privado (VANP)
Tasa Interna de Rendimiento (TIR)
Periodo de recuperación
CAES (costo anual equivalente)
Valor
49.31 MM$US
28.46%
3.0 Años
29.68 MM$US
4. COSTO TOTAL DEL PROYECTO (en dólares americanos)
Ítem
Etapa del
proyecto
Costo
(en MM$us)
4.1
Factibilidad
0.50
4.2
4.3
4.4
Diseño Final
Ejecución
TOTAL 
2.00
77.50
80.00
169
Etapa en la que se
encuentra el
proyecto
actualmente
Tiempo estimado
de cada etapa
(en meses)
X
6
6
36
48
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5. COMPONENTES DEL COSTO DEL PROYECTO
Ítem
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
Descripción de los componentes
Infraestructura
Maquinaria, equipo y vehículos
Muebles y equipo de oficina
Bienes Capitalizables
Capacitación
Administración
Supervisión
Otros
TOTAL
Costo $US
80,000,000
5. ASPECTOS AMBIENTALES
Ítem
6.1
Descripción
Medidas mitigantes previstas
6.2
Resultados esperados
Espacio para llenado
Se realizara de acuerdo a la ficha ambiental y
sus documentos anexos
Evitar impactos negativos
6. INVERSIONES PREVISTAS PARA LOS PROXIMOS CINCO AÑOS
Ítem
7.1
7.2
7.3
7.4
170
Descripción de la
Actividad e
Inversión
(en MM $US)
Ingeniería conceptual
Ingeniería básica
Ingeniería detalle,
procura y
construcción (EPC)
Construcción,
montaje (EPC).
TOTAL
2010
2011
2012
2013
2014
40,00
15,00
0,50
1,50
23,00
80,00
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7. NOMBRE DEL PROYECTO
UNIDAD DE ISOMERIZACIÓN REFINERIA GUALBERTO VILLARROEL
8. ANTECEDENTES
Las refinerías de YPFB-Refinación Gualberto Villarroel de Cochabamba y Guillermo Elder
de Santa Cruz, son refinerías con una configuración tipo Hydroskimming, que no tienen
unidades de isomerización que permitan refinar la gasolina liviana y obtener gasolinas de
alto octanaje.
En las refinerías Gualberto Villarroel de Cochabamba y Guillermo Elder de Santa Cruz,
existen excedentes de gasolinas livianas (LSR), que se mezclan con los excedentes de
crudo reducido (CR) de ambas refinerías y residuos de la planta de lubricantes de
Cochabamba y forman el crudo Reconstituido (RECON) que se exporta vía la Terminal de
Arica de Chile. El porcentaje de LSR es aproximadamente un 70% del RECON exportado,
que para el año 2007 tuvo un promedio de 10.000 bpd.
La demanda interna de gasolina especial automotriz continua en ascenso, aunque
actualmente se exportan mínimas cantidades, sin embargo a fin de darle mayor valor
agregado al la gasolina livianas de 72 octanos, se ha visto la necesidad de implementar
una Unidad de Isomerización para subir el octanaje de 72 a 92 octanos y exportarlos con
valor agregado.
A objeto de darle mayor valor agregado a la gasolina liviana que se exporta mezclada con
el RECON, se hace necesario implementar en la refinería Gualberto Villarroel de
Cochabamba, una Unidad de Isomerización con una capacidad de proceso de 5.000 bpd,
para que de esa manera, se produzca gasolina de alto octanaje (92 octanos) para su
exportación.
a) Recursos disponibles
La proyección de la producción de hidrocarburos líquidos (petróleo + condensado +
gasolina natural), para el periodo 2008-2017, contempla una producción de 48.500 bpd
para el año 2008, 75.978 bpd para el 2012 y 113.724 bpd para el 2017. Se estima que al
procesar el crudo las refinerías del país obtendrán en el periodo 2008-2007 una producción
excedentaria de gasolinas livianas de 7.900 bpd para el año 2008, 12.400 bpd para el 2012
y 18.600 bpd para el 2017.
b) Mercados
Los volúmenes adicionales obtenidos de gasolinas de alto octanaje, estarán destinados a
la exportación a los países vecinos como Brasil, Argentina, Chile, Perú, Paraguay y
Uruguay.
c) Régimen Fiscal
Los impuestos aplicados a la refinación del petróleo son los impuestos generales aplicados
a las actividades productivas: Impuesto al valor Agregado (IVA), Impuesto a las
Transacciones (IT), Impuestos a las Utilidades de las Empresas (IUE), y el Impuesto a las
Remesas al Exterior (IRUE) si corresponde.
Además de los impuestos anteriores, la comercialización de la producción nacional de
combustibles derivados del proceso de refinación está gravada con el Impuesto Específico
a los Hidrocarburos Derivados (IEHD). Los productos a los que se le aplica el IEHD en
$us/bbl a la fecha son los siguientes: Diesel Oil 21,14; gasolina especial 26,82; gasolina
171
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Premium de 95 octanos 45,63.
9. OBJETIVO
Ejecutar el proyecto, para incrementar la producción de gasolinas de alto octanaje a partir
de gasolinas livianas, para abastecer el mercado interno y exportar los excedentes.
10. DESCRIPCION DEL PROYECTO
El proyecto tiene por objeto implementar una Unidad de Isomerización de 5.000 bpd de
capacidad en la refinería Gualberto Villarroel de Cochabamba, para procesar gasolinas
livianas de bajo octanaje, y producir gasolinas de alto octanaje.
La carga a la unidad de isomerización de provendrá de los excedentes de las naftas o
gasolinas livianas (LSR) de 72 octanos, la cual mediante un proceso de catálisis química
en presencia de hidrogeno producirá gasolinas de 92 octanos, que se enviaran al pool de
gasolinas para su preparación y comercialización.
El diagrama típico de una unidad de isomerización es mostrado en la siguiente figura:
Formatted: Font: (Default) Arial, 10
pt
Fuente: Hydrocarbon Processing, Refining Processes 2006
Todos los bolivianos se beneficiarán del proyecto ya que, los volúmenes adicionales
producidos de gasolinas de alto octanaje, garantizarán el abastecimiento de gasolina
especial y premiun automotrices en el mercado interno y los excedentes serán exportados,
permitiendo el ingreso de divisas al país.
11. INVERSION ESTIMADA
Para ejecutar el proyecto, se deberá realizar la Ingeniería Conceptual (IC), la Ingeniería
Básica (IB) y la Ingeniería de Detalle, Procura y Construcción (EPC), y la puesta en marcha
de la nueva Unidad de Crudo.
La inversión total estimada del proyecto es de 40 MM $us, cuyo desglose estimado por
gestión es la siguiente:
El proyecto estima un tiempo de ejecución de 4 años a partir de la gestión 2009. El
cronograma de actividades es el siguiente:
Descripción de la Actividad e Inversión
(en MM $US)
172
2008
2009
2010
2011
2012
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Ingeniería conceptual
Ingeniería básica
Ingeniería detalle, procura y construcción (EPC)
Construcción, montaje (EPC).
0.50
1,00
3.00
10.00
25.50
La puesta en marcha y operación de la unidad de isomerización a fines del 2012 o
principios del 2013.
12. FINANCIAMIENTO
m) Financiamiento a través de bonos.
n) Financiamiento a través de un crédito concesional y preferencial otorgado por la empresa,
gobierno, o entidad financiera del país socio.
.
173
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FICHA DE PROYECTOS
YPFB CORPORATIVO
PROYECTO:
UNIDAD DE ISOMERIZACIÓN DE GASOLINA LIVIANA
REFINERÍA GUALBERTO VILLARROEL
OBJETIVO:
El proyecto tiene como finalidad implementar una Unidad de Isomerización de
Gasolina Liviana (LSR) para la producción de Gasolina Especial a través del incremento de su
octanaje y disminución de su contenido de benceno.
La producción de aproximadamente 5.000 BPD de Gasolina Especial procesada a partir de los
excedentes de gasolina liviana, estará destinada a la exportación. Con esta planta, se espera
incrementar considerablemente el valor agregado de la actual exportación de crudo reconstituido.
1. INFORMACIÓN BASICA
Ítem
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
Descripción
Nombre del proyecto abreviado
Espacio para llenado
Unidad de Isomerización de
Gasolina Liviana
2009
2012
Gerencia de Ingeniería
Refinería Gualberto Villarroel
Fecha de inicio del proyecto
Fecha de finalización del proyecto
Unidad responsable de la ejecución del proyecto
Unidad responsable de la operación del proyecto
2. METAS DEL PROYECTO PARA UN QUINQUENIO
Ítem
2.1
Descripción de la Meta en
BPD
Producción de gasolina de
92 octanos
2009
2010
2011
2012
5,000
2.2
2.3
2.4
3. INDICADORES ECONOMICO-FINANCIEROS
Ítem
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
Indicadores
Valor Actual Neto Social (VANS)
Valor Actual Neto Privado (VANP)
Tasa Interna de Rendimiento (TIR)
Periodo de recuperación
CAES (costo anual equivalente)
Espacio para llenado
18 MM US$
20%
4. COSTO TOTAL DEL PROYECTO (En Dólares Americanos)
Ítem
4.1
174
Etapa del
proyecto
Perfil
Costo
(MM $US)
0,5
Etapa en la que se
encuentra el proyecto
actualmente
(colocar una X donde
corresponda)
Tiempo
estimado de
cada etapa
(en meses)
X
2
2013
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4.2
4.3
4.4
4.5
Prefactibilidad
Factibilidad
Diseño Final
Ejecución
TOTAL 
0,5
0,5
3,0
35,5
4
6
12
24
40,0
48
5. COMPONENTES DEL COSTO DEL PROYECTO
Ítem
5.1
5.2
5.3
5.4
Descripción de los componentes
Servicios Contratados
Materiales
Adquisición de Activos
Otros
TOTAL
Costo $US
10.000.000
4.500.000
23.500.000
2.000.000
40.000.000
6. ASPECTOS AMBIENTALES
Ítem
Descripción
Espacio para llenado
6.1
Medidas mitigantes previstas
No determinadas*
6.2
Resultados esperados
* Para la implementación del proyecto es necesario la realización de un estudio de
evaluación de impacto ambiental con el cual se obtiene la licencia de impacto
ambiental. Posteriormente, se realizará el seguimiento a través de un plan de
adecuación y seguimiento ambiental.
7. INVERSIONES PREVISTAS PARA LOS PROXIMOS CINCO AÑOS
Ítem
7.1
7.2
7.3
7.4
175
Descripción de la Inversión (en
MM $US)
Ingeniería Conceptual
Ingeniería Básica
Ingeniería Detalle
Ingeniería Procura y
Construcción (EPC)
TOTAL
2009
2010
2011
2012
10,00
25,50
2013
0,5
1,00
3,00
40,00
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1. NOMBRE DEL PROYECTO
NUEVA REFINERIA EN PREDIOS DE LA REFINERIA GUILLERMO ELDER
2. ANTECEDENTES
Las refinerías Gualberto Villarroel de Cochabamba y Guillermo Elder de Santa Cruz
Gualberto Villarroel de Cochabamba (RGV) y Guillermo Elder de Santa Cruz (RGE), están
operando al máximo de capacidad con una carga total de 43.400bpd, con las adecuaciones
y ampliaciones de las unidades existentes programadas, están incrementaran su
capacidad de proceso a 66.000 bpd hasta el 2012. Estas refinerías fueron construidas en la
década del 70 y empezaron a operar a partir de 1979 a la fecha, teniendo 30 años de
funcionamiento. La tecnología la refinación ha evolucionado considerablemente sobre
mejorando los rendimientos de sus productos y flexibilidad operativa en la carga de la
materia prima, además de grandes avances en el control automático de los procesos.
Por ello en vista que las actuales unidades de proceso de ambas refinerías han sufrido un
desgaste natural en sus equipos partes y accesorios, y las nuevas tecnologías permiten
mayores rendimientos y reducción de costos operativos es que se ha visto la necesidad de
reemplazarlas por unidades nuevas de tecnología de punta.
Como la demanda de diesel oil y gasolina especial continúa en ascenso, se hace
imprescindible implementar en la RGE de Santa Cruz, donde se presenta la mayor
demanda de combustibles, una nueva Topping con una capacidad de elaboración de
30.000 a 40.000 bpd para que, de esa manera, se abastezca de combustibles el mercado
interno, principalmente diesel oil, disminuyendo la importación y la subvención del Tesoro
General de la Nación (TGN) a dicho carburante.
a) Recursos disponibles
La proyección de la producción de hidrocarburos líquidos (petróleo + condensado +
gasolina natural), para el periodo 2008-2017, contempla una producción de 48.500 bpd
para el año 2008, 75.978 bpd para el 2012 y 113.724 bpd para el 2017.
La producción total de hidrocarburos líquidos, pronosticada en el periodo mencionado, será
procesada por las refinerías de YPFB-Refinación, con el fin de incrementar la producción
de combustibles líquidos (diesel oil, gasolinas, jet fuel y GLP), disminuir los volúmenes de
importación de diesel oil y exportar los excedentes de gasolinas de alto octanaje.
b) Mercados
La producción de combustibles derivados del proceso de refinación está destinada al
mercado interno y los excedentes a la exportación, especialmente las gasolinas
automotrices. Los volúmenes de la demanda de los combustibles líquidos proyectados
para el mercado interno (valor medio), en el periodo 2008-2017, son los siguientes:
1. Diesel oil: para los años 2008; 2012 y 2017 son 23.155; 30.474 y 41.637 bpd
respectivamente.
1. Gasolinas automotrices: para los años 2008; 2012 y 2017 son 12.966; 15.180 y
18.418 bpd respectivamente.
2. Jet fuel: para los años 2008; 2012 y 2017 son 3.402; 4.325 y 5.596 bpd
respectivamente.
3. GLP: para los años 2008; 2012 y 2017 son 1.077; 1.315 y 1.667 tmd
respectivamente.
c) Régimen Fiscal
176
Formatted: Indent: Left: 1,88 cm,
Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 1,24
cm + Tab after: 1,88 cm + Indent at:
1,88 cm, Tab stops: Not at 1,27 cm +
1,88 cm
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Los impuestos aplicados a la refinación del petróleo son los impuestos generales aplicados
a las actividades productivas: Impuesto al valor Agregado (IVA), Impuesto a las
Transacciones (IT), Impuestos a las Utilidades de las Empresas (IUE), y el Impuesto a las
Remesas al Exterior (IRUE) si corresponde.
Además de los impuestos anteriores, la comercialización de la producción nacional de
combustibles derivados del proceso de refinación está gravada con el Impuesto Específico
a los Hidrocarburos Derivados (IEHD). Los productos a los que se le aplica el IEHD en
$us/bbl a la fecha son los siguientes:
Diesel Oil 27,14; gasolina especial 26,82; jet fuel internacional 86,90; jet fuel nacional 8,85;
gasolina Premium 45,93; gasolina de aviación 39,09; kerosene 8,25; fuel oil 10,28 y agro
fuel 13,67; GLP de refinerías o plantas 0,00. Cabe mencionar que los primeros cuatro
productos señalados representan el 98% de los ingresos al TGN por concepto del IEHD.
3. OBJETIVO
Ejecutar el proyecto, para incrementar la producción de combustibles líquidos (diesel oil,
gasolinas, jet fuel y gas licuado de petróleo), para disminuir los volúmenes de importación
de diesel oil y exportar los excedentes de gasolinas de alto octanaje.
4. DESCRIPCION DEL PROYECTO
El proyecto tiene por objeto implementar una refinería, para sustituir la actual por una de
nueva tecnología, mayores rendimientos y flexibilidad operativa con una capacidad de su
Unidad de Crudo de 60.000 bpd en los predios de la refinería Guillermo Elder Bell de la
ciudad de Santa Cruz de la Sierra, donde se presenta la mayor demanda regional de
combustibles.
La configuración de la nueva refinería, deberá responder a la calidad de crudo existente y
la maximización de sus derivados.
Esta nueva refinería en su nueva planta de carburantes deberá contener las siguientes
unidades:
-
Unidad de crudo o destilación atmosférica de 40.000 bpd
Unidad de destilación al vacío 5.000 bpd
Unidad de reformación catalítica de 10.000 bpd
Unidad de isomerización de 10.000 bpd
Unidad de hidrocracking de 3.000 bpd
Además de las unidades de procesos vinculadas a la refinación, deberá contener una
nueva planta de servicios, que incluyan los sistemas de: almacenaje, vapor, combustibles,
tratamiento de agua, enfriamiento y electricidad, sistema de seguridad industrial y contra
incendio. El diagrama típico de una refinería, sin incluir las unidades de reformacion
catalítica, isomerización e hidrocracking es mostrado en la siguiente figura:
177
www.hidrocarburosbolivia.com
Formatted: Font: (Default) Arial, 10
pt
Fuente: Hydrocarbon Processing, Refining Processes 2006
Todos los bolivianos se beneficiarán del proyecto ya que:



Se optimizaran e incrementaran los volúmenes de combustibles producidos que
garantizarán el abastecimiento de los combustibles líquidos en el mercado interno.
Los volúmenes adicionales permitirán reducir las importaciones de diesel oil y la
reducción generará un impacto positivo en el Tesoro General de la Nación.
Los volúmenes adicionales permitirán la exportación de excedentes de gasolinas y
generará mayores ingresos al país.
5. INVERSION ESTIMADA
Para ejecutar el proyecto, se deberá realizar la Ingeniería Conceptual (IC), la Ingeniería
Básica (IB) y la Ingeniería de Detalle, Procura y Construcción (EPC), y la puesta en marcha
de la nueva Unidad de Crudo.
La inversión total estimada del proyecto es de 650 MM $us, cuyo desglose estimado por
gestión es la siguiente:
El proyecto estima un tiempo de ejecución de 5 años a partir de la gestión 2009. El
cronograma de actividades es el siguiente:
Descripción de la Actividad e Inversión
(en MM $US)
Ingeniería conceptual
Ingeniería básica
Ingeniería detalle, procura y construcción
(EPC)
Construcción, montaje (EPC).
2009
2010
2011
2012
2013
400.0
46.0
1.0
3,0
200.0
Durante la Gestión 2009 se ejecutará la Ingeniería Conceptual del proyecto; en dicha etapa
se deberá confirmar los pronósticos de la proyección de producción de petróleo,
condensados y gasolina natural en Bolivia para los próximos 10 años, así como la
proyección de demanda de combustibles líquidos en el mercado nacional y la exportación
de excedentes de gasolinas a los países vecinos.
La puesta en marcha y operación de la topping el segundo semestre del 2013.
6. MODALIDAD DE FINANCIAMIENTO
o) Financiamiento a través de bonos.
p) Financiamiento a través de un crédito concesional y preferencial otorgado por la empresa,
178
www.hidrocarburosbolivia.com
gobierno, o entidad financiera del país socio.
179
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FICHA DE PROYECTOS
YPFB CORPORATIVO
PROYECTO:
NUEVA REFINERIA EN PREDIOS DE LA REFINERIA GUILLERMO ELDER
OBJETIVO:
Ejecutar el proyecto, para incrementar la producción de combustibles líquidos
(diesel oil, gasolinas, jet fuel y gas licuado de petróleo), para disminuir los volúmenes de
importación de diesel oil y exportar los excedentes de gasolinas de alto octanaje.
1. INFORMACIÓN BASICA
Ítem
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
Descripción
Nombre del proyecto abreviado
Fecha de inicio del proyecto
Fecha de finalización del proyecto
Unidad responsable de la ejecución del proyecto
Unidad responsable de la operación del proyecto
Espacio para llenado
NREPRGE
2009
2013
ING (Gerencia de Ingeniería)
RSCZ (Refinería Guillermo
Elder Bell)
1.2. METAS DEL PROYECTO PARA UN QUINQUENIO
Ítem
2.1
2.2
Descripción de la Meta
en BPD
Producción Incremental
de Diesel Oil
Producción Incremental
de GLP
2009
2010
2011
2012
2013
Formatted: Indent: Left: 0 cm, First
line: 0 cm, Numbered + Level: 1 +
Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at:
1 + Alignment: Left + Aligned at: 0 cm
+ Tab after: 0,63 cm + Indent at:
0,63 cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
2.3
2.3. INDICADORES ECONOMICO-FINANCIEROS
Ítem
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
Indicadores
Valor Actual Neto Social (VANS)
Valor Actual Neto Privado (VANP)
Tasa Interna de Rendimiento (TIR)
Periodo de recuperación de la inversión
CAES (costo anual equivalente)
Valor
3.4. COSTO TOTAL DEL PROYECTO (En Dólares Americanos)
Ítem
Etapa del
proyecto
4.1
Perfil
4.2
4.3
4.4
4.5
Prefactibilidad
Factibilidad
Diseño Final
Ejecución
180
Costo
(MM $US)
Etapa en la que se
encuentra el proyecto
actualmente
(colocar una X donde
corresponda)
X
Tiempo
estimado de
cada etapa
(en meses)
Formatted: Indent: Left: 0 cm, First
line: 0 cm, Numbered + Level: 1 +
Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at:
1 + Alignment: Left + Aligned at: 0 cm
+ Tab after: 0,63 cm + Indent at:
0,63 cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
Formatted: Indent: Left: 0 cm, First
line: 0 cm, Numbered + Level: 1 +
Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at:
1 + Alignment: Left + Aligned at: 0 cm
+ Tab after: 0,63 cm + Indent at:
0,63 cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
www.hidrocarburosbolivia.com
TOTAL 
653
4.5. COMPONENTES DEL COSTO DEL PROYECTO
Ítem
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
Descripción de los componentes
Servicios Contratados
Materiales y Suministros de Terceros
Materiales y suministros de Stock
Adquisición de Activos
Otros
TOTAL
Formatted: Indent: Left: 0 cm, First
line: 0 cm, Numbered + Level: 1 +
Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at:
1 + Alignment: Left + Aligned at: 0 cm
+ Tab after: 0,63 cm + Indent at:
0,63 cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
Costo $US
650.000.000
5.6. ASPECTOS AMBIENTALES
Ítem
6.1
6.2
Formatted: Indent: Left: 0 cm, First
line: 0 cm, Numbered + Level: 1 +
Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at:
1 + Alignment: Left + Aligned at: 0 cm
+ Tab after: 0,63 cm + Indent at:
0,63 cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
Descripción
Espacio para llenado
Medidas mitigantes previstas
No determinadas*
Resultados esperados
 Para la implementación del proyecto es necesario la realización de un
estudio de evaluación de impacto ambiental con el cual se obtiene la
licencia de impacto ambiental. Posteriormente, se realizará el seguimiento
a través de un plan de adecuación y seguimiento ambiental.
6.7. INVERSIONES PREVISTAS PARA LOS PROXIMOS CINCO AÑOS (MM$us)
Ítem
7.1
7.2
7.3
7.4
181
Descripción de la
Actividad e Inversión (en
MM $US)
Ingeniería Conceptual
Ingeniería Básica
Ingeniería Detalle
Construcción Y Montaje
(EPC)
TOTAL
2009
2010
2011
2012
2013
400,0
46,0
1,0
3,0
200,0
650,0
Formatted: Indent: Left: 0 cm, First
line: 0 cm, Numbered + Level: 1 +
Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at:
1 + Alignment: Left + Aligned at: 0 cm
+ Tab after: 0,63 cm + Indent at:
0,63 cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
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1. NOMBRE DEL PROYECTO
NUEVA UNIDAD DE CRUDO DE 40.000 BPD EN REFINERIA GUILLERMO ELDER
2. ANTECEDENTES
Actualmente las Unidades de Destilación Atmosférica (Topping) de las dos refinerías de
YPFB Refinación S.A.: Gualberto Villarroel de Cochabamba (RGV) y Guillermo Elder de
Santa Cruz (RGE), están operando al máximo de capacidad con una carga total de
43.400bpd.
Se están desarrollando proyectos de revamping en ambas Topping para incrementar la
carga en la RGE de 16.300 a 18.000 bpd en las gestiones 2008 y 2009; y en la RGV de
25.300 a 32.000 bpd en las gestiones 2008 a 2010.
En la refinería de Santa Cruz, se está adecuando la antigua Topping de 5.000 bpd para
que normalice operaciones con una carga de 6.000 bpd a fines del 2008. Asimismo en la
refinería de Cochabamba se esta también adecuando la antigua topping para que opere
con una carga de 10.000 bpd a mediados del 2010
Como la demanda de diesel oil y gasolina especial continúa en ascenso, se hace
imprescindible implementar en la RGE de Santa Cruz, donde se presenta la mayor
demanda de combustibles, una nueva Topping con una capacidad de elaboración de
40.000 bpd para que, de esa manera, se abastezca de combustibles el mercado interno,
principalmente diesel oil, disminuyendo la importación y la subvención del Tesoro General
de la Nación (TGN) a dicho carburante.
a) Recursos disponibles
La proyección de la producción de hidrocarburos líquidos (petróleo + condensado +
gasolina natural), para el periodo 2008-2017, contempla una producción de 48.500 bpd
para el año 2008, 75.978 bpd para el 2012 y 113.724 bpd para el 2017.
La producción total de hidrocarburos líquidos, pronosticada en el periodo mencionado, será
procesada por las refinerías de YPFB-Refinación, con el fin de incrementar la producción
de combustibles líquidos (diesel oil, gasolinas, jet fuel y GLP), disminuir los volúmenes de
importación de diesel oil y exportar los excedentes de gasolinas de alto octanaje.
b) Mercados
La producción de combustibles derivados del proceso de refinación está destinada al
mercado interno y los excedentes a la exportación, especialmente las gasolinas
automotrices. Los volúmenes de la demanda de los combustibles líquidos proyectados
para el mercado interno (valor medio), en el periodo 2008-2017, son los siguientes:
7. Diesel oil: para los años 2008; 2012 y 2017 son 23.155; 30.474 y 41.637 bpd
respectivamente.
8. Gasolinas automotrices: para los años 2008; 2012 y 2017 son 12.966; 15.180 y
18.418 bpd respectivamente.
9. Jet fuel: para los años 2008; 2012 y 2017 son 3.402; 4.325 y 5.596 bpd
respectivamente.
10.
GLP: para los años 2008; 2012 y 2017 son 1.077; 1.315 y 1.667 tmd
respectivamente.
c) Régimen Fiscal
182
Formatted: Indent: Left: 1,88 cm,
Bulleted + Level: 1 + Aligned at: 1,24
cm + Tab after: 1,88 cm + Indent at:
1,88 cm, Tab stops: Not at 1,27 cm +
1,88 cm
www.hidrocarburosbolivia.com
Los impuestos aplicados a la refinación del petróleo son los impuestos generales aplicados
a las actividades productivas: Impuesto al valor Agregado (IVA), Impuesto a las
Transacciones (IT), Impuestos a las Utilidades de las Empresas (IUE), y el Impuesto a las
Remesas al Exterior (IRUE) si corresponde.
Además de los impuestos anteriores, la comercialización de la producción nacional de
combustibles derivados del proceso de refinación está gravada con el Impuesto Específico
a los Hidrocarburos Derivados (IEHD). Los productos a los que se le aplica el IEHD en
$us/bbl a la fecha son los siguientes:
Diesel Oil 27,14; gasolina especial 26,82; jet fuel internacional 86,90; jet fuel nacional 8,85;
gasolina Premium 45,93; gasolina de aviación 39,09; kerosene 8,25; fuel oil 10,28 y agro
fuel 13,67; GLP de refinerías o plantas 0,00. Cabe mencionar que los primeros cuatro
productos señalados representan el 98% de los ingresos al TGN por concepto del IEHD.
3. OBJETIVO
Ejecutar el proyecto, para incrementar la producción de combustibles líquidos (diesel oil,
gasolinas, jet fuel y gas licuado de petróleo), para disminuir los volúmenes de importación
de diesel oil y exportar los excedentes de gasolinas de alto octanaje.
4. DESCRIPCION DEL PROYECTO
El proyecto tiene por objeto implementar una nueva Unidad de Crudo de 40.000 bpd en los
predios de la refinería Guillermo Elder Bell de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, donde
se presenta la mayor demanda regional de combustibles.
La carga de crudo provendrá de la mezcla de petróleo/condensado + gasolina natural, de
los campos petrolíferos y gasíferos del país, estimándose un crudo de liviano de 57 a
61grados API, la topping producirá principalmente cortes de naftas, destilados y crudo
residual, las cuales después de ser alimentados a las unidades de recuperación de gases,
reformacion catalítica de naftas, percoladores, blending de gasolinas y otras, producirá
principalmente diesel oil, gasolinas automotrices y de aviación, jet fuel y GLP, bajo las más
estrictas normas de calidad. El diagrama típico de una unidad de destilación es mostrado
en la siguiente figura:
Formatted: Font: (Default) Arial, 10
pt
Fuente: Hydrocarbon Processing, Refining Processes 2006
Todos los bolivianos se beneficiarán del proyecto ya que:


183
Los volúmenes adicionales garantizarán el abastecimiento de los combustibles líquidos
en el mercado interno.
Los volúmenes adicionales permitirán reducir las importaciones de diesel oil y la
reducción generará un impacto positivo en el Tesoro General de la Nación.
www.hidrocarburosbolivia.com

Los volúmenes adicionales permitirán la exportación de excedentes de gasolinas y
generará mayores ingresos al país.
5. INVERSION ESTIMADA
Para ejecutar el proyecto, se deberá realizar la Ingeniería Conceptual (IC), la Ingeniería
Básica (IB) y la Ingeniería de Detalle, Procura y Construcción (EPC), y la puesta en marcha
de la nueva Unidad de Crudo.
La inversión total estimada del proyecto es de 100 MM $us, cuyo desglose estimado por
gestión es la siguiente:
El proyecto estima un tiempo de ejecución de 5 años a partir de la presente gestión. El
cronograma de actividades es el siguiente:
Descripción de la Actividad e Inversión
(en MM $US)
Ingeniería conceptual
Ingeniería básica
Ingeniería detalle, procura y construcción (EPC)
Construcción, montaje (EPC).
2008
2009
2010
2011
2012
60.00
36.00
0.15
0.85
3.00
Durante la Gestión 2008 se ejecutará la Ingeniería Conceptual del proyecto; en dicha etapa
se deberá confirmar los pronósticos de la proyección de producción de petróleo,
condensados y gasolina natural en Bolivia para los próximos 10 años, así como la
proyección de demanda de combustibles líquidos en el mercado nacional y la exportación
de excedentes de gasolinas a los países vecinos.
La puesta en marcha y operación de la topping el segundo semestre del 2012.
6. MODALIDAD DE FINANCIAMIENTO
q) Financiamiento a través de bonos.
r) Financiamiento a través de un crédito concesional y preferencial otorgado por la empresa,
gobierno, o entidad financiera del país socio.
184
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FICHA DE PROYECTOS
YPFB CORPORATIVO
PROYECTO:
“NUEVA UNIDAD DE CRUDO REFINERÍA GUILLERMO ELDER BELL”
OBJETIVO:
El objetivo del presente proyecto, es implementar una Nueva Topping de 40.000
BPD en el área de la refinería Guillermo Elder Bell de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra donde
se presenta la mayor demanda de Diesel Oil. Una nueva Unidad de Recuperación de Gases se
integraría a la nueva Topping.
Este proyecto permitirá incrementar la producción de Diesel Oil reduciendo en esta proporción la
necesidad de importación de este carburante y así atender la demanda del área de influencia de la
Refinería Guillermo Elder Bell. Finalmente, el GLP aumentará su producción dando mayor
flexibilidad a las entregas en el oriente del país ya que las refinerías no son la principal fuente de
suministro.
1. INFORMACIÓN BASICA
Ítem
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
Descripción
Nombre del proyecto abreviado
Fecha de inicio del proyecto
Fecha de finalización del proyecto
Unidad responsable de la ejecución del proyecto
Unidad responsable de la operación del proyecto
Espacio para llenado
Nueva Unidad de Topping
2008
2012
ING (Gerencia de Ingeniería)
RSCZ (Refinería Guillermo
Elder Bell)
1.2. METAS DEL PROYECTO PARA UN QUINQUENIO
Ítem
2.1
2.2
Descripción de la Meta
en BPD
Producción Incremental
de Diesel Oil
Producción Incremental
de GLP
2008
2009
2010
2011
2012
11,500
Formatted: Indent: Left: 0 cm, First
line: 0 cm, Numbered + Level: 1 +
Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at:
1 + Alignment: Left + Aligned at: 0 cm
+ Tab after: 0,63 cm + Indent at:
0,63 cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
1,400
2.3
2.3. INDICADORES ECONOMICO-FINANCIEROS
Ítem
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
Indicadores
Valor Actual Neto Social (VANS)
Valor Actual Neto Privado (VANP)
Tasa Interna de Rendimiento (TIR)
Periodo de recuperación de la inversión
CAES (costo anual equivalente)
3.4. COSTO TOTAL DEL PROYECTO (MM$us)
185
Valor
27 MM
14%
Formatted: Indent: Left: 0 cm, First
line: 0 cm, Numbered + Level: 1 +
Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at:
1 + Alignment: Left + Aligned at: 0 cm
+ Tab after: 0,63 cm + Indent at:
0,63 cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
Formatted: Indent: Left: 0 cm, First
line: 0 cm, Numbered + Level: 1 +
Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at:
1 + Alignment: Left + Aligned at: 0 cm
+ Tab after: 0,63 cm + Indent at:
0,63 cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
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Ítem
Etapa del
proyecto
4.1
Perfil
4.2
4.3
4.4
4.5
Prefactibilidad
Factibilidad
Diseño Final
Ejecución
Costo
(MM $US)
TOTAL 
Etapa en la que se
encuentra el proyecto
actualmente
(colocar una X donde
corresponda)
Tiempo
estimado de
cada etapa
(en meses)
X
6
0.15
0.35
0.50
3.00
96.00
5
6
11
30
100.00
58
4.5. COMPONENTES DEL COSTO DEL PROYECTO
Ítem
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
Descripción de los componentes
Servicios Contratados
Materiales y Suministros de Terceros
Materiales y suministros de Stock
Adquisición de Activos
Otros
TOTAL
Costo $US
7.000.000
5.000.000
5.000.000
81.000.000
2.000.000
100.000.000
5.6. ASPECTOS AMBIENTALES
Ítem
6.1
6.2
Formatted: Indent: Left: 0 cm, First
line: 0 cm, Numbered + Level: 1 +
Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at:
1 + Alignment: Left + Aligned at: 0 cm
+ Tab after: 0,63 cm + Indent at:
0,63 cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
Descripción
Espacio para llenado
Medidas mitigantes previstas
No determinadas*
Resultados esperados
 Para la implementación del proyecto es necesario la realización de un
estudio de evaluación de impacto ambiental con el cual se obtiene la
licencia de impacto ambiental. Posteriormente, se realizará el seguimiento
a través de un plan de adecuación y seguimiento ambiental.
6.7. INVERSIONES PREVISTAS PARA LOS PROXIMOS CINCO AÑOS
Ítem
7.1
7.2
7.3
7.4
186
Descripción de la
Actividad e Inversión (en
MM $US)
Ingeniería Conceptual
Ingeniería Básica
Ingeniería Detalle
Ingeniería Procura y
Construcción (EPC)
TOTAL
2008
2009
2010
Formatted: Indent: Left: 0 cm, First
line: 0 cm, Numbered + Level: 1 +
Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at:
1 + Alignment: Left + Aligned at: 0 cm
+ Tab after: 0,63 cm + Indent at:
0,63 cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
2011
2012
60,00
36,00
0.15
0,85
3,00
100,00
Formatted: Indent: Left: 0 cm, First
line: 0 cm, Numbered + Level: 1 +
Numbering Style: 1, 2, 3, … + Start at:
1 + Alignment: Left + Aligned at: 0 cm
+ Tab after: 0,63 cm + Indent at:
0,63 cm, Tab stops: Not at 1,27 cm
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ANEXO 7
TRANSPORTE
1. NOMBRE DEL PROYECTO
GASODUCTO CARRASCO COCHABAMBA (GCC)
2. ANTECEDENTES
El transporte del gas natural tiene el objetivo fundamental de suministrar este elemento
energético para su uso en los sectores industriales, comerciales, termoeléctrico, redes de
gas domiciliario y también para su uso cono combustible para el sector del transporte
vehicular como Gas Natural Vehicular (GNV). Es por ello que su distribución a través de
todo el territorio nacional es de suma importancia dado que los consumidores se
encuentran a lo largo del territorio nacional.
Actualmente existe una red de gasoductos que debe ser adecuadamente administrada,
en cuanto a sus capacidades en relación a la producción y demanda, así como en los
alcances a nuevos territorios.
Existen varios gasoductos cuya capacidad utilizada está por encima del 80% y que por lo
tanto requerirán de ampliación según el crecimiento de la demanda de gas natural en el
país. Estos gasoductos son:
-
Carrasco – Yapacani – Colpa GCY - GYC (100%)
Taquiperenda – Tarabuco GTC-1 (89%)
Río Grande – Mutún GTB (95%)
Yacuiba - Rio Grande GASYRG (101%)
Villa Montes – Tarija GVT-1 (101%)
Sucre – Potosí GSP (88%)
Rio Grande – Parotani (Cochabamba) GAA-1 (91%)
Parotani – Oruro GAA-2 (95%)
Oruro – La Paz GAA-3 (94%)
La demanda de gas natural para el centro y parte del occidente del país (Cochabamba,
Oruro y La Paz) es la que se muestra en la siguiente tabla:
Años
2008
2011
2015
Volúmenes proyectados GN mercado interno
(GAA) MMpcd
La Paz
Oruro
Cochabamba
Otros
41,70
5,89
71,60
3
61,08
8,02
84,31
3
89,53
11,00
105,31
3
Total
122,20
156,41
208,84
Como se puede apreciar el gasoducto Río Grande – Parotani – Cochabamba – Oruro – La
Paz (GAA), se encuentra al límite de su capacidad de transporte, situación por la cual se
hace imprescindible su ampliación para garantizar el abastecimiento de gas natural a los
departamentos de Cochabamba, Oruro y La paz.
El gobierno nacional a fin de garantizar el abastecimiento de gas natural a las regiones del
país, desde la gestión 2006 ha instruido a través del Ente Regulador a las empresas
concesionarias de transporte la expansión y ampliación de los gasoductos existentes como
187
www.hidrocarburosbolivia.com
asimismo la instalación de nuevos gasoductos para el mercado interno.
Para garantizar el suministro de gas natural a los departamentos de Cochabamba, Oruro y
La Paz, fuera de hacer las ampliaciones de este gasoducto, se ha proyectado instala un
nuevo gasoducto, entre la planta de Entre Ríos en Carrasco, departamento de
Cochabamba, y la ciudad de Cochabamba que permitirá abastecer la demanda creciente
de tres departamentos señalados, proporcionando gas natural a los sectores industrial,
comercial, termoeléctricas, gas domiciliario y transporte.
Adicionalmente el área de influencia del gasoducto en las provincias Carrasco, Chapare y
Cercado del departamento de Cochabamba, se beneficiará con el suministro de gas natural
domiciliario y Gas Natural Vehicular.
Esto permitirá disminuir el actual consumo de Gas Licuado de Petróleo (GLP) a nivel
domiciliario y vehicular, siendo reemplazado por gas natural, y también el consumo de
gasolina, diesel y GLP vehicular siendo reemplazados por GNV, tanto en el sector
occidental como en el área de influencia del gasoducto.
a) Recursos disponibles
Los campos productores de la zona Boomerang de la provincia Carrasco del departamento
de Cochabamba proveerán el gas a ser transportado en el gasoducto Carrasco
Cochabamba, desde la planta de Entre Ríos hasta el punto de empalme en la derivación
Huayñacota – Valle Hermoso. Se transportarán hasta 120 MMPCD de gas natural.
b) Mercados
Los mercados a abastecer son el sector occidental del país (Cochabamba, Oruro y La Paz)
y las zonas de influencia del proyecto (Provincias Carrasco, Chapare y Cercado del
departamento de Cochabamba).
c) Régimen Fiscal
Los impuestos aplicados a la refinación del petróleo son los impuestos generales aplicados
a las actividades productivas: Impuesto al valor Agregado (IVA), Impuesto a las
Transacciones (IT), Impuestos a las Utilidades de las Empresas (IUE), y el Impuesto a las
Remesas al Exterior (IRUE) si corresponde.
Las empresas de transporte de hidrocarburos por ductos, según normativa vigente (Ley de
Hidrocarburos 3058 y Reglamento de Hidrocarburos por Ductos), tienen una tasa de
retorno sobre patrimonio (ROE) regulada y fija que aplica a cada concesión. Durante la
revisión tarifaria de 2001 el ROE aprobado por la SH fue de 14.87%. Adicionalmente, las
tarifas son de metodología “estampilla”, lo que implica que existe una única tarifa para cada
concesión, sin discriminar distancia entre origen y destino. De esta manera, el retorno
asegurado por la regulación aplica a toda la concesión y no necesariamente a los
proyectos individuales. Por ello, no es común en Transredes el uso de indicadores tales
como el VAN o la TIR, como referentes de la factibilidad individual de cada proyecto.
3. OBJETIVO
Ejecutar el proyecto, para incrementar el suministro de Gas Natural al sector occidental del
país (Cochabamba, Oruro y La Paz), y a la zona de influencia del gasoducto (Provincias
Carrasco, Chapare y Cercado del departamento de Cochabamba).
188
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4. DESCRIPCION DEL PROYECTO
El proyecto contempla la construcción y puesta en servicio de un gasoducto para
transportar hasta 120 MMpcd de gas natural desde la zona Boomerang a la ciudad de
Cochabamba.
El sistema GCC comprende toda la línea desde Entre Ríos (punto de empalme al GYC) al
punto de empalme en la derivación Huayñacota – Valle Hermoso. Geográficamente
comprende las provincias Carrasco, Chapare y Cercado del departamento de
Cochabamba, con una longitud de 254 km. El grafico siguiente muestra el esquema del
trazo del gasoducto.
Formatted: Font: (Default) Arial, 10
pt
Todos los bolivianos se beneficiarán del proyecto ya que:


Los volúmenes de gas transportados garantizarán el abastecimiento de gas natural a
los departamentos de Cochabamba, Oruro y La Paz.
Los volúmenes de gas transportados permitirán reducir el consumo de combustibles
líquidos (GLP, gasolinas automotrices y diesel oil) en las zonas de influencia del
gasoducto, trasladando el suministro de dicho combustible a otras regiones del país
que requieren del mismo, posibilitando el cambio de la matriz energética.
5. INVERSION ESTIMADA
La inversión total estimada del proyecto es de 172 MM $us. El cronograma de actividades
es el siguiente:



Durante las gestiones 2006 y 2007 se han realizado las fases de ingeniería conceptual,
ingeniería básica e ingeniería de detalle del proyecto.
Se ha establecido la fecha de inicio del proyecto para Julio del 2008, y la construcción
y montaje durante las gestiones 2008 y 2009.
La puesta en marcha y operación a fines de la gestión 2009 o inicios 2010.
Descripción de la actividad e Inversión,
En MMUS$
Ingeniería de detalle , procura y
construcción del gasoducto
** Estimado ejecutar hasta el 2008
6. MODALIDAD DE FINANCIAMIENTO
189
2008**
2009
29,3
143,2
2010
www.hidrocarburosbolivia.com
s) Financiamiento a través de bonos.
t) Financiamiento a través de un crédito concesional y preferencial otorgado por la empresa,
gobierno, o entidad financiera del país socio.
190
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FICHA DE PROYECTOS
YPFB CORPORATIVO
PROYECTO: CONSTRUCCIÓN GASODUCTO CARRASCO COCHABAMBA GCC
OBJETIVO: Construcción y puesta en servicio de un gasoducto para transportar hasta 120 MMpcd
de gas natural desde la zona Boomerang a la ciudad de Cochabamba.
UBICACION: El sistema gcc comprende toda la línea desde Entre Ríos (punto de empalme al gyc)
al punto de empalme en la derivación Huayñacota - Valle Hermoso geográficamente comprende
las provincias Chapare y Cercado del departamento de Cochabamba.
1. INFORMACIÓN BASICA
Ítem
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
Descripción
Nombre del proyecto
Fecha de inicio del proyecto
Fecha de finalización del proyecto
Unidad responsable de la ejecución del proyecto
Unidad responsable de la operación del proyecto
Espacio para llenado
GCC
Julio 2008
Diciembre 2009
TRSA
TRSA
2. METAS DEL PROYECTO PARA UN QUINQUENIO
Producción Gas* [MMPCD]
2009
2010
2011
2012
2013
Mercado externo
75,0
75,0
75,0
75,0
13,8
16,9
19,9
24,7
Mercado interno
Incremental del proyecto
196
246
296
346
396
* 120 MMpcd considerando los 14,3 MMpcd de GAA 3b y 6 MMpcd de Reversa GAA
3. INDICADORES ECONOMICO-FINANCIEROS
Ítem
3.1
3.2
3.3
3.4
Indicadores
VAN (sin inversiones)
VAN (con inversiones)
VAN (proyecto)
Tasa de descuento
Espacio para llenado
Las empresas de transporte de hidrocarburos por ductos, según normativa vigente (Ley de
Hidrocarburos 3058 y Reglamento de Hidrocarburos por Ductos), tienen una tasa de retorno sobre
patrimonio (ROE) regulada y fija que aplica a cada concesión. Durante la revisión tarifaria de 2001
el ROE aprobado por la SH fue de 14.87%. Adicionalmente, las tarifas son de metodología
“estampilla”, lo que implica que existe una única tarifa para cada concesión, sin discriminar
distancia entre origen y destino. De esta manera, el retorno asegurado por la regulación aplica a
toda la concesión y no necesariamente a los proyectos individuales. Por ello, no es común en
Transredes el uso de indicadores tales como el VAN o la TIR, como referentes de la factibilidad
individual de cada proyecto.
4. COSTO TOTAL DEL PROYECTO
191
www.hidrocarburosbolivia.com
Ítem
Etapa
proyecto
4.1
Perfil
4.2
4.3
4.4
4.5
Prefactibilidad
Factibilidad
Diseño Final
Ejecución
del
Costo
(MM $US)
Etapa en la que se
encuentra el proyecto
actualmente
(colocar una X donde
corresponda)
Tiempo
estimado
(en meses)
X
TOTAL 
172,5 MMUS$
18 meses
5. COMPONENTES DEL COSTO DEL PROYECTO
Item
5,1
Descripción de los componentes
Costo
Infraestructura
5,2
Maquinaria, equipo y vehículos
5,3
Muebles y equipo de oficina
5,4
Bienes capitalizables
5,5
Capacitación
5,6
Administración
5,7
Supervisión
5,8
Otros
5,09
Permisos y Estudios
5,10
Ingeniería
5,11
Adquisición de equipos y materiales
41,79
5,12
Construccion / Servicios
79,35
5,13
Administración del Proyecto
5,14
Contingencias
5,15
Overhead Corporativo
5,16
Costos Financieros
5,17
Seguro
0,80
TOTAL
172,47
2,61
4,08
14,00
1,68
17,40
*/Incluye intereses (17,40 MM$us) y Seguros (0,80 MM$us)
6. ASPECTOS AMBIENTALES
Ítem
Descripción
Espacio para llenado
6.1
Medidas mitigantes previstas
Estipuladas en el EEIA
6.2
Resultados esperados
Licencia Ambiental
* Ver información relacionada a los impactos y medidas de mitigación del proyecto.
7. INVERSIONES PREVISTAS PARA LOS PROXIMOS CINCO AÑOS (MM$us)
Ítem
192
Descripción de la Inversión (en
MM $us)
2008*
2009
2010
2011
2012
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7.1
193
Ingeniería de detalle , procura y 29,39
143,2
construcción del gasoducto
TOTAL
172,5
*Estimado ejecutar hasta el 2008: 29,27 MM$us
Mayor ejecución sujeta a obtención de financiamiento
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1. NOMBRE DEL PROYECTO
GASODUCTO PLANTA EXTRACCIÓN LICUABLES GRAN CHACO –
GNEA ARGENTINA (GNEA GAS)
2. ANTECEDENTES
El contrato de suministro de gas natural suscrito entre YPFB y ENARSA el año 2006,
establece la necesidad de ampliar los volúmenes de gas exportados por YPFB. Esto hace
necesaria la construcción de los gasoductos que permitan el transporte de gas natural para
cumplir el referido contrato. El contrato de ENARSA y YPFB estipula que YPFB deber
entregar a ENARSA en la frontera boliviana-argentina sector de Yacuiba, hasta un volumen
de 27,7 MMmcd de gas natural despojado de licuables. Por ello se necesita el desarrollo de
nuevos campos de producción y realizar las ampliaciones necesarias de las facilidades de
los campos Margarita, Incahuasi, Itaú, y otros y la construcción de gasoductos tanto en el
lado boliviano como argentino.
Para despojar de los licuables del gas a enviar a la Argentina, producto del contrato YPFBENARSA, se encuentra en proceso de ejecución los estudios de preinversión de la Planta
de Extracción de Licuables a instalarse el la Provincia Gran Chaco del departamento de
Tarija. Una vez extraídos los licuables en la planta estos serán trasportados mediante un
gasoducto que interconectara la salida de la planta con el el Gasoducto Noreste Argentino
(GNEA) la frontera boliviana-argentina ubicado en el sector de Madrejones del municipio de
Yacuiba.
Cabe hacer notar que el GNEA de unos 1.500 Km de longitud, ubicado en territorio
argentino se encuentra en proceso de ejecución.
a) Recursos disponibles
La proyección de la producción de gas natural para el periodo 2008-2017, contempla la
producción de 40,6 MMmcd para el año 2008; 69,0 MMmcd para el 2012 y 103,2 MMmcd
para el 2017.
La producción total de gas natural cubrirá la demanda del mercado interno tradicional, los
compromisos de exportación de gas al Brasil, los proyectos de industrialización y el
requerimiento de Argentina pactados en el Contrato YPFB-ENARSA por un volumen de
hasta 28,8 MMmcd incluyendo el gas requerido por la compresión en territorio argentino.
La producción de gas, será provista por los campos Margarita, Itaú, Huacaya, Incahuasi y
otros, a los cuales se les tiene que hacer ampliaciones para lograr incrementar su
producción y conseguir los volúmenes esperados
b) Mercado
El mercado al que suministrará gas natural el proyecto, esta establecido en el contrato
YPFB ENARSA cuyo destino es el mercado argentino. Los volúmenes de la demanda
según el contrato son: hasta 7,7 MMmcd el 2008, hasta 16 MMmcd el 2009 y hasta 27,7
MMmcd a partir del 2010 o 2011.
c) Régimen Fiscal
Los impuestos aplicados a la refinación del petróleo son los impuestos generales aplicados
a las actividades productivas: Impuesto al valor Agregado (IVA), Impuesto a las
194
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Transacciones (IT), Impuestos a las Utilidades de las Empresas (IUE), y el Impuesto a las
Remesas al Exterior (IRUE) si corresponde.
Las empresas de transporte de hidrocarburos por ductos, según normativa vigente (Ley de
Hidrocarburos 3058 y Reglamento de Hidrocarburos por Ductos), tienen una tasa de
retorno sobre patrimonio (ROE) regulada y fija que aplica a cada concesión. Durante la
revisión tarifaria de 2001 el ROE aprobado por la SH fue de 14.87%. Adicionalmente, las
tarifas son de metodología “estampilla”, lo que implica que existe una única tarifa para cada
concesión, sin discriminar distancia entre origen y destino. De esta manera, el retorno
asegurado por la regulación aplica a toda la concesión y no necesariamente a los
proyectos individuales. Por ello, no es común en los concesionarios el uso de indicadores
tales como el VAN o la TIR, como referentes de la factibilidad individual de cada proyecto.
3. OBJETIVO
El objetivo del proyecto es el de proveer el gas natural requerido, para dar cumplimiento al
contrato suscrito entre YPFB y ENARSA.
4. DESCRIPCION DEL PROYECTO
El Proyecto establece la construcción del gasoducto para transportar hasta 28,8 MMmcd,
con la cabecera del gasoducto ubicada a la salida de la planta de extracción de licuables,
cuya localización preliminar estimada esta en el municipio de Villamontes, y la descarga en
la localidad de Yacuiba (sector Madrejones) hasta interconectar en la frontera boliviana
argentina con el Gasoducto Noreste Argentino (GNEA), con una longitud total aproximada
de 100 km, y un diámetro estimado de 24” en los primeros 80 km y de 36” en los últimos 20
km. El siguiente grafico muestra el esquema de trazo del gasoducto.
Formatted: Font: (Default) Arial, 10
pt
5. INVERSION ESTIMADA
Deberán efectuarse los estudios de ingeniería conceptual, ingeniería básica, ingeniería de
detalle, procura y construcción del gasoducto.
195
www.hidrocarburosbolivia.com
Se estima un tiempo de ejecución de 3 años a partir de del año 2010, y la inversión total
estimada del proyecto es de 145 MM $us, cuyo desglose estimado por gestión es la
siguiente:
Actividad/Inversión en MM$us
Ingeniería básica, de detalle, procura
y construcción.
2009
2010
2011
2012
22
100
23
2013
6. MODALIDAD DE FINANCIAMIENTO
u) Financiamiento a través de bonos.
v) Financiamiento a través de un crédito concesional y preferencial otorgado por la empresa,
gobierno, o entidad financiera del país socio.
196
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FICHA DE PROYECTOS
YPFB CORPORATIVO
PROYECTO: GASODUCTO PLANTA EXTRACCION LICUABLES GRAN CHACO- GNEA
ARGENTINA (GNEA GAS)
1. INFORMACIÓN BASICA
Ítem
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
Descripción
Nombre del proyecto
Fecha de inicio del proyecto
Fecha de finalización del proyecto
Unidad responsable de la ejecución del proyecto
Unidad responsable de la operación del proyecto
Espacio para llenado
GNEA GAS
2010
2013
TRSA
TRSA
2. METAS DEL PROYECTO PARA UN QUINQUENIO
Produccion Gas* [MMPCD]
2009
Construcción y adaptación de
facilidades para el transporte de los
volúmenes
de
exportación
asociados al contrato con Argentina
(GNEA)
2010
2011
2012
2013
246
357
499
661
3. INDICADORES ECONOMICO-FINANCIEROS
Ítem
3.1
3.2
3.3
3.4
Indicadores
VAN (sin inversiones)
VAN (con inversiones)
VAN (proyecto)
Tasa de descuento
Espacio para llenado
Las empresas de transporte de hidrocarburos por ductos, según normativa vigente (Ley de
Hidrocarburos 3058 y Reglamento de Hidrocarburos por Ductos), tienen una tasa de retorno sobre
patrimonio (ROE) regulada y fija que aplica a cada concesión. Durante la revisión tarifaria de 2001
el ROE aprobado por la SH fue de 14.87%. Adicionalmente, las tarifas son de metodología
“estampilla”, lo que implica que existe una única tarifa para cada concesión, sin discriminar
distancia entre origen y destino. De esta manera, el retorno asegurado por la regulación aplica a
toda la concesión y no necesariamente a los proyectos individuales. Por ello, a factibilidad
individual de cada proyecto.
4. COSTO TOTAL DEL PROYECTO
Ítem
Etapa
proyecto
4.1
Perfil
4.2
4.3
4.4
Prefactibilidad
Factibilidad
Diseño Final
197
del
Costo
(MM $US)
Etapa en la que se
encuentra el proyecto
actualmente
(colocar una X donde
corresponda)
X
Tiempo
estimado
(en meses)
www.hidrocarburosbolivia.com
4.5
Ejecución
TOTAL 
145 MMUS$
36 meses
*/Costos referenciales, sujeto a definición de alcance y costo de materiales
5. COMPONENTES DEL COSTO DEL PROYECTO
Item
Descripción de los componentes
5,1
Infraestructura
5,2
Maquinaria, equipo y vehículos
5,3
Muebles y equipo de oficina
5,4
Bienes capitalizables
5,5
Capacitación
5,6
Administración
5,7
Supervisión
5,8
Otros
5,09
Permisos y Estudios
5,10
Ingeniería
5,11
Adquisición de equipos y materiales
5,12
Construccion / Servicios
5,13
Administración del Proyecto
5,14
Contingencias
5,15
Overhead Corporativo
5,16
Costos Financieros
5,17
Seguro
Costo
TOTAL
*/ Aún no se cuenta con el detalle de costos porque el proyecto se encuentra en etapa de perfil
6. ASPECTOS AMBIENTALES
Ítem
6.1
6.2
Descripción
Medidas mitigantes previstas
Resultados esperados
Espacio para llenado
Estipuladas en el EEIA
Licencia Ambiental
7. INVERSIONES PREVISTAS PARA LOS PROXIMOS CINCO AÑOS (MM$us)
Ítem
7.1
198
Descripción de la Actividad e Inversión
(en MM $us)
Ingeniería Básica, de Detalle, Procura y
Construcción
TOTAL
2009
2010
2011
2012
22
100
23
1
145
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1. NOMBRE DEL PROYECTO
POLIDUCTO PLANTA EXTRACCIÓN LICUABLES GRAN CHACO – ARICA CHILE
2. ANTECEDENTES
El contrato suscrito entre YPFB y ENARSA el año 2006, establece que el gas a entregar
estará desprovisto de licuables, razón por la cual se ha proyectado y se encuentra en
ejecución, la instalación de la Planta de Extracción de Licuables en la provincia Gran
Chaco del departamento de Tarija. Esta planta procesara hasta 34 MMmcd de gas natural
y producirá, gas seco para su exportación a la Argentina en cumplimiento al contrato
YPFB-ENARSA, y para su industrialización de la planta de amoniaco/urea en el complejo
petroquímico, además esta planta de extracción de licuables producirá 1.800 tmd de GLP,
3.700 bpd de gasolina natural y 2.200 tmd de etano, por lo tanto en vista que la producción
de licuables es grande, esta deberá ser exportada luego de abastecer el mercado interno a
los países vecinos, pero principalmente a los países de ultramar de la costa del pacifico
(México, EEUU, China, Japón, India). Por lo tanto, se requiere la construcción de un
poliducto desde la planta de Extracción de Licuables de YPFB, más sus respectivas
estaciones de bombeo y otras instalaciones necesarias hasta la terminal de Arica en Chile.
a) Recursos disponibles
El GLP, y gasolina natural a transportarse, serán entregados por la planta de extracción de
licuables del chaco tarijeño.
b) Mercado
El mercado al que suministrará los productos transportados (GLP y gasolina natural) el
proyecto, son los mercados del área de influencia del poliducto, vale decir el mercado
interno y luego los países vecinos y de ultramar como México, EEUU, China, Japón e India
principalmente.
c) Régimen Fiscal
Los impuestos aplicados a la refinación del petróleo son los impuestos generales aplicados
a las actividades productivas: Impuesto al valor Agregado (IVA), Impuesto a las
Transacciones (IT), Impuestos a las Utilidades de las Empresas (IUE), y el Impuesto a las
Remesas al Exterior (IRUE) si corresponde.
Las empresas de transporte de hidrocarburos por ductos, según normativa vigente (Ley de
Hidrocarburos 3058 y Reglamento de Hidrocarburos por Ductos), tienen una tasa de
retorno sobre patrimonio (ROE) regulada y fija que aplica a cada concesión. Durante la
revisión tarifaria de 2001 el ROE aprobado por la SH fue de 14.87%. Adicionalmente, las
tarifas son de metodología “estampilla”, lo que implica que existe una única tarifa para cada
concesión, sin discriminar distancia entre origen y destino. De esta manera, el retorno
asegurado por la regulación aplica a toda la concesión y no necesariamente a los
proyectos individuales. Por ello, no es común en los concesionarios el uso de indicadores
tales como el VAN o la TIR, como referentes de la factibilidad individual de cada proyecto.
3. OBJETIVO
El objetivo es exportar los licuables extraídos por la planta (GLP y gasolina natural) del gas
de exportación a la Argentina del Contrato YPFB-ENARSA a los países de ultramar a
través de un poliducto entre la Planta de Extracción y la Terminal de Arica en Chile,
199
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4. DESCRIPCION DEL PROYECTO
El Proyecto establece la construcción del poliducto para transportar GLP y gasolina natural
hasta 25.000 bpd desde el sur (Villamontes) por una ruta paralela al los actuales
oleoductos del país (Oleoducto Yacuiba - Santa Cruz y Santa Cruz - Cochabamba – Arica).
Teniendo una longitud total estimada de 1.420 km desde la planta hasta la terminal de
Arica.
El siguiente gráfico muestra el esquema del trazo del poliducto.
Formatted: Font: (Default) Arial, 10
pt
5. INVERSION ESTIMADA
Deberán efectuarse los estudios de ingeniería conceptual, ingeniería básica, ingeniería de
detalle, procura y construcción del poliducto. Se estima un inicio de construcción en la
gestión 2010 y la conclusión en la gestión 2012.
La inversión total estimada del proyecto es de 700 MM $us, de los cuales 600 MM$us
están destinados al poliducto, cuyo desglose estimado por gestión es la siguiente:
Descripción de la
Inversión del poliducto
en MM$us
Ingeniería básica y de
detalle, procura y
construcción
2009
2010
2011
2012
250
200
150
2013
Los restantes 100 MM$us están destinados al sistema de almacenaje e infraestructura
portuaria en Arica.
200
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6. MODALIDAD DE FINANCIAMIENTO
w) Financiamiento a través de bonos.
x) Financiamiento a través de un crédito concesional y preferencial otorgado por la empresa,
gobierno, o entidad financiera del país socio.
201
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FICHA DE PROYECTOS
YPFB CORPORATIVO
PROYECTO: POLIDUCTO PLANTA DE EXTRACCION DE LICUABLES GRAN CHACO – ARICA
CHILE (GNEA LIQUIDOS)
1. INFORMACIÓN BASICA
Ítem
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
Descripción
Nombre del proyecto
Fecha de inicio del proyecto
Fecha de finalización del proyecto
Unidad responsable de la ejecución del proyecto
Unidad responsable de la operación del proyecto
Espacio para llenado
GNEA LIQUIDOS
2010
2014
TRSA
TRSA
2. METAS DEL PROYECTO PARA UN QUINQUENIO
2,1
2,2
Descripción de la Meta
(BPD)
2009
Construcción y adaptación de
facilidades para el transporte
de volúmen incremental de
crudo
asociado
a
la
producción de gas natural
derivada del contrato con
Argentina (GNEA)
0
Construcción de facilidades
para el transporte del GLP
producido por la planta de
separación
de
líquidos
GNEA.
0
2010
2011
2012
2013
0
4648
19626
29997
0
0
9000
14000
3. INDICADORES ECONOMICO-FINANCIEROS
Ítem
3.1
3.2
3.3
3.4
Indicadores
VAN (sin inversiones)
VAN (con inversiones)
VAN (proyecto)
Tasa de descuento
Espacio para llenado
Las empresas de transporte de hidrocarburos por ductos, según normativa vigente (Ley de
Hidrocarburos 3058 y Reglamento de Hidrocarburos por Ductos), tienen una tasa de retorno sobre
patrimonio (ROE) regulada y fija que aplica a cada concesión. Durante la revisión tarifaria de 2001
el ROE aprobado por la SH fue de 14.87%. Adicionalmente, las tarifas son de metodología
“estampilla”, lo que implica que existe una única tarifa para cada concesión, sin discriminar
distancia entre origen y destino. De esta manera, el retorno asegurado por la regulación aplica a
toda la concesión y no necesariamente a los proyectos individuales. Por ello, a factibilidad
individual de cada proyecto.
4. COSTO TOTAL DEL PROYECTO
202
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Ítem
Etapa
proyecto
4.1
Perfil
4.2
4.3
4.4
4.5
Prefactibilidad
Factibilidad
Diseño Final
Ejecución
del
Costo
(MM $US)
Etapa en la que se
encuentra el proyecto
actualmente
(colocar una X donde
corresponda)
Tiempo
estimado
(en meses)
X
TOTAL 
600 MMUS$
60 meses
*/Costos referenciales, sujeto a definición de alcance y costo de materiales
5. COMPONENTES DEL COSTO DEL PROYECTO
Item
Descripción de los componentes
5,1
Infraestructura
5,2
Maquinaria, equipo y vehículos
5,3
Muebles y equipo de oficina
5,4
Bienes capitalizables
5,5
Capacitación
5,6
Administración
5,7
Supervisión
5,8
Otros
5,09
Permisos y Estudios
5,10
Ingeniería
5,11
Adquisición de equipos y materiales
5,12
Construcción / Servicios
5,13
Administración del Proyecto
5,14
Contingencias
5,15
Overhead Corporativo
5,16
Costos Financieros
5,17
Seguro
Costo
TOTAL
*/ Aún no se cuenta con el detalle de costos porque el proyecto se encuentra en etapa de perfil
6. ASPECTOS AMBIENTALES
Ítem
6.1
6.2
203
Descripción
Medidas mitigantes previstas
Resultados esperados
Espacio para llenado
Estipuladas en el EEIA
Licencia Ambiental
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7. INVERSIONES PREVISTAS PARA LOS PROXIMOS CINCO AÑOS (MM$us)
Ítem
7.1
Descripción de la Inversión en poliducto
(en MM $US)
Referencial
TOTAL
204
2009
2010
2011
2012
250
200
150
600
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ANEXO 8
SERVICIOS
FICHA DE PROYECTOS
YPFB CORPORATIVO
PROYECTO: ADQUISICIÓN DE VEINTE EQUIPOS DE PERFORACIÓN PARA
INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN HIDROCARBURÍFERA EN BOLIVIA
OBJETIVO: A efectos de cumplir los compromisos asumidos por el gobierno nacional para la
exportación de gas natural y satisfacer la demanda del mercado interno, es de prioridad la
adquisición de veinte equipos de perforación e intervención, los mismos que atenderán los
requerimientos tanto de YPFB como de empresas operadoras en el país.
La adquisición de estos veinte equipos de perforación e intervención, estarán destinados a suplir la
carencia actual de los mismos.
Los trabajos a los cuales estarán destinados los mismos, tendrán prioridad en las Áreas reservadas
para YPFB y en operaciones programadas por las empresas de reciente nacionalización en las
cuales se cuenta con mayor participación accionaria (Chaco S.A. y Andina S.A.), sin dejar de lado
la posible prestación de servicios de perforación e intervención a las empresas operadoras bajo
Contrato de Operación.
1. INFORMACIÓN BASICA
Ítem
1.1
Descripción
Nombre del proyecto abreviado
1.2
1.3
1.4
1.5
Fecha de inicio del proyecto
Fecha de finalización del proyecto
Unidad responsable de la ejecución del proyecto
Unidad responsable de la operación del proyecto
Espacio para llenado
Adquisición de Veinte
Equipos de Perforación
2008
2010
YPFB Servicios
YPFB Servicios
2. METAS DEL PROYECTO PARA UN QUINQUENIO
Ítem
2.1
2.2
2.3
Descripción de la Meta en
Kms. perforados
Perforación pozos
exploratorios profundos
Perforación Pozos de
Desarrollo
Intervenciones Work Over
2009
2010
2011
2012
2013
27.0
32.4
32.4
32.4
32.4
19.8
26.4
26.4
26.4
26.4
16.9
28.8
20.8
20.8
20.8
3. INDICADORES ECONOMICO-FINANCIEROS
Ítem
3.2
205
Indicadores
Valor Actual Neto Privado (VANP)
Espacio para llenado
366,396,200
www.hidrocarburosbolivia.com
3.3
3.4
3.5
Tasa Interna de Rendimiento (TIR)
Periodo de recuperación de la inversión
CAES (costo anual equivalente)
23%
5 años
4. COSTO TOTAL DEL PROYECTO
Ítem
Etapa del
proyecto
4.1
Perfil
4.2
4.3
4.4
4.5
Prefactibilidad
Factibilidad
Diseño Final
Ejecución
Costo
(MM $US)
TOTAL 
Etapa en la que se
encuentra el proyecto
actualmente
(colocar una X donde
corresponda)
Tiempo
estimado de
cada etapa
(en meses)
X
2
24
442.37
26
5. COMPONENTES DEL COSTO DEL PROYECTO
Ítem
5.10
5.11
5.12
5.13
Descripción de los componentes
Adquisición de equipos
Adquisición de accesorios
Costos de internación
Costo $US
294,960,000
44,177.400
103,236,000
TOTAL
442,373.400
6. ASPECTOS AMBIENTALES
Ítem
6.1
6.2
Descripción
Medidas mitigantes previstas
Resultados esperados
Espacio para llenado
Las sugeridas por el proveedor
Minimización de contingencias
laborales/ambientales en el
transporte y manipulación
7. INVERSIONES PREVISTAS PARA LOS PROXIMOS CINCO AÑOS
Ítem
7.1
206
Descripción de la Inversión (en MM
$US)
Pagos de adquisición de 20 equipos de
2009
2010
215.51
226,863
2011
2012
2013
www.hidrocarburosbolivia.com
perforación *
*Ver plan de pago de equipos
207